+$1,20 (+1,35%)
Precio Histórico
+$7,81 (+9,50%) en 1 Año
Estimaciones de Analistas
Precio Objetivo
$94,95
$84,00 - $113,00
$94,00
Consenso de Analistas
Estimaciones a Futuro
$5,75
$6,24
$37,10B
Indicadores en vivo
Indicadores que cambian con el precio actual (P/E, P/FCF, dividend yield, beta) y cifras del último período. Se actualizan en tiempo real. Los valores en verde indican métricas favorables.
EPS
5,61
P/E Ratio
15,98
P/FCF
2,53
Dividend Yield
4,82%
Profit Margin
10,03%
Beta
0,71
Ingresos
$35,20B
EBITDA
$7,51B
FCF
$454,38M
Análisis con IA
Reporte ejecutivo generado a partir de los datos de la empresaDesbloqueá el análisis con IA de OKE
Tesis ejecutiva de la situación de la empresa
Fortalezas, debilidades y riesgos materiales
Valuación frente a sus pares y calidad de balance
Lectura del momentum de resultados, todo enmarcado en datos
Análisis fundamental detallado
Ratios estructurales de valuación, rentabilidad, solvencia y crecimiento, tomados del último balance reportado. Los valores en verde indican métricas favorables.
Valuación
P/B
2,39
EV/EBITDA
11,68
PEG
2,06
P/S
1,52
Rentabilidad
ROE
15,90%
ROIC
8,26%
ROA
5,66%
Margen Bruto
29,64%
Margen Operativo
14,92%
Solvencia
Deuda / Patrimonio
1,50
Current Ratio
0,71
Quick Ratio
0,49
Caja Total
$172,00M
Deuda Total
$33,65B
Crecimiento
Crec. Ingresos
19,60%
Crec. Ganancias
18,00%
Análisis del 10-K
Warren AI leyó el último 10-K de ONEOK, Inc., el informe anual auditado que toda empresa que cotiza en Estados Unidos presenta ante la SEC (Securities and Exchange Commission, el regulador del mercado). Acá va lo que importa de ese documento: cómo gana plata la empresa, qué riesgos declara ella misma y cómo explicó el management el año.
Filing presentado el 24/02/2026, año fiscal cerrado el 31/12/2025. Ver el documento original en SEC EDGAREl negocio: cómo gana plata
ONEOK gana plata cobrando fees por servicios de midstream, principalmente gathering, procesamiento, fraccionamiento, transporte, almacenamiento y exportación marina de gas natural, NGLs, productos refinados y petróleo crudo a lo largo de una red de aproximadamente 60,000 millas de ductos en Estados Unidos. Alrededor del 90% de sus ganancias consolidadas en 2025 fueron fee-based, lo que reduce materialmente su exposición directa a la volatilidad de precios de commodities.
Los segmentos del negocio
Así se reparte la operación según el propio filing:
Natural Gas Gathering and Processing: Recolección de gas natural en boca de pozo, compresión, transporte a plantas de procesamiento y extracción de NGLs para productores en las regiones Rocky Mountain (Williston Basin, Powder River Basin), Mid-Continent (Anadarko Basin, Barnett Shale) y Permian Basin. Incluye más de 22,600 millas de gathering pipelines y 7.2 Bcf/d de capacidad de procesamiento total.
Rocky Mountain (1.9 Bcf/d), Mid-Continent (3.5 Bcf/d) y Permian Basin (1.8 Bcf/d)Natural Gas Liquids: Gathering, transporte, fraccionamiento, almacenamiento y marketing de NGLs desde plantas de procesamiento propias y de terceros hacia centros de mercado como Conway (Kansas) y Mont Belvieu (Texas), así como exportación. Clientes incluyen petroquímicas, distribuidores de propano, refinerías y exportadores. Opera 10,100 millas de gathering pipelines, 4,800 millas de distribution pipelines y fraccionadores con capacidad combinada de 1.2 MMBbl/d.
Rocky Mountain, Mid-Continent, Permian Basin y Gulf Coast region; entrega en Mid-Continent (Conway, KS), Gulf Coast (Mont Belvieu, TX), Louisiana y upper MidwestNatural Gas Pipelines: Transporte y almacenamiento de gas natural residual para distribuidoras locales, generadoras eléctricas, grandes industriales, municipios y exportadores. Incluye ductos intrastatales en Oklahoma, Texas, Louisiana y Kansas, el ducto interstate Sabine Pipeline y participaciones en Northern Border, Roadrunner y Matterhorn. Opera 8,300 millas de ductos con 74 Bcf de capacidad de almacenamiento subterráneo activo.
Oklahoma, Texas, Louisiana, Kansas; acceso a mercados de exportación en México vía Roadrunner y suministro de Canadá vía Northern BorderRefined Products and Crude: Transporte, almacenamiento y distribución de productos refinados (gasolina, destilados, combustible de aviación y ciertos NGLs) y petróleo crudo, más gathering de crudo en Permian Basin y Mid-Continent. Uno de los sistemas de pipeline de productos refinados más largos de EE.UU., cubriendo 15 estados. Opera 9,800 millas de Refined Products pipelines, 1,100 millas de crude oil transportation pipelines, 2,100 millas de crude oil gathering pipelines, 53 terminales de productos refinados, dos terminales marinas y 100 MMBbl de capacidad de almacenamiento.
Texas Gulf Coast hasta 15 estados en el centro y oeste de EE.UU.; gathering en Permian Basin y Mid-Continent; terminales en Houston, Cushing y Corpus ChristiVentajas competitivas con evidencia
No es una lista de deseos: son las ventajas que el propio documento respalda con datos.
Red de aproximadamente 60,000 millas de ductos integrados, con activos en gathering, procesamiento, fraccionamiento, transporte, almacenamiento y exportación en múltiples cuencas (Williston, Anadarko, Permian, Bakken). La escala genera ventajas de costo y de integración que son difíciles de replicar.
Los contratos de gathering y processing incluyen acreage dedications: más de 3 millones de acres dedicados en Williston Basin, más de 1 millón en Mid-Continent y más de 400,000 en Permian Basin. Los productores quedan atados contractualmente a la infraestructura de OKE para procesar y transportar su producción.
Los ductos interestatales están regulados por la FERC bajo el Natural Gas Act y el Interstate Commerce Act, lo que crea barreras de entrada significativas para nuevos competidores y otorga a OKE tarifas reguladas con ajustes anuales por inflación en sus ductos de largo recorrido.
El sistema de Refined Products es uno de los más largos de EE.UU. para transporte de productos refinados, cubriendo 15 estados desde el Gulf Coast. El Natural Gas Liquids segment conecta la mayoría de las plantas de procesamiento del Williston Basin, Oklahoma, Kansas, Texas Panhandle, Permian Basin, Barnett Shale, East Texas y Louisiana a sus sistemas de gathering de NGLs.
El filing destaca que los ductos son generalmente la alternativa más confiable, de menor costo, menor intensidad de carbono y más segura para transporte de largo y mediano recorrido de crudo, gas natural, productos refinados y NGLs, lo que posiciona a OKE con ventaja de costo estructural frente a modos alternativos de transporte.
En enero de 2025, OKE completó la adquisición de EnLink por 4.0 billones de dólares (41 millones de acciones), convirtiéndola en subsidiaria 100% propia, lo que impulsó el crecimiento de earnings en los cuatro segmentos durante el año fiscal. En mayo de 2025 adquirió el Delaware Basin JV por 941 millones de dólares, y en julio aumentó su participación en BridgeTex al 60% por 270 millones de dólares. En human capital destaca que el 95% de empleados participó en el engagement survey de 2025 (vs. 93% en 2024) y el 96% de empleados elegibles contribuye al plan 401(k); además, a partir del 1 de enero de 2025 las contribuciones de profit-sharing trimestrales aumentaron del 1% al 6% de la compensación elegible. OKE también anunció el Bighorn plant (300 MMcf/d, 365 millones de dólares) en Permian Basin con tratamiento de CO2 de alta concentración, y el Eiger Express Pipeline (3.7 Bcf/d, 450 millas) a través del joint venture Matterhorn, ambos proyectos de envergadura hacia 2027-2028.
Los riesgos que declara la propia empresa
Todo 10-K trae una sección de factores de riesgo, y la mayoría es boilerplate legal que aparece en cualquier filing. Estos son los que de verdad distinguen a ONEOK, Inc., ordenados por materialidad:
1. Deuda de $34.0B post-adquisiciones con covenants restrictivos
Al cierre del ejercicio 2025, ONEOK reporta una deuda total de $34.0 billones de dólares, producto de las adquisiciones de EnLink, Delaware Basin JV y BridgeTex completadas durante el año. El nivel de apalancamiento limita la flexibilidad financiera, la capacidad de distribuir dividendos y el acceso a nuevo financiamiento. El credit agreement de $3.5B impone restricciones operativas concretas sobre fusiones, gravámenes y transacciones con afiliados.
Si se materializa: Podría forzar una reestructuración o refinanciamiento de deuda, reducir dividendos por debajo de niveles esperados y limitar la capacidad de responder a caídas del negocio. Un evento de default cruzado sobre obligaciones de $15M o más en ciertos bonos podría acelerar el vencimiento de todos los senior notes.
2. Riesgo de integración de EnLink, Delaware Basin JV y BridgeTex (tres adquisiciones en FY2025)
Durante el año fiscal 2025, ONEOK completó tres adquisiciones significativas: EnLink Acquisition, Delaware Basin JV Acquisition y BridgeTex Additional Interest Acquisition. El filing reconoce explícitamente que la gestión de operaciones expandidas representa un desafío concreto para el management. Esto incluye la integración de NOLs históricas de EnLink sujetas a limitaciones bajo Section 382 del IRC.
Si se materializa: Si la integración falla, ONEOK no realizaría las eficiencias operativas, ahorros de costos o mejoras de revenue esperadas de estas tres transacciones. El aumento de tamaño también atrae mayor escrutinio regulatorio.
3. Exposicion a tarifas federales sobre materiales de construccion e incertidumbre regulatoria de la nueva administracion
El filing menciona de forma expresa el impacto de tarifas del gobierno federal sobre materiales de construccion importados, lo que eleva costos en proyectos de capital. Paralelamente, la nueva administracion revoco la GHG Endangerment Finding de la EPA (12 de febrero de 2026), suspendio el Methane Fee via el One Big Beautiful Bill Act (4 de julio de 2025) y emitio executive orders rescindiendo fondos del IRA. Esto genera incertidumbre normativa bidireccional: estados podrían compensar con regulacion mas estricta.
Si se materializa: Costos de construccion mas altos reducen retornos sobre proyectos de expansion de capital. La volatilidad regulatoria sobre emisiones de GHG dificulta planificar inversiones de largo plazo. Si los estados endurecen sus propias regulaciones, los costos de cumplimiento podrían aumentar materialmente.
4. Dependencia de produccion de terceros y riesgo de declive de volumenes en cuencas operadas
Los sistemas de gathering y transporte de ONEOK dependen de la produccion de pozos de terceros, que declinan naturalmente con el tiempo. La empresa no controla las decisiones de perforacion de los productores. Una reduccion sostenida en actividad de perforacion en las cuencas donde opera, o la competencia de cuencas externas a sus sistemas, reduciria los volumenes y la utilizacion de sus facilidades de procesamiento y fraccionamiento.
Si se materializa: Caida de throughput en sistemas de gathering y transporte, reduccion de utilizacion de facilidades de procesamiento y fraccionamiento, y deterioro de flujos de caja operativos.
5. Cyberseguridad sobre sistemas de control industrial (SCADA) y cumplimiento de TSA security directives
ONEOK opera sistemas de control industrial incluyendo SCADA para el control de plantas y oleoductos. El filing reconoce un aumento en la sofisticacion de ataques de organizaciones criminales y patrocinadas por estados. Adicionalmente, las TSA security directives han demandado recursos internos y externos significativos, y regulacion futura podria imponer costos adicionales. El riesgo incluye danos fisicos y ambientales, no solo perdida de datos.
Si se materializa: Una brecha exitosa podria interrumpir operaciones fisicas de oleoductos, generar danos ambientales, exponer informacion confidencial de clientes y counterparties, y desencadenar litigios y costos regulatorios. El filing especifica que los esfuerzos actuales de seguridad pueden no ser suficientes ante metodos de ataque en constante evolucion.
Concentraciones que el filing reconoce
Dependencias fuertes de pocos clientes, proveedores o mercados. Cuanto más concentrado el negocio, más lo golpea un solo evento:
Proveedores: La empresa depende de gathering systems, refineries y pipelines de terceros para abastecer sus activos. El filing indica que no puede controlar ni predecir la cantidad de producto que le sera entregado por estos sistemas.
Geografía: Los sistemas de ONEOK estan concentrados en regiones especificas de produccion de gas natural y crudo. El filing advierte que produccion en cuencas externas a sus areas de operacion puede competir con el suministro conectado a sus sistemas.
Regulación: Dependencia de FERC para aprobacion de tarifas en oleoductos interestatales de gas natural, productos refinados, crudo y NGLs. Las tarifas de largo plazo en oleoductos de crudo son negociadas pero siguen sujetas a regulacion FERC y protest de shippers.
La seccion es inusualmente especifica en cuanto a fechas legislativas concretas: cita el One Big Beautiful Bill Act del 4 de julio de 2025 y la regla final de la EPA del 12 de febrero de 2026 eliminando el GHG Endangerment Finding, eventos muy recientes al cierre del filing que pocas empresas midstream habian podido incorporar. El disclosure del nivel de deuda exacto ($34.0B al 31 de diciembre de 2025) en la seccion de riesgos, combinado con la confirmacion de tres adquisiciones completadas en el mismo ejercicio, resulta llamativo por su densidad de informacion en un solo parrafo. La empresa nombra explicitamente a EnLink, Magellan, ONEOK Partners, la Intermediate Partnership y EnLink Partners como garantes cruzados de deuda, un nivel de granularidad en cross-guarantee disclosure que va mas alla del boilerplate tipico.
El año según el management
El MD&A (Management's Discussion and Analysis) es la parte del 10-K donde la dirección explica los resultados con sus propias palabras. La lectura del año fiscal:
En FY2025, ONEOK completó la adquisición de EnLink y reportó un incremento de $752M en operating income ($5.741B) y un adjusted EBITDA récord de $8.020B, impulsado por un año completo de contribuciones de EnLink y Medallion a través de todos sus segmentos.
Qué empujó los resultados
- Contribución de EnLink post-adquisición (cerrada el 31 de enero de 2025): aportó adjusted EBITDA incremental en todos los segmentos, siendo el driver dominante del crecimiento consolidado ($740M en Natural Gas Gathering and Processing, $183M en Natural Gas Liquids, $253M en Natural Gas Pipelines y $295M (combinado Medallion y EnLink) en Refined Products and Crude). Segmento: Consolidado, impacta los cuatro segmentos
- Mayor volumen de procesamiento de gas natural y transporte de crudo por crecimiento orgánico en Mid-Continent, Rocky Mountain y Gulf Coast, y volúmenes incrementales de Medallion en Refined Products and Crude (+$99M en NG Gathering and Processing por mayores volúmenes; crude oil volumes shipped subieron de 783 MBbl/d a 1,784 MBbl/d; natural gas processed subió de 2,317 MMcf/d a 5,588 MMcf/d). Segmento: Natural Gas Gathering and Processing, Refined Products and Crude
- Mayor actividad de exchange services en Rocky Mountain y optimización y marketing en Natural Gas Liquids y Natural Gas Pipelines (+$94M por mayores volúmenes en Rocky Mountain, +$27M por tarifas promedio más altas en Rocky Mountain, +$31M en optimization and marketing en NGL, +$33M en Natural Gas Pipelines). Segmento: Natural Gas Liquids, Natural Gas Pipelines
Qué jugó en contra
- Mayor gasto de interés neto derivado de mayores saldos de deuda: oferta de $7.0B de notas en septiembre 2024, oferta de $3.0B en agosto 2025, deuda adquirida en EnLink Controlling Interest Acquisition y mayores préstamos de corto plazo (Interest expense subió $412M a $1.783B (vs. $1.371B en 2024)). Segmento: Consolidado
- Impacto de la desinversión de tres sistemas de gasoductos interestatales completada el 31 de diciembre de 2024, que redujo materialmente el adjusted EBITDA de Natural Gas Pipelines en 2025 (-$359M en adjusted EBITDA del segmento Natural Gas Pipelines). Segmento: Natural Gas Pipelines
- Menores precios realizados de NGL netos de hedging en Natural Gas Gathering and Processing, y menor equity in net earnings from investments dado el reconocimiento no recurrente de ingresos diferidos en BridgeTex en 2024 (-$122M por menores precios realizados de NGL en NG Gathering and Processing; -$81M en adjusted EBITDA de unconsolidated affiliates en Refined Products and Crude; equity in net earnings cayó de $439M a $386M (-$53M)). Segmento: Natural Gas Gathering and Processing, Refined Products and Crude
Qué hizo con la plata
La asignación de capital del año: a dónde fue el efectivo que generó el negocio.
Recompras de acciones: Programa autorizado por el Board por hasta $2.0B, vigente hasta el 1 de enero de 2029. En FY2025, se recompraron $62M de acciones con cash on hand.
Dividendos: Dividendos comunes pagados en 2025: $4.12 por acción, +4% vs. $3.96 por acción en 2024. En febrero de 2026 se pagó el dividendo trimestral de $1.07 por acción ($4.28 anualizados), +4% YoY. Los operating cash flows superaron los dividendos pagados en $3.0B.
Capex (inversión en activos): Capital expenditures de $3.152B en 2025 (vs. $2.021B en 2024), distribuidos en: NG Gathering and Processing $1.314B, NGL $758M, Refined Products and Crude $752M, NG Pipelines $237M y Other $91M. Guidance FY2026: $2.7B-$3.2B.
M&A (compras y ventas de negocios): EnLink Acquisition cerrada el 31 de enero de 2025: se emitieron 41 millones de acciones con fair value de $4.0B. Delaware Basin JV Acquisition cerrada el 28 de mayo de 2025: $550M en cash y aprox. 4.9M acciones con fair value de $391M (total $941M). BridgeTex Additional Interest Acquisition cerrada el 22 de julio de 2025: aprox. $270M en cash, llevando la participación al 60%.
Deuda: En agosto 2025 se emitieron $3.0B en senior unsecured notes (4.95% 2032, 5.4% 2035, 6.25% 2055), con net proceeds de $2.96B. Se extinguieron $3.098B de principal, incluyendo $789M de recompras en mercado abierto a $681M con reconocimiento de $106M en ganancias netas por extinción de deuda. Credit ratings: Baa2/BBB/BBB con outlook Stable en Moody's/S&P/Fitch.
Caja al cierre: $78M de cash and cash equivalents al 31 de diciembre de 2025 (vs. $733M al 31 de diciembre de 2024). Adicionalmente, $3.5B disponibles bajo el $3.5 Billion Credit Agreement (vence febrero 2030) y programa de commercial paper de $3.5B.
El hecho más llamativo es la escala de la transformación del balance en un solo año: ONEOK emitió 41 millones de acciones por $4.0B para cerrar EnLink (enero 2025), realizó otras dos adquisiciones por un total de aprox. $1.2B adicionales (Delaware Basin JV y BridgeTex), emitió $3.0B en nuevas notas y extinguió $3.098B de deuda, de los cuales $789M se recompraron en mercado abierto generando $106M de ganancias netas. Adicionalmente, la adopción de la One Big Beautiful Bill Act (OBBBA) en julio 2025, que restaura la full expensing y el cálculo EBITDA para el business interest deduction, se espera que reduzca los cash taxes comenzando con el año fiscal 2025 sin impacto material en net income. El cash balance cayó de $733M a $78M al cierre, con el working capital deficit expandiéndose de $481M a $1.9B por los vencimientos corrientes de deuda, situación que el management describe como no material para las operaciones.
Resumen generado por Warren AI a partir del texto del 10-K presentado ante la SEC. Un resumen nunca reemplaza al documento: si una cifra pesa en tu decisión, verificala en el filing original. Esto es material educativo y no constituye una recomendación de inversión.
Dividendos
Pagos por acción registrados. 80 pagos desde 27/07/2006.
Dividendo anual por acción
Pagos recientes
| Ex-date | Pago | Monto |
|---|---|---|
| 04/05/2026 | N/A | $1,07 |
| 02/02/2026 | N/A | $1,07 |
| 03/11/2025 | N/A | $1,03 |
| 01/08/2025 | N/A | $1,03 |
| 05/05/2025 | N/A | $1,03 |
| 03/02/2025 | N/A | $1,03 |
| 01/11/2024 | N/A | $0,99 |
| 01/08/2024 | N/A | $0,99 |