Telefonkonferenz zum dritten Quartal 2026, 6. November 2026: Prognose für 2026 beim Mittelwert bestätigt, Verschuldungsgrad vorübergehend bei 5,1x

Enbridge hat die Telefonkonferenz zum dritten Quartal genutzt, um einen bereits früher im Quartal angekündigten Wechsel an der Unternehmensspitze zu formalisieren. CEO Greg Ebel wird zum Jahresende in den Ruhestand treten; Michele Harradence, derzeitige Leiterin des Bereichs Gas Distribution and Storage, übernimmt den Posten am 1. Januar. Ebel bezeichnete dies als seine letzte Bilanzpressekonferenz und erklärte, die Nachfolge sei das Ergebnis jahrelanger gemeinsamer Arbeit mit dem Board. Harradence signalisierte Kontinuität statt Kurswechsel. Sie beschrieb das Unternehmen als eines, das auf „disziplinierte Kapitalallokatoren, außergewöhnliche Projektentwickler und erstklassige Betreiber“ baut, und verwies auf 31 aufeinanderfolgende Jahre mit Dividendenerhöhungen. Sie gab keinerlei Hinweise auf eine Umstrukturierung des Portfolios. Ihre erklärten Prioritäten sind der solide Betrieb der bestehenden Geschäfte, die Rolle als bevorzugter Partner für „alle oben genannten, aber künftig noch mehr“ Energiebedürfnisse sowie die Umwandlung dieser Vorteile in langfristige Renditen. Ebel kündigte für ihre Amtszeit einen Investor Day an, auf dem das längerfristige Investitionsprogramm vorgestellt werden soll.

Kapitalallokation: Drei Übernahmen, 3 Milliarden Dollar Eigenkapital und ein vorübergehender Anstieg des Verschuldungsgrads

Die substanzielleren Nachrichten betreffen das Tempo der Akquisitionen. Enbridge kündigte den Kauf des Rohölgeschäfts von Tallgrass an, zu dem die Pony Express Pipeline und das System Powder River Gateway gehören. Zudem wurden die Rohölsammelanlagen von Salt Creek Midstream im Delaware Basin übernommen und eine Vereinbarung zum Kauf der Gasanlagen von Laramie Energy getroffen, um Enbridge Gas Utah zu versorgen. Das Management verwies auf Investitionen von mehr als 3 Milliarden Dollar allein in diesem Quartal zur Expansion im Flüssigölbereich. Zur Finanzierung dieser Transaktionen emittierte das Unternehmen Stammaktien im Wert von 3 Milliarden Dollar.

Die Bilanz ist vorerst angespannt. Das Verhältnis von Schulden zu EBITDA lag zum Quartalsende bei 5,1x und damit über dem Zielbereich von 4,5x bis 5x. CFO Pat Murray führte diesen Anstieg auf Währungsschwankungen zum Quartalsende zurück – der kanadische Dollar war auf 1,42 US-Dollar je CAD gestiegen –, und betonte, auf währungsbereinigter Basis wäre der Verschuldungsgrad im Zielbereich geblieben. Er rechnet für das kommende Quartal im Zuge des Vollzugs der Übernahmen mit einer ähnlichen Position, betonte jedoch, dass der Verschuldungsgrad gemessen an der annualisierten EBITDA-Ratenbasis der übernommenen Vermögenswerte „klar innerhalb“ des Zielwerts bleiben werde. Murrays Äußerungen zur Wirtschaftlichkeit der Tallgrass-Transaktion blieben begrenzt, doch ein Analyst nannte ein anfängliches Multiple von 10x bis 11x EBITDA, dem das Management nicht widersprach.

Das Management betonte zudem ausdrücklich, dass dies keine strategische Kehrtwende darstelle. Murray erklärte, dass „der weitaus größte Teil unseres Wachstums aus unserem organischen Programm stammen wird“ und dass das Eigenkapital aufgenommen wurde, um dieses Programm weiter zu finanzieren. Ebel definierte die Bedingungen für jegliche Transaktionen: von Beginn an ertragssteigernd, eine Ergänzung des strategischen Profils und im Rahmen der Zielverschuldung von 4,5x bis 5x darstellbar. Auch Kapitalrecycling hilft dabei. Die zuvor angekündigte Partnerschaft im Wert von 2,7 Milliarden Dollar für Westcoast mit KKR und Apollo wurde in diesem Quartal abgeschlossen, wodurch Spielraum über die jährlichen Basisinvestitionen von 10 Milliarden bis 11 Milliarden Dollar hinaus entsteht. Das Unternehmen rechnet damit, in den kommenden fünf Jahren Dividenden in Höhe von 40 Milliarden bis 45 Milliarden Dollar auszuschütten, nach 39 Milliarden Dollar in den vergangenen fünf Jahren.

Flüssigprodukte: Permian-Sammelsystem komplettiert Kette von der Förderquelle bis zum Exportterminal, Tallgrass bringt Leichtöl

Colin Gruending, Leiter Liquids Pipelines, beschrieb den Ausbau im Permian-Becken als gezielte „Crawl, Walk, Run“-Strategie: erst der Export-Port, dann die Gray Oak Pipeline und nun das vorgelagerte Sammelsystem. Salt Creek wird in Enbridge Permian Gathering System umbenannt. Er erklärte, weitere Akquisitionen könnten folgen, betonte jedoch das Wort „selektiv“. Das Unternehmen sehe „langfristig einen höheren Ölpreisboden und gewiss wesentlich mehr Terminalwert, als mancher bisher angenommen hat“.

Durch Tallgrass expandiert Enbridge in die Becken DJ Basin und Powder River Basin. Gruending erklärte, das System bediene Leichtöl, beinhalte ein im Bau befindliches Erweiterungsprojekt und sei vertraglich abgesichert. Er bezeichnete den Schritt als „Ersatz von Enbridge für Tallgrass nach dem Prinzip Gleiches mit Gleichem“, was bedeutet, dass keine Änderung des Betriebsmodells geplant ist. Das Management beabsichtigt nicht, die Anlagen kurzfristig an Express für den Abtransport von kanadischem Schweröl anzubinden. Stattdessen wird Potenzial für nachgelagerte Optimierungen in Richtung Cushing gesehen. Ebel wies darauf hin, dass ein Ölpreis nahe 80 Dollar die Aktivität stütze, und verwies auf steigende Bohrlöcherzahlen im Bakken-Becken.

Mit Blick auf Westkanada erklärte Ebel, die 2024 vom Unternehmen prognostizierte Angebotssteigerung von 1 Million Barrel pro Tag bis 2035, die damals nur wenige teilten, „sei wahrscheinlich zu niedrig angesetzt“. Das regionale Ölsandgeschäft, das jahrelang ruhig verlaufen war, zeigt Lebenszeichen. Die 200 Millionen Dollar teure Long-Lake-Erweiterung für CNOOC, die 2028 in Betrieb gehen soll, umfasst einen Stichkanal sowie einen Lagertank und erweitert mehrere Leitungen. Gruending nannte dies „ein Zeichen für mehr, das da kommt“; größere Kunden befänden sich in Verhandlungen, die zu weiteren Angebotswachstumsprojekten führen könnten. Er hob die operative Hebelwirkung des Systems hervor und wies darauf hin, dass es mit entsprechenden Kapazitätsreserven vorgebaut ist. Enbridge interessiert sich zudem unter den „richtigen Risikobedingungen“ für die CO2-Abscheidungs- und -speicherungspipeline und verwies auf indigene Partner, die 11 % des regionalen Systems halten.

Die Erweiterung der Mainline wird neu sequenziert. Politische Unsicherheiten in Kanada machten es verfrüht, Kunden hinter die vorgelagerte MLO2-Erweiterung zu versammeln. Daher hat Enbridge das Projekt aufgeteilt und treibt zunächst die nachgelagerten Abschnitte voran. Eine Open-Season-Ausschreibung für Flanagan South wurde erfolgreich abgeschlossen, eine weitere für die Southern Access Expansion läuft noch in diesem Jahr aus. Gruending erwartet Kapitalentscheidungen zu beiden Projekten bis zur nächsten Quartalskonferenz. Diese Downstream-Verträge beinhalten Berechtigungen für nachgelagerte Verifizierungen an der Mainline, was Gruending als „sehr wertvoll“ bezeichnete, da die Mainline aufsehbare Zeit kontingentiert (apportioned) bleiben dürfte. Das Management treibt zudem weitere Express-Erweiterungsideen voran, darunter Optionen im Rahmen einer US-Präsidentengenehmigung für größere Volumina. Er bezeichnete diese Brownfield-Projekte als „Versicherung für die größeren Greenfield-Großprojekte“. Ebel nannte Mitte November als entscheidenden Termin für Vergleichsgespräche zwischen Produzenten, Alberta und der Bundesregierung.

Gas Transmission: Kommerzialisierung von Beacon für Anfang 2027 anvisiert, Verhandlungen über BC-Renditen

Im Bereich Gas Transmission verzeichnet das Management die stärkste kurzfristige Nachfrage. Ebel berichtete, dass die Erträge aus dem Gastransport und der Gasverteilung in diesem Quartal jeweils zweistellig gestiegen seien. Aspen Point ging unter dem Budget und vor dem Zeitplan in Betrieb, Tennessee Ridgeline startete am 1. November pünktlich, ungeachtet von – wie Ebel es nannte – „einigen baulichen Herausforderungen“. Die Blackcomb-Pipeline ist in Betrieb, Bayrunner ist mechanisch fertiggestellt und bereit, Gas an Rio Grande LNG zu liefern. Woodfibre LNG liegt weiterhin im Zeitplan für das erste Gas Ende 2027.

Im US-Nordosten verzeichnete Project Beacon, eine Erweiterung des Algonquin-Systems, eine erfolgreiche Open Season. Matthew Akman, Leiter Gas Transmission, rechnet „sehr zu Beginn des neuen Jahres“ mit der Kommerzialisierung. Er beschrieb das Projekt als ein Vorhaben, das „die Preisdifferenzen (basis) drastisch verringert“, nachfragegetrieben ist und parteiübergreifende politische Unterstützung genießt, wobei Gouverneure eine schnellere Genehmigung fordern. Im Permian-Becken sieht das Unternehmen laut Akman Interesse am Gastransport sowohl nach Osten als auch nach Westen. Er deutete an, dass Enbridge Projekte wie West Texas Express künftig zunehmend in Eigenregie leiten könnte, statt sich auf Partnerschaften zu verlassen. Das Unternehmen könne auf bestehende Brownfield-Korridore, Speicherpositionen und seine Umsetzungskompetenz zurückgreifen. Speicherprojekte im Umfang von rund 85 Mrd. Kubikfuß (Bcf) sind bereits genehmigt.

Der schwächste Teil des Portfolios ist British Columbia. Akman räumte ein, dass die BC-Anlagen „zu den renditeschwächsten Vermögenswerten in unserem Gasportfolio gehören“ und dass Enbridge auf bessere Renditen drängt, um mit US-Möglichkeiten konkurrieren zu können. Der aktuelle Westcoast-Transporttarifvertrag (toll settlement) läuft zum Jahresende aus; eine neue Vereinbarung und die Genehmigung durch die kanadische Energieaufsicht (Canada Energy Regulator) werden für Anfang 2027 erwartet. Akman bezifferte die nominelle Rendite auf „knapp über 10 auf 40“, was etwa 10 % Rendite auf 40 % Eigenkapital entspricht. Die Verhandlungen sind weit fortgeschritten, aber noch nicht abgeschlossen. Für weitere Westcoast-Erweiterungen über die bereits laufenden hinaus werde Enbridge marktgerechte Renditen anstreben und sei „nicht übermäßig scharf auf mehr Risiko“, insbesondere Volumenrisiko. Er schätzte, dass Kanada an der Westküste bei LNG-Exportanlagen „2 oder 3 Einrichtungen hinter dem zurückliegt, wo wir sein wollen“, und Ebel nannte den Ausbau von Speicherkapazitäten in British Columbia als eine Option mit Aufwärtspotenzial.

Gas Distribution und Erneuerbare Energien: Tarifverfahren und Versorgungsanlagen

Die Akquisition von Laramie Energy repliziert das Wexpro-Modell in Utah und versorgt die Kunden von Versorgungsbetrieben mit Gas zu Gestehungskosten (cost-of-service). Enbridge erzielt dabei eine regulierte Versorgungsrendite ohne Rohstoffpreisrisiko (commodity exposure). Die behördliche Genehmigung wird noch in diesem Monat erwartet. Tarifvergleiche wurden in Wyoming erzielt – mit Tarifen, die Anfang 2027 in Kraft treten –, sowie in Ohio, wo der Vergleich die Ertragsanforderungen, die Tarifbasis (rate base) und den Eigenkapitalanteil erhöht. Zur Politik in Ohio erklärte Harradence, der kommende Gouverneur stehe Rechenzentren nicht ablehnend gegenüber, erwarte jedoch, dass diese „für ihre Kosten selbst aufkommen“. Das 4-Milliarden-Dollar-Modernisierungsprogramm im Rahmen von Zusatzgebühren (riders) bilde dort den Kern des Wachstums, während Rechenzentren und Stromerzeugung „das Sahnehäubchen“ darstellten. Erneuerbare Energien sind weiterhin durch Kunden abgesichert. Enbridge hat mehr als 2 Gigawatt in der Bauphase, darunter 1,4 Gigawatt für Meta.

Ergebnisse und Prognose: Höheres EBITDA, gegenläufige Effekte bei Flüssigprodukten

Das bereinigte EBITDA stieg im Jahresvergleich um 167 Millionen Dollar. Die Ergebnisse im Bereich Liquids fielen schwächer aus, was niedrigere Tarife der Line 9 sowie ein geringeres Transportvolumen der Flanagan South aufgrund einer hohen PADD-II-Auslastung und der Marktpreise widerspiegelte. Der Bereich Gas Transmission profitierte von der vertraglichen Absicherung und US-Tarifvergleichen, Gas Distribution von höheren Tarifen in Utah und North Carolina sowie dem Kundenwachstum in Ontario. Der ausschüttungsfähige Cashflow (distributable cash flow) profitierte von einem höheren EBITDA und geringeren Instandhaltungsinvestitionen, was teilweise durch höhere Finanzierungskosten ausgeglichen wurde. Enbridge bestätigte die Prognose für 2026 und rechnet damit, das Jahr im Mittelpunkt der Zielspanne abzuschließen. Dies wäre das 21. Jahr in Folge, in dem die Prognose eingehalten wird. Der Ausblick spiegelt weiterhin einen geringeren Beitrag aus dem Marktzugang für Flüssigprodukte und höhere US-Zinsen wider. Der vertraglich gesicherte Auftragsbestand beläuft sich auf 38 Milliarden Dollar und liegt damit laut Ebel 50 % höher als beim letzten Investor Day. Zudem bekräftigte er ein Wachstum von rund 5 % bis zum Ende des Jahrzehnts. Das Management hat etwa die Hälfte seines Ziels erreicht, im Laufe der Jahre 2026 und 2027 Projekte im Wert von bis zu 20 Milliarden Dollar zu genehmigen.