Videoconferencia de resultados del tercer trimestre de 2026, 6 de noviembre de 2026: se reafirma la guía para 2026 en el punto medio, con un apalancamiento temporal de 5,1x

Enbridge aprovechó su conferencia del tercer trimestre para formalizar la transición de liderazgo anunciada a principios de este periodo. El CEO Greg Ebel se jubilará a fin de año y Michele Harradence, actual directora de Distribución y Almacenamiento de Gas, asumirá el cargo el 1 de enero. Ebel la calificó como su última llamada de resultados y señaló que la sucesión fue producto de un esfuerzo de varios años junto con la Junta Directiva. Harradence dio señales de continuidad en lugar de un cambio de rumbo. Describió a la compañía como una entidad formada por "asignadores disciplinados de capital, desarrolladores de proyectos excepcionales y operadores de primer nivel", y destacó 31 años consecutivos de aumentos en los dividendos. No dio indicios de una reestructuración de su portafolio. Sus prioridades declaradas son operar bien los negocios existentes, ser el socio predilecto para las necesidades energéticas de "todo lo anterior, pero más de lo anterior" y convertir esas ventajas en rendimientos a largo plazo. Ebel adelantó que se celebrará un Investor Day bajo su liderazgo, en el cual se expondrá el programa de capital a más largo plazo.

Asignación de capital: tres adquisiciones menores, $3.000 millones en acciones y un rebase temporal del apalancamiento

La noticia más sustancial es el ritmo de las adquisiciones. Enbridge anunció la compra del negocio de petróleo crudo de Tallgrass, que incluye el oleoducto Pony Express y el sistema Powder River Gateway. También adquirió los activos de recolección de crudo de Salt Creek Midstream en la cuenca de Delaware y acordó comprar los activos de gas de Laramie Energy para abastecer a Enbridge Gas Utah. La gerencia destacó que se han invertido más de $3.000 millones en la expansión de líquidos solo en este trimestre. Para respaldar estas operaciones, la empresa recaudó $3.000 millones en acciones ordinarias.

El balance general se encuentra tenso por ahora. La relación deuda/EBITDA cerró el trimestre en 5,1x, por encima del rango objetivo de 4,5x a 5x. El director financiero (CFO), Pat Murray, atribuyó dicho desvío a los movimientos cambiarios de fin de trimestre, con el dólar canadiense disparándose a $1,42 por dólar estadounidense, y afirmó que el apalancamiento se habría mantenido dentro del rango ajustado por tipo de cambio. Espera una posición similar para el próximo trimestre a medida que se cierren las adquisiciones, pero indicó que, sobre una base de tasa anualizada (run-rate) de EBITDA de los activos adquiridos, el apalancamiento debería mantenerse "muy dentro" del objetivo. Los comentarios de Murray sobre los aspectos económicos de Tallgrass fueron limitados, pero un analista mencionó un múltiplo inicial de 10x a 11x EBITDA, y la gerencia no lo disputó.

La gerencia también se cuidó de aclarar que esto no representa un cambio de estrategia. Murray señaló que "la gran mayoría de nuestro crecimiento provendrá de nuestro programa orgánico" y que la emisión de acciones se realizó para mantener financiado dicho programa. Ebel estableció las condiciones para cualquier transacción: que sea accretive desde el primer momento, que aporte valor a la huella estratégica y que pueda sostenerse dentro del rango de apalancamiento de 4,5x a 5x. El reciclaje de capital también ayuda. La asociación Westcoast de $2.700 millones con KKR y Apollo, anunciada previamente, se cerró este trimestre, lo que proporciona capacidad más allá de la inversión anual base de entre $10.000 millones y $11.000 millones. La compañía espera devolver entre $40.000 millones y $45.000 millones en dividendos durante los próximos cinco años, tras haber distribuido $39.000 millones en los últimos cinco.

Líquidos: la recolección en el Pérmico completa la cadena desde el pozo hasta el mar; Tallgrass incorpora crudo ligero

Colin Gruending, director de Oleoductos de Líquidos, describió el desarrollo en la cuenca del Pérmico como una progresión deliberada de "aprender a gatear, caminar y correr": primero el puerto de exportación, luego el oleoducto Gray Oak y ahora el sistema de recolección aguas arriba. Salt Creek pasará a llamarse Enbridge Permian Gathering System. Indicó que podrían seguir más adquisiciones, pero enfatizó la palabra "selectivas". Aseguró que la empresa vislumbra "un piso de precios del petróleo más alto a largo plazo y, sin duda, mucho más valor terminal de lo que algunos han estado pensando".

Tallgrass integra a Enbridge en las cuencas de DJ y Powder River. Gruending señaló que el sistema transporta crudo ligero, incluye un proyecto de expansión en construcción y cuenta con contratos vigentes. Lo calificó como una "sustitución directa de Enbridge en Tallgrass", lo que significa que no se planea ningún cambio en el modelo operativo. La gerencia no tiene la intención de conectar los activos a Express para la salida de crudo pesado canadiense en el corto plazo. En su lugar, observa potencial para mejoras en el transporte hacia Cushing. Ebel señaló que un precio del petróleo cercano a los $80 respalda la actividad, citando el aumento en el recuento de pozos en Bakken.

En cuanto al oeste de Canadá, Ebel afirmó que el pronóstico de la compañía para 2024 de 1 millón de barriles diarios de crecimiento en la oferta para 2035 —una cifra que pocos respaldaban en su momento— "probablemente sea demasiado baja". El negocio regional de arenas petrolíferas, que había estado inactivo durante años, muestra señales de vida. La expansión de Long Lake para CNOOC, valorada en $200 millones y cuya puesta en servicio se espera para 2028, añade un ramal y un tanque de almacenamiento, además de ampliar varias líneas. Gruending la calificó como "una muestra de lo que está por venir" y afirmó que los clientes más grandes se encuentran en medio de negociaciones que podrían dar lugar a nuevos proyectos de crecimiento de la oferta. Destacó el apalancamiento operativo del sistema, señalando que está sobredimensionado y cuenta con margen operativo. Enbridge también muestra interés en el oleoducto de captura y almacenamiento de carbono, bajo el "paquete de riesgo adecuado", y mencionó a los socios indígenas que poseen el 11% del sistema regional.

La expansión del sistema troncal (Mainline) está siendo resecuenciada. La incertidumbre regulatoria en Canadá hizo prematuro alinear a los clientes detrás de la expansión aguas arriba MLO2, por lo que Enbridge la dividió y está priorizando los tramos aguas abajo. Una temporada abierta (open season) en Flanagan South concluyó con éxito, y otra para la expansión de Southern Access cerrará a finales de este año. Gruending espera decisiones de capital sobre ambas para la próxima llamada trimestral. Estos contratos aguas abajo conllevan derechos de verificación aguas abajo en el Mainline, los cuales Gruending calificó como "muy valiosos" debido a que es probable que el Mainline continúe operando bajo asignación prorrateada (apportioned) en el futuro previsible. La gerencia también evalúa otras ideas de expansión para Express, incluidas opciones bajo un permiso presidencial para mayores volúmenes, y catalogó estas obras brownfield menores como un "seguro frente a los grandes proyectos greenfield de gran envergadura". Ebel señaló mediados de noviembre como una fecha clave para las discusiones de acuerdo entre los productores, Alberta y el gobierno federal.

Transmisión de Gas: comercialización de Beacon prevista para principios de 2027; rentabilidad en BC bajo renegociación

La división de Transmisión de Gas es donde la gerencia percibe la demanda a corto plazo más sólida. Ebel indicó que las ganancias de transmisión y distribución de gas aumentaron a doble dígito este trimestre. Aspen Point entró en servicio por debajo del presupuesto y antes de lo programado, mientras que Tennessee Ridgeline lo hizo a tiempo el 1 de noviembre, a pesar de lo que Ebel denominó "algunos desafíos de construcción". El gasoducto Blackcomb ya está en servicio y Bayrunner se encuentra mecánicamente completo, listo para suministrar gas a Rio Grande LNG. Por su parte, Woodfibre LNG mantiene su cronograma para recibir su primer gas a finales de 2027.

En el noreste de EE. UU., el Proyecto Beacon —una expansión de Algonquin— registró una exitosa temporada abierta, y Matthew Akman, director de Transmisión de Gas, indicó que espera su comercialización "muy a principios de año nuevo". Describió el proyecto como una iniciativa que "reduce drásticamente el diferencial de base" (crushes the basis), está impulsada por la demanda y cuenta con respaldo político bipartidista, con gobernadores que exigen una tramitación de permisos más rápida. En cuanto al Pérmico, Akman afirmó que la compañía observa interés en transportar gas tanto hacia el este como hacia el oeste y sugirió que Enbridge podría liderar cada vez más sus propios proyectos, como West Texas Express, en lugar de depender de asociaciones. Destacó que la empresa puede aprovechar corredores brownfield, capacidades de almacenamiento y su destreza en ejecución. Ya se han aprobado proyectos de almacenamiento por unos 90 Bcf.

El punto más débil del portafolio se encuentra en la Columbia Británica. Akman reconoció que los activos en dicha provincia son "de los que menor rendimiento generan en nuestro portafolio de gas" y que Enbridge está presionando para obtener mejores retornos que puedan competir con las oportunidades en EE. UU. El acuerdo de tarifas vigente para Westcoast expira a fin de año, y se espera un nuevo convenio con la aprobación de la Regulatoria de Energía de Canadá a principios de 2027. Akman cifró el rendimiento nominal en "ligeramente superior al 10 sobre 40", lo que equivale aproximadamente a un 10% sobre el 40% de capital. Las negociaciones están muy avanzadas, pero aún no concluyen. En cuanto a futuras expansiones de Westcoast más allá de las ya en marcha, afirmó que Enbridge buscará retornos basados en el mercado y que "no tiene un gran apetito por asumir más riesgo", en particular el riesgo de volumen. Estimó que Canadá se encuentra "2 o 3 instalaciones de exportación de GNL por detrás del punto en el que deberíamos estar" en la costa oeste, y Ebel destacó la ampliación del almacenamiento en la Columbia Británica como una opción con potencial al alza.

Distribución de Gas y Energías Renovables: casos tarifarios y activos de suministro para servicios públicos

La adquisición de Laramie Energy replica el modelo Wexpro en Utah, proporcionando a los clientes de servicios públicos suministro de gas a precio de costo (cost-of-service). Enbridge obtiene un rendimiento regulado sin exposición a las materias primas (commodities). Se espera la aprobación regulatoria para finales de este mes. Se alcanzaron acuerdos en casos tarifarios en Wyoming —con tarifas vigentes a principios de 2027— y en Ohio, donde el acuerdo incrementa los requerimientos de ingresos, la base tarifaria y el porcentaje de capital propio. Respecto a la política en Ohio, Harradence señaló que el gobernador entrante no se opone a los centros de datos (data centers), pero espera que estos "paguen por sí mismos". Afirmó que el programa de modernización de $4.000 millones bajo tarifas adicionales (riders) constituye el núcleo del crecimiento en esa región, mientras que los centros de datos y la generación eléctrica representan "la ganancia adicional" (the gravy on top). Las energías renovables siguen respaldadas por contratos con clientes. Enbridge tiene más de 2 gigavatios en construcción, incluidos 1,4 gigavatios destinados a Meta.

Resultados y Guía: mayor EBITDA y compensaciones en líquidos

El EBITDA ajustado aumentó en $167 millones en términos interanuales. Los resultados del segmento de líquidos fueron más débiles, reflejando menores tarifas en la Línea 9 y un menor volumen transportado en Flanagan South debido a la alta utilización en PADD II y a los precios de mercado. La división de Transmisión de Gas se benefició de la contratación y de resoluciones tarifarias en EE. UU., mientras que Distribución de Gas lo hizo gracias a tarifas más altas en Utah y Carolina del Norte, así como al crecimiento de clientes en Ontario. El flujo de efectivodistribuible se vio favorecido por el EBITDA y un menor capital de mantenimiento, compensado parcialmente por mayores costos de financiación. Enbridge reafirmó su guía para 2026 y espera cerrar en el punto medio del rango, lo que marcaría su 21º año consecutivo cumpliendo con sus proyecciones. Las perspectivas continúan reflejando una menor contribución por acceso al mercado de líquidos y tasas de interés más altas en EE. UU. La cartera de proyectos asegurados se sitúa en $38.000 millones, un 50% más desde el último Investor Day según Ebel, quien reiteró un crecimiento de aproximadamente el 5% hasta finales de la década. La gerencia se encuentra aproximadamente a mitad de camino de su objetivo de aprobar hasta $20.000 millones en inversiones entre 2026 y 2027.