El EBITDA del T3 de Energy Transfer sube un 31% y eleva las previsiones para 2026

Energy Transfer LP (ET) registró un aumento del 31% en el EBITDA ajustado del tercer trimestre de 2026 y elevó sus perspectivas para todo el año, respaldada por mayores volúmenes de transporte, recolección y líquidos de gas natural. La sociedad también avanzó en un amplio programa de expansión vinculado a la producción de la Cuenca Permiana, la generación de energía eléctrica y la demanda de centros de datos.

El EBITDA ajustado alcanzó los 5.030 millones de dólares en el trimestre, mientras que el flujo de caja distribuible atribuible a los socios de Energy Transfer aumentó un 33% respecto al año anterior, situándose en 2.520 millones de dólares. El beneficio neto GAAP fue de 1.810 millones de dólares. En los primeros nueve meses de 2026, el EBITDA ajustado sumó 15.030 millones de dólares y el beneficio neto alcanzó los 6.320 millones de dólares.

Energy Transfer prevé ahora un EBITDA ajustado para 2026 de entre 19.700 y 19.900 millones de dólares, con un punto medio 850 millones de dólares por encima de su previsión anterior. La sociedad proyectó un gasto de capital de crecimiento para 2026 de aproximadamente entre 5.400 y 5.600 millones de dólares. Durante los primeros nueve meses, los gastos de capital de crecimiento, excluyendo Sunoco y USA Compression, fueron de 3.900 millones de dólares, mientras que el gasto de mantenimiento sobre la misma base fue de 766 millones de dólares.

La compañía anunció su vigésimo incremento trimestral consecutivo de la distribución, fijando el pago en 0,3425 dólares por unidad, más de un 3% por encima del nivel del tercer trimestre de 2025.

Mayores volúmenes y nueva capacidad

Los volúmenes operativos aumentaron en varios de sus principales negocios. En comparación con el mismo trimestre del año anterior, los volúmenes de transporte intraestatal de gas natural subieron un 14%, los volúmenes de recolección en midstream aumentaron un 6%, los volúmenes de exportación de LGN crecieron un 9%, los volúmenes de transporte de LGN subieron un 6% y los volúmenes de fraccionamiento de LGN se incrementaron un 5%.

La Fase I del gasoducto Hugh Brinson entró en pleno servicio el 1 de septiembre, antes de lo previsto. El sistema, de unas 400 millas de longitud, tiene actualmente una capacidad de unos 1.500 millones de pies cúbicos al día y conecta las zonas de las cuencas de Waha y Midland con la red de Energy Transfer al sur de Dallas-Fort Worth. Se prevé que la Fase II, que añadirá compresión aguas abajo e incrementará la capacidad a más de 2,3 Bcf/d, entre en servicio en el primer trimestre de 2027. Energy Transfer señaló que se espera que el proyecto, valorado en aproximadamente 2.700 millones de dólares, concluya por debajo del presupuesto inicial.

En octubre, la sociedad puso en servicio la planta de procesamiento Mustang Draw II, de 275 MMcf/d, en la cuenca de Midland. También completó adiciones de compresión y medición en el gasoducto Rover Pipeline durante el tercer trimestre para respaldar un acuerdo de transporte a 15 años por 250.000 MMBtu/d con un productor de Marcellus.

Energy Transfer señaló que alrededor del 90% de su estructura de ganancias se basa en comisiones y tarifas fijas. La exposición a las materias primas representa estimadamente entre el 5% y el 10%, mientras que los márgenes de diferencial generalmente representan del 0% al 5%. La sociedad espera que los márgenes de diferencial superen ligeramente el 5% en 2026, tras el sólido desempeño del negocio vinculado a la volatilidad de los precios de las materias primas en el primer semestre.

Demanda de gas natural y expansión en la Cuenca Permiana

Desde principios de 2025, Energy Transfer ha firmado acuerdos de gas natural por más de 9,5 millones de MMBtu/d con clientes impulsados por la demanda, incluidos centros de datos, proveedores a gran escala y plantas de energía. Los compromisos recientes incluyen un acuerdo de 250.000 MMBtu/d vinculado a las instalaciones de Crusoe en Abilene, aproximadamente 150.000 MMBtu/d de servicio firme para dos plantas de energía en Missouri y conexiones que abastecen a cinco plantas de energía en Oklahoma con una demanda combinada de unos 400.000 MMBtu/d.

La sociedad también detalló la propuesta del gasoducto South Mississippi Pipeline, con una capacidad prevista de unos 1,2 Bcf/d y una inversión de capital total de 1.600 millones de dólares. Es probable que Energy Transfer posea el 51% y opere el proyecto, cuya entrada en servicio está prevista para 2030. Se está llevando a cabo un proceso de temporada abierta vinculante (open season) y la capacidad final y dimensiones del gasoducto dependerán de compromisos adicionales de los clientes.

En octubre, Energy Transfer acordó adquirir Vaquero Midstream por aproximadamente 2.630 millones de dólares en efectivo y unidades comunes de ET. Los activos de Vaquero en la cuenca del Delaware incluyen unas 300 millas de gasoductos de recolección de gas y el complejo de procesamiento Caymus, que cuenta con una capacidad aproximada de 675 MMcf/d. La instalación puede albergar dos trenes de procesamiento adicionales, lo que podría aumentar la capacidad a unos 1,2 Bcf/d.

La dirección prevé que la adquisición tenga un efecto de aumento inmediato en el flujo de caja distribuible por unidad común. La transacción representa aproximadamente 8,5 veces el EBITDA ajustado estimado para 2027, y se espera que el múltiplo caiga por debajo de siete veces a medida que la capacidad de procesamiento existente se utilice de forma más completa. Los activos de Vaquero están respaldados por unas 100.000 acres dedicadas y contratos con una vida útil restante promedio de unos 10 años.

Inversión en infraestructura de LGN

Energy Transfer aumentó la capacidad planificada de exportación de etano de su ampliación en Nederland a aproximadamente 300.000 barriles al día, frente a los 240.000 barriles al día anteriores. El proyecto también incluye 55.000 barriles al día de capacidad adicional de exportación de GLP, un nuevo ducto de 30 pulgadas, la optimización del sistema entre Mont Belvieu y Nederland, y dos muelles de carga adicionales.

Se espera que la expansión de aproximadamente 1.500 millones de dólares entre en servicio por etapas a partir de 2028, con la finalización de los muelles programada para mediados de 2029. Toda la capacidad planificada de exportación de etano está comprometida bajo acuerdos a largo plazo que se extienden hasta la década de 2040. Una vez concluidos los proyectos actuales, se prevé que la capacidad total de exportación de LGN en Nederland alcance unos 1,3 millones de barriles al día.

La sociedad también planea construir Frac X, una planta fraccionadora de 200.000 barriles al día en Mont Belvieu programada para la primera mitad de 2029. Junto con Frac IX, de 165.000 barriles al día y cuya entrada en servicio está prevista para finales de 2026, el proyecto elevaría la capacidad total de fraccionamiento de Mont Belvieu a aproximadamente 1,6 millones de barriles al día.

Las perspectivas de Energy Transfer siguen sujetas a la ejecución de proyectos, aprobaciones regulatorias, compromisos de clientes y la integración exitosa de adquisiciones. La sociedad también advirtió que los beneficios proyectados podrían no realizarse por completo y que las variaciones en los precios de las materias primas, las necesidades de financiación y otros factores fuera de su control podrían hacer que los resultados reales difieran de las expectativas actuales.