Qué dijo la dirección de Enbridge Inc. en la llamada del Q2 2026

Trimestre sólido, guía reafirmada

Enbridge cerró el segundo trimestre de 2026 con resultados que la dirección calificó de sólidos, con volúmenes promedio en el Mainline de 3,1 millones de barriles diarios y alta utilización en sus cuatro segmentos de negocio: Oleoductos de Líquidos, Gas Transmission, Gas Distribution & Storage y Energía Renovable. El EBITDA ajustado creció más de 130 millones de dólares frente al mismo trimestre de 2025, impulsado por mayores volúmenes en Seaway y el Mainline, la resolución de la tarifa en East Tennessee y tasas base más altas tras los casos regulatorios en Utah y Carolina del Norte. El resultado por acción fue levemente inferior al del año anterior debido a mayor depreciación e intereses sobre deuda. El director financiero, Pat Murray, reafirmó la guía para todo 2026 establecida en diciembre pasado, señalando como vientos favorables la recontrataión en Gas Transmission y el desempeño en Seaway, y como obstáculos las menores contribuciones de acceso al mercado en Líquidos y las tasas de interés más altas en Estados Unidos. La relación deuda/EBITDA cerró el trimestre en 5,1x, por encima del rango objetivo de 4,5x–5x, aunque la compañía atribuye esa desviación al efecto del tipo de cambio CAD/USD al cierre del período; ajustada por ese factor, la métrica se habría ubicado dentro del rango.

Lo que viene: $50.000 millones de oportunidades y un backlog de $41.000 millones

La dirección describió el momento actual como posiblemente el mejor entorno de crecimiento en décadas. Enbridge tiene un backlog de proyectos sancionados de 41.000 millones de dólares y espera sancionar hasta 20.000 millones adicionales entre 2026 y 2027, de los cuales ya lleva aproximadamente 9.000 millones en lo que va del año. El proyecto Blackcomb, en el Pérmico, inició su puesta en marcha durante el trimestre con una entrada en servicio total prevista para finales de 2026. Se sancionó la expansión Bay Runner Twin para abastecer a la terminal de GNL de Río Grande en el Golfo de México. En Canadá, arrancó la construcción de la expansión Sunrise —un proyecto de 4.000 millones de dólares— en el sistema de gasoductos de Columbia Británica. En el noreste de Estados Unidos, la temporada abierta del Proyecto Beacon superó las expectativas iniciales de la empresa; la compañía espera avanzar hacia compromisos vinculantes durante el resto del año. Respecto al esperado Mainline Loop Optimization 2 (MLO2), la dirección informó que está rediseñando y reordenando el proyecto: en lugar de avanzar simultáneamente con los tramos aguas arriba y aguas abajo del Mainline, se priorizará primero la expansión de los segmentos de mercado hacia el sur —hacia los centros refinadores del Midwest bajo de PADD II, PADD III y las opciones de exportación en el Golfo— a la espera de que los productores y los gobiernos canadiense y albertano finalicen e implementen los marcos de política energética que permitan compromisos de producción a largo plazo.

Turno de preguntas: MLO2, apalancamiento y condensado para las arenas petrolíferas

El tema que más atención recibió de los analistas fue el retraso en la configuración definitiva de MLO2. La dirección explicó que la volatilidad extrema del precio del crudo en el último semestre —con el WTI oscilando entre 63 y 113 dólares— y la incertidumbre geopolítica, incluida la situación del Estrecho de Ormuz, han llevado a los productores a postergar compromisos en proyectos a gran escala. Colin Gruending, responsable de Líquidos, precisó que la empresa está desagregando el MLO2 en segmentos más simples y de mejor retorno inicial, y que el desequilibrio temporal resultante en el Mainline se considera manejable. Varios analistas preguntaron sobre el balance. Murray reconoció que la empresa se mantendrá cerca del límite superior del rango de apalancamiento durante el proceso de puesta en servicio de proyectos a finales de 2026 y en la segunda mitad de 2027, pero señaló que cuenta con instrumentos —generación de flujo de caja, capacidad de deuda híbrida y potenciales ventas de activos— para mantenerse dentro del rango objetivo. En cuanto al negocio en Columbia Británica y el corredor de GNL del Pacífico, la empresa destacó su gasoducto totalmente permitido en la provincia y el creciente interés comercial en proyectos de exportación, así como la expansión del almacenamiento Aitken Creek —la única instalación de almacenamiento en BC. También se consultó sobre la capacidad de Enbridge para suministrar el condensado que necesitaría el crecimiento de las arenas petrolíferas de Alberta: Gruending confirmó que la oferta doméstica resultará insuficiente si se materializa el ambicioso crecimiento de producción, y que Southern Lights y Norlite tienen margen adicional antes de requerir nuevos bucles, aunque ya se estudian soluciones de importación complementarias.