Qué dijo la dirección de Plains All American Pipeline, L.P. en la llamada del Q4 2025

Un trimestre de transición: venta de GLP y nueva tubería en el Pérmico

Plains All American Pipeline cerró el cuarto trimestre de 2025 con un EBITDA ajustado de 738 millones de dólares, llevando el total del año a 2.833 millones. La dirección describió 2025 como un año transformacional: la compañía vendió su negocio de líquidos de gas natural (NGL) en Canadá y adquirió el oleoducto EPIC —rebautizado como Cactus III— por 2.900 millones de dólares, con el objetivo declarado de convertirse en una empresa puramente de crudo. El segmento de crudo aportó 611 millones en el trimestre, incluyendo dos meses de contribución de Cactus III, aunque parcialmente compensados por el efecto de la renegociación de contratos en sus sistemas de largo recorrido. El segmento NGL reportó 122 millones, afectado por un invierno más cálido de lo habitual y márgenes de fraccionamiento débiles.

Lo que viene: eficiencia, deuda y distribuciones

Para 2026, la compañía espera un EBITDA ajustado de 2.750 millones de dólares en el punto medio, con el segmento de crudo creciendo un 13% interanual. La dirección anticipa que la producción del Pérmico se mantendrá relativamente estable en torno a 6,6 millones de barriles diarios durante 2026, con una recuperación del crecimiento prevista para 2027. En paralelo, Plains espera alcanzar 100 millones de dólares en ahorros anuales de costos para finales de 2027 —con la mitad capturada ya en 2026— mediante la reducción de gastos generales, la consolidación operativa y la salida de negocios de menor margen. La compañía anunció un aumento del 10% en la distribución trimestral, equivalente a 1,67 dólares por unidad anualizados, y redujo su umbral de cobertura de distribución del 160% al 150%, señalando mayor visibilidad sobre sus flujos de caja. La distribución especial vinculada a la venta de NGL se estima ahora en 15 centavos por unidad o menos, tras el efecto compensador fiscal de la adquisición de Cactus III. Los ingresos netos de la venta se destinarán principalmente a reducir deuda, con el objetivo de llevar el ratio de apalancamiento al centro del rango de 3,25 a 3,75 veces.

Preguntas de los analistas: Pérmico, Venezuela y el margen de cobertura

Los analistas centraron sus preguntas en tres frentes. Primero, la sostenibilidad del crecimiento del Pérmico: la dirección reconoció que los productores operan hoy con 230 plataformas donde antes necesitaban 325 para mantener la producción, lo que refleja ganancias de eficiencia, pero también cautela ante la volatilidad del precio del crudo. Segundo, el impacto potencial de Venezuela: el responsable comercial explicó que un retorno modesto de oferta venezolana ampliaría los diferenciales canadienses y abriría oportunidades de optimización de calidad en los cruces fronterizos, pero que un volumen suficiente para redirigir flujos a gran escala requeriría inversiones sustanciales y tiempo. Tercero, el nuevo umbral de cobertura del 150%: varios analistas presionaron para entender si el recorte desde el 160% implica un compromiso de aumentos de distribución de 15 centavos por unidad durante al menos dos años más; la dirección no negó esa lectura y apuntó a la eficiencia operativa y a la integración de Cactus III como motores del crecimiento a partir de 2027. En cuanto a los efectos de las heladas recientes en el Pérmico, la compañía confirmó que la cuenca perdió entre 10 y 12 millones de barriles de producción en un período de siete a diez días, aunque el impacto ya está incorporado en la guía de 2026.