Qué dijo la dirección de Plains GP Holdings LP en la llamada del Q4 2025

Un trimestre de transición hacia el crudo puro

Plains All American cerró el cuarto trimestre de 2025 con un EBITDA ajustado atribuible a la compañía de 738 millones de dólares, llevando el total del año a 2.833 millones. El resultado del segmento de crudo ascendió a 611 millones en el trimestre, cifra que ya recoge dos meses de contribución del oleoducto Cactus III —anteriormente EPIC, adquirido recientemente— aunque también refleja el impacto completo de la renegociación de contratos en los sistemas de transporte de largo recorrido. El segmento de gas natural licuado (NGL) aportó 122 millones, afectado por temperaturas inusualmente cálidas y márgenes de fraccionamiento débiles. La dirección describió 2025 como un año de transformación, marcado por la decisión estratégica de convertirse en una empresa exclusivamente dedicada al crudo.

El hito más relevante del periodo es la venta pendiente del negocio de NGL, cuyo cierre se espera a finales del primer trimestre de 2026, sujeto a la aprobación de la oficina canadiense de competencia. Los ingresos de esa operación se destinarán principalmente a reducir deuda, dado que la mayor parte ya fue comprometida para financiar la adquisición de Cactus III por 2.900 millones de dólares. Tras el cierre, la compañía espera que su ratio de apalancamiento se sitúe hacia la parte media de su rango objetivo de 3,25 a 3,75 veces. La dirección también confirmó que la distribución especial prevista para los partícipes será de 15 centavos por unidad o menos, inferior a lo comunicado inicialmente, porque la adquisición de Cactus III mitiga una parte significativa de la carga fiscal derivada de la venta de NGL.

Perspectivas para 2026: ejecución y eficiencia

Para 2026, la compañía espera un EBITDA ajustado de 2.750 millones de dólares en el punto medio, con una horquilla de más o menos 75 millones. El segmento de crudo apunta a 2.640 millones, lo que implicaría un crecimiento del 13% respecto al año anterior en ese segmento. La dirección anticipa que la producción en la cuenca del Pérmico permanecerá relativamente estable en 2026, en torno a 6,6 millones de barriles diarios, con una recuperación del crecimiento prevista para 2027. En paralelo, la compañía ha identificado 100 millones de dólares en ahorros anuales de costes para ejecutar antes de finales de 2027, con un 50% esperado en 2026, mediante la simplificación organizativa, la reducción de gastos generales y la salida de negocios de menor margen. La inversión de capital de crecimiento se fija en aproximadamente 350 millones de dólares netos, dentro del rango histórico de 300 a 400 millones que la dirección considera normalizado. Asimismo, se anunció un aumento del 10% en la distribución trimestral, hasta 1,67 dólares anuales por unidad, y se redujo el umbral de cobertura de distribución del 160% al 150%, alineándolo con el de otros operadores comparables del sector.

Lo que preocupó a los analistas

En el turno de preguntas, varios analistas indagaron sobre la decisión de fijar el umbral de cobertura en el 150% y no en niveles más bajos como el 130% que emplean algunos competidores. La dirección no ofreció una justificación cuantitativa precisa, sino que lo describió como un ajuste modesto y conservador que otorga visibilidad para el crecimiento de la distribución en varios años. También se preguntó por el sentimiento de los productores del Pérmico ante un entorno de precios de entre 60 y 65 dólares por barril de WTI. El equipo directivo respondió que los grandes productores son menos sensibles a oscilaciones de cinco dólares y que la eficiencia operativa del conjunto de la cuenca ha mejorado notablemente, requiriendo ahora solo 230 equipos de perforación para mantener la producción estable frente a los 325 que se necesitaban antes. Otro foco de atención fue Venezuela: un analista preguntó si una posible recuperación de la producción venezolana podría redirigir flujos o incluso llevar a reasignar infraestructura. La dirección consideró improbable un impacto material a corto plazo, pero admitió que un incremento sostenido de varios cientos de miles de barriles diarios ampliaría los diferenciales del crudo canadiense y podría generar oportunidades logísticas para Plains en el mediano plazo.