Qué dijo la dirección de Kinder Morgan, Inc. en la llamada del Q4 2025

Un trimestre récord impulsado por el gas natural

Kinder Morgan cerró 2025 con resultados que la propia dirección calificó de históricos: el EBITDA ajustado creció 10% en el cuarto trimestre frente al mismo período de 2024, y el BPA ajustado avanzó 22%. La compañía superó su presupuesto anual en ambas métricas —presupuestó un crecimiento del 4% en EBITDA y lo logró del 6%; presupuestó el 10% en BPA y alcanzó el 13%—. El motor principal fue la red de gas natural, donde los volúmenes de transporte subieron 9% interanual en el trimestre, principalmente por mayores entregas de gas de alimentación a plantas de licuefacción en el gasoducto Tennessee Gas Pipeline. El sistema de recolección en Haynesville marcó un récord diario de 1,97 Bcf el 24 de diciembre. La agencia S&P elevó la calificación de KMI a BBB+, sumándose a la mejora que ya había realizado Fitch durante el verano.

Lo que viene: backlog de 10.000 millones y demanda eléctrica como motor

La cartera de proyectos aprobados alcanzó los 10.000 millones de dólares —frente a 8.100 millones al inicio de 2025— después de incorporar 3.700 millones en nuevos proyectos y poner en servicio 1.800 millones. La compañía espera invertir alrededor de 3.000 millones de dólares anuales en capital de crecimiento durante los próximos años, financiado íntegramente con flujo de caja operativo. Los tres proyectos más grandes —Mississippi Crossing (MSX), South System 4 y Trident— están en plazo y presupuesto; el regulador FERC anticipa emitir el certificado final de MSX y South System 4 antes del 31 de julio, lo que adelantaría la puesta en servicio de MSX del cuarto trimestre de 2028 al segundo. Aproximadamente el 60% del backlog está ligado a proyectos de generación eléctrica, no solo centros de datos. La dirección señaló que Wood Mac proyecta un crecimiento de la demanda eléctrica mayor entre 2030 y 2035 que entre 2025 y 2030, lo que la compañía espera sostenga oportunidades de inversión durante al menos una década.

En el frente de gas licuado, la dirección estima que la demanda de gas de alimentación a plantas de LNG promediará 19,8 Bcf por día en 2026 —un récord y un aumento del 19% frente a 2025— y que podría superar los 34 Bcf por día en 2030. KMI atiende actualmente el 40% de esa demanda mediante sus gasoductos, con contratos mayoritariamente de tipo «toma o paga» a 20-25 años.

Turno de preguntas: Bakken, activos líquidos y límites del crecimiento

Los analistas preguntaron con insistencia sobre el impacto de la decisión de Continental Resources de detener la perforación en el Bakken. La dirección respondió que la exposición total de KMI a esa cuenca representa aproximadamente el 3% de su EBITDA, que los volúmenes entraron al año con más fuerza de la esperada, y que Continental continuará completando pozos hasta agosto, por lo que el efecto se considera manejable. Sobre el proyecto de conversión del oleoducto HH a transporte de líquidos del gas natural (NGL), la dirección indicó que la Fase 1 entrará en servicio en el primer o segundo trimestre, con los volúmenes iniciales bien contratados desde sus propias plantas de procesamiento; las fases siguientes dependerán de la evolución del mercado.

Varios analistas indagaron sobre el proyecto Western Gateway —una sociedad al 50% con Phillips 66 para conectar refinerías del Medio Oeste con los mercados de Arizona, California y Nevada a través del gasoducto CALNEV de KMI— y sobre cómo afectaría al EBITDA actual del activo SFPP que se aportaría a la empresa conjunta. La dirección declinó dar cifras concretas por considerarlo prematuro, dado que la segunda ronda de contratación abierta cierra el 31 de marzo de 2026. Ante la pregunta sobre una posible participación accionarial en terminales de LNG, el presidente ejecutivo Rich Kinder subrayó que la compañía prefiere servir esa demanda a través de sus gasoductos con contratos de tipo «toma o paga» frente a inversores en infraestructura de licuefacción, donde los retornos no han alcanzado los umbrales requeridos.