Energy Transfer LP (ET): SWOT-Analyse [Aktualisierung Nov. 2025]

Sie haben auf jeden Fall recht, wenn Sie Energy Transfer LP (ET) unter die Lupe nehmen – es handelt sich um einen kolossalen Midstream-Betreiber, der sich grob bewegt 30% des Erdgases des Landes, was es zu einem Cashflow-Kraftwerk macht, das auf schiere Größe gebaut ist. Doch trotz seiner Größe wird die Bewertung immer noch durch die komplexe Master Limited Partnership (MLP)-Struktur und eine Geschichte regulatorischer Probleme, die Projektrisiken mit sich bringen, gebremst. Der eigentliche Dreh- und Angelpunkt für 2025 ist, ob sie die enormen Exportchancen von Flüssigerdgas (LNG) erfolgreich nutzen und ihr Verschuldungsziel erreichen können 4,0x-4,5xoder wenn Projektverzögerungen und Zinsspitzen den Aufwärtstrend beeinträchtigen. Es handelt sich um einen klassischen Risiko-Ertrags-Kompromiss, und Sie müssen sich jetzt ein vollständiges Bild ihrer Stärken, Schwächen, Chancen und Risiken machen.

Energy Transfer LP (ET) – SWOT-Analyse: Stärken

Sie suchen nach einem klaren Überblick über die Hauptvorteile von Energy Transfer LP, und die Schlussfolgerung ist einfach: Seine schiere Größe und Vertragsstabilität bilden einen vertretbaren Burggraben, mit dem nur wenige Midstream-Betreiber mithalten können. Diese massive, diversifizierte Vermögensbasis, gepaart mit einem bewussten Fokus auf Schuldenabbau, versetzt das Unternehmen in die Lage, von der steigenden Energieproduktion in den USA bis 2025 und darüber hinaus zu profitieren.

Riesige, diversifizierte Vermögensbasis in allen wichtigen US-Becken

Energy Transfer LP betreibt eines der größten und geografisch vielfältigsten Energieinfrastrukturportfolios in den Vereinigten Staaten. Dieses Netzwerk umfasst über 130.000 Meilen Pipelines und zugehörige Anlagen und deckt nahezu alle großen Förderbecken der USA ab, darunter Perm, Bakken, Marcellus und Eagle Ford. Diese große Reichweite ermöglicht ihnen den Transport von Erdgas, Erdgasflüssigkeiten (NGLs), Rohöl und raffinierten Produkten, wodurch das Unternehmen effektiv vor lokalen Produktionsverlangsamungen geschützt wird. Ehrlich gesagt ist es nahezu unmöglich, ihren operativen Umfang zu duplizieren.

Der Vermögensmix ist ausgewogen und generiert qualitativ hochwertige Erträge, da kein einzelnes Geschäftssegment mehr als ein Drittel zum konsolidierten bereinigten EBITDA (Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen) beiträgt.

Starke Verteilungsabdeckungsquote, deutlich über 1,7x in den Prognosen für 2025

Die finanzielle Stabilität einer Master Limited Partnership (MLP) hängt von ihrer Fähigkeit ab, ihre Ausschüttungen zu decken, und Energy Transfer tut dies mit erheblichen Puffern. Die Deckungsquote des ausschüttbaren Cashflows (DCF) für die letzten zwölf Monate bis zum 30. September 2025 war hoch und lag zwischen dem 1,6- und 1,7-fachen der Ausschüttung. Das bedeutet, dass das Unternehmen für jeden an die Anteilinhaber ausgezahlten Dollar einen Cashflow von bis zu 1,70 US-Dollar generierte, der zur Ausschüttung zur Verfügung stand.

Diese hohe Deckungsquote bietet zwei klare Vorteile: Sie sichert die aktuelle Ausschüttung, die kürzlich auf einen Jahressatz von 1,33 US-Dollar pro Stammeinheit angehoben wurde, und generiert erhebliche überschüssige Barmittel, um Wachstumsprojekte zu finanzieren oder die Schulden weiter zu reduzieren. Das ist ein kraftvoller Kreislauf.

Erhebliche Fortschritte beim Schuldenabbau mit dem Ziel einer langfristigen Verschuldungsquote von 4,0x-4,5x

Das Management hat erhebliche Fortschritte bei der Stärkung der Bilanz gemacht, einem wichtigen Schwerpunkt für die Anlegergemeinschaft. Das langfristige Ziel für die Leverage Ratio (Verschuldung zu bereinigtem EBITDA) liegt im Bereich von 4,0x bis 4,5x. Pro forma für ein ganzes Jahr der jüngsten Akquisitionen liegen die Verschuldungsquoten des Unternehmens nun in der unteren Hälfte dieses Zielbereichs, was auf eine gesündere Finanzlage als in den Vorjahren hindeutet.

Hier ist die schnelle Rechnung: Das Erreichen des unteren Endes dieser 4,0x-4,5x-Spanne zeigt, dass man sich für einen Investment-Grade-Anleihen engagiert profile, was ihre Kapitalkosten für zukünftige Projekte senkt. Die Nettoverschuldung und Leasingverbindlichkeiten beliefen sich zum 30. September 2025 auf insgesamt 53,1 Milliarden US-Dollar.

Hochwertige, kostenpflichtige Verträge stabilisieren den Cashflow und schützen vor Preisschwankungen

Der Großteil der Erträge von Energy Transfer ist von den volatilen Schwankungen der Rohstoffpreise geschützt. Dies liegt daran, dass das Unternehmen nach einem Gebührenmodell arbeitet und die von ihm erbrachten Transport- und Lagerdienstleistungen in Rechnung stellt, anstatt sich auf den Verkaufspreis der Ware selbst zu verlassen.

Das Unternehmen erwirtschaftet fast 90 % seines bereinigten EBITDA aus diesen stabilen, kostenpflichtigen Verträgen. Diese Vertragsstruktur gewährleistet eine vorhersehbare und qualitativ hochwertige Einnahmequelle, auch in Zeiten schwacher Energiepreise. Dies ist die Grundlage ihrer finanziellen Widerstandsfähigkeit.

Durch die jüngste Übernahme von Lotus Midstream wurden 3.000 Meilen Rohölpipeline hinzugefügt

Energy Transfer baut seine Größe durch strategische, wertsteigernde Akquisitionen weiter aus. Die Übernahme von Lotus Midstream, die im Mai 2023 für rund 1,45 Milliarden US-Dollar in bar und in Aktien abgeschlossen wurde, hat ihre Rohölpräsenz im Perm-Becken erheblich gestärkt.

Durch den Deal kamen sofort rund 3.000 aktive Meilen an Rohölsammel- und Transportpipelines hinzu. Darüber hinaus wurde die Lagerkapazität für Rohöl in Midland, Texas, um etwa 2 Millionen Barrel erhöht. Dieser Schritt sorgt für eine entscheidende Konnektivität vom Perm zu wichtigen Knotenpunkten wie Cushing, Oklahoma.

Energy Transfer LP (ET) – SWOT-Analyse: Schwächen

Sie suchen nach den Bruchlinien im riesigen Betrieb von Energy Transfer LP (ET) und konzentrieren sich zu Recht auf Struktur, Geschichte und Bilanz. Obwohl es sich bei dem Unternehmen um einen Energieinfrastrukturriesen handelt, schaffen seine Master Limited Partnership (MLP)-Struktur und eine ständige Geschichte regulatorischer Spannungen spürbare Risiken, die die Renditen der Anleger schmälern und Kapitalprojekte erschweren können.

Die Struktur einer Master Limited Partnership (MLP) erschwert für einige Anleger die Besteuerung

Die MLP-Struktur ermöglicht zwar die Weitergabe von Erträgen und vermeidet die Besteuerung auf Unternehmensebene, stellt jedoch für viele Anteilinhaber eine erhebliche Komplikation dar. Anstelle eines einfachen Formulars 1099-DIV für Dividenden erhalten Sie einen Anhang K-1, in dem Ihr Anteil an den Einnahmen, Gewinnen, Verlusten und Abzügen der Partnerschaft aufgeführt ist. Dadurch wird die Steuervorbereitung wesentlich komplexer.

Für Anleger, die Anteile auf steuerbegünstigten Konten wie einem IRA halten, kann die MLP-Struktur zu einem steuerpflichtigen Einkommen (UBTI) führen, wenn der jährliche Betrag 1.000 US-Dollar übersteigt, was eine Steuererklärungspflicht für das Rentenkonto selbst auslöst. Ehrlich gesagt ist diese Komplexität ein Hauptgrund dafür, dass viele institutionelle und private Anleger MLPs einfach meiden, wodurch der potenzielle Käuferkreis eingeschränkt wird und ein dauerhafter Bewertungsabschlag entsteht.

In der Vergangenheit aufgetretene Probleme mit der Nichteinhaltung von Umwelt- und Vorschriften erhöhen das Projektrisiko

Die von Energy Transfer in der Vergangenheit begangene Nichteinhaltung von Umwelt- und Regulierungsvorschriften ist eine klare und wiederkehrende Schwäche, die sich direkt in Projektverzögerungen, erhöhten Kosten und Reputationsschäden niederschlägt. Diese Erfolgsbilanz erhöht das Risiko profile bei jeder neuen großen Pipeline oder jedem Erweiterungsprojekt, was oft zu langwierigen Rechtsstreitigkeiten und einstweiligen Verfügungen führt, die die Cashflow-Generierung behindern.

Die gesamten finanziellen Auswirkungen dieser Probleme sind erheblich. Beispielsweise beträgt der Gesamtstrafbetrag allein für Verstöße gegen die Luftverschmutzung in 29 Datensätzen ungefähr $304,529,350. Auch im Jahr 2025 legt das Unternehmen in seinen behördlichen Unterlagen weiterhin drohende Verluste im Zusammenhang mit Umweltangelegenheiten offen. Sie müssen diesen regulatorischen Überhang als permanente Geschäftskosten einkalkulieren.

Hier einige konkrete Beispiele für regulatorische Kosten und Strafen:

• Die Strafen für Verstöße gegen die Luftverschmutzung belaufen sich auf ca 304,5 Millionen US-Dollar.
• Ein Verstoß gegen die Pipeline-Sicherheit im Jahr 2020 führte zu einem 30,6 Millionen US-Dollar Strafe.
• Eine Tochtergesellschaft, Sunoco LLC, bestreitet derzeit einen Steuerbescheid für Kraftstoffe des Staates New York in Höhe von rund 1,5 Milliarden Euro 20 Millionen Dollar (ohne Strafen und Zinsen).

Hohe absolute Schuldenlast, auch bei erfolgreichen Entschuldungsbemühungen

Trotz konzertierter Anstrengungen zur Reduzierung der Verschuldung stellt die absolute Höhe der Schulden von Energy Transfer nach wie vor eine wesentliche Schwäche dar und gibt dem Unternehmen weniger finanzielle Flexibilität als einige seiner Mitbewerber, insbesondere wenn es zu einem größeren Marktabschwung kommt. Im Dezember 2024 beliefen sich die Gesamtverbindlichkeiten der Partnerschaft auf einen erheblichen Betrag 78,95 Milliarden US-Dollar, mit langfristigen Schulden bei 60,48 Milliarden US-Dollar. Das ist eine gewaltige Zahl.

Fairerweise muss man sagen, dass das Unternehmen diese Schulden mit einem Verhältnis von Nettoverschuldung zu EBITDA von gut gemanagt hat 3,86x ab Dezember 2024, was für einen kapitalintensiven Midstream-Betreiber überschaubar ist. Dennoch bedeutet das schiere Ausmaß der Verschuldung, dass selbst kleine Zinserhöhungen oder ein Rückgang des ausschüttungsfähigen Cashflows (DCF) schnell Druck auf den Deckungsgrad und die Investitionspläne des Unternehmens ausüben können. Sie verwalten ständig einen riesigen Schuldenberg.

Hier ist die schnelle Rechnung zur Bilanz:

Begrenztes organisches Wachstum außerhalb großer Expansionsprojekte wie LNG

Der Wachstumskurs von Energy Transfer ist durch große, punktuelle Projekte und Akquisitionen gekennzeichnet, was das organische Wachstum volatiler und weniger vorhersehbar macht als ein Unternehmen, das auf kleineren, schrittweisen Erweiterungen aufbaut. Während das Unternehmen stark investiert und ungefähr prognostiziert 4,6 Milliarden US-Dollar bei den organischen Wachstumsinvestitionen für 2025 – dieses Wachstum konzentriert sich auf einige wenige große Initiativen.

Das Problem besteht darin, dass das organische Gewinnwachstum insgesamt langsamer ist als in akquisitionsgetriebenen Zeiten. Das prognostizierte Wachstum des bereinigten EBITDA im Jahr 2025 beträgt etwa 5% (in der Mitte der Prognosespanne von 16,1 bis 16,5 Milliarden US-Dollar) liegt deutlich unter dem 13% Wachstumsrate im Jahr 2024 erreicht, die größtenteils durch Akquisitionen getrieben wurde. Wenn ein wichtiges Projekt ins Stocken gerät, verzögert sich außerdem die gesamte Wachstumsgeschichte.

Das Lake Charles LNG-Projekt ist ein perfektes Beispiel für dieses Risiko. Die endgültige Investitionsentscheidung (FID) für die geplante Exportanlage mit einer Kapazität von 16,5 Millionen Tonnen pro Jahr (MTPA) wurde von Ende 2025 auf verschoben 1. Quartal 2026 aufgrund steigender Kosten und der Notwendigkeit, Verträge abzuschließen. Diese Verzögerung bedeutet, dass sich auch der erwartete jährliche EBITDA-Anstieg von 1,0 bis 1,5 Milliarden US-Dollar durch die Expansion verzögert, was sich definitiv auf die Aussichten für 2026 auswirkt.

Energy Transfer LP (ET) – SWOT-Analyse: Chancen

Endgültige Investitionsentscheidung (FID) und Bau wichtiger Exportterminals

Die größte kurzfristige Chance für Energy Transfer LP liegt in der Fertigstellung zweier großer Exportprojekte, die Ihren kostenpflichtigen Cashflow erheblich steigern werden. In der Skizze wird das LNG-Exportterminal Nederland erwähnt, aber das primäre Erdgasverflüssigungsprojekt ist eigentlich das LNG-Exportterminal Lake Charles in Louisiana, während in Nederland ein massiver NGL-Ausbau im Gange ist.

Das Lake Charles-Projekt, ein Umbau eines bestehenden Importterminals, strebt eine endgültige Investitionsentscheidung (FID) im vierten Quartal 2025 an. Dabei handelt es sich um ein gewaltiges Unterfangen mit einer Nennverflüssigungskapazität von 16,45 Millionen Tonnen pro Jahr (MTPA). Die geschätzten Projektkosten belaufen sich auf rund 13,2 Milliarden US-Dollar, aber Sie managen das Risiko intelligent: Durch eine Partnerschaft mit MidOcean Energy werden 30 % der Baukosten finanziert und 30 % der Produktion bzw. etwa 5 MTPA gesichert. Die Sicherung dieses FID ist die wichtigste Maßnahme für langfristiges Wachstum.

Am Nederland Terminal liegt der Schwerpunkt auf Natural Gas Liquids (NGLs). Die Nederland Flexport NGL Export Expansion ist ein abgeschlossenes FID-Projekt im Wert von rund 1,25 Milliarden US-Dollar, das die Exportkapazität für LPG und Ethan um 250.000 Barrel pro Tag (b/d) erweitert. Der Ethan-Service begann Anfang dieses Jahres, der Propan-Service begann im Juli 2025 und der Ethylen-Service wird für das vierte Quartal 2025 erwartet. Das ist eine schnelle Umsetzung einer großen Kapazitätssteigerung.

Fortsetzung der Konsolidierung im Midstream-Sektor durch wertsteigernde Akquisitionen

Ehrlich gesagt ist Ihre Strategie systematischer, wertsteigernder Akquisitionen ein starker Wachstumsmotor, und der Midstream-Sektor bietet immer noch Ziele. Bei diesen Deals geht es nicht nur darum, größer zu werden; Es geht darum, die Punkte in Ihrem riesigen Netzwerk zu verbinden, was zu einem sofortigen Volumenwachstum führt und erhebliche betriebliche Synergien freisetzt.

Durch die jüngsten großen Akquisitionen haben Sie Ihre Präsenz in wichtigen Becken wie dem Perm, Williston und Haynesville erweitert. Für das Geschäftsjahr 2025 ist dieses anorganische Wachstum ein Schlüsselfaktor, der Ihre bekräftigte Prognose für das bereinigte EBITDA von 16,1 bis 16,5 Milliarden US-Dollar unterstützt. Akquisitionen verbessern die Anlagenintegration, was höhere Margen und höhere Auslastungsraten in Ihrer bestehenden Pipeline von über 140.000 Meilen bedeutet.

Hier ist die kurze Übersicht über die jüngsten Großabschlüsse:

Erhöhte Erdgasnachfrage aus Europa und Asien treibt US-LNG-Exporte an

Die geopolitische Lage und die Energiesicherheitslandschaft begünstigen weiterhin die Exporte von Flüssigerdgas (LNG) aus den USA, und dies ist eine klare, mehrjährige Chance. Die weltweiten LNG-Exporte sollen im Jahr 2025 um 18 Millionen Tonnen auf 410,6 Millionen Tonnen steigen.

Europa ist der unmittelbare Treiber. Der Bedarf an LNG wird voraussichtlich um mehr als 14 Millionen Tonnen auf 101 Millionen Tonnen im Jahr 2025 steigen, da der Kontinent weiterhin verlorene Pipeline-Versorgungen ersetzt und Speicher auffüllt. Die Arbitrage – der Preisunterschied zwischen US-amerikanischem und europäischem Gas – begünstigt immer noch den Export nach Europa bis 2026. Allein im Februar 2025 wurde ein Rekordhoch von etwa 82 % der 8,35 Millionen Tonnen exportierten US-amerikanischen LNG nach Europa geleitet. Die robuste Nachfrage Asiens, insbesondere aus China, bildet eine starke Untergrenze für die globalen Preise und ist ein wichtiges Ziel für Ihre NGL-Exporte.

Mit Ihrer bestehenden NGL-Exportkapazität von mehr als 1,4 Millionen Barrel pro Tag sind Sie bestens aufgestellt, um von dieser weltweiten Nachfrage sowohl nach Erdgas als auch nach NGLs zu profitieren.

Die Ausweitung der Produktionsmengen im Perm-Becken und im Haynesville-Schiefer steigert den Durchsatz

Das Perm-Becken bleibt das Geschenk, das immer wieder gegeben wird, und sein kontinuierliches Wachstum führt direkt zu einem höheren Durchsatz und stabilen gebührenbasierten Einnahmen für Ihr umfangreiches Netzwerk. Die US Energy Information Administration (EIA) prognostiziert für das Jahr 2025 eine durchschnittliche vermarktete Erdgasproduktion im Perm von 25,8 Milliarden Kubikfuß pro Tag (Bcf/d), was einem Anstieg von 1,0 Bcf/d gegenüber 2024 entspricht. Auch die Rohölproduktion soll im Jahr 2025 auf 6,6 Millionen b/d steigen.

Dieser Produktionsschub erfordert mehr Infrastruktur, und Ihr 5-Milliarden-Dollar-Investitionsplan für 2025 ist stark auf die Erfassung dieses Volumens ausgerichtet.

Zu den wichtigsten Perm-Projekten, die im Jahr 2025 online gehen, gehören:

• Die Badger-Anlage, eine kryogene Gasaufbereitungsanlage mit einer Leistung von 200 MMcf/d (Millionen Kubikfuß pro Tag), ging Mitte 2025 in Betrieb.
• Die Verarbeitungsanlage Lenorah II (200 MMcf/d) wurde im zweiten Quartal 2025 in Betrieb genommen.
• Bis zum ersten Quartal 2025 wurden weitere Kapazitätserweiterungen um 100 MMcf/d in bestehenden Anlagen abgeschlossen.

Hier geht es darum, Gas auf den Markt zu bringen, und Ihre Gesamtsammelkapazität von rund 21,3 Millionen MMBtu/Tag Gas und 1,2 MMBbls/Tag NGLs verschafft Ihnen einen eindeutigen Wettbewerbsvorteil bei der Sicherung dieser neuen Mengen.

Energy Transfer LP (ET) – SWOT-Analyse: Bedrohungen

Die größte Bedrohung für Energy Transfer LP ist das regulatorische Umfeld und das schiere Ausmaß des Bilanzrisikos in einem Umfeld steigender Zinssätze. Während Ihr gebührenbasiertes Modell Sie vor den meisten unmittelbaren Schwankungen der Rohstoffpreise schützt, bleiben die langfristigen Kapitalkosten und die Möglichkeit regulatorischer Strafen in Höhe von mehreren Millionen Dollar ein deutlicher Gegenwind.

Nachteilige behördliche Entscheidungen oder Verzögerungen bei Großprojekten wie der Mariner East Pipeline

Die regulatorischen und rechtlichen Herausforderungen in der Vergangenheit von Energy Transfer stellen eine erhebliche betriebliche und finanzielle Bedrohung dar. Die Erfolgsbilanz der Partnerschaft, zu der auch ein dauerhaftes Strafregister in Pennsylvania im Zusammenhang mit dem Bau der Mariner East-Pipeline gehört, führt zu einer höheren Beweis- und Prüfungslast für alle zukünftigen Projekte. Diese Geschichte führt direkt zu Verzögerungen und Strafen in Höhe von mehreren Millionen Dollar, die die Kapitaleffizienz untergraben.

Beispielsweise bleibt der Streit um die Dakota Access Pipeline (DAPL) ein Risiko, dessen Beilegung sich bis ins Jahr 2025 verzögert und das Potenzial für ein erheblich negatives finanzielles Ergebnis birgt. Darüber hinaus hat die Federal Energy Regulatory Commission (FERC) zwei separate zivilrechtliche Strafen gegen die Rover Pipeline Company, LLC und Energy Transfer Partners, L.P. in Höhe von insgesamt mehr als vorgeschlagen 60 Millionen Dollar, mit einer vorgeschlagenen Strafe bei 20,16 Millionen US-Dollar und noch einer bei 40 Millionen Dollar. Dabei handelt es sich nicht nur um Geschäftskosten; Es handelt sich auf jeden Fall um ein erhebliches Risiko für Ihr Wachstumskapitalbudget.

Die zwischen 2018 und 2023 gegen das Mariner East-Projekt verhängten Bußgelder wurden überschritten 42 Millionen DollarDies schafft einen Präzedenzfall dafür, dass die Regulierungsbehörden bereit sind, schwerwiegende finanzielle Konsequenzen zu verhängen. Es besteht die Befürchtung, dass dieser regulatorische Gegenwind die Umsetzung Ihrer ehrgeizigen Ziele verlangsamen wird 5 Milliarden Dollar Organischer Wachstumskapitalplan für 2025.

Die schneller als erwartete Energiewende wirkt sich langfristig auf die Rohölnachfrage aus

Der globale Wandel hin zu kohlenstoffärmeren Energiequellen ist zwar schrittweise, stellt jedoch eine langfristige existenzielle Bedrohung für Ihre auf Rohöl konzentrierten Vermögenswerte dar. Sie schwenken aktiv auf Erdgas und NGL um, was klug ist, aber ein erheblicher Teil Ihrer Infrastruktur ist immer noch an Rohöl gebunden. Dies ist ein langsam fahrender Zug, aber Sie können ihn nicht ignorieren.

Die meisten seriösen Prognosen, darunter auch die von Rystad und der OPEC, gehen davon aus, dass der Höhepunkt der weltweiten Ölnachfrage dazwischen liegt 2028 und 2040. Wenn sich der Übergang aufgrund politischer Änderungen oder technologischer Durchbrüche beschleunigt, könnte das Volumen Ihrer Rohölpipeline-Anlagen zurückgehen oder, schlimmer noch, zu „stranded Assets“ (Infrastruktur, die nicht mehr wirtschaftlich rentabel ist) werden. Während die Erdgasnachfrage stark ist, insbesondere angesichts neuer Rechenzentren und LNG-Exportmöglichkeiten, wäre ein starker Rückgang des rohölbezogenen Durchsatzes schwer schnell auszugleichen.

Die Volatilität der Zinssätze erhöht die Kosten für die Bedienung ihrer erheblichen Schulden

Die schiere Höhe der Schuldenlast von Energy Transfer macht das Unternehmen äußerst empfindlich gegenüber Zinsschwankungen. In einem Umfeld, in dem die Federal Reserve (Fed) immer noch mit der Inflation und möglichen Zinserhöhungen zu kämpfen hat, sind die Kosten für den Schuldendienst ein großes Problem. Hier ist die kurze Berechnung Ihres Schuldenrisikos ab dem dritten Quartal 2025:

Ein nachhaltiger Anstieg der Fremdkapitalkosten könnte den ausschüttbaren Cashflow (DCF), der für Anteilsausschüttungen und Wachstumskapital zur Verfügung steht, erheblich verringern. Ihr Zinsdeckungsgrad von 2,42x für das dritte Quartal 2025 ist akzeptabel, aber es ist eine Zahl, die ständig überwacht werden muss. Jeder Anstieg Ihrer durchschnittlichen Schuldenkosten wirkt sich direkt negativ auf das Geld aus, das Sie an Ihre Partner zurückzahlen.

Rohstoffpreisschwäche verringert Bohraktivität und zukünftige Volumenverpflichtungen

Obwohl das Geschäftsmodell von Energy Transfer weitgehend kostenpflichtig ist – mit über 80% Ihres bereinigten EBITDA durch feste Gebühren, Take-or-Pay-Verträge oder andere langfristige Verträge geschützt – die restlichen 10 bis 15 % Ihres Gewinns sind direkt den Schwankungen und Spreads der Rohstoffpreise ausgesetzt. Darüber hinaus stellt eine anhaltende Schwäche der Rohstoffpreise eine Bedrohung für künftige Mengen dar, nicht nur für die aktuellen.

Wenn die Rohölpreise deutlich unter den Durchschnitt des ersten Quartals 2025 fallen $71.81 (WTI-Spotpreis) und die Erdgaspreise sinken gegenüber dem Durchschnitt des ersten Quartals 2025 von $4.15 (Henry Hub) werden sich die Bohraktivitäten in wichtigen Becken wie dem Perm verlangsamen. Diese Reduzierung der Upstream-Investitionen (CapEx) führt letztendlich zu weniger neuen Bohrlöchern, was bedeutet, dass Energy Transfer weniger Möglichkeiten hat, sich neue, langfristige Volumenverpflichtungen zu sichern, wenn bestehende Verträge auslaufen. Selbst bei hohen aktuellen Volumina zerstört eine anhaltende Phase schwacher Preise die Pipeline für zukünftiges Wachstum.

• Überwachen Sie das Verhältnis von Schulden zu bereinigtem EBITDA genau. Ziel ist es, den Wert unter dem 4,5-fachen zu halten.
• Priorisieren Sie Erdgas- und NGL-Projekte gegenüber Rohöl, um das Risiko der Energiewende zu verringern.
• Finanzen: Entwurf einer 13-wöchigen Liquiditätsprognose bis Freitag, die explizit einen Anstieg der Schuldenkosten um 100 Basispunkte modelliert.