Qué dijo la dirección de Southwest Gas Holdings, Inc. en la llamada del Q4 2025

Un año de transformación y base despejada para crecer

Southwest Gas Holdings cerró 2025 con la venta completa de su filial de servicios Centuri en septiembre, operación que generó una ganancia neta de aproximadamente 260 millones de dólares y permitió liquidar toda la deuda de la holding. Con ese paso, la compañía se convierte en un negocio puramente regulado de distribución de gas natural. El resultado ajustado por acción desde operaciones continuas creció casi un 19%, de 3,07 dólares en 2024 a 3,65 dólares en 2025, superando el techo de la guía previa. Los principales motores fueron el alivio tarifario derivado del caso de tarifas de Arizona y el crecimiento sostenido de la base de clientes, parcialmente compensados por mayores depreciaciones e intereses. Al cierre del año, la caja consolidada rondaba los 600 millones de dólares y la liquidez total superaba los 1.300 millones. La agencia S&P elevó la calificación crediticia de la holding y de la utility a BBB+ con perspectiva estable. Adicionalmente, la presidenta ejecutiva Karen Haller anunció su retiro tras casi tres décadas en la empresa; Justin Brown, actual presidente de la utility, asumirá como CEO el 8 de mayo.

Lo que viene: tarifas, fórmulas y un gasoducto de 1.700 millones

La compañía inició una guía de beneficio ajustado por acción de entre 4,17 y 4,32 dólares para 2026, y proyecta una tasa de crecimiento anual compuesto de entre el 12% y el 14% hasta 2030, con un tramo inicial más acelerado —del 15% al 17%— entre 2026 y 2028-2029. Ese empuje temprano depende de dos palancas regulatorias: la presentación inminente de casos tarifarios en Arizona y Nevada, donde ambos estados ya permiten mecanismos alternativos de fijación de tarifas tipo fórmula que podrían reducir el rezago regulatorio en aproximadamente 100 puntos básicos. En Arizona, el caso incluirá una solicitud de aumento de ingresos superior a 100 millones de dólares, una base tarifaria propuesta de 3.900 millones y un ROE solicitado del 10,25%. El otro gran catalizador es la expansión de Great Basin Gas Transmission: tras una temporada de apertura comercial, la compañía logró compromisos de capacidad firme de cerca de 800 millones de pies cúbicos por día, respaldando una inversión estimada de 1.700 millones de dólares. Se espera que el proyecto entre en servicio a finales de 2028 y genere un margen incremental anual de entre 215 y 245 millones de dólares. El plan de capital para los próximos cinco años asciende a aproximadamente 6.300 millones, con un 73% dirigido a la distribución y un 27% a Great Basin. La compañía no prevé emisiones de capital adicionales en 2026 y no planea ampliar su programa ATM actual de 340 millones de dólares.

Turno de preguntas: financiamiento, calendario regulatorio y riesgos del proyecto

Los analistas centraron sus preguntas en tres frentes. Primero, el financiamiento del ambicioso plan de capital: la dirección explicó que utilizará la capacidad de apalancamiento en la holding —generada por la eliminación de la deuda tras la venta de Centuri— para diferir necesidades de capital externo, con expectativa de que el propio Great Basin genere dividendos suficientes para reducir ese apalancamiento una vez en servicio. Segundo, el calendario regulatorio en Nevada y Arizona: Justin Brown señaló que las regulaciones alternativas en Nevada podrían quedar definidas en los próximos meses, y destacó la resolución favorable del caso de UNS Gas en Arizona como señal constructiva, aunque subrayó que los parámetros finales de ROE y mecanismos de fórmula dependen de la aprobación de cada regulador. Tercero, los riesgos de ejecución en Great Basin: la dirección reconoció la incertidumbre típica de grandes proyectos de infraestructura —cadena de suministro, permisos, aprobaciones de FERC— pero indicó que los acuerdos precedentes vinculantes incluyen garantías financieras de los cargadores y que se trabaja proactivamente con contratistas. También se preguntó por el desafío legal de RUCO a la política de fórmulas tarifarias en Arizona; Brown restó importancia al riesgo, argumentando que existe un largo precedente de jurisdicción exclusiva de la comisión reguladora en materia de tarifas.