Qué dijo la dirección de Plains All American Pipeline, L.P. en la llamada del Q1 2026

Un trimestre sólido en medio de un mercado en transformación

Plains All American Pipeline reportó un EBITDA ajustado de 730 millones de dólares para el primer trimestre de 2026. El segmento de crudo aportó 582 millones, en línea con las estimaciones internas de la compañía, aunque afectado por condiciones climáticas adversas en el Pérmico, tareas de mantenimiento y el calendario de compromisos mínimos de volumen. El segmento de NGL superó las expectativas con 145 millones, impulsado por una mayor producción en los activos de Empress —ubicados en Canadá— y por la ampliación de los márgenes de fraccionamiento hacia finales de marzo. La dirección elevó la guía anual de EBITDA en 130 millones de dólares, situando el punto medio en 2.88 mil millones, y confirmó que espera generar 1.85 mil millones en flujo de caja libre ajustado durante 2026.

El telón de fondo geopolítico marcó el tono de toda la presentación. El cierre del Estrecho de Ormuz —mencionado explícitamente por el CEO Willie Chiang— ha trastocado las rutas de suministro global y fortalecido los precios del crudo. La dirección argumentó que este entorno beneficia estructuralmente a Norteamérica, y en particular al Pérmico, como fuente de suministro estable para el mundo. Chiang señaló que, tras el conflicto, varios países podrían reconstituir sus reservas estratégicas por encima de los niveles previos a la guerra, lo que generaría una capa adicional de demanda a largo plazo.

Tres iniciativas que marcan el año

La compañía articuló su hoja de ruta para 2026 en torno a tres ejes: el cierre de la venta de los activos de NGL a Keyera —previsto para mayo de 2026—, la captura de sinergias del oleoducto Cactus III y un programa de eficiencias operativas. Respecto a Keyera, Chiang reconoció que la Oficina de Competencia de Canadá ha impugnado la operación, pero aclaró que la demanda no impide el cierre, al que ambas partes siguen comprometidas. Los ingresos netos esperados de la venta ascienden a aproximadamente 3.3 mil millones de dólares —unos 100 millones más que la estimación previa— y se destinarán a reducir deuda: el préstamo a plazo, el papel comercial vigente y un bono de 750 millones que vence a finales de año. El apalancamiento pro forma, ajustado por la venta, sería de 3.5x al cierre del trimestre, con expectativa de migrar hacia el extremo inferior del rango objetivo de 3.25x a 3.75x para fin de año. La compañía también precisó que, gracias a la adquisición de Cactus III, ya no prevé pagar una distribución especial tras el cierre de la venta de NGL, dado que esa operación mitigó la carga fiscal para los partícipes.

En cuanto a eficiencias, el equipo directivo confirmó que el programa de reducción de costos de 100 millones de dólares —50 millones en 2026 y 50 millones adicionales en 2027— avanza según lo previsto, aunque no modificó el objetivo por el momento.

Lo que preocupó a los analistas

El turno de preguntas giró en torno a cuatro asuntos. Primero, los analistas quisieron entender cuánto de la mejora en la guía del segmento de crudo corresponde a oportunidades de optimización ya aseguradas y cuánto depende de precios. La dirección aclaró que la práctica totalidad de las oportunidades de optimización para los próximos tres trimestres ya han sido capturadas, y que cualquier beneficio adicional por precios más altos representaría un potencial al alza no incorporado en la guía actual. Segundo, se preguntó por el impacto climático de 49 millones de dólares registrado en el trimestre. La dirección distinguió entre la producción perdida por el frío —irrecuperable— y el diferimiento de compromisos mínimos de volumen, que sí se está revirtiendo en el segundo trimestre. Tercero, varios analistas indagaron sobre la actividad productora en el Pérmico: la compañía estima que hay entre 200,000 y 300,000 barriles diarios de producción represada en la cuenca, particularmente en la Delaware, donde Plains tiene una presencia amplia, incluyendo Nuevo México. La normalización de la capacidad de evacuación de gas natural —con nuevas líneas previstas para entrar en operación a finales de 2026— sería el detonante para liberar ese volumen. Por último, los analistas preguntaron sobre la posible expansión del Cactus III: la dirección indicó que el proyecto tiene capacidad de expansión y que esta puede ejecutarse por fases, ajustada a la demanda comercial, sin necesidad de una gran inversión binaria.