Qué dijo la dirección de Enbridge Inc. en la llamada del Q3 2025

Trimestre sólido con EBITDA récord en el tercer trimestre

Enbridge reportó un EBITDA ajustado récord para un tercer trimestre, impulsado por la incorporación completa de sus utilidades de gas en Estados Unidos y el crecimiento orgánico en transmisión de gas. El oleoducto Mainline transportó en promedio 3,1 millones de barriles por día, también un récord trimestral. La compañía reafirmó su guía de 2025 y espera cerrar el año en la mitad superior del rango de EBITDA de entre 19.400 y 20.000 millones de dólares canadienses, aunque sin superar el techo. El DCF por acción se espera en torno al punto medio de la guía de entre 5,50 y 5,90 dólares, presionado por tasas de interés más altas en Estados Unidos y diferenciales ajustados en el tramo sur del sistema de líquidos. El beneficio por acción cayó de 0,55 a 0,46 dólares, en parte por el perfil estacional de las utilidades de gas adquiridas.

Durante el trimestre, Enbridge incorporó 3.000 millones de dólares en nuevos proyectos a su cartera de capital asegurado, que ya asciende a 35.000 millones. Entre los proyectos sancionados destacan el Southern Illinois Connector —que añadirá 100.000 barriles por día de capacidad desde Canadá hasta Nederland, Texas—, las expansiones de los almacenamientos de gas Egan y Moss Bluff en el Golfo de México (23 Bcf adicionales combinados), la ampliación del sistema Canyon para el desarrollo Tiber de bp en aguas profundas del Golfo, el gasoducto Eiger Express en la cuenca Pérmica (2,5 Bcf por día) y el proyecto de almacenamiento de CO₂ Pelican en Luisiana en asociación con Occidental Petroleum.

Perspectivas: crecimiento hasta el final de la década

La compañía mantiene su expectativa de crecimiento del 5% anual hasta finales de la década, respaldado por el capital asegurado y una cartera de oportunidades que se extiende entre cinco y siete años. Para la optimización del Mainline, la Fase 1 (MLO1, 150.000 barriles por día) está en la etapa final de aprobaciones comerciales con decisión de inversión prevista antes de fin de año y entrada en servicio en 2027. La Fase 2 (MLO2, ahora ampliada a 250.000 barriles por día, frente a los 150.000 originales) se desarrollará en asociación con Energy Transfer usando el Dakota Access Pipeline, con un anuncio de temporada abierta previsto para principios de 2026. La guía para 2026 se publicará el 3 de diciembre. En materia de tarifas, las nuevas tasas reguladas en Enbridge Gas North Carolina y Enbridge Gas Utah —aprobadas durante el trimestre— comenzarán a reflejarse en ingresos a partir de noviembre de 2025 y enero de 2026, respectivamente.

Preguntas de analistas: lo que más inquietó

Los analistas dedicaron buena parte del turno de preguntas a la cadencia y el tamaño de los proyectos de expansión del Mainline. La dirección precisó que MLO2 fue ampliado de 150.000 a 250.000 barriles por día gracias al uso del Dakota Access Pipeline, aunque descartó que esto represente una aceleración respecto a lo anunciado en el Investor Day de marzo. Cuando se preguntó por una hipotética Fase 3 o 4, Colin Gruending reconoció que los ingenieros ya estudian soluciones adicionales dentro del corredor existente para un escenario de acuerdo comercial más amplio entre Canadá y Estados Unidos, aunque calificó esas opciones como prematuras para anunciarlas. Sobre el proyecto Woodfibre LNG en Columbia Británica —donde Enbridge opera la infraestructura de gasoducto— la dirección indicó que la tarifa definitiva se fijará cerca de la fecha de entrada en servicio, lo que protege a la compañía de sobrecostos en construcción; el proyecto lleva un 50% de avance y apunta a entrar en operación en 2027. Ante la pregunta de si Enbridge consideraría participar directamente en una terminal de LNG al estilo de la alianza de Williams con Woodside, Greg Ebel lo descartó con claridad, señalando que la empresa no tiene intención de asumir exposición a precios de materias primas. En cuanto a la brecha entre el crecimiento del EBITDA y el del DCF por acción —que ha favorecido al primero en los últimos años—, el director financiero Pat Murray atribuyó la diferencia principalmente al incremento de impuestos en efectivo y anticipó que ambas métricas convergerán conforme ese efecto se estabilice hacia el final de la década.