行业监管动态 - 美国在化石燃料去监管方面的行动被描述为"极其迅猛"，表明政策环境正在快速变化 [1] - 加拿大在化石燃料去监管方面进展缓慢，与美国形成鲜明对比 [1] 公司高管观点 - Enbridge Inc CEO Greg Ebel直接评论了美加两国在能源监管政策上的差异 [1]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第二季度EBITDA创纪录 主要来自收购的美国天然气公用事业业务和天然气传输业务成功达成费率结算 [9] - 调整后EBITDA同比增长7% 每股收益增长12% 每股DCF与2024年持平 [25] - 截至6月30日 债务与EBITDA比率为4.7倍 主要由于2024年完成的美国天然气公用事业收购带来完整季度收益 [9] - 预计2025年全年EBITDA将处于指引区间上限 每股DCF中点目标有望达成 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 液体管道业务 - 主干线日均运输量达300万桶 2025年前8个月中有6个月处于分配状态 [10] - Flanagan South管道开放季获得超额认购 预计今年晚些时候就主干线优化第一阶段做出最终投资决定 [11] - Gray Oak管道12万桶/日的扩建部分已投入运营 预计2026年中全面投产 [19] 天然气传输与中游业务 - 在德克萨斯州东部和Aiken Creek天然气储存设施进行扩建 服务北美不断增长的工业电力和LNG需求 [12] - 在密西西比州批准了Texas Eastern的31号线扩建项目 全部由20年照付不议协议保障 [20] - 完成对Permian盆地Matterhorn Express管道10%权益的收购 并将Traverse管道项目从1.75 BCF/天扩大至2.5 BCF/天 [10] 天然气分销与储存业务 - 安大略省第二阶段费率重置流程完成 费率将延续至2028年 [22] - 俄亥俄州2023年提交的费率案件获得裁决 获得近10%的股本回报率 [22] - 本季度在北卡罗来纳州和犹他州提交了新费率申请 预计明年生效 [22] 可再生能源业务 - 在德克萨斯州圣安东尼奥附近批准了9亿美元的Clear Fork太阳能项目 与Meta签订长期承购协议 [12] - 815兆瓦的Sequoia太阳能开发项目进展顺利 预计2025年部分投产 2026年全面投产 [24] - 在欧洲海上资产贡献减少 但北美风力资源增强部分抵消了这一影响 [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司系统连接了100%的墨西哥湾沿岸运营中的LNG出口能力 [14] - 天然气系统位于29个新数据中心50英里范围内 覆盖北美45%的天然气发电 [15] - 天然气分销业务是北美最大的天然气公用事业 每天向700多万客户输送可靠天然气 [15] - 在原油市场 公司作为领先运营商为客户提供新的和扩大的出口选择 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 采用"全能源"方法满足不断增长的天然气和电力需求 通过多个业务单元、服务和地区 [12] - 约80%的EBITDA来自具有收入通胀因素或回收成本监管机制的资产 支撑稳定增长的股息和收益 [13] - 超过98%的EBITDA来自具有监管回报或长期照付不议合同的资产 几乎不暴露于商品价格波动 [13] - 通过回收资本为股东创造价值 第一民族合作伙伴对西海岸系统的投资带来7亿美元现金收益 [31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对与政策制定者和监管机构的持续对话感到乐观 认为双方在推进满足不断增长能源需求的项目和立法方面保持一致 [7] - 尽管2025年市场动荡 但波动性展示了公司稳定商业模式和低风险商业框架的价值 [12] - 税收政策方面 奖金折旧的延长对公司近期增长有利 已批准或后期阶段的可再生能源项目预计不会受到"一揽子法案"的负面影响 [13] - 大宗商品市场价格波动持续 但公司低风险业务模式几乎不受商品价格动态影响 [13] 其他重要信息 - 公司已连续30年增加股东股息 预计未来五年将向股东返还约400-450亿美元 [32] - 拥有320亿美元的已确定资本计划 为到本世纪末5%的增长提供可见性 [35] - 年度投资能力为90-100亿美元 优先考虑6-8倍建设倍数的棕地项目和公用事业类项目 [33] - 在印第安纳州南部连接器项目启动开放季 将利用现有足迹和EPCO管道权益为客户提供墨西哥湾沿岸需求的完整路径选择 [18] 问答环节所有的提问和回答 关于天然气扩张服务增量电力需求的机会 - 公司看到全业务线的机会 包括公用事业元素和表后类型项目 在宾夕法尼亚州、北卡罗来纳州、密西西比州、乔治亚州和犹他州都有进展 [40][41] - 天然气传输业务有35个以上机会 涉及110亿立方英尺天然气 其中10多个具体数据中心机会处于后期开发阶段 [42] - 公司系统50英里范围内有29个新数据中心和78个煤电厂 还有服务LNG的墨西哥湾沿岸机会 [43] 关于Woodfibre LNG项目 - 项目资本成本增加源于建筑规范变更、许可延迟、增加员工住房等因素 但合同结构仍允许获得低两位数回报 [47][48] - 合作伙伴承担资本成本风险但获得销售LNG商品的好处 公司将在项目接近投产时设定基于更高资本金额的费率 [46] 关于加拿大能源政策与原油管道前景 - 客户目前更倾向将原油输往南方市场 公司正在推进多个增量项目服务墨西哥湾沿岸需求 [54] - 西海岸管道机会取决于政府政策 目前排放上限和西海岸油轮禁令阻碍了投资 [56] - 与美国相比 加拿大在加速许可和建设能源主权方面进展缓慢 [58] 关于俄亥俄州费率案件影响 - 案件主要涉及养老金资产处理 公司已申请重审认为俄亥俄州公用事业委员会存在法律错误 [61][63] - 仍获得近10%的股本回报率和增加的股权厚度 资本骑手机制确保快速资本回报 [62] - 不影响公司在俄亥俄州的资本配置策略 仍看好该业务长期增长 [66] 关于太阳能项目进展 - 客户需求从ESG驱动转向电力需求驱动 与Meta、AT&T和亚马逊等蓝筹客户签订PPA [71][72] - 除已宣布项目外 还有更多后期阶段项目很可能继续符合税收抵免资格 [73] - 加拿大政策环境更稳定 如萨斯喀彻温省的Seven Stars风电项目 [75] 关于Homer City项目 - 这是一个4吉瓦以上的项目 涉及天然气供应协议等多方面工作 可能是Texas Eastern的支线或扩建 [77] - Texas Eastern在马塞勒斯供应区有10 BCF/天的未充分利用接收潜力 可进行经济性管道扩建 [80] - 预计将通过多个小型经济性增量项目而非大型绿地管道满足数据中心需求 [83] 关于Southern Illinois Connector项目 - 更多是重新签约而非新出口 将现有系统原油进一步输往路易斯安那炼油厂 [129] - 开放季将持续到8月 旨在为Spearhead管道滚动合同并为干线增加长期稳定路径 [130] - 利用现有管道和合资伙伴 以高效方式扩展网络 [130] 关于Mainline扩建 - 主要障碍已清除 Flanagan South开放季获得超额认购 正在与行业就资本纳入费率基础达成协议 [134] - 历史上有多次干线扩建先例 预计就资本处理与行业达成一致 [135] - 扩建资本将在2028年后干线协议续签时被适当考虑纳入费率基础 [135] 关于Whitewater合资企业机会 - 对与Whitewater的合作感到满意 已扩大Traverse管道规模 看到服务LNG市场的更多机会 [139] - 可考虑在合资框架外自行开发项目 取决于客户需求和比较优势 [142] - 随着产区气油比上升 该地区天然气需求持续增长 [143] 关于与Meta等大客户的合作关系 - 合作关系从供应链层面提升至更战略层面 因能源对客户业务日益重要 [148] - Meta在Clear Fork公告中表示很高兴与公司合作 预示更多合作机会 [150] - 大客户倾向与大型能源供应商合作 看重公司在40多个州的业务覆盖 [152] 关于俄亥俄州公用事业减值 - 减值主要涉及养老金资产处理 公司已申请重审认为存在法律错误 [157] - 不影响业务基本面 仍获得近10%的股本回报率和增加的股权厚度 [163] - 预计将更频繁地申请费率听证 但监管框架仍具吸引力 [161] 关于Ingleside终端机会 - 终端吞吐量稳步增长 正在增加可互换服务 优化船舶装载 [171] - 考虑将原油出口优势复制到NGL和清洁氨等其他商品 [174] - 如复制到其他地点 更可能是墨西哥湾沿岸而非加拿大西海岸 [175]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度EBITDA创纪录 主要来自收购的美国天然气公用事业业务和天然气传输业务成功达成费率结算 [7] - 2025年调整后EBITDA同比增长7% 每股收益增长12% 每股DCF与去年持平 [24] - 债务与EBITDA比率降至4.7倍 主要因2024年完成的美国天然气公用事业收购带来完整季度收益 [7] - 预计2025年EBITDA将处于指引区间上限 DCF每股中点目标有望达成 [7] 各条业务线数据和关键指标变化 液体管道业务 - 主干线日均运输量达300万桶 2025年前8个月中有6个月处于分配状态 [8] - 完成Flanagan South管道10万桶/日开放季节认购 获得超额认购 [10] - Gray Oak管道12万桶/日扩建部分已投入服务 预计2026年中全面投产 [18] - 液体业务整体表现略低于2024年 主要因FSP和Spearhead业绩较弱 [25] 天然气传输业务 - 完成Permian地区Matterhorn Express管道10%股权收购 [9] - Traverse管道项目从1.75 BCF/日扩容至2.5 BCF/日 反映客户需求强劲 [9] - 德克萨斯东部和Aiken Creek天然气存储设施获批扩建 服务北美不断增长的工业电力和LNG需求 [11] - 加拿大Aiken Creek存储设施40 BCF扩建获批 支持加拿大LNG市场发展 [20] 天然气分销业务 - 安大略省第二阶段重新定价流程完成 费率将适用至2028年 [21] - 俄亥俄州2023年费率案件获得裁决 获得近10%的ROE和增加的股权厚度 [21] - 北卡罗来纳州和犹他州本季度提交新费率申请 预计明年生效 [21] 可再生能源业务 - 宣布德克萨斯州Clear Fork太阳能项目 600兆瓦设施将支持数据中心需求 与Meta Platforms签订长期承购协议 [23] - 815兆瓦Sequoia太阳能开发项目进展顺利 预计2025年部分投产 2026年全面投产 [23] - 欧洲海上资产贡献减少 但北美风力资源强劲部分抵消了这一影响 [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司系统连接了100%的墨西哥湾沿岸运营LNG出口能力 [13] - 天然气系统位于29个新数据中心50英里范围内 覆盖北美45%的天然气发电 [13] - 北美最大天然气公用事业业务 每天为700多万客户提供可靠天然气 [13] - 加拿大西部LNG项目预计2027-2029年投产 延长并增加了长期增长能见度 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 采取"全盘考虑"能源方法 服务不同领域的蓝筹客户 [14] - 预计未来五年向股东返还400-450亿美元 [32] - 每年90-100亿美元投资能力 优先考虑低倍数棕地项目和公用事业类项目 [32] - 320亿美元已确定资本计划 支持到本世纪末5%的增长预期 [34] - 通过现有资产优化和扩建服务客户不断增长的出口需求 而非新建大型绿色项目 [56] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对与政策制定者和监管机构的持续对话表示乐观 认为美加双方在推进满足能源需求的项目和立法方面保持一致 [5] - 约80%的EBITDA来自具有收入通胀因素或成本回收监管机制的资产 支撑稳定增长的股息和收益 [12] - 98%以上的EBITDA来自受监管回报或长期照付不议合同保护的资产 几乎不暴露于商品价格波动 [12] - 美国立法变化使后期开发项目储备更有价值 [23] - 加拿大政府尚未为西海岸管道项目创造投资条件 排放上限和西海岸油轮禁令仍然存在 [56] 其他重要信息 - 完成西海岸系统投资 38个原住民团体组成的财团参与 加拿大政府提供贷款担保 [8] - 延长分红纪录至连续30年增长 [34] - 俄亥俄州公用事业资产减值主要与养老金资产处理有关 已申请重新审理 [159] - 印第安纳州Ingleside终端持续增加存储能力和服务种类 未来可能增加码头 [172] 问答环节所有的提问和回答 天然气扩张和数据中心需求机会 - 公司看到全业务线的机会 包括公用事业元素和表后类型项目 [40] - 天然气传输方面有35+机会至11 BCF天然气 其中10+个具体数据中心机会处于后期开发阶段 [42] - 系统位于45%北美天然气发电50英里范围内 附近有29个新数据中心和78个煤电厂 [43] Woodfibre LNG项目 - 项目资本成本上升源于建筑规范变化、许可延迟、增加员工住宿和现场条件等因素 [49] - 合同结构仍允许获得低双位数回报 将在接近投产日期时设定费率 [48] 加拿大能源政策与管道前景 - 客户目前更倾向将原油输往南方市场 西海岸管道需要政府创造投资条件 [56] - 任何加拿大新建管道都需要比现有西海岸系统更高的回报 [125] 俄亥俄州费率案件影响 - 案件结果不影响对该公用事业长期增长前景的看法 [63] - 计划今年晚些时候提交新的费率申请 更新各项数据 [167] 可再生能源项目进展 - 客户需求从ESG驱动转向电力需求驱动 [72] - 后期项目预计仍能符合税收抵免资格 但未来项目回报将取决于电力价格上涨 [72] Homer City项目细节 - 项目处于早期阶段 可能包括德克萨斯东部管道扩建等多种方案 [80] - 德克萨斯东部管道在Marcellus供应区有10 BCF/日的未充分利用接收潜力 [81] 天然气管道项目节奏 - 公司更倾向经济高效的小型扩建项目而非大型新建管道 [84] - 已宣布多个1亿美元级别项目 包括为TVA和Duke Energy的项目 [91] 税收政策影响 - 延长奖金折旧有助于抵消不断增长的现金税负 支持每股增长与EBITDA指引一致 [97] 数据中心合同框架 - 75%机会与公用事业客户签约 其余可能要求信用证等担保措施 [101] - 大型科技公司和公用事业公司更可能签署长期照付不议合同 [101] 投资容量分配 - 2025-2026年投资计划已基本填满 开始关注2027-2028年项目 [106] - 多数近期宣布项目在未来12个月资本需求有限 [109] 项目回报趋势 - 资本配置越来越倾向高回报项目 目标保持6-8倍建设倍数 [112] - 不同业务线根据回报特征和周期进行平衡投资 [113] 存储业务机会 - Aiken Creek 40 BCF扩建是最易开发部分 未来可能有其他机会 [115] - 墨西哥湾沿岸存储开放季节获得良好反响 考虑进一步扩建 [116] - 存储合同期限延长至3-5年 费率高于过去五年水平 [118] 加拿大新建天然气管道 - 保留Pacific Trails管道项目认证 等待大型LNG设施最终决定 [124] - 任何新建管道需要比现有西海岸系统更高回报 [125] Southern Illinois Connector项目 - 属于重新签约性质 将现有系统原油进一步输送至路易斯安那炼油厂 [132] - 开放季节将持续至8月 计划将Spearhead管道合同展期 [132] 主干线扩建进展 - 主要障碍已清除 Flanagan South开放季节获得超额认购 [137] - 历史上有多次主干线扩建先例 资本将纳入费率基础 [137] Whitewater合资企业机会 - 对合资表现满意 看到Permian天然气输送至LNG市场的持续机会 [140] - Traverse管道扩建显示区域需求强劲 [145] 与科技公司合作关系 - 客户合作从供应链层面提升至战略层面 [150] - Meta等客户表示希望扩大合作 对话涉及多个业务平台 [151] Ingleside终端发展 - 持续增加存储能力和服务种类 已连接邻近Flint码头 [173] - 未来可能增加码头 并拓展至NGL和清洁氨出口 [176]

核心业绩表现 - 公司季度每股收益为047美元 超出Zacks一致预期的041美元 较去年同期042美元增长119% [1] - 季度营收达1075亿美元 超出市场预期1808% 较去年同期829亿美元增长297% [3] - 过去四个季度中 公司三次超越每股收益预期 四次超越营收预期 [2][3] 市场表现与预期 - 年初至今股价累计上涨67% 略低于标普500指数78%的涨幅 [4] - 当前Zacks评级为2级(买入) 预计短期内将跑赢市场 [7] - 下季度市场一致预期为每股收益040美元 营收1056亿美元 全年预期每股收益215美元 营收3924亿美元 [8] 行业比较 - 所属油气生产与管道行业在Zacks行业排名中位列前31% 历史数据显示前50%行业表现是后50%的两倍以上 [9] - 同业公司Williams Companies预计下季度每股收益049美元 同比增14% 营收预期306亿美元 同比增309% [10][11] 业绩惊喜趋势 - 本季度盈利惊喜达1463% 前一季度盈利惊喜为588% [2] - 财报发布前盈利预期修正呈积极趋势 但后续可能随最新财报数据调整 [7]

业绩总结 - 2025年第二季度调整后EBITDA为46.44亿美元，同比增长7.1%[33] - 2025年上半年调整后EBITDA为104.72亿美元，同比增长12.8%[33] - 2025年第二季度可分配现金流为29.03亿美元，同比增长1.6%[33] - 2025年上半年可分配现金流为66.80亿美元，同比增长5.7%[33] - 2025年第二季度每股可分配现金流为1.33美元，同比下降0.8%[33] - 2025年第二季度调整后每股收益为0.65美元，同比增长12.1%[33] - 预计2025年调整后EBITDA指导范围为194亿至200亿美元[38] - 预计2025年每股可分配现金流指导范围为5.50至5.90美元[38] 财务指标 - 2025年第二季度调整后的EBITDA增长7%，创下历史新高[13] - 2025年第二季度债务与EBITDA比率为4.7倍，目标杠杆比率维持在4.5倍至5.0倍之间[13] - 2025年融资成本为13.06亿美元，同比增长11.0%[33] - 2025年维护资本支出为3.16亿美元，同比增长20.6%[33] - 预计80%的EBITDA受到通货膨胀保护，且98%的EBITDA为监管或按需合同化[15] 投资与项目 - 清理Fork太阳能项目获得批准，投资额为9亿美元，预计2027年投入使用[32] - TETCO Line 31扩建项目获得批准，投资额为1亿美元，预计2028年投入使用[25] - Aitken Creek气体储存扩建项目获得批准，投资额为3亿美元，预计2028年投入使用[25] - Enbridge计划在主干线资本投资上投入高达20亿美元，以延长使用寿命和提高系统可靠性[21] - 预计未来将有高达10亿美元的投资用于支持数据中心驱动的电力需求[17] 市场表现 - 2025年上半年，Enbridge在主干线的强劲运输量为300万桶/日[21] - 预计2025年EBITDA将在指导范围的上限完成，DCF中点目标也在轨道上[13]

收入和利润（同比环比） - 公司总营业收入同比增长31.2%，从113.36亿加元增至148.76加元[15] - 归属于普通股东的净利润增长17.8%，从18.48亿加元增至21.77亿加元[15] - 每股基本收益增长16.3%，从0.86加元增至1.00加元[15] - 第二季度总收入从113.36亿加元增至148.76亿加元，增长了35.4亿加元（约31.2%）[31] - 上半年总收入从223.74亿加元增至333.78亿加元，增长了110.04亿加元（约49.2%）[32] - 2025年第二季度总收入65.23亿加元，同比增长10.1%（2024年同期59.27亿加元）[43] - 2025年上半年总收入153.32亿加元，同比增长20.7%（2024年同期127.05亿加元）[43] - 2025年第二季度运营收入146.02亿加元，同比增长31.1%（2024年同期111.4亿加元）[45] - 2025年上半年运营收入325.77亿加元，同比增长49.1%（2024年同期218.56亿加元）[45] - 2025年第二季度EBITDA为43.92亿加元，同比下降16.3%（2024年同期52.5亿加元）[44][45] - 2025年上半年EBITDA为102.81亿加元，同比增长3.4%（2024年同期99.41亿加元）[45] - 2025年第二季度归属于普通股股东的收益为21.77亿加元，同比增长3.29亿加元（增幅17.8%）[188][191] - 2025年上半年归属于普通股股东的收益为44.38亿加元，同比增长11.71亿加元（增幅35.8%）[188][191] 各业务线表现 - 商品销售收入大幅增长53.5%，从52.91亿加元增至81.24亿加元[15] - 天然气分销收入增长46.0%，从12.08亿加元增至17.63亿加元[15] - 运营收入保持稳定，仅增长0.7%，从22.73亿加元增至22.89亿加元[15] - 天然气分销销售收入在第二季度从12亿加元增至17.45亿加元，增长了5.45亿加元（约45.4%）[31] - 商品销售收入在第二季度从52.53亿加元增至80.96亿加元，增长了28.43亿加元（约54.1%）[31] - 套期保值计划在上半年实现净收益1.32亿加元，而去年同期为净亏损3900万加元[32] - 液体管道业务2025年第二季度EBITDA为23.31亿加元，同比下降1.19亿加元（降幅4.9%）[188][195] - 天然气传输业务2025年第二季度EBITDA为14.42亿加元，同比下降6.53亿加元（降幅31.2%）[188][198] - 天然气分销和存储业务2025年上半年EBITDA为21.1亿加元，同比增长7.78亿加元（增幅58.4%）[188][201] - 公司确认了与Algonquin和Texas Eastern费率案件和解相关的收入增加[193][200] - 因DCP管道资产处置收益，获得8700万美元股权收益[203] - Aitken Creek天然气库存调整带来2025年2300万美元净正调整（2024年为净负调整2900万美元）[203] - 可再生能源发电EBITDA下降：三个月期间从1.38亿加元降至1.09亿加元（下降21%），六个月期间从3.95亿加元降至3.32亿加元（下降16%）[205] - 欧洲海上风电设施贡献降低导致EBITDA减少6500万美元[206] - 消除与其他部门EBITDA大幅改善：三个月期间从-1.55亿加元增至11.67亿加元，六个月期间从-7.97亿加元增至12.07亿加元[209] - 增长项目中德克萨斯东部现代化项目（4亿美元）和T-North扩展项目（12亿加元）处于建设中[212] 成本和费用（同比环比） - 资本支出大幅增加43.0%，从25.33亿加元增至36.23亿加元[21] - 2025年第二季度资本支出19.4亿加元，同比增长42.2%（2024年同期13.64亿加元）[48] - 2025年上半年资本支出36.94亿加元，同比增长44.0%（2024年同期25.64亿加元）[48] - 天然气分销和存储部门确认3.3亿加元长期资产减值损失[44][46] - 俄亥俄州委员会命令导致3.3亿加元（2.4亿美元）的监管资产不允许，包括2.8亿加元的养老金相关资产[176] - 俄亥俄州委员会2025年6月命令导致费率调节资产减值，对EBITDA产生3.3亿美元负面影响[202] 现金流和融资活动 - 经营活动现金流增长5.5%，从59.65亿加元增至62.91亿加元[21] - 公司支付普通股股息40.99亿加元，同比增长5.6%[21] - 普通股每股季度股息为0.9425加元[53] - 公司承诺信贷总额为227.91亿加元，已提取112.49亿加元，可用额度为115.42亿加元[84] - 2025年7月公司续期约88亿美元364天可展期信贷额度至2027年7月[85] - 2025年7月续期约78亿美元五年期信贷额度至2030年7月[85] - 未承诺信用证额度中9.32亿美元未使用（总额15亿美元）[87] - 2025年上半年完成长期债务发行总额28亿加元及28亿美元[90] - 2025年上半年完成长期债务偿还总额25亿美元、6.61亿加元及2100万欧元[91] - ATM计划发行5129.86万股普通股，平均价格48.72加元/股，募集资金净额24.8亿加元[98] - 公司维持了充足的流动性，通过承诺的信贷额度可以满足约一年的所有预期需求，而无需进入资本市场[125] - 公司续期了约88亿美元的364天可展期信贷额度至2027年7月，并续期了约78亿美元的五年期信贷额度至2030年7月[184] - 公司赎回了所有未偿还的5.88%优先票据，本金为5亿美元[185] - 2025年2月公司完成28亿美元的多批次中期票据发行，期限从3年到30年不等[181] - 公司发行了总额23亿美元的三年期、五年期、十年期及重开三十年期高级票据，分别于2028年6月、2030年6月、2035年6月及2054年4月到期[183] 收购和资产处置 - Enbridge以41亿加元（30亿美元）现金收购Questar Gas Company及其Wexpro公司[60] - Questar收购中净资产公允价值分配包括：流动资产3.8亿加元、PP&E 60.13亿加元、长期资产1.63亿加元[61] - Questar长期债务公允价值调整减少3.01亿加元[66] - Enbridge以58亿加元（43亿美元）现金收购The East Ohio Gas Company[65] - EOG收购中净资产公允价值分配包括：流动资产4.93亿加元、PP&E 72.76亿加元、长期资产16.89亿加元[67] - EOG长期债务公允价值调整减少4.78亿加元[70] - EOG在2024年3月6日至6月30日期间产生4.39亿加元营业收入和8300万加元股东应占收益[69] - Enbridge以13亿加元（10亿美元）收购6个RNG生产设施，其中5.84亿加元（4.39亿美元）为即期支付[72] - RNG设施收购中确认9.25亿加元无形资产和2.23亿加元商誉[73] - Enbridge出售Alliance Pipeline等资产获得31亿加元对价，实现税前处置收益11亿加元[79] - 2025年7月2日，第一民族合伙企业投资7.36亿美元获得BC天然气管道系统12.5%的股权[165] 债务和资产负债表项目 - 长期债务从934.14亿加元增至969.81亿加元，增加了35.67亿加元（约3.8%）[24] - 总资产从2024年12月31日的2189.73亿加元下降至2025年6月30日的2115.92亿加元，减少了73.81亿加元（约3.4%）[24] - 现金及现金等价物从18.03亿加元减少至12.03亿加元，下降了6亿加元（约33.3%）[24] - 贸易应收款及未开单收入从69.2亿加元降至54.54亿加元，减少了14.66亿加元（约21.2%）[24] - 次级定期票据本金价值从155亿加元降至149亿加元[94] - 公允价值调整使总债务减少4.24亿加元[95] - 累计其他综合收益从71.15亿加元降至42.44亿加元，主要因汇率调整减少33.56亿加元[99] - 截至2025年6月30日，公司总债务中约7%暴露于浮动利率[187] - 2025年6月30日长期债务（包括财务租赁负债）的账面价值为1006亿美元，公允价值为987亿美元[151] 衍生品和风险管理 - 外汇折算调整造成重大损失，导致其他综合收益损失30.06亿加元[17] - 公司商品衍生品合约名义价值：天然气2270亿立方英尺，原油-800万桶，电力337兆瓦时[113] - 公司外汇衍生品名义价值：美元远期买入7.98亿美元，卖出186.58亿美元；英镑卖出7800万英镑；欧元卖出5.27亿欧元[113] - 公司利率衍生品名义价值：短期支付固定利率53.26亿加元，长期支付固定利率29.08亿加元，零成本领子41.11亿加元[113] - 2025年二季度非合格衍生品公允价值净收益12.32亿加元，其中外汇合约收益11.95亿加元[121] - 2025年上半年非合格衍生品公允价值净收益13.16亿加元，较去年同期（-9.35亿加元）大幅改善[121] - 2025年二季度公允价值对冲未实现收益2800万加元，其中衍生品收益2800万加元，对冲项目损失5100万加元[117] - 2025年上半年现金流量对冲在OCI中确认未实现损失400万加元，较去年同期（1.38亿加元收益）显著恶化[118] - 公司预计未来12个月将有100万加元现金流量对冲损失从AOCI重分类至损益[120] - 2025年二季度商品合约在现金流量对冲中产生300万加元未实现损失[118] - 公司利率合约在2025年上半年现金流量对冲中产生1400万加元未实现损失[118] - 公司总信用风险敞口从2024年12月31日的9.73亿加元下降至2025年6月30日的7.56亿加元，降幅为22.3%[127] - 对加拿大金融机构的信用风险敞口从3.44亿加元降至2.49亿加元，降幅为27.6%[127] - 对欧洲金融机构的信用风险敞口从1.16亿加元降至7500万加元，降幅为35.3%[127] - 对亚洲金融机构的信用风险敞口从5300万加元降至3200万加元，降幅为39.6%[127] - 公司三级衍生品净负债从期初的-5200万加元转为期末的1700万加元净资产的积极变化[144] - 三级衍生品未实现收益为4200万加元，计入当期收益[144] - 三级商品合约公允价值为3.54亿加元，其中天然气远期价格加权平均为5.22美元/mmbtu，原油为83.24美元/桶[140] - 公司持有的一级金融工具主要包括交易所交易的衍生品、美国和加拿大国库券，用于对冲原油价格波动风险[133] - 公司没有提供任何信用证作为抵押品，也未持有任何现金抵押品[128] - 截至2025年6月30日的六个月，公司确认未实现外币折算收益4.94亿美元，而2024年同期为损失4.25亿美元[147] - 截至2025年6月30日，FVMA投资的账面价值为1.85亿美元，较2024年底的1.87亿美元略有下降[148] - 2025年6月30日一级和二级投资的公允价值分别为7.46亿美元和3.78亿美元，而2024年底分别为4.91亿美元和5.07亿美元[149] - 自营保险子公司持有的债务证券公允价值为11亿美元，成本基础也为11亿美元[150] - 2025年上半年实现外币损失2.86亿美元，未实现外币收益12.49亿美元[156] - 衍生金融工具按市计价变动产生13亿美元净未实现收益（2024年为2.29亿美元净未实现损失）[211] 税务和其他 - 2025年第二季度和上半年的实际所得税税率分别为22.3%和22.1%，低于2024年同期的27.0%和24.0%[153] - 天气因素对Enbridge Gas Ontario的EBITDA产生正向影响：2025年约1000万美元 vs 2024年同期约2800万美元负面影响[204] - 2025年天气对Enbridge Gas Ontario的EBITDA产生约1900万美元正向影响（2024年同期为约1.06亿美元负面影响）[207] - 公司未来期间待履行的绩效义务总收入为5940亿加元，其中50亿加元预计在2025年下半年确认，81亿加元预计在2026年确认[40]

NEWS RELEASE Enbridge Reports Record Second Quarter EBITDA, Reaffirms 2025 Financial Guidance and Announces Investments To Serve Growing Industrial, Power and LNG Demand CALGARY, AB, August 1, 2025 /CNW/ - Enbridge Inc. (Enbridge or the Company) (TSX:ENB) (NYSE:ENB) today reported second quarter 2025 financial results, reaffirmed its 2025 financial guidance and provided a quarterly business update. Highlights (All financial figures are unaudited and in Canadian dollars unless otherwise noted. * identifies n ...

CALGARY, AB, Aug. 1, 2025 /PRNewswire/ - Enbridge Inc. (Enbridge or the Company) (TSX: ENB) (NYSE: ENB) today reported second quarter 2025 financial results, reaffirmed its 2025 financial guidance and provided a quarterly business update. Highlights (All financial figures are unaudited and in Canadian dollars unless otherwise noted. * identifies non-GAAP financial measures. Please refer to Non-GAAP Reconciliations Appendices.) CEO COMMENT Greg Ebel, President and CEO commented the following: "Our all-of-the ...

股息吸引力 - 股息收益率达6% 显著高于标普500指数的1.2%和能源行业平均的3.4% [2] - 连续30年以加元计价的股息持续增长 体现长期支付可靠性 [4] 财务实力 - 拥有投资级信用评级 体现强劲财务基础 [5] - 能够以合理成本从债务市场获取资金 [5] 商业模式 - 主营能源基础设施资产（如管道） 通过收取使用费产生稳定收入 [7] - 业务需求与大宗商品价格波动关联度低 因能源输送为现代生活刚需 [7] 行业地位与增长策略 - 北美中游能源领域龙头企业 市值约1000亿美元 [8] - 通过收购小型同业及内部资本投资实现增长（资产升级与容量扩张） [9] - 近期收购道明尼能源旗下三家受监管天然气公用事业 增强现金流稳定性并向清洁能源转型 [10] 能源转型布局 - 增加天然气业务占比 同时投资可再生能源领域 [11] - 持有欧洲大型海上风电场及其他清洁能源资产 为未来能源需求变化做准备 [11] 投资便利性 - 相比MLP结构（如Enterprise Products Partners） 公司采用传统企业架构避免复杂税务申报 [13] - 美国投资者可通过免税账户（如Roth IRA）避免加拿大所得税 具体依赖券商操作配合 [14] 综合评估 - 业务优势覆盖股息可靠性、财务稳健性、行业地位及能源转型战略 [15] - 尽管存在汇率导致的股息波动风险 但整体投资吸引力显著 [14][15]

In the last reported quarter, Enbridge's adjusted earnings of 72 cents per share beat the Zacks Consensus Estimate of 68 cents, driven by higher Adjusted EBITDA contributions from its major business segments like Liquids Pipelines, Gas Transmission, and Gas Distribution and Storage. Key Takeaways Enbridge Inc. (ENB) is set to report second-quarter 2025 results on Aug. 1, before the opening bell. Highlights of Q1 Earnings & Surprise History Earnings surpassed the Zacks Consensus Estimate in two of the traili ...