El EBITDA ajustado del Q3 de MPLX sube un 5% con la aceleración de los proyectos de gas

MPLX LP registró un aumento del 5% interanual en el EBITDA ajustado del tercer trimestre, ya que las tarifas más altas, el mayor nivel de mezcla de butano y el crecimiento en sus operaciones de gas natural y líquidos de gas natural compensaron el efecto de los activos desinvertidos en 2025. La sociedad comanditaria del sector midstream también incrementó su distribución trimestral un 12,5% por tercer año consecutivo, al tiempo que hizo avanzar proyectos que se prevé que añadan capacidad de procesamiento, tratamiento y transporte por tuberías.

El EBITDA ajustado atribuible a MPLX aumentó a 1.860 millones de dólares desde los 1.770 millones de dólares del año anterior. El flujo de caja distribuible atribuible a los tenedores de participaciones del socio comanditario ascendió a 1.540 millones de dólares frente a los 1.470 millones de dólares anteriores, lo que respaldó 1.100 millones de dólares en distribuciones y 50 millones de dólares en recompra de participaciones durante el trimestre.

El beneficio neto GAAP disminuyó a 1.170 millones de dólares desde los 1.560 millones de dólares. El periodo del año anterior incluyó una ganancia de 484 millones de dólares por inversiones contabilizadas por el método de la participación. El flujo de caja neto procedente de las actividades de explotación aumentó a 1.480 millones de dólares desde los 1.430 millones de dólares.

El flujo de caja libre ajustado fue de 447 millones de dólares, frente a los 2.310 millones de dólares negativos del trimestre del año anterior. Tras las distribuciones, el flujo de caja libre ajustado se mantuvo en terreno negativo en 645 millones de dólares, frente a los 3.280 millones de dólares negativos del año anterior. El gasto de capital total de crecimiento y mantenimiento aumentó a 1.040 millones de dólares desde los 714 millones de dólares.

Las operaciones de logística y gas registran un mayor EBITDA ajustado

El EBITDA ajustado de Logística de Petróleo Crudo y Productos aumentó un 6% hasta los 1.200 millones de dólares. MPLX atribuyó la mejora a las tarifas más elevadas en sus unidades de negocio y al mayor nivel de mezcla de butano, lo que se vio parcialmente compensado por mayores gastos operativos, principalmente costes de remuneración.

Los volúmenes transportados por oleoductos de petróleo crudo aumentaron un 1% hasta los 3,9 millones de barriles por día, mientras que los volúmenes de poliductos se mantuvieron sin cambios en 2,1 millones de barriles por día. El rendimiento de las terminales creció un 6% hasta los 3,4 millones de barriles por día.

El EBITDA ajustado del segmento de Servicios de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural (LGN) aumentó un 4% hasta los 655 millones de dólares. El crecimiento, que incluye la aportación de adquisiciones y empresas asociadas, compensó con creces la reducción de 34 millones de dólares asociada a la desinversión en 2025 de activos no esenciales de recolección y procesamiento. El incremento de los gastos de remuneración también pesó sobre el segmento.

Los volúmenes reportados de recolección aumentaron un 4% hasta los 7.200 millones de pies cúbicos por día, los volúmenes de procesamiento cayeron un 1% hasta los 9,9 Bcf/d y los volúmenes de fraccionamiento subieron un 3% hasta los 696.000 barriles por día. Excluyendo los activos desinvertidos, los volúmenes de recolección, procesamiento y fraccionamiento aumentaron un 14%, 5% y 4%, respectivamente.

La utilización del procesamiento alcanzó el 94% en Marcellus y el 89% en Utica. MPLX señaló que el aumento de la actividad de los productores estaba respaldando una mayor utilización en las regiones de Marcellus, Utica y Permian.

Los proyectos de expansión respaldan el plan de crecimiento de la segunda mitad del año

MPLX puso en servicio el complejo Harmon Creek III y continuó aumentando la capacidad de procesamiento en Harmon Creek III y en la planta de procesamiento de gas Secretariat I. Harmon Creek III añade 300 MMcf/d de capacidad de procesamiento y una unidad de desetanización de 40.000 barriles por día en Marcellus. Secretariat I aporta 200 MMcf/d en la cuenca Permian, elevando la capacidad de procesamiento de la sociedad allí a 1,4 Bcf/d.

La empresa está ampliando la capacidad del ducto BANGL a 300.000 barriles por día, y se espera que entre en funcionamiento en el cuarto trimestre de 2026. También está aumentando la capacidad de tratamiento de gas ácido en la cuenca del Delaware a más de 400 MMcf/d y conectando el sistema a las plantas de procesamiento de la zona.

MPLX prevé que el gasoducto Bay Runner, diseñado para suministrar unos 2,6 Bcf/d de gas natural a las instalaciones de GNL en Brownsville, Texas, y el gasoducto Blackcomb, de 2,5 Bcf/d, entren en funcionamiento en el cuarto trimestre. Más del 90% del capital de crecimiento de la sociedad para 2026 se destinará a inversiones en Servicios de Gas Natural y Líquidos de Gas Natural.

La dirección sigue teniendo como objetivo un crecimiento de un dígito medio para 2026, respaldado por las cadenas de valor integradas de gas natural y líquidos de gas natural, las inversiones en tratamiento de gas ácido y la presencia de la empresa en Marcellus. Las distribuciones base siguen siendo la principal herramienta de retorno de capital de MPLX, mientras que la recompra de participaciones se utiliza de forma oportunista para generar rentabilidades adicionales.

La deuda total se situó en 27.010 millones de dólares al final del trimestre, por encima de los 26.010 millones de dólares registrados a finales de 2025. La ratio de deuda total sobre el EBITDA ajustado de los últimos 12 meses fue de 3,8 veces, en comparación con las 3,7 veces del cierre del año. MPLX emitió 2.250 millones de dólares en bonos sénior en agosto y amortizó 1.250 millones de dólares en bonos con vencimiento en marzo de 2027 durante el mes de septiembre.

La empresa advirtió de que sus perspectivas siguen sujetas a los costes de construcción y los calendarios de los proyectos, las aprobaciones regulatorias, los precios de las materias primas y la demanda de hidrocarburos. Entre otras incertidumbres se incluyen el acceso a los mercados de deuda, la financiación de empresas conjuntas y las decisiones sobre distribuciones, los conflictos geopolíticos, los aranceles, la inflación, los tipos de interés, las condiciones meteorológicas extremas y las posibles interrupciones operativas.