Enbridge reafirma as projeções para 2026 enquanto projetos de gás entram em operação

A Enbridge informou, em 6 de novembro de 2026, que o EBITDA ajustado do terceiro trimestre — lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização, ajustado por fatores incomuns, infrequentes ou não operacionais — subiu para C$ 4,434 bilhões, ante C$ 4,267 bilhões no mesmo período do ano anterior. Os resultados mais fortes de transmissão de gás e serviços públicos compensaram o desempenho mais fraco dos oleodutos de líquidos. A empresa também colocou em operação projetos de gás que somam mais de C$ 3 bilhões e reafirmou as projeções para 2026: EBITDA ajustado de C$ 20,2 bilhões a C$ 20,8 bilhões e fluxo de caixa distribuível de C$ 5,70 a C$ 6,10 por ação. Os resultados não foram auditados e estão expressos em dólares canadenses, salvo indicação em contrário.

Os resultados trimestrais mostram um aumento bem maior do lucro calculado segundo os princípios contábeis geralmente aceitos (GAAP) do que do lucro ajustado, acompanhado de uma queda no fluxo de caixa operacional:

A Enbridge atribuiu o aumento do lucro GAAP principalmente a variações não monetárias e não realizadas no valor de derivativos usados para administrar os riscos cambiais, de taxas de juros e de preços de commodities, líquidas de impostos, além do desempenho operacional. Isso ajuda a explicar por que o lucro divulgado subiu mais acentuadamente do que o lucro ajustado, que exclui fatores incomuns, infrequentes ou outros fatores não operacionais. A maior depreciação dos ativos que entraram em operação desde o terceiro trimestre de 2025 e os juros mais altos sobre a dívida adicional também limitaram o avanço do lucro ajustado.

O fluxo de caixa distribuível teve uma variação oposta à do fluxo de caixa operacional. A Enbridge define o DCF como o fluxo de caixa operacional antes das variações nos ativos e passivos operacionais, menos as distribuições a participações não controladoras, os dividendos de ações preferenciais e os investimentos de manutenção, com ajustes adicionais para fatores incomuns ou não operacionais. Os investimentos de manutenção caíram de C$ 303 milhões para C$ 231 milhões, graças a iniciativas de redução de custos em toda a empresa, contribuindo para o aumento do DCF apesar da maior despesa com juros.

Gás e serviços públicos compensam a fraqueza dos oleodutos de líquidos

O EBITDA ajustado de Transmissão de Gás aumentou C$ 165 milhões, chegando a C$ 1,427 bilhão. Os principais fatores foram o acordo no processo de revisão tarifária da East Tennessee, um aumento tarifário previamente aprovado da Texas Eastern, condições favoráveis nos contratos da Texas Eastern e uma remuneração maior dos recursos próprios empregados durante a construção. O EBITDA ajustado de Distribuição e Armazenamento de Gás subiu C$ 105 milhões, para C$ 665 milhões, devido às tarifas básicas mais altas em Utah e na Carolina do Norte, bem como ao aumento das tarifas e ao crescimento da base de clientes em Ontário.

Os oleodutos de líquidos tiveram desempenho oposto, com queda de C$ 101 milhões no EBITDA ajustado, para C$ 2,206 bilhões. O segmento foi pressionado por menores volumes na Mainline, após considerar o compartilhamento de resultados, por tarifas mais baixas na Line 9 e pela subutilização dos contratos Market Access com destino à Costa do Golfo dos EUA. A conversão favorável dos lucros em dólares americanos compensou parcialmente essas pressões. Essa composição dos resultados dos segmentos explica por que o crescimento consolidado do EBITDA ajustado permaneceu modesto, apesar das contribuições mais fortes do gás e dos serviços públicos.

Conclusão de projetos e aquisições reformulam a carteira

A expansão Aspen Point, no B.C. Pipeline da Westcoast, e a expansão Tennessee Ridgeline, no East Tennessee Natural Gas Pipeline, entraram em operação durante o trimestre e foram retiradas da carteira de projetos contratados. Adições de aproximadamente C$ 1 bilhão, por meio do Pony Express 2 e da Long Lake Expansion, recompuseram parcialmente a carteira, que permanece em aproximadamente C$ 38 bilhões. A área de Transmissão de Gás ainda tem uma carteira de projetos aprovados de C$ 15 bilhões, incluindo a expansão Sunrise, de C$ 4 bilhões, e quase 90 Bcf em expansões de armazenamento ao longo da Costa do Golfo dos EUA e na Colúmbia Britânica.

A apresentação de resultados da Enbridge informa que a capacidade da Aspen Point pode chegar a 535 MMcf/d e identifica uma usina a gás da TVA como a instalação que será atendida pela Tennessee Ridgeline.

A atualização trimestral também recapitulou duas transações envolvendo petróleo bruto. Em 9 de setembro, a Enbridge concordou em adquirir o negócio de petróleo bruto da Tallgrass Energy por US$ 2,55 bilhões em dinheiro, incluindo 75% da Pony Express e 51% da Powder River Gateway. A transação ainda depende de aprovações regulatórias e do cumprimento das condições de fechamento. A Enbridge espera que a expansão associada Pony Express 2, de US$ 0,3 bilhão, aumente a capacidade para aproximadamente 515 kbpd no fim de 2027.

Separadamente, a aquisição dos ativos de coleta da Salt Creek Midstream, anunciada em 26 de agosto por US$ 0,6 bilhão, foi concluída com efeitos a partir de 9 de outubro. Os ativos têm prazo médio restante de contrato de aproximadamente 10 anos. Juntos com o transporte da Gray Oak e a infraestrutura de exportação de Ingleside, eles ampliam os serviços da Enbridge da cabeça do poço até o mar para o petróleo bruto do Permian.

As necessidades de financiamento moldam as perspectivas

A Enbridge espera financiar seu programa de crescimento contratado com a capacidade prevista de investir anualmente de C$ 10 bilhões a C$ 11 bilhões em capital de crescimento. As parcerias oferecem outra fonte de recursos: KKR e Apollo contribuíram com aproximadamente C$ 0,7 bilhão no fechamento e se comprometeram a aportar cerca de C$ 2,0 bilhões adicionais nos programas Aspen Point e Sunrise. Espera-se que a participação da KKR e da Apollo na Westcoast chegue a 29% quando o Sunrise entrar em operação, em 2028, enquanto a Enbridge continuará sendo a acionista majoritária e operadora.

O plano de financiamento também incluiu uma oferta pública de ações com garantia firme, no valor de C$ 3,0 bilhões, de 44,7 milhões de ações ordinárias, concluída em 14 de setembro, em parte para reduzir o risco de financiamento relacionado às aquisições da Tallgrass e da Salt Creek. A relação dívida/EBITDA móvel de 12 meses, medida não GAAP da Enbridge que compara a dívida ao EBITDA ajustado, encerrou o trimestre em 5,1x, ligeiramente acima da faixa-alvo. A empresa atribuiu esse resultado às diferentes taxas de câmbio usadas para converter a dívida no fim do período e o EBITDA dos 12 meses anteriores.

A Enbridge também reafirmou sua meta de médio prazo de crescimento anual composto de aproximadamente 5% do EBITDA ajustado, do fluxo de caixa distribuível (DCF) por ação e do lucro ajustado por ação. O trimestre evidencia tanto a contribuição operacional quanto as exigências financeiras dessa expansão: os investimentos em gás e serviços públicos estão sustentando o aumento do lucro e do DCF, enquanto os novos ativos e o financiamento das aquisições elevam a depreciação, os juros e a alavancagem. A questão central para os próximos resultados é se a geração de caixa da rede ampliada acompanhará o capital necessário para construí-la e adquirir ativos.