Principais estatísticas - Energy Transfer LP (ET) | 4º trimestre de 2025
- Preço atual: ~$ 19
- Receita total do 4º trimestre de 2025: US$ 25,3 bilhões (+30% em relação ao ano anterior)
- EBITDA ajustado do 4º trimestre de 2025: ~$4,2 bilhões (+8% em relação ao ano anterior)
- EBITDA ajustado para o ano inteiro de 2025: ~$ 16 bilhões (+3% em relação ao ano anterior, recorde de parceria)
- DCF para todo o ano de 2025 (atribuível aos parceiros, conforme ajustado): $8.2B
- Orientação para o EBITDA ajustado de 2026: $17,45B-$17,85B (aumentado de $17,3B-$17,7B)
- Meta de crescimento da distribuição: 3% a 5% ao ano (longo prazo)
- Preço-alvo do modelo TIKR: US$ 50,31 (caso médio, realizado em 31/12/30)
- Aumento implícito: ~+165% em ~5 anos (~23% anualizado)
Ações da Energy Transfer atingem EBITDA recorde com aumento de 30% na receita do quarto trimestre
As ações da Energy Transfer(ET) encerraram o quarto trimestre de 2025 com um EBITDA ajustado de aproximadamente US$ 4,2 bilhões, um aumento de cerca de 8% em relação ao mesmo período do ano passado, encerrando um ano inteiro de 2025 que estabeleceu um recorde de parceria de quase US$ 16 bilhões em EBITDA ajustado.
O segmento de gás natural intraestadual foi o destaque do trimestre, com o EBITDA ajustado subindo de US$ 263 milhões para US$ 355 milhões no quarto trimestre de 2024, um salto de aproximadamente 35%, impulsionado pelo aumento da otimização de gasodutos e armazenamento e volumes mais altos no sistema intraestadual da ET no Texas devido ao crescimento do volume de terceiros.
O segmento interestadual de gás natural também contribuiu significativamente, registrando um EBITDA ajustado de US$ 523 milhões, em comparação com US$ 493 milhões no mesmo trimestre do ano anterior, refletindo mais capacidade vendida e maior utilização em Panhandle Eastern, Trunkline, Florida Gas e Transwestern.
O segmento de NGL e produtos refinados manteve-se estável em US$ 1,1 bilhão de um trimestre a outro, com um benefício pontual de US$ 56 milhões em pedidos regulatórios compensado por US$ 58 milhões de ganhos de hedge mais baixos vinculados ao cronograma de liquidação de estoques de NGL e um impacto de US$ 14 milhões de atrasos de carregamento relacionados à neblina no terminal de Nederland. De acordo com o copresidente Thomas Long na teleconferência de resultados do quarto trimestre, espera-se que os impactos de US$ 58 milhões e US$ 14 milhões sejam recuperados no primeiro trimestre de 2026.
O segmento de petróleo bruto ficou em US$ 722 milhões, abaixo dos US$ 760 milhões no quarto trimestre de 2024, já que as receitas menores de transporte de Bakken superaram o crescimento em vários outros sistemas de oleodutos de petróleo bruto e na operação de coleta da Bacia do Permiano.
O capital de crescimento orgânico para todo o ano de 2025 foi de aproximadamente US$ 4,5 bilhões, concentrado em NGL e produtos refinados, midstream e segmentos intraestaduais, excluindo SUN e USA Compression.
A Energy Transfer elevou sua orientação de EBITDA ajustado para 2026 para uma faixa de US$ 17,45 bilhões a US$ 17,85 bilhões, acima da faixa anterior de US$ 17,3 bilhões a US$ 17,7 bilhões. A revisão reflete o fechamento em janeiro de 2026 da aquisição da J-W Power Company pela USA Compression. A empresa manteve sua meta de crescimento de distribuição de longo prazo de 3% a 5% ao ano e uma meta de alavancagem de 4x a 4,5x o EBITDA.
Em relação ao crescimento do gasoduto, o projeto Hugh Brinson está aproximadamente 75% concluído na construção da linha principal no momento da chamada, com 100% da tubulação entregue, a Fase 1 deve entrar em operação no quarto trimestre de 2026 e alguns volumes iniciais podem fluir antes dessa data. O gasoduto Desert Southwest foi ampliado de 42 para 48 polegadas em dezembro, expandindo a capacidade para até 2,3 Bcf por dia e com um custo previsto de aproximadamente US$ 5,6 bilhões, com uma meta de entrada em serviço no quarto trimestre de 2029.
Ações da Energy Transfer: O que a demonstração de resultados mostra
A demonstração de resultados do quarto trimestre de 2025 da Energy Transfer Stock reflete um modelo midstream de baixa margem e alto rendimento, em que a história operacional é a escala de volume e a eficiência do EBITDA, em vez da expansão tradicional da margem.
O lucro bruto do quarto trimestre de 2025 foi de US$ 4,4 bilhões, um aumento de 8% em relação ao ano anterior, com margem bruta de 17,6%, abaixo dos 21% do quarto trimestre de 2024.
A compressão da margem bruta de 21% para 18% trimestre a trimestre acompanha o aumento da receita: As receitas totais do 4º trimestre de 2025 de US$ 25,3 bilhões aumentaram 30% em relação aos US$ 19,5 bilhões do 4º trimestre de 2024, uma combinação de receitas mais altas vinculadas a commodities que geram margens incrementais mais baixas.
A receita operacional chegou a US$ 2,35 bilhões no 4º trimestre de 2025, um aumento de 3% em relação aos US$ 2,28 bilhões do 4º trimestre de 2024, com margem operacional de 9,3% contra 11,7% no mesmo período do ano anterior.
A trajetória da margem ao longo dos últimos oito trimestres tem sido relativamente limitada, com a margem operacional oscilando entre aproximadamente 9% e 12%, refletindo a estrutura baseada em taxas e com muitos contratos da ET, e não a sensibilidade ao spread de commodities.
Modelo de avaliação
O modelo TIKR avalia as ações da Energy Transfer em US$ 50,31 no cenário intermediário, o que implica um retorno total de aproximadamente +165% em relação ao preço atual de ~US$ 19 em um período de aproximadamente 4,7 anos, o que corresponde a cerca de 23% ao ano.
As premissas do cenário intermediário são um CAGR de receita de 4,3% até 2035 e uma margem de lucro líquido de 5,6%, metas modestas para uma parceria que acabou de registrar um recorde de EBITDA para o ano inteiro e tem de US$ 5 bilhões a US$ 5,5 bilhões em capital de crescimento orgânico implantado somente em 2026.
Esse relatório de lucros reforça o caso de investimento sem resolvê-lo: o EBITDA recorde foi confirmado, a carteira de crescimento está se expandindo e o contrato do data center da Oracle começou a fluir. O que ainda não foi precificado em US$ 19 é o efeito cumulativo de Hugh Brinson, Desert Southwest, Frac IX e a expansão de etano de Marcus Hook, todos alcançando contribuição de receita entre 2026 e 2029.
As ações da Energy Transfer parecem substancialmente subvalorizadas em relação à meta TIKR de médio prazo, e a impressão do quarto trimestre de 2025 não enfraquece essa visão.
A verdadeira questão para as ações da Energy Transfer é se os mais de US$ 5 bilhões em CapEx de crescimento anual se convertem claramente em crescimento do EBITDA no ritmo exigido pelo modelo de avaliação, ou se o risco de execução e a volatilidade das commodities reduzem o retorno.
O que precisa dar certo
- A Fase 1 de Hugh Brinson entrega volumes iniciais em 2026, abrindo a saída do Permiano antes do previsto e capturando o spread Waha-to-market em 160.000 Mcf por dia de capacidade aberta
- O contrato com o data center da Oracle e as três conexões com a usina de Oklahoma (aproximadamente 190 MMcf por dia, previsto para o segundo trimestre de 2026) são concluídos dentro do cronograma, gerando receita baseada em taxas para tubulações subutilizadas
- A Desert Southwest atinge os marcos do FID no caminho para o quarto trimestre de 2029 em serviço, com demanda contratada de serviços públicos e data centers que já suportam o aumento de 48 polegadas
- O Frac IX nas plantas de Mont Belvieu e Mustang Draw I e II (entrada em serviço no 2º e 4º trimestres de 2026) começa a contribuir para o EBITDA de LGN, elevando o mix de volumes das afiliadas da ET acima de 60%
O que ainda pode dar errado
- Os US$ 72 milhões em perdas de timing de hedge no 4º trimestre e os impactos da névoa da Nederland se recuperam conforme orientado no 1º trimestre de 2026, mas qualquer outro obstáculo pontual decorrente de atrasos climáticos, regulatórios ou de construção pressionaria a taxa de execução trimestral limpa
- As taxas de fracionamento de LGN enfrentam pressão competitiva, como Mackie McCrea reconheceu na teleconferência: o segmento está "caminhando para um excesso de construção", o que poderia comprimir a economia de contratação de terceiros para o Frac IX
- A suspensão do Lake Charles LNG elimina uma opção de receita de ciclo longo; se não surgir um comprador terceirizado ou se o terminal for reaproveitado com retornos mais baixos, o capital investido lá renderá menos do que a tese original presumia
- A alavancagem mantida entre 4x e 4,5x o EBITDA durante um ciclo de CapEx anual de mais de US$ 5 bilhões deixa uma margem de segurança limitada se o crescimento do EBITDA atrasar a rampa do projeto em serviço em um ou dois trimestres
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