Estadísticas clave - Energy Transfer LP (ET) | 4T 2025
- Precio actual: ~$19
- Ingresos totales en el 4T 2025: 25.300 millones de dólares (+30% interanual)
- EBITDA ajustado del 4T 2025: ~4.200 millones de dólares (+8% interanual)
- EBITDA ajustado de todo el año 2025: ~16.000 millones de dólares (+3% interanual, récord de la asociación)
- DCF a todo el año 2025 (atribuible a los socios, ajustado): $8.2B
- Previsión de EBITDA ajustado para 2026 : entre 17.450 y 17.850 millones de dólares (frente a entre 17.300 y 17.700 millones de dólares)
- Objetivo de crecimiento de la distribución: 3%-5% anual (a largo plazo)
- Precio objetivo del modelo TIKR: 50,31 $ (caso medio, realizado el 31/12/30)
- Plusvalía implícita: ~+165% en ~5 años (~23% anualizado)
Las acciones de Energy Transfer alcanzan un EBITDA récord mientras los ingresos del cuarto trimestre aumentan un 30
Las acciones de Energy Transfer(ET) cerraron el cuarto trimestre de 2025 con un EBITDA ajustado de aproximadamente 4.200 millones de dólares, aproximadamente un 8% más que en el mismo periodo del año anterior, coronando un ejercicio completo de 2025 que estableció un récord de la asociación con casi 16.000 millones de dólares en EBITDA ajustado.
El segmento de gas natural intraestatal fue el más destacado del trimestre, con un EBITDA ajustado que aumentó hasta los 355 millones de dólares desde los 263 millones del cuarto trimestre de 2024, lo que supone un aumento de aproximadamente el 35%, impulsado por una mayor optimización de los gasoductos y del almacenamiento y por mayores volúmenes en el sistema intraestatal de ET en Texas gracias al crecimiento del volumen de terceros.
El segmento interestatal de gas natural también contribuyó significativamente, registrando un EBITDA ajustado de 523 millones de dólares frente a los 493 millones del trimestre anterior, lo que refleja una mayor capacidad vendida y una mayor utilización en Panhandle Eastern, Trunkline, Florida Gas y Transwestern.
El segmento de LGN y productos refinados se mantuvo estable en 1.100 millones de dólares intertrimestrales, con un beneficio único de 56 millones de dólares por órdenes reguladoras compensado por 58 millones de dólares de menores ganancias por coberturas ligadas al calendario de liquidación de inventarios de LGN y un impacto de 14 millones de dólares por retrasos en la carga relacionados con la niebla en la terminal de Nederland. Según el codirector ejecutivo Thomas Long en la conferencia sobre resultados del cuarto trimestre, se espera que tanto los 58 millones de dólares como los 14 millones de dólares se recuperen en el primer trimestre de 2026.
El segmento del crudo se situó en 722 millones de dólares, por debajo de los 760 millones del cuarto trimestre de 2024, ya que los menores ingresos por transporte de Bakken compensaron el crecimiento de otros sistemas de oleoductos de crudo y de la operación de recogida de la cuenca del Pérmico.
El capital de crecimiento orgánico para todo el año 2025 fue de aproximadamente 4.500 millones de dólares, concentrado en los segmentos de LGN y productos refinados, midstream e intraestatal, excluyendo SUN y USA Compression.
Energy Transfer elevó sus previsiones de EBITDA ajustado para 2026 a un rango de 17.450 millones de dólares a 17.850 millones de dólares, frente al rango anterior de 17.300 millones de dólares a 17.700 millones de dólares. La revisión refleja el cierre en enero de 2026 de la adquisición de J-W Power Company por parte de USA Compression. La empresa mantuvo su objetivo de crecimiento de la distribución a largo plazo del 3% al 5% anual y un objetivo de apalancamiento de 4x a 4,5x EBITDA.
En cuanto al gasoducto de crecimiento, el proyecto Hugh Brinson se encuentra aproximadamente al 75% de su construcción, con el 100% de la tubería entregada, la Fase 1 prevista para el cuarto trimestre de 2026 y algunos volúmenes iniciales que podrían fluir antes de esa fecha. El gasoducto Desert Southwest se amplió de 42 a 48 pulgadas en diciembre, aumentando su capacidad hasta 2,3 Bcf al día, con un coste previsto de unos 5.600 millones de dólares y un objetivo de entrada en servicio para el cuarto trimestre de 2029.
Acciones de Energy Transfer: Lo que muestra la cuenta de resultados
La cuenta de resultados del cuarto trimestre de 2025 de Energy Transfer Stock refleja un modelo midstream de bajo margen y alto rendimiento en el que la historia operativa es la escala de volumen y la eficiencia del EBITDA en lugar de la expansión tradicional de los márgenes.
El beneficio bruto del cuarto trimestre de 2025 fue de 4.400 millones de dólares, un 8% más interanual, con un margen bruto del 17,6%, por debajo del 21% del cuarto trimestre de 2024.
La compresión del margen bruto del 21% al 18% trimestre tras trimestre sigue el aumento de los ingresos: Los ingresos totales del cuarto trimestre de 2025, de 25.300 millones de dólares, aumentaron un 30% frente a los 19.500 millones del cuarto trimestre de 2024, una mezcla de mayores ingresos vinculados a materias primas que conllevan menores márgenes incrementales.
Los ingresos de explotación ascendieron a 2.350 millones de dólares en el cuarto trimestre de 2025, un 3% más que los 2.280 millones del cuarto trimestre de 2024, con un margen de explotación del 9,3% frente al 11,7% del periodo anterior.
La trayectoria de los márgenes en los últimos ocho trimestres ha sido relativamente variada, con un margen operativo que oscila entre el 9% y el 12%, lo que refleja la estructura de ET, basada en comisiones y con un elevado peso de los contratos, más que la sensibilidad a los diferenciales de las materias primas.
Modelo de valoración
El modelo TIKR valora las acciones de Energy Transfer a 50,31 dólares en el escenario del caso medio, lo que implica una rentabilidad total de aproximadamente +165% desde el precio actual de ~19 dólares a lo largo de aproximadamente 4,7 años, que se anualiza en torno al 23%.
Las hipótesis intermedias son una CAGR de ingresos del 4,3% hasta 2035 y un margen de beneficio neto del 5,6%, objetivos modestos para una sociedad que acaba de registrar un récord de EBITDA en todo el año y tiene entre 5.000 y 5.500 millones de dólares en capital de crecimiento orgánico desplegable sólo en 2026.
Este informe de resultados refuerza el argumento de inversión sin resolverlo: se confirma el récord de EBITDA, la cartera de crecimiento se amplía y el acuerdo de centros de datos de Oracle ha empezado a fluir. Lo que sigue sin valorarse a 19 dólares es el efecto compuesto de Hugh Brinson, Desert Southwest, Frac IX y la ampliación de etano de Marcus Hook, que alcanzarán una contribución a los ingresos entre 2026 y 2029.
Las acciones de Energy Transfer parecen materialmente infravaloradas en relación con el objetivo medio de TIKR, y la impresión del cuarto trimestre de 2025 no debilita esa opinión.
La verdadera cuestión para las acciones de Energy Transfer es si los más de 5.000 millones de dólares de crecimiento anual en CapEx se convierten limpiamente en crecimiento del EBITDA al ritmo que requiere el modelo de valoración, o si el riesgo de ejecución y la volatilidad de las materias primas empañan el rendimiento.
Lo que tiene que ir bien
- Hugh Brinson Fase 1 entrega volúmenes tempranos en 2026, abriendo la salida del Pérmico antes de lo previsto y capturando el diferencial Waha-mercado en 160.000 Mcf por día de capacidad abierta
- El acuerdo con el centro de datos de Oracle y las tres conexiones de la central eléctrica de Oklahoma (aproximadamente 190 MMcf al día, previstos para el segundo trimestre de 2026) aumentan según lo previsto, generando ingresos basados en tarifas sobre tuberías infrautilizadas.
- Desert Southwest alcanza los hitos FID en el camino hacia la entrada en servicio en el cuarto trimestre de 2029, con una demanda contratada de servicios públicos y centros de datos que ya respalda el aumento de tamaño de 48 pulgadas.
- Frac IX en las plantas de Mont Belvieu y Mustang Draw I y II (en servicio en el segundo y cuarto trimestre de 2026) empieza a contribuir al EBITDA de los LGN, elevando la mezcla de volúmenes de las filiales de ET por encima del 60%.
Lo que aún puede salir mal
- Los 72 millones de dólares de pérdidas en coberturas del cuarto trimestre y los efectos de la niebla de Nederland se recuperan según lo previsto en el primer trimestre de 2026, pero cualquier otra carga puntual derivada de retrasos meteorológicos, normativos o de construcción presionaría la tasa de ejecución trimestral limpia.
- Las tarifas de fraccionamiento de LGN se enfrentan a la presión de la competencia, como Mackie McCrea reconoció en la llamada: el segmento se está "dirigiendo hacia un exceso de construcción", lo que podría comprimir la economía de contratación de terceros para Frac IX.
- La suspensión de Lake Charles LNG elimina una opción de ingresos de ciclo largo; si no surge ningún comprador tercero o la terminal se reutiliza con rendimientos más bajos, el capital desplegado allí gana menos que la tesis original asumida
- El apalancamiento mantenido entre 4 veces y 4,5 veces el EBITDA durante un ciclo anual de inversiones de más de 5.000 millones de dólares deja un margen limitado si el crecimiento del EBITDA se retrasa uno o dos trimestres con respecto a la puesta en marcha del proyecto.
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