Qué dijo la dirección de MPLX Lp en la llamada del Q1 2026

Un trimestre de transición, con la mirada en la segunda mitad del año

MPLX registró un EBITDA ajustado superior a 1.700 millones de dólares en el primer trimestre de 2026 y devolvió más de 1.100 millones a sus partícipes. Los resultados fueron prácticamente planos frente al mismo período de 2025, algo que la dirección atribuyó a factores puntuales: un beneficio único de 37 millones de dólares contabilizado en el primer trimestre de 2025 que no se repitió, el impacto de la tormenta invernal Fern en enero —unos 13 millones de dólares de efecto negativo—, la desinversión de activos no estratégicos en las Rocosas, precios más bajos de líquidos del gas natural (NGL) y gastos operativos más elevados. Adicionalmente, la compañía reconoció una pérdida de 56 millones de dólares por valoración a mercado de coberturas sobre NGL, que espera recuperar a lo largo del año mediante ganancias físicas. El segmento de logística de crudo y productos anotó un leve aumento de 14 millones de dólares interanual, mientras que el de recolección y procesamiento cayó 42 millones, en buena medida por los efectos ya señalados.

Proyectos en construcción que sostendrán el crecimiento en el segundo semestre

La presidenta y directora ejecutiva Maryann Mannen subrayó que 2026 es un año de ejecución: varias inversiones pasarán de la fase constructiva a la generación de EBITDA. La planta Secretariat I, con capacidad de 200 millones de pies cúbicos por día, entró en servicio en abril; la compañía espera un período de rampa de 9 a 12 meses, aunque anticipa que podría completarse en un plazo más reducido. Harmon Creek III, una planta de 300 millones de pies cúbicos por día en la región de Marcellus, continúa en camino para entrar en operación en el tercer trimestre. En el complejo Titan del Delaware Basin, MPLX trató más de 150 millones de pies cúbicos por día de gas ácido en el primer trimestre, con marzo como el mes de mayor desempeño; la expansión Titan II —que elevaría la capacidad total de tratamiento a más de 400 millones de pies cúbicos por día— tiene previsto completarse antes de fin de año. El gasoducto Blackcomb avanza conforme al plan para entrar en servicio en el cuarto trimestre. La expansión del oleoducto BANGL hasta 300.000 barriles por día también se espera para el cuarto trimestre. La compañía espera que el crecimiento de 2026 supere al de 2025, con mayor peso en la segunda mitad del año, y reitera su objetivo de expansión a ritmo de mediados de un dígito alto a lo largo de un ciclo de tres años —que la dirección cifró en torno al 7,5%—. Para 2028 y 2029, se proyecta la entrada en servicio de instalaciones de fraccionamiento y del terminal de exportación de LPG en el Golfo.

Preguntas de los analistas: distribución, recompras y exposición a exportaciones

El turno de preguntas giró principalmente en torno a tres ejes. Primero, la coherencia entre un primer trimestre plano y el compromiso de crecer las distribuciones un 12,5% en 2026 y 2027 manteniendo una cobertura mínima de 1,3 veces. Mannen sostuvo que los flujos de caja son suficientes para cumplir ese umbral anual y que la aceleración de proyectos en el segundo semestre dará sustento a esa cifra. Segundo, la reducción del programa de recompras de unidades de 100 millones de dólares por trimestre a 50 millones en el primer trimestre. La dirección lo explicó como una reasignación de capital hacia oportunidades de inversión, sin cambio de estrategia, y reiteró que considera que las unidades cotizan con descuento. Tercero, los analistas preguntaron por la posición de la compañía ante el aumento de la demanda internacional de hidrocarburos estadounidenses, en particular por los activos de exportación. La dirección destacó la posición estratégica del terminal Mount Airy junto a la refinería de Garyville, la participación en LOOP —donde señaló incremento de importaciones y exportaciones, incluyendo crudo venezolano— y el avance del terminal de exportación de LPG en el Golfo. En materia de mercados de gas natural en Texas, el equipo directivo describió una estrategia articulada en cinco componentes: recolección y tratamiento en cuenca, gasoductos de largo recorrido, conectividad entre mercados, acceso a centros de demanda como plantas de GNL y centros de datos, y flexibilidad para los cargadores.