Qué dijo la dirección de Plains All American Pipeline, L.P. en la llamada del Q3 2025

Un trimestre sólido y dos adquisiciones que reconfiguran la cartera

Plains All American registró un EBITDA ajustado de 669 millones de dólares en el tercer trimestre de 2025, impulsado por mayores volúmenes en el segmento de crudo, tarifas anuales más altas y aportaciones de adquisiciones recientes. El segmento NGL reportó 70 millones de dólares, por debajo del trimestre anterior, afectado por paradas temporales en un sistema de transmisión de terceros y el arranque de LNG Canada. La compañía estrechó su rango de guía anual de EBITDA ajustado a entre 2.840 y 2.890 millones de dólares, incorporando una contribución estimada de aproximadamente 40 millones proveniente de la recién cerrada adquisición del oleoducto EPIC. La dirección advirtió que las tarifas de contratos de largo recorrido en el Pérmico que se renegociaron a precios de mercado en septiembre tendrán impacto pleno en el cuarto trimestre, que servirá como base de referencia para 2026.

El evento más relevante de la jornada fue el anuncio del cierre de la adquisición del 100% de EPIC Crude Holdings: primero un 55% no operado comprado a Diamondback y Kinetik, y días después el 45% restante a fondos de Ares Private Equity por aproximadamente 1.300 millones de dólares, incluidos unos 500 millones de deuda asumida. La compañía rebautizará el sistema como Cactus III, integrándolo en su corredor existente de largo recorrido hacia Corpus Christi. La dirección espera un múltiplo de EBITDA de aproximadamente 10 veces en 2026, con mejora hacia un retorno sin apalancamiento de mediados de los 'teens' en años posteriores mediante sinergias de costos, capital operativo y expansiones graduales de capacidad. La operación de NGL pendiente de venta, para la que ya se obtuvieron dos de las tres aprobaciones regulatorias necesarias, se espera que cierre antes del fin del primer trimestre de 2026; los ingresos se destinarán principalmente a reducir deuda y llevar el apalancamiento hacia la mitad del rango objetivo de 3,5 veces.

Lo que viene: integración, sinergias y cautela sobre 2026

La dirección señaló que proporcionará guía detallada para 2026 en febrero, argumentando que las señales del mercado sobre producción en el Pérmico son aún mixtas. Willie Chiang destacó que algunos operadores grandes mantienen crecimiento sostenido, mientras otros han adoptado una postura más conservadora ante la volatilidad del precio del crudo. En Rockies, Mid-Continent y Eagle Ford, la compañía anticipa producción estable pero no crecimiento significativo. La integración de EPIC requerirá inversiones de capital modestas para conectar sistemas, optimizar tanques y capturar sinergias operativas; la dirección no prevé un incremento material del capex más allá del rango habitual. Las distribuciones seguirán creciendo en 0,15 dólares anuales hasta alcanzar el umbral de cobertura objetivo de 1,6 veces, momento en que se pasará a un modelo vinculado al crecimiento del flujo de caja distribuible.

Turno de preguntas: contratos, apalancamiento y el ángulo canadiense

Los analistas presionaron sobre tres frentes. Primero, la duración y calidad de los contratos de EPIC: Jeremy Goebel indicó que una parte sustancial está contratada a largo plazo tras la reestructuración del año anterior y que el plazo medio ponderado del portafolio combinado se extiende ahora hasta octubre de 2029. Segundo, el apalancamiento transitorio: la compañía reconoció que superará temporalmente el límite superior de su rango objetivo hasta que cierre la venta de NGL, aunque la dirección subrayó que evaluará el nivel de cobertura de distribuciones considerando el desempeño normalizado, no el ruido puntual de las transiciones. Tercero, varios analistas preguntaron por el potencial de nuevos crudos canadienses hacia el Golfo de México: Chiang mencionó explícitamente la capacidad ociosa del oleoducto Capline —que conecta Patoka con la Costa del Golfo— como una posible pieza de un corredor que permitiría llevar crudo pesado canadiense a refinerías estadounidenses sin necesidad de construir infraestructura nueva desde el origen. La cobertura cambiaria de los ingresos en dólares canadienses provenientes de la venta a Keyera quedó fijada desde el momento del anuncio mediante una estructura contingente, eliminando la exposición al tipo de cambio.