GOM da Enterprise Products no 3T26 sobe para US$ 2,735 bilhões

A Enterprise Products Partners L.P. divulgou uma margem operacional bruta de US$ 2,735 bilhões no terceiro trimestre de 2026, um aumento de US$ 350 milhões em relação ao ano anterior, impulsionada principalmente pelo desempenho mais forte das operações de líquidos de gás natural (NGL). O resultado ficou abaixo dos US$ 2,991 bilhões registrados no segundo trimestre, refletindo sobretudo contribuições mais fracas das atividades de petróleo bruto e gás natural, incluindo variações nos resultados marcados a mercado.

A margem operacional bruta (GOM, na sigla em inglês) é uma medida não GAAP. A apresentação não forneceu o lucro líquido, a receita ou o fluxo de caixa distribuível do trimestre.

Operações de NGL lideram o crescimento na comparação anual

O segmento de NGL gerou uma GOM de US$ 1,535 bilhão, alta de US$ 232 milhões em relação ao terceiro trimestre de 2025. A comercialização de NGL se beneficiou de margens médias de venda mais elevadas associadas aos ativos de exportação e processamento de gás natural da Enterprise, enquanto os resultados de fracionamento subiram impulsionados pelos maiores volumes do Fracionador 14, que entrou em operação no quarto trimestre de 2025.

O processamento na Bacia do Delaware também contribuiu para o ganho, sustentado por um aumento de 359 MMcf/d nos volumes de processamento baseados em tarifas e uma alta de 6 MBPD na produção própria equivalente de NGL. A GOM relacionada às exportações cresceu após a conclusão da segunda fase do Neches River Terminal em maio de 2026, embora custos operacionais mais altos tenham compensado parcialmente o benefício.

A GOM do segmento de gás natural subiu US$ 72 milhões na comparação anual, atingindo US$ 411 milhões. Margens de comercialização mais altas e o aumento da atividade no Sistema de Coleta da Bacia do Delaware sustentaram a melhoria. Os volumes de coleta em Delaware aumentaram em 423 BBtus/d, acompanhados por tarifas médias de coleta mais elevadas, além de receitas de tratamento e outras receitas.

A GOM de produtos petroquímicos e refinados aumentou US$ 60 milhões, para US$ 430 milhões. A Enterprise atribuiu essa melhoria em parte aos maiores volumes de vendas de aditivos de octanagem impulsionados pela demanda internacional e ao aumento dos volumes de comercialização de produtos refinados.

A GOM do segmento de petróleo bruto ficou praticamente estável em US$ 367 milhões, em comparação com US$ 371 milhões um ano antes. O aumento do carregamento e de outras receitas no Enterprise Hydrocarbons Terminal foi compensado por custos operacionais mais elevados nos oleodutos de petróleo bruto do Texas, terminais relacionados e atividades de comercialização.

Comparação trimestral reflete resultados mais fracos de petróleo bruto e gás

Em comparação com o segundo trimestre de 2026, a GOM total recuou US$ 256 milhões. A GOM do segmento de gás natural caiu US$ 145 milhões, incluindo a transição de um ganho de US$ 89 milhões no trimestre anterior para um prejuízo marcado a mercado de US$ 26 milhões. As margens de comercialização de gás natural também diminuíram, enquanto tarifas médias de transporte mais baixas pesaram sobre o Texas Intrastate System, apesar de um aumento de 537 BBtus/d nos volumes.

A GOM de petróleo bruto recuou US$ 118 milhões na comparação sequencial. Os resultados de oleodutos, terminais e comercialização no Texas foram afetados por margens médias de venda menores e custos operacionais mais elevados. A GOM do Seaway Pipeline também diminuiu, com a queda nos volumes líquidos de transporte em 116 MBPD e a redução das receitas com tarifas de carregamento e outras taxas.

A GOM do segmento de NGL caiu US$ 10 milhões em relação ao segundo trimestre, à medida que margens de processamento mais fracas na Bacia de Midland e custos mais altos no complexo de fracionamento de Mont Belvieu compensaram os ganhos de volume em outras áreas. A GOM de produtos petroquímicos e refinados aumentou US$ 12 milhões na comparação sequencial, sustentada pela elevação de octanagem, comercialização de produtos refinados e pelo TE Products Pipeline System. Receitas menores com o processamento de propileno e volumes reduzidos de exportação de etileno compensaram parcialmente esses ganhos.

Retorno de capital e gastos com projetos

A Enterprise declarou uma distribuição de US$ 0,56 por cota no terceiro trimestre, 2,8% acima do mesmo período do ano anterior, e recomprou US$ 112 milhões em cotas ordinárias durante o trimestre. As recompras somaram US$ 437 milhões nos últimos 12 meses, enquanto as distribuições e recompras juntas retornaram US$ 5,3 bilhões aos cotistas nesse período. O índice de payout sobre o fluxo de caixa operacional ajustado acumulado em 12 meses foi de 54%.

A parceria relatou um índice de alavancagem de 2,9 vezes em 30 de setembro, dentro de sua faixa meta de 3,0 vezes, mais ou menos 0,25 vez. A capacidade de crédito disponível e o caixa não restrito forneceram US$ 4,8 bilhões em liquidez.

A Enterprise projeta que os investimentos em capital de crescimento orgânico para 2026, líquidos de aproximadamente US$ 600 milhões em receitas de venda de ativos, fiquem entre US$ 2,9 bilhões e US$ 3,4 bilhões. As despesas de capital de manutenção devem ser de cerca de US$ 650 milhões. A parceria indicou que os gastos com crescimento em 2027 seriam de cerca de US$ 3 bilhões.

Os principais projetos em construção somavam um valor combinado de US$ 6,3 bilhões. A fábrica de processamento de gás Athena e uma expansão de 300 MBPD na capacidade de carregamento de GLP no Enterprise Hydrocarbons Terminal estão programadas para entrar em operação no quarto trimestre de 2026. Outros projetos incluem plantas de processamento adicionais na Bacia Permiana, a expansão e extensão do Bahia Pipeline e o Fracionador 15.

A previsão da Enterprise de outubro de 2026 projeta crescimento da produção na Bacia Permiana até 2030, com o gás natural total subindo de 28,7 Bcf/d em 2025 para 38,6 Bcf/d e a produção de NGL atingindo 5,2 MMBPD, ante 3,8 MMBPD. A empresa espera que a produção de petróleo bruto alcance 7,6 MMBPD em 2030, ante 6,5 MMBPD em 2025, com razões gás-petróleo crescentes mantendo suas perspectivas para o petróleo relativamente inalteradas em relação à previsão de abril.

A parceria alertou que suas expectativas prospectivas permanecem sujeitas a riscos, incluindo fluxo de caixa operacional insuficiente, condições de mercado adversas, regulamentação, concorrência e custos, impostos ou dificuldades em projetos potencialmente mais altos. Os gastos reais com capital, o cronograma dos projetos e as previsões de produção podem, portanto, diferir das estimativas atuais.