Wichtige Daten - Energy Transfer LP (ET) | Q4 2025
- Aktueller Kurs: ~$19
- Q4 2025 Gesamtumsatz: $25.3B (+30% YoY)
- Q4 2025 bereinigtes EBITDA: ~$4,2B (+8% YoY)
- Bereinigtes EBITDA für das Gesamtjahr 2025: ~$16B (+3% YoY, Partnerschaftsrekord)
- DCF für das Gesamtjahr 2025 (den Partnern zurechenbar, bereinigt): $8.2B
- Prognose für das bereinigte EBITDA 2026: 17,45 bis 17,85 Mrd. US-Dollar (angehoben von 17,3 bis 17,7 Mrd. US-Dollar)
- Ausschüttungswachstumsziel: 3%-5% jährlich (langfristig)
- TIKR-Modell-Kursziel: $50,31 (mittlerer Fall, realisiert am 31.12.30)
- Implizites Aufwärtspotenzial: ~+165% über ~5 Jahre (~23% auf Jahresbasis)
Energy Transfer-Aktie erreicht Rekord-EBITDA und steigert Umsatz im 4. Quartal um 30%
Die Energy Transfer-Aktie(ET) schloss das vierte Quartal 2025 mit einem bereinigten EBITDA von ca. 4,2 Mrd. USD ab, was einem Anstieg von ca. 8 % gegenüber dem Vorjahreszeitraum entspricht und ein Gesamtjahr 2025 abschließt, das mit einem bereinigten EBITDA von fast 16 Mrd. USD einen Partnerschaftsrekord darstellt.
Das Intrastate-Erdgassegment war das herausragende Segment des Quartals, in dem das bereinigte EBITDA von 263 Millionen US-Dollar im vierten Quartal 2024 auf 355 Millionen US-Dollar anstieg, was einem Anstieg von etwa 35 % entspricht, der auf eine verstärkte Optimierung der Pipelines und Speicher sowie höhere Mengen im Intrastate-System von ET in Texas aufgrund des Mengenwachstums Dritter zurückzuführen ist.
Das zwischenstaatliche Erdgassegment leistete ebenfalls einen bedeutenden Beitrag und verzeichnete ein bereinigtes EBITDA von 523 Millionen US-Dollar gegenüber 493 Millionen US-Dollar im Vorjahresquartal, was auf mehr verkaufte Kapazitäten und eine höhere Auslastung bei Panhandle Eastern, Trunkline, Florida Gas und Transwestern zurückzuführen ist.
Das Segment NGL und raffinierte Produkte blieb mit 1,1 Milliarden US-Dollar im Vergleich zum Vorquartal unverändert, wobei ein einmaliger Vorteil aus regulatorischen Aufträgen in Höhe von 56 Millionen US-Dollar durch niedrigere Hedge-Gewinne in Höhe von 58 Millionen US-Dollar im Zusammenhang mit der zeitlichen Abrechnung von NGL-Beständen und einer Auswirkung von 14 Millionen US-Dollar aufgrund von nebelbedingten Verzögerungen bei der Verladung am Terminal in Nederland ausgeglichen wurde. Laut Thomas Long, Co-Chief Executive Officer, auf der Telefonkonferenz für das vierte Quartal, werden sowohl die 58 Mio. $ als auch die 14 Mio. $ Auswirkungen voraussichtlich im ersten Quartal 2026 wieder ausgeglichen sein.
Das Rohölsegment verzeichnete einen Rückgang von 722 Mio. $ gegenüber 760 Mio. $ im vierten Quartal 2024, da die geringeren Einnahmen aus dem Bakken-Transport das Wachstum in mehreren anderen Rohölpipelinesystemen und dem Sammelbetrieb im Permian Basin überwogen.
Das organische Wachstumskapital für das Gesamtjahr 2025 belief sich auf ca. 4,5 Mrd. USD und konzentrierte sich auf die Segmente NGL und raffinierte Produkte, Midstream und Intrastate, ohne SUN und USA Compression.
Energy Transfer erhöhte seine Prognose für das bereinigte EBITDA im Jahr 2026 auf eine Spanne von 17,45 bis 17,85 Mrd. US-Dollar, gegenüber der vorherigen Spanne von 17,3 bis 17,7 Mrd. US-Dollar. Diese Änderung spiegelt den Abschluss der Übernahme der J-W Power Company durch USA Compression im Januar 2026 wider. Das Unternehmen behielt sein langfristiges Ausschüttungswachstumsziel von 3 % bis 5 % pro Jahr und ein Leverage-Ziel von 4x bis 4,5x EBITDA bei.
Was die Wachstumspipeline betrifft, so ist das Hugh-Brinson-Projekt zum Zeitpunkt der Telefonkonferenz zu etwa 75 % durch den Bau der Hauptleitung abgeschlossen, wobei 100 % der Rohre geliefert wurden, Phase 1 voraussichtlich im vierten Quartal 2026 in Betrieb genommen wird und einige frühe Mengen möglicherweise schon vor diesem Datum fließen. Die Desert Southwest-Pipeline wurde im Dezember von 42 auf 48 Zoll vergrößert, wodurch die Kapazität auf bis zu 2,3 Mrd. Kubikmeter pro Tag erhöht wird. Die voraussichtlichen Kosten belaufen sich auf etwa 5,6 Mrd. US-Dollar, und die Inbetriebnahme ist für das vierte Quartal 2029 geplant.
Energy Transfer-Aktie: Was die Gewinn- und Verlustrechnung zeigt
Die Gewinn- und Verlustrechnung der Energy Transfer-Aktie für das vierte Quartal 2025 spiegelt ein Midstream-Modell mit niedrigen Margen und hohem Durchsatz wider, bei dem es eher um Mengenwachstum und EBITDA-Effizienz als um traditionelle Margenausweitung geht.
Der Bruttogewinn im vierten Quartal 2025 belief sich auf 4,4 Mrd. USD, ein Plus von 8 % gegenüber dem Vorjahr, und die Bruttomarge lag bei 17,6 %, gegenüber 21 % im vierten Quartal 2024.
Der Rückgang der Bruttomarge von 21% auf 18% im Quartalsvergleich entspricht dem Umsatzanstieg: Die Gesamteinnahmen im vierten Quartal 2025 in Höhe von 25,3 Mrd. US-Dollar stiegen um 30 % gegenüber 19,5 Mrd. US-Dollar im vierten Quartal 2024, wobei es sich um einen Mix aus höheren rohstoffgebundenen Einnahmen mit niedrigeren zusätzlichen Margen handelt.
Das Betriebsergebnis lag im 4. Quartal 2025 bei 2,35 Mrd. USD, 3 % höher als im 4. Quartal 2024 (2,28 Mrd. USD), und die operative Marge betrug 9,3 % gegenüber 11,7 % im Vorjahreszeitraum.
Die Margenentwicklung in den letzten acht Quartalen bewegte sich in einer relativen Bandbreite, wobei die operative Marge zwischen etwa 9 % und 12 % schwankte, was eher die vertragslastige, gebührenbasierte Struktur von ET als die Sensibilität für Rohstoffspreads widerspiegelt.
Bewertungsmodell
Das TIKR-Modell bewertet die Energy Transfer-Aktie im mittleren Szenario mit 50,31 $, was eine Gesamtrendite von etwa +165 % gegenüber dem aktuellen Kurs von ~19 $ über einen Zeitraum von etwa 4,7 Jahren bedeutet, was einer jährlichen Rendite von etwa 23 % entspricht.
Die Mid-Case-Annahmen sind eine Umsatz-CAGR von 4,3 % bis 2035 und eine Nettogewinnmarge von 5,6 %, bescheidene Ziele für eine Partnerschaft, die gerade einen EBITDA-Rekord für das Gesamtjahr verzeichnet hat und allein im Jahr 2026 über 5 bis 5,5 Mrd. USD an organischem Wachstumskapital verfügt.
Dieser Ergebnisbericht stärkt den Investment Case, ohne ihn aufzulösen: Das Rekord-EBITDA wird bestätigt, der Wachstumsrückstand wächst, und die Oracle-Rechenzentrumsvereinbarung hat begonnen zu fließen. Was bei einem Kurs von 19 $ noch nicht eingepreist ist, ist die Tatsache, dass Hugh Brinson, Desert Southwest, Frac IX und die Ethan-Erweiterung in Marcus Hook alle zwischen 2026 und 2029 einen Umsatzbeitrag leisten werden.
Die Energy Transfer-Aktie scheint im Vergleich zum mittleren TIKR-Ziel deutlich unterbewertet zu sein, und die Zahlen für Q4 2025 ändern nichts an dieser Einschätzung.
Die eigentliche Frage für die Energy Transfer-Aktie ist, ob die jährlichen Wachstumsinvestitionen in Höhe von mehr als 5 Mrd. USD sauber in ein EBITDA-Wachstum umgewandelt werden können, und zwar in dem Tempo, das das Bewertungsmodell erfordert, oder ob das Ausführungsrisiko und die Rohstoffvolatilität die Rendite beeinträchtigen.
Was richtig laufen muss
- Hugh Brinson Phase 1 liefert 2026 erste Mengen, öffnet den Permian-Austritt früher als geplant und erzielt eine Waha-to-Market-Spanne für 160.000 Mcf pro Tag offener Kapazität
- Die Vereinbarung mit dem Oracle-Rechenzentrum und die drei Kraftwerksanschlüsse in Oklahoma (ca. 190 MMcf pro Tag, voraussichtlich im 2. Quartal 2026) laufen planmäßig an und sichern gebührenpflichtige Einnahmen für nicht ausgelastete Leitungen
- Desert Southwest erreicht FID-Meilensteine auf dem Weg zur Inbetriebnahme im 4. Quartal 2029, wobei die vertraglich vereinbarte Nachfrage von Versorgungsunternehmen und Rechenzentren bereits die 48-Zoll-Erweiterung unterstützt
- Frac IX in den Anlagen Mont Belvieu und Mustang Draw I und II (Inbetriebnahme im 2. und 4. Quartal 2026) trägt erstmals zum NGL-EBITDA bei und hebt den Volumenmix von ET auf über 60 %
Was noch schief gehen kann
- Die Hedge-Timing-Verluste in Höhe von 72 Mio. USD im 4. Quartal und die Auswirkungen des Nebels in Nederland erholen sich wie geplant im 1. Quartal 2026, aber jede weitere einmalige Belastung durch Wetter, behördliche Auflagen oder Bauverzögerungen würde die saubere vierteljährliche Run Rate unter Druck setzen
- Die Preise für die NGL-Fraktionierung stehen unter Wettbewerbsdruck, wie Mackie McCrea in der Telefonkonferenz einräumte: Das Segment steuert auf eine Überproduktion zu", was die Wirtschaftlichkeit von Drittverträgen für Frac IX beeinträchtigen könnte
- Durch die Aussetzung der Lake Charles LNG-Anlage entfällt eine langfristige Einnahmeoption; wenn sich kein Drittkäufer findet oder das Terminal zu niedrigeren Renditen umgewidmet wird, verdient das dort eingesetzte Kapital weniger als in der ursprünglichen These angenommen
- Die Beibehaltung des Verschuldungsgrads von 4x bis 4,5x EBITDA während eines jährlichen Investitionszyklus von mehr als $5 Mrd. bietet nur ein begrenztes Polster, wenn das EBITDA-Wachstum die Inbetriebnahme des Projekts auch nur um ein oder zwei Quartale verzögert.
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