Qué dijo la dirección de Pembina Pipeline Corporation en la llamada del Q2 2026

Un trimestre sólido con EBITDA ajustado de 1.064 millones de dólares

Pembina Pipeline reportó para el segundo trimestre de 2026 un EBITDA ajustado de 1.064 millones de dólares, lo que supone un incremento de 51 millones —un 5%— respecto al mismo período del año anterior. La compañía atribuyó el resultado a un buen desempeño operativo en sus divisiones de Gasoductos e Instalaciones, sumado a márgenes más amplios en el negocio de fraccionamiento de líquidos del gas natural (NGL) tanto en Canadá como en Estados Unidos. En sentido contrario, la nueva estructura tarifaria del gasoducto Alliance —acordada el año pasado con sus usuarios— restó contribución. Las ganancias ajustadas alcanzaron 415 millones de dólares, un 10% más que en el segundo trimestre de 2025. La dirección reafirmó la guía de EBITDA ajustado para todo 2026, fijada entre 4.350 y 4.550 millones de dólares, aunque señaló que la tendencia apunta al punto medio del rango.

Lo que viene: tercer trimestre más débil, cuarto más fuerte y crecimiento hasta 2030

La compañía advirtió que el tercer trimestre será estacionalmente más débil que el segundo, y proyecta que su aportación estará en el extremo inferior del rango histórico del 23%–27% del EBITDA anual. Los factores que pesarán son: la estacionalidad del negocio de fraccionamiento de NGL, mayor gasto en integridad y mantenimiento acelerado, una menor contribución del gasoducto Cochin —cuyos cargadores firmes adelantaron compromisos anuales al primer semestre— y la estacionalidad de Alliance. El cuarto trimestre, en cambio, se beneficiará de nuevos activos en operación en PGI y de mayor demanda estacional. Más allá de 2026, la dirección ratificó su objetivo de crecimiento compuesto anual del 5%–7% en EBITDA ajustado por acción hasta 2030, sustentado en tres grandes apuestas: Cedar LNG —con primeras exportaciones previstas para finales de 2028—, el nuevo centro de generación eléctrica Greenlight de 932 megavatios para abastecer un centro de datos de Meta en Alberta, y la participación en el propuesto oleoducto hacia la costa oeste de Canadá. La dirección también mencionó la planta de extracción Heartland, que amplía en un 15% el suministro contratado de etano a Dow.

Preguntas de analistas: condensado, gas a la red eléctrica y el oleoducto de la costa oeste

El turno de preguntas giró en torno a tres grandes vectores. Primero, el impacto que tendría un gran oleoducto hacia el Pacífico sobre la demanda de condensado: Scott Burrows estimó que 1 millón de barriles diarios adicionales de petróleo de arenas bituminosas requerirían unos 300.000 barriles diarios más de condensado, la mayoría de procedencia doméstica desde las formaciones Montney y Duvernay. Cameron Goldade añadió que la capacidad del gasoducto Cochin —que transporta condensado desde el Medio Oeste de EE. UU. hasta Alberta— ya fue expandida operativamente de 85.000–90.000 a 120.000 barriles diarios, aunque reconoció que es prematuro hablar de una expansión formal. Segundo, los analistas indagaron sobre Greenlight y la posibilidad de replicar el modelo en nuevas fases o emplazamientos: Chris Scherman confirmó que la compañía ya adquirió terrenos contiguos al sitio y que las conversaciones comerciales con clientes avanzan, aunque descartó convertirse en productora independiente de energía con exposición a precios de mercado. Tercero, sobre el oleoducto de la costa oeste, Burrows indicó que los hitos clave hasta la decisión final de inversión —prevista en aproximadamente 18 meses— son la aprobación regulatoria, un presupuesto competitivo y la firma de contratos de transporte suficientes; la designación bajo la Ley de Construcción de Canadá se apunta para el 1 de octubre. Varios analistas preguntaron también sobre el apalancamiento financiero: Goldade recordó que el rango objetivo es de 3,5x a 4,25x deuda neta/EBITDA y que la compañía opera holgadamente por debajo, aunque no descartó acercarse al extremo superior si surgieran oportunidades generacionales con perfil de riesgo adecuado.