Enbridge reafirma sus previsiones para 2026 mientras sus proyectos de gas entran en servicio

El 6 de noviembre de 2026, Enbridge informó que el EBITDA ajustado del tercer trimestre —es decir, las ganancias antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización, ajustadas por factores inusuales, poco frecuentes o de otro tipo ajenos a las operaciones— aumentó a C$4.434 millones, frente a C$4.267 millones del año anterior. Los mejores resultados de transmisión de gas y servicios públicos compensaron el desempeño más débil de Oleoductos de Líquidos. La compañía también puso en servicio proyectos de gas por más de C$3.000 millones y reafirmó sus previsiones para 2026: un EBITDA ajustado de entre C$20.200 millones y C$20.800 millones, y un flujo de caja distribuible de entre C$5,70 y C$6,10 por acción. Los resultados no están auditados y se expresan en dólares canadienses, salvo que se indique lo contrario.

Los resultados trimestrales muestran un aumento mucho mayor de las ganancias conforme a los PCGA que de las ganancias ajustadas, junto con una disminución del flujo de caja operativo:

Enbridge atribuyó el aumento de las ganancias conforme a los PCGA principalmente a cambios no monetarios y no realizados en el valor de los derivados utilizados para gestionar los riesgos cambiarios, de tasas de interés y de precios de las materias primas, netos de impuestos, además del desempeño operativo. Esto ayuda a explicar por qué las ganancias declaradas aumentaron más que las ganancias ajustadas, que excluyen factores inusuales, poco frecuentes o de otro tipo ajenos a las operaciones. El aumento de la depreciación de los activos puestos en servicio desde el tercer trimestre de 2025 y el mayor gasto por intereses de la deuda adicional también limitaron la mejora de las ganancias ajustadas.

El flujo de caja distribuible evolucionó en sentido contrario al flujo de caja operativo. Enbridge define el flujo de caja distribuible (DCF) como el flujo de caja operativo antes de los cambios en los activos y pasivos operativos, menos las distribuciones a participaciones no controladoras, los dividendos de acciones preferentes y las inversiones de mantenimiento, con ajustes adicionales por factores inusuales o ajenos a las operaciones. Las inversiones de mantenimiento descendieron de C$303 millones a C$231 millones gracias a iniciativas de ahorro de costos en toda la empresa, lo que contribuyó al aumento del DCF pese al mayor gasto por intereses.

El gas y los servicios públicos compensan la debilidad de los oleoductos

El EBITDA ajustado de Transmisión de Gas aumentó C$165 millones, hasta C$1.427 millones. Los principales factores fueron el acuerdo alcanzado en el caso tarifario de East Tennessee, un aumento tarifario previamente aprobado para Texas Eastern, condiciones favorables en los contratos de Texas Eastern y una mayor asignación por fondos propios utilizados durante la construcción. El EBITDA ajustado de Distribución y Almacenamiento de Gas aumentó C$105 millones, hasta C$665 millones, gracias a las mayores tarifas base en Utah y Carolina del Norte, así como a las tarifas más altas y al crecimiento de clientes en Ontario.

Oleoductos de Líquidos registró el movimiento contrario: el EBITDA ajustado disminuyó C$101 millones, hasta C$2.206 millones. El segmento se vio afectado por la reducción de los volúmenes de Mainline, neta de la participación en las ganancias, los menores peajes de Line 9 y la infrautilización de los contratos de Market Access hacia la costa estadounidense del golfo de México. La conversión favorable de las ganancias denominadas en dólares estadounidenses compensó parcialmente esas presiones. Esta combinación de resultados por segmento explica por qué el crecimiento del EBITDA ajustado consolidado fue moderado pese a las mayores contribuciones del gas y los servicios públicos.

Las obras finalizadas y las adquisiciones reconfiguran la cartera de proyectos

La ampliación Aspen Point en el gasoducto B.C. Pipeline de Westcoast y la ampliación Tennessee Ridgeline en el gasoducto East Tennessee Natural Gas entraron en servicio durante el trimestre y se retiraron de la cartera de proyectos comprometidos. Las incorporaciones por aproximadamente C$1.000 millones a través de Pony Express 2 y la ampliación Long Lake repusieron parcialmente la cartera, que se mantiene en aproximadamente C$38.000 millones. Transmisión de Gas aún cuenta con una cartera de proyectos aprobados de C$15.000 millones, que incluye la ampliación Sunrise, de C$4.000 millones, y ampliaciones de almacenamiento por casi 90 Bcf a lo largo de la costa estadounidense del golfo de México y en Columbia Británica.

La presentación de resultados de Enbridge indica que Aspen Point tiene una capacidad de hasta 535 MMcf/d e identifica una central eléctrica de gas de TVA como la instalación a la que dará servicio Tennessee Ridgeline.

La actualización trimestral también repasó dos operaciones relacionadas con el petróleo crudo. El 9 de septiembre, Enbridge acordó adquirir el negocio de petróleo crudo de Tallgrass Energy por US$2.550 millones en efectivo, incluida una participación del 75 % en Pony Express y del 51 % en Powder River Gateway. La operación sigue sujeta a las aprobaciones regulatorias y a las condiciones de cierre. Enbridge espera que la ampliación asociada Pony Express 2, de US$300 millones, eleve la capacidad a aproximadamente 515 kbpd a finales de 2027.

Por otra parte, la adquisición de activos de recolección de Salt Creek Midstream, valorada en US$0,6 mil millones y anunciada el 26 de agosto, se cerró con efecto a partir del 9 de octubre. La duración media restante de los contratos de esos activos es de aproximadamente 10 años. Junto con el transporte de Gray Oak y la infraestructura de exportación de Ingleside, estos activos amplían el servicio de Enbridge desde los pozos hasta el agua para el crudo de la cuenca Pérmica.

Las necesidades de financiación condicionan las perspectivas

Enbridge prevé financiar su programa de crecimiento comprometido mediante una capacidad prevista de inversión anual en capital de crecimiento de entre C$10 mil millones y C$11 mil millones. Las asociaciones aportan otra fuente de fondos: KKR y Apollo contribuyeron aproximadamente C$0,7 mil millones al cierre y se comprometieron a aportar alrededor de C$2,0 mil millones adicionales para los programas Aspen Point y Sunrise. Se espera que su participación en Westcoast alcance el 29% cuando Sunrise entre en servicio en 2028, mientras que Enbridge seguirá siendo el accionista mayoritario y el operador.

El plan de financiación también incluyó una oferta en firme de C$3,0 mil millones, correspondiente a 44,7 millones de acciones ordinarias, que se cerró el 14 de septiembre, en parte para reducir el riesgo de financiación relacionado con las adquisiciones de Tallgrass y Salt Creek. La relación deuda/EBITDA móvil de 12 meses —la medida no conforme a los PCGA de Enbridge que compara la deuda con el EBITDA ajustado— cerró el trimestre en 5,1 veces, ligeramente por encima de su rango objetivo. La empresa atribuyó ese resultado a los distintos tipos de cambio utilizados para convertir la deuda al cierre del período y el EBITDA de los 12 meses anteriores.

Enbridge también reafirmó su objetivo a medio plazo de un crecimiento anual compuesto de aproximadamente el 5% del EBITDA ajustado, el flujo de caja distribuible (DCF) por acción y las ganancias ajustadas por acción. El trimestre muestra tanto la contribución operativa como las exigencias financieras de esa expansión: la inversión en gas y servicios públicos está impulsando mayores ganancias y un mayor DCF, mientras que los nuevos activos y la financiación de adquisiciones elevan la depreciación, los intereses y el apalancamiento. La pregunta central para los próximos resultados es si la generación de efectivo de la red ampliada podrá mantener el ritmo del capital necesario para construirla y adquirirla.