Enbridge Inc. (Enbridge) agiert als Energie-Infrastrukturunternehmen in Nordamerika.
Die Kerngeschäfte des Unternehmens umfassen Flüssigkeitspipelines, die Pipelines und Terminals in Kanada und den USA umfassen, die verschiedene Sorten von Rohöl und anderen flüssigen Kohlenwasserstoffen transportieren und exportieren; Gasübertragung und -mittelstrecke, die Investitionen in Erdgasleitungen und Sammel- und Verarbeitungseinrichtungen in Kanada und den USA umfassen; Gasverteilung und -speicherung,...
Enbridge Inc. (Enbridge) agiert als Energie-Infrastrukturunternehmen in Nordamerika.
Die Kerngeschäfte des Unternehmens umfassen Flüssigkeitspipelines, die Pipelines und Terminals in Kanada und den USA umfassen, die verschiedene Sorten von Rohöl und anderen flüssigen Kohlenwasserstoffen transportieren und exportieren; Gasübertragung und -mittelstrecke, die Investitionen in Erdgasleitungen und Sammel- und Verarbeitungseinrichtungen in Kanada und den USA umfassen; Gasverteilung und -speicherung, die Erdgasversorgungsbetriebe umfassen, die Wohn-, Gewerbe- und Industriekunden in Ontario und Quebec bedienen; und Erneuerbare Energieerzeugung, die hauptsächlich aus Investitionen in Wind- und Solaranlagen sowie geothermische, Abwärmerückgewinnungs- und Übertragungsanlagen in Nordamerika und Europa besteht.
Geschäftssegmente
Im Jahr 2023 wurden die Aktivitäten in fünf Geschäftssegmenten durchgeführt: Flüssigkeitspipelines; Gasübertragung und -mittelstrecke; Gasverteilung und -speicherung; Erneuerbare Energieerzeugung; und Energiedienstleistungen.
Flüssigkeitspipelines-Segment
Flüssigkeitspipelines umfassen Pipelines und Terminals in Kanada und den USA, die verschiedene Sorten von Rohöl und anderen flüssigen Kohlenwasserstoffen transportieren und exportieren.
Hauptleitungssystem
Das Hauptleitungssystem besteht aus der Canadian Mainline und dem Lakehead System. Die Canadian Mainline ist ein gemeinsamer Träger-Pipelinesystem, das verschiedene Sorten von Rohöl und anderen flüssigen Kohlenwasserstoffen innerhalb Westkanadas und von Westkanada bis zur Grenze Kanada/USA nahe Gretna, Manitoba und Neche, North Dakota sowie von der USA/Kanada-Grenze nahe Port Huron, Michigan und Sarnia, Ontario nach Ostkanada transportiert. Die Canadian Mainline umfasst sechs benachbarte Pipelines mit einer kombinierten Betriebskapazität von etwa 3,2 Millionen Barrel pro Tag (mmbpd), die am Kanada/USA-Grenzpunkt mit dem Lakehead System verbunden sind, sowie fünf Pipelines, die Rohöl und raffinierte Produkte nach Ostkanada liefern. Das Lakehead System ist der Teil des Hauptleitungssystems in den USA. Es handelt sich um ein interstate gemeinsames Träger-Pipelinesystem, das von der Federal Energy Regulatory Commission (FERC) reguliert wird und der Haupttransporteur von Rohöl und flüssigem Erdöl von Westkanada in die USA ist.
Tarifrahmen
Das Wettbewerbsfähige Tarifabkommen (CTS), das die Tarife der Canadian Mainline regelte, mit Ausnahme von Lines 8 und 9, die separat tarifiert sind, lief am 30. Juni 2021 aus. Das CTS war eine 10-jährige Verhandlungsvereinbarung und sah einen kanadischen Lokaltarif für Lieferungen innerhalb Westkanadas sowie einen Internationalen Gemeinsamen Tarif (IJT) für Rohöllieferungen vor, die in Westkanada ihren Ursprung haben, auf der Canadian Mainline und in die USA über das Lakehead System und nach Ostkanada geliefert werden.
Enbridge hat eine Vereinbarung über eine Verhandlungslösung mit Versendern für Tarife auf seinem Hauptleitungssystem getroffen. Die Hauptleitungstarifvereinbarung (MTS) umfasst sowohl den kanadischen als auch den US-amerikanischen Teil der Mainline und sieht vor, dass die Mainline weiterhin als gemeinsames Trägersystem verfügbar ist, das allen Versendern auf monatlicher Nominierungsbasis zur Verfügung steht. Das MTS unterliegt behördlicher Genehmigung und hat eine Laufzeit von sieben Jahren und sechs Monaten bis Ende 2028, mit überarbeiteten vorläufigen Tarifen, die ab dem 1. Juli 2023 wirksam sind.
Das MTS umfasst:
einen IJT für Bewegungen von schwerem Rohöl von Hardisty nach Chicago, bestehend aus einer Canadian Mainline, einem Lakehead System Tarif, dem entsprechenden Line 3 Ersatzzuschlag;
Tariferhöhungen für Betriebs-, Verwaltungs- und Energiekosten, die an den US-amerikanischen Verbraucherpreis- und Energieindizes gekoppelt sind;
Tarife, die weiterhin nach Entfernung und Ware angepasst sind und einen doppelten Währungs-IJT verwenden; und
einen finanziellen Leistungskragen, der Anreize für Enbridge schafft, Durchsatz und Kosten zu optimieren, aber auch Schutz nach unten bietet im Falle extremer Angebots- oder Nachfrageschwankungen oder unvorhergesehener Betriebskostenexposition.
Enbridge reichte am 15. Dezember 2023 einen Antrag bei der Canada Energy Regulator (CER) zur Genehmigung des MTS ein, mit einstimmiger Unterstützung seiner Vertreter-Stakeholder-Gruppe. Die CER teilte in ihrem Verfahrensschreiben mit, dass bis zum 19. Januar 2024 keine abweichenden Kommentare eingegangen seien und dass sie über den Antrag entscheiden könne oder weitere Verfahrensschritte festlegen könne.
Lakehead System Lokaltarife
Die Transporttarife werden von der FERC für Lieferungen von der Kanada/USA-Grenze nahe Neche, North Dakota, Clearbrook, Minnesota und anderen Punkten zu den Hauptlieferpunkten des Lakehead Systems reguliert. Das Lakehead System passt diese Transporttarife periodisch an, wie es nach der Indexmethodik und Tarifvereinbarungen der FERC zulässig ist, deren Hauptbestandteile Indextarife und der Facilities Surcharge Mechanismus sind. Indextarife, der Basisanteil der Transporttarife für das Lakehead System, unterliegen einer jährlichen Inflationsanpassung, die die festgelegten Höchstraten nicht überschreiten darf, wie von der FERC genehmigt. Der Facilities Surcharge Mechanismus ermöglicht es dem Lakehead System, Kosten im Zusammenhang mit bestimmten von den Versendern angeforderten Projekten durch einen zusätzlichen Zuschlag neben den bestehenden Basistarifen zu decken und wird jährlich am 1. April angepasst.
Am 24. Mai 2023 reichte Enbridge ein Vergleichsangebot bei der FERC für das Lakehead System ein (der Lakehead System Vergleich). Neben der Beilegung von Rechtsstreitigkeiten im Zusammenhang mit dem Indexanteil der Lakehead System-Tarife umfasst der Lakehead System-Vergleich auch ein Abschreibungstruncationsdatum zum 31. Dezember 2048 für die auf den Index und den Facilities Surcharge anwendbaren Rate Base und eine Vereinbarung über die Bedingungen für die zukünftige Deckung von Kosten im Zusammenhang mit zwei Line 5-Projekten: dem Wisconsin Relocation Project und dem Straits of Mackinac Tunnel. Der Lakehead System-Vergleich wurde am 23. Juni 2023 vom Settlement Judge zertifiziert und am 27. November 2023 von den FERC-Kommissaren genehmigt. Die Lakehead System-Tarife wurden ab dem 1. Dezember 2023 überarbeitet, um den Bedingungen des Lakehead System Settlements gerecht zu werden.
Regionales Ölsand-System
Das Regionale Ölsand-System umfasst sieben intra-albertische Langstreckenpipelines: die Athabasca-Pipeline, die Waupisoo-Pipeline, die Woodland- und Woodland-Extension-Pipelines, das Wood Buffalo- und Wood Buffalo-Extension/Athabasca Twin-Pipelinesystem und das Norlite-Pipelinesystem (Norlite), sowie zwei große Terminals: das Athabasca-Terminal nördlich von Fort McMurray, Alberta und das Cheecham-Terminal südlich von Fort McMurray, Alberta. Das Regionale Ölsand-System umfasst auch zahlreiche Nebenleitungen und zugehörige Einrichtungen, die derzeit Zugang zur Ölsandproduktion aus den drei großen Ölsandablagerungen Athabasca, Cold Lake und Peace River bieten.
Die kombinierte Kapazität der intra-albertischen Langstreckenpipelines beträgt etwa 1.120 Tausend Barrel pro Tag (kbpd) nach Edmonton und 1.415 kbpd nach Hardisty, wobei Norlite etwa 218 kbpd an Verdünnungskapazität in die Region Fort McMurray liefert. Das Unternehmen hält eine Beteiligung von 50 % an der Woodland-Pipeline und eine Beteiligung von 70 % an Norlite. Das Regionale Ölsand-System wird durch langfristige Vereinbarungen mit mehreren Ölsandproduzenten gestützt, die eine Stabilität des Cashflows bieten und auch Bestimmungen für die Deckung einiger Betriebskosten dieses Systems enthalten.
Am 5. Oktober 2022 schloss das Unternehmen eine Transaktion mit Athabasca Indigenous Investments Limited Partnership (Aii), einer neu geschaffenen Einheit, die 23 First Nation- und Métis-Gemeinschaften vertritt, ab, gemäß der Aii eine 11,6%ige nicht betriebliche Beteiligung an den sieben intra-albertischen Langstreckenpipelines im Regionalen Ölsand-System erwarb.
Golfküste und Mittlerer Westen
Die Golfküste umfasst Flanagan South, Spearhead Pipeline, Seaway Crude Pipeline System (Seaway Pipeline), das Mid-Continent System (Cushing Terminal), Gray Oak und das EIEC.
Flanagan South ist eine 950 Kilometer (590 Meilen) lange, 36-Zoll durchmessende interstate Rohölpipeline, die an dem Terminal des Unternehmens in Flanagan, Illinois, einem Lieferpunkt im Lakehead System, beginnt und in Cushing, Oklahoma endet. Flanagan South hat eine Kapazität von etwa 660 kbpd.
Die Spearhead Pipeline ist eine Langstreckenpipeline, die Rohöl von Flanagan, Illinois, einem Lieferpunkt im Lakehead System, nach Cushing, Oklahoma, transportiert. Die Spearhead Pipeline hat eine Kapazität von etwa 193 kbpd.
Das Unternehmen hält eine 50%ige Beteiligung an der 1.078 Kilometer (670 Meilen) langen Seaway Pipeline, einschließlich des 805 Kilometer (500 Meilen) langen 30-Zoll durchmessenden Langstreckensystems zwischen Cushing, Oklahoma und Freeport, Texas, sowie des Texas City Terminal und Distributionssystems, das Raffinerien in den Gebieten Houston und Texas City versorgt. Die Gesamtkapazität des Seaway Pipeline-Systems beträgt etwa 950 kbpd. Das Seaway Pipeline umfasst auch 8,8 Millionen Barrel Lagerkapazität für Rohöl an der texanischen Golfküste.
Das Mid-Continent System besteht aus Lagertankanlagen am Cushing Terminal, die aus über 110 einzelnen Lagertanks mit Größen von 78 bis 570 Tausend Barrel bestehen. Die Gesamtlagerkapazität des Cushing-Terminals beträgt etwa 26 Millionen Barrel. Ein Teil der Lageranlagen wird für betriebliche Zwecke genutzt, während der Rest an verschiedene Teilnehmer des Rohölmarktes vermietet ist, um deren Lageranforderungen zu erfüllen. Die Vertragsgebühren umfassen feste monatliche Lagergebühren, Durchsatzgebühren für den Empfang und die Lieferung von Rohöl von und zu verbindenden Pipelines und Terminals sowie Mischgebühren.
Gray Oak ist ein 1.368 Kilometer (850 Meilen) langes Rohölsystem mit Ursprungspunkten in den Eagle Ford- und Permian-Becken in West-Texas. Gray Oak hat Lieferpunkte an der US-Golfküste und in der Raffinerieregion Houston. Es hat eine erwartete durchschnittliche jährliche Kapazität von 900 kbpd und transportiert leichtes Rohöl. Bis zum 31. Dezember 2023 erhöhte sich das effektive wirtschaftliche Interesse des Unternehmens an Gray Oak von 58,5 % auf 68,5 % aufgrund des Erwerbs des 10%igen Anteils von Rattler Midstream an der Pipeline. Das Unternehmen übernahm im April 2023 die Betriebsführung von Gray Oak.
Im Oktober 2021 erwarb das Unternehmen Moda Midstream Operating, LLC, einschließlich des EIEC, das sich in der Nähe von Corpus Christi, Texas, befindet. Dieses Terminal besteht aus 15,6 Millionen Barrel Lagerkapazität und 1,5 mmbpd Exportkapazität. Das Unternehmen erwarb auch eine 20%ige Beteiligung an der 670-kbpd Cactus II Pipeline, eine 100%ige Beteiligung an der 300-kbpd Viola Pipeline und eine 100%ige Beteiligung am 350-Tausend-Barrel-Taft-Terminal. Im November 2022 erwarb das Unternehmen eine zusätzliche 10%ige Beteiligung an der Cactus II Pipeline, wodurch sein Gesamtanteil an nicht betrieblichen Anteilen auf 30% stieg.
Sonstiges
Sonstiges umfasst die Southern Lights Pipeline, das Express-Platte System, das Bakken-System und Zuführungsleitungen und Sonstiges.
Die Southern Lights Pipeline ist eine einzelne 180 kbpd 16/18/20-Zoll durchmessende Pipeline, die Verdünnungsmittel von der Manhattan Terminal nahe Chicago, Illinois zu drei westkanadischen Lieferanlagen transportiert, die sich an den Terminals in Edmonton und Hardisty in Alberta und dem Terminal in Kerrobert in Saskatchewan befinden. Sowohl der kanadische Teil der Southern Lights Pipeline als auch der US-amerikanische Teil der Southern Lights Pipeline erhalten Tarifeinnahmen aus langfristigen Verträgen mit verpflichteten Versendern. Die Kapazität der Southern Lights Pipeline ist zu 90 % vertraglich gebunden, wobei die verbleibenden 10 % der Kapazität für Versender reserviert sind, um unverpflichtete Volumina zu transportieren. Eine vollständig abonnierte Offenlegungsrunde wurde im Dezember 2023 abgeschlossen, um sicherzustellen, dass die Vertragsniveaus bis Mitte 2030 bei 90 % bleiben.
Das Express-Platte System besteht aus der Express Pipeline und der Platte Pipeline sowie aus etwa 5,6 Millionen Barrel Rohöl-Lagerkapazität. Es handelt sich um ein etwa 2.736 Kilometer (1.700 Meilen) langes Rohöltransportsystem, das von Hardisty, Alberta, beginnt und in Wood River, Illinois, endet. Die 310 kbpd Express Pipeline transportiert Rohöl zu den Raffineriemärkten in den Rocky Mountains, einschließlich Montana, Wyoming, Colorado und Utah. Die 145 bis 164 kbpd Platte Pipeline, die in Casper, Wyoming, mit der Express Pipeline verbunden ist, transportiert Rohöl hauptsächlich aus dem Bakken-Schiefer und Westkanada zu Raffinerien im Mittleren Westen. Die Kapazität der Express Pipeline ist in der Regel durch langfristige Take-or-Pay-Verträge mit Versendern gebunden. Ein kleiner Teil der Kapazität der Express Pipeline und die gesamte Kapazität der Platte Pipeline wird von unverpflichteten Versendern genutzt, die nur für die tatsächlich genutzte Pipelinkapazität in einem bestimmten Monat bezahlen.
Das Bakken-System besteht aus dem North Dakota System und dem Bakken-Pipelinesystem. Das North Dakota System bedient das Bakken-Becken in North Dakota und besteht aus einem Rohölsammel- und interstate Pipelinetransportsystem. Das Sammelsystem liefert Rohöl nach Clearbrook, Minnesota, um auf das Lakehead-System oder eine Vielzahl von Verbindungsleitungen zu gelangen. Der interstate Teil des Systems hat sowohl US-amerikanische als auch kanadische Komponenten, die von Berthold, North Dakota, nach Cromer, Manitoba, reichen.
Die Tarife für den US-amerikanischen Teil des North Dakota Systems unterliegen der Regulierung durch die FERC. Der kanadische Teil wird als Gruppe-2-Pipeline eingestuft, und daher werden die Tarife auf Beschwerdebasis von der CER reguliert.
Das Unternehmen hält eine effektive Beteiligung von 27,6 % am Bakken-Pipelinesystem, das das Bakken-Becken in North Dakota mit Märkten in östlichem PADD II und an der US-Golfküste verbindet. Das Bakken-Pipelinesystem besteht aus der Dakota Access Pipeline vom Bakken-Gebiet in North Dakota nach Patoka, Illinois, und der Energy Transfer Crude Oil Pipeline von Patoka, Illinois, nach Nederland, Texas. Die Kapazität beträgt etwa 750 kbpd Rohöl mit der Möglichkeit einer Erweiterung durch zusätzliche Pumpenleistung. Das Bakken-Pipelinesystem wird durch langfristige Durchsatzverpflichtungen von mehreren Produzenten gestützt.
Zuführungsleitungen und Sonstiges umfassen eine Reihe von Flüssigkeitslageranlagen und Pipelinesystemen in Kanada und den USA.
Zu den wichtigsten Vermögenswerten in Zuführungsleitungen und Sonstiges gehören das Hardisty-Vertragsterminal und die Hardisty-Lagerschächte in der Nähe von Hardisty, Alberta, einem wichtigen Rohölpipelineknotenpunkt in Westkan
