Chiffres clés - Energy Transfer LP (ET) | T4 2025
- Prix actuel : ~19
- Chiffre d'affaires total au 4ème trimestre 2025 : 25,3 milliards de dollars (+30% par rapport à l'année précédente)
- Q4 2025 EBITDA ajusté : ~4,2 milliards de dollars (+8 % par rapport à l'année précédente)
- EBITDA ajusté pour l'année 2025 : ~16 milliards de dollars (+3% par rapport à l'année précédente, record de partenariat)
- DCF de l'année 2025 (attribuable aux partenaires, tel qu'ajusté) : $8.2B
- Prévisions d'EBITDA ajusté pour 2026 : 17,45 à 17,85 milliards de dollars (contre 17,3 à 17,7 milliards de dollars auparavant)
- Objectif de croissance de la distribution : 3 à 5 % par an (à long terme)
- Prix cible du modèle TIKR : 50,31 $ (cas moyen, réalisé au 31/12/30)
- Hausse implicite : ~+165% sur ~5 ans (~23% annualisé)
L'action Energy Transfer atteint un EBITDA record alors que les revenus du 4ème trimestre augmentent de 30%.
L'action Energy Transfer(ET) a clôturé le quatrième trimestre 2025 avec un EBITDA ajusté d'environ 4,2 milliards de dollars, en hausse d'environ 8% par rapport à la même période de l'année précédente, couronnant une année 2025 qui a établi un record de partenariat à près de 16 milliards de dollars d'EBITDA ajusté.
Le segment du gaz naturel intra-étatique s'est distingué au cours du trimestre, avec un EBITDA ajusté passant de 263 millions de dollars au quatrième trimestre 2024 à 355 millions de dollars, soit une hausse d'environ 35 %, grâce à l'optimisation accrue des pipelines et du stockage et à l'augmentation des volumes dans le système intra-étatique d'ET au Texas, grâce à la croissance des volumes des tiers.
Le segment du gaz naturel interétatique a également apporté une contribution significative, affichant un EBITDA ajusté de 523 millions de dollars contre 493 millions de dollars au trimestre précédent, reflétant une augmentation de la capacité vendue et de l'utilisation sur Panhandle Eastern, Trunkline, Florida Gas et Transwestern.
Le segment des LGN et des produits raffinés est resté stable à 1,1 milliard de dollars d'un trimestre à l'autre, avec un avantage ponctuel de 56 millions de dollars lié à une ordonnance réglementaire, compensé par une baisse de 58 millions de dollars des gains de couverture liés au calendrier de règlement des stocks de LGN et par un impact de 14 millions de dollars lié aux retards de chargement dus au brouillard au terminal de Nederland. Selon Thomas Long, co-chef de la direction, lors de la conférence téléphonique sur les résultats du quatrième trimestre, les impacts de 58 millions de dollars et de 14 millions de dollars devraient être récupérés au premier trimestre 2026.
Le segment du brut s'est établi à 722 millions de dollars, en baisse par rapport aux 760 millions de dollars du T4 2024, la baisse des revenus de transport de Bakken l'emportant sur la croissance de plusieurs autres systèmes de pipelines de brut et de l'opération de collecte du bassin Permien.
Le capital de croissance organique pour l'ensemble de l'année 2025 s'est élevé à environ 4,5 milliards de dollars, concentrés dans les segments des LGN et des produits raffinés, du secteur intermédiaire et de l'intrastate, à l'exclusion de SUN et de USA Compression.
Energy Transfer a relevé ses prévisions d'EBITDA ajusté pour 2026 à une fourchette de 17,45 milliards de dollars à 17,85 milliards de dollars, en hausse par rapport à la fourchette précédente de 17,3 milliards de dollars à 17,7 milliards de dollars. La révision reflète la clôture en janvier 2026 de l'acquisition de J-W Power Company par USA Compression. La société a maintenu son objectif de croissance de la distribution à long terme de 3 à 5 % par an et un objectif d'effet de levier de 4 à 4,5 fois l'EBITDA.
En ce qui concerne le pipeline de croissance, le projet Hugh Brinson est à environ 75 % de la construction de la ligne principale au moment de l'appel, avec 100 % des tuyaux livrés, la phase 1 devrait entrer en service au quatrième trimestre 2026, et certains volumes précoces pourraient s'écouler avant cette date. Le pipeline Desert Southwest a été agrandi de 42 à 48 pouces en décembre, augmentant ainsi sa capacité jusqu'à 2,3 milliards de pieds cubes par jour, pour un coût prévu d'environ 5,6 milliards de dollars, avec un objectif de mise en service au quatrième trimestre 2029.
L'action Energy Transfer : Ce que montre le compte de résultat
Le compte de résultat d'Energy Transfer stock pour le quatrième trimestre 2025 reflète un modèle intermédiaire à faible marge et à haut débit où l'histoire de l'exploitation est l'échelle de volume et l'efficacité de l'EBITDA plutôt que l'expansion traditionnelle des marges.
Le bénéfice brut du T4 2025 s'est élevé à 4,4 milliards de dollars, en hausse de 8% par rapport à l'année précédente, avec une marge brute de 17,6%, en baisse par rapport à 21% au T4 2024.
La compression de la marge brute de 21% à 18% d'un trimestre à l'autre suit la hausse des revenus : Les revenus totaux du T4 2025 de 25,3 milliards de dollars ont augmenté de 30% par rapport à 19,5 milliards de dollars au T4 2024, un mélange de revenus plus élevés liés aux produits de base qui portent des marges incrémentielles plus faibles.
Le revenu d'exploitation a atteint 2,35 milliards de dollars au quatrième trimestre 2025, en hausse de 3 % par rapport à 2,28 milliards de dollars au quatrième trimestre 2024, avec une marge d'exploitation de 9,3 % contre 11,7 % au cours de la période correspondante de l'année précédente.
La trajectoire de la marge au cours des huit derniers trimestres a été relativement limitée, la marge d'exploitation oscillant entre environ 9 % et 12 %, reflétant la structure à forte intensité de contrats et à base d'honoraires d'ET plutôt que la sensibilité aux écarts de prix des produits de base.
Modèle d'évaluation
Le modèle TIKR évalue l'action Energy Transfer à 50,31 $ dans le scénario médian, ce qui implique un rendement total d'environ +165 % par rapport au prix actuel d'environ 19 $ sur environ 4,7 ans, ce qui correspond à un taux annuel d'environ 23 %.
Les hypothèses moyennes sont un TCAC des revenus de 4,3 % jusqu'en 2035 et une marge bénéficiaire nette de 5,6 %, des objectifs modestes pour un partenariat qui vient d'enregistrer un record d'EBITDA pour une année complète et qui dispose de 5 à 5,5 milliards de dollars de capital de croissance organique à déployer rien qu'en 2026.
Ce rapport sur les bénéfices renforce le dossier d'investissement sans le résoudre : le record d'EBITDA est confirmé, le carnet de commandes de croissance s'étoffe et l'accord sur les centres de données d'Oracle a commencé à s'écouler. Ce qui n'est pas encore évalué à 19 dollars, c'est l'effet composé de Hugh Brinson, Desert Southwest, Frac IX et de l'expansion de l'éthane de Marcus Hook, qui contribueront tous aux revenus entre 2026 et 2029.
L'action Energy Transfer semble matériellement sous-évaluée par rapport à l'objectif TIKR moyen, et l'impression du quatrième trimestre 2025 n'affaiblit pas ce point de vue.
La vraie question pour l'action Energy Transfer est de savoir si plus de 5 milliards de dollars de croissance annuelle des dépenses d'investissement se transforment en croissance de l'EBITDA au rythme requis par le modèle d'évaluation, ou si le risque d'exécution et la volatilité des matières premières émoussent le rendement.
Ce qui doit bien se passer
- La phase 1 de Hugh Brinson livre les premiers volumes en 2026, ouvrant la sortie du Permien en avance sur le calendrier et capturant le spread Waha-to-market sur 160 000 Mpc par jour de capacité ouverte.
- L'accord avec le centre de données Oracle et les trois connexions avec les centrales électriques de l'Oklahoma (environ 190 millions de pieds cubes par jour, attendus au deuxième trimestre 2026) progressent selon le calendrier prévu, ce qui permet d'ajouter des revenus basés sur les redevances à des conduites sous-utilisées.
- Desert Southwest atteint les étapes de la décision d'investissement finale sur la voie de la mise en service au quatrième trimestre 2029, la demande contractuelle des services publics et des centres de données soutenant déjà l'augmentation de 48 pouces.
- Frac IX à Mont Belvieu et Mustang Draw I et II (Q2 et Q4 2026 en service) commence à contribuer à l'EBITDA des LGN, augmentant le mélange de volume affilié d'ET au-dessus de 60%.
Ce qui pourrait encore mal tourner
- Les 72 millions de dollars de pertes de timing de couverture du T4 et les impacts du brouillard de Nederland se rétablissent comme prévu au T1 2026, mais tout autre frein ponctuel dû aux retards météorologiques, réglementaires ou de construction mettrait sous pression le taux d'exécution trimestriel propre.
- Les taux de fractionnement des LGN sont soumis à la pression de la concurrence, comme l'a reconnu Mackie McCrea lors de l'appel : le segment "se dirige vers une surconsommation", ce qui pourrait réduire l'économie des contrats avec des tiers pour Frac IX.
- La suspension de Lake Charles LNG supprime une option de revenus à long terme ; si aucun acheteur tiers n'émerge ou si le terminal est réaffecté à des rendements inférieurs, le capital déployé à cet endroit rapporte moins que ce qui avait été prévu à l'origine.
- Le maintien d'un effet de levier de 4x à 4,5x l'EBITDA au cours d'un cycle d'investissement annuel de plus de 5 milliards de dollars ne laisse qu'une marge de manœuvre limitée si la croissance de l'EBITDA accuse un retard d'un ou deux trimestres par rapport à la mise en service du projet.
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