公司整体财务数据关键指标变化 - 公司第四季度调整后EBITDA达10.33亿美元，全年达38.24亿美元，同比分别增长1.08亿美元（12%）和7800万美元（2%）[7] - 第四季度盈利6.98亿美元，全年盈利17.76亿美元，同比分别增长4.55亿美元（187%）和减少11.95亿美元（40%）[13] - 第四季度经营活动现金流为8.8亿美元，全年为26.35亿美元，同比分别下降7%和10%[23] - 第四季度调整后经营活动现金流为7.47亿美元，全年为26.46亿美元，同比分别增长8%和下降1%[26] - 第四季度总销量为3453 mboe/d，全年为3306 mboe/d，同比分别增长2%和下降2%[30] - 2023年调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）达38亿美元，超原指引范围上限，下半年传统管道业务量同比增长超4%[39] - 2024年调整后EBITDA指引范围为37.25亿 - 40.25亿美元，不包括31亿美元收购Alliance/Aux Sable的影响[41][49] - 2023年第四季度公司总营收24.66亿美元，2022年同期为26.99亿美元；2023年全年总营收91.25亿美元，2022年为116.11亿美元[78] - 2023年第四季度调整后息税折旧及摊销前利润（Adjusted EBITDA）为10.33亿美元，2022年同期为9.25亿美元；2023年全年为38.24亿美元，2022年为37.46亿美元[81][82] - 2023年第四季度基本每股调整后息税折旧及摊销前利润为1.87美元，2022年同期为1.68美元；2023年全年为6.95美元，2022年为6.78美元[81][82] - 2023年第四季度来自权益法核算被投资单位的调整后息税折旧及摊销前利润为2.8亿美元，2022年同期为2.27亿美元；2023年全年为10.1亿美元，2022年为8.29亿美元[85] - 2023年第四季度经营活动产生的现金流量为8.8亿美元，2022年同期为9.47亿美元；2023年全年为26.35亿美元，2022年为29.29亿美元[88] - 2023年第四季度调整后经营活动产生的现金流量为7.47亿美元，2022年同期为6.9亿美元；2023年全年为26.46亿美元，2022年为26.61亿美元[88] - 2023年第四季度基本每股调整后经营活动产生的现金流量为1.36美元，2022年同期为1.25美元；2023年全年为4.81美元，2022年为4.82美元[88] - 截至2023年12月31日，公司的按比例合并债务为127.08亿美元，2022年为133.71亿美元[90] - 截至2023年12月31日，按比例合并债务与调整后息税折旧及摊销前利润之比为3.3倍，2022年为3.6倍[90] - 2024年调整后息税折旧及摊销前利润指引的等效历史非公认会计原则财务指标为2023年12月31日止年度的调整后息税折旧及摊销前利润[80] 各业务线调整后EBITDA关键指标变化 - 管道业务第四季度调整后EBITDA为6.17亿美元，全年为22.34亿美元，同比分别增长6900万美元（13%）和1.07亿美元（5%）[8] - 设施业务第四季度调整后EBITDA为3.24亿美元，全年为12.13亿美元，同比分别增长3600万美元（13%）和7600万美元（7%）[9] - 营销与新业务第四季度调整后EBITDA为1.73亿美元，全年为5.97亿美元，同比分别增长200万美元（1%）和减少1.24亿美元（17%）[9][11] - 公司业务第四季度调整后EBITDA为 - 8100万美元，全年为 - 2.2亿美元，同比分别基本持平以及增长1900万美元（8%）[11][12] 股息相关信息 - 董事会宣布2024年第一季度普通股现金股息为每股0.6675美元，将于3月28日支付[35] - 计划以0.7401的汇率向以美元收取普通股股息的股东每股支付约0.4940美元现金股息，实际金额取决于支付日汇率和预扣税[36] 业务进展与项目情况 - 2023年多项业务进展，如签署新合同、重启管道、批准新项目等，包括5.5万桶/日的RFS IV扩建等[42] - 与陶氏达成长期协议，将通过阿尔伯塔乙烷收集系统供应多达5万桶/日乙烷及相关运输服务[43] - PGI的Wapiti扩建项目将使Wapiti工厂天然气处理能力增加1.15亿立方英尺/日，预计成本1.4亿美元，2026年上半年投产[46][58] - 和平管道八期扩建项目预计成本降至4.3亿美元，将增加约23.5万桶/日和6.5万桶/日的增量产能，2024年二季度投产[56] - NEBC MPS扩建项目预计成本9000万美元，将增加约4万桶/日的增量产能，2024年四季度投产[57] - 截至2023年12月31日，公司已在Cedar LNG项目投资约2亿美元，预计2024年年中做出最终投资决策，期间净投入2 - 3亿美元[59][60] - 科钦管道开放季节签约总量9万桶/日，合同2027 - 2030年到期，过去两年通过优化运营和升级设备使日吞吐量增加达2.5万桶/日，约25%[51] - 2024年最终投资决定（FID）前，公司可能需提供高达2.3亿美元的财务担保[61] - 公司与TC Energy合作开发的阿尔伯塔碳电网（ACG）工业中心项目，每年潜在运输和储存二氧化碳量达1000万吨[61] - ACG于2023年12月完成评估井钻探、测井和测试，初步数据符合储存容量预期[61] 财报电话会议信息 - 公司将于2024年2月23日上午8点MT（上午10点ET）举办2023年第四季度财报电话会议[62] - 财报电话会议加拿大和美国的拨入号码为1 - 416 - 764 - 8624或1 - 888 - 259 - 6580 [62] - 财报电话会议录音可在2024年3月1日晚上11点59分ET前重播，重播号码为1 - 416 - 764 - 8692或1 - 877 - 674 - 7070，密码为454444 [62] - 财报电话会议的网络直播可在公司网站www.pembina.com的投资者中心/演示与活动板块或通过链接https://events.q4inc.com/attendee/659522994访问[63] 公司股票交易信息 - 公司普通股分别在多伦多和纽约证券交易所交易，代码为PPL和PBA [65] 非GAAP财务指标披露 - 新闻稿中披露的非GAAP财务指标包括净收入、调整后EBITDA等[74] 指引批准信息 - 管理层于2023年12月11日批准了2024年调整后EBITDA指引[72]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为10.21亿美元，较去年同期增加5400万美元，增幅6% [44] - 第三季度收益为3.46亿美元，较去年同期减少14.83亿美元，降幅81%，主要因2022年第三季度PGI交易获得11亿美元收益 [45] - 基于前三个季度结果和对今年剩余时间展望，公司将2023年调整后EBITDA指引范围从35.5亿 - 37.5亿美元提高到37.5亿 - 38.5亿美元 [10] - 截至2023年9月30日，按过去12个月计算，按比例合并的债务与调整后EBITDA之比为3.4倍 [46] 各条业务线数据和关键指标变化 管道业务 - 某些资产的更高交易量和因通胀导致的更高通行费带来更高收入，但部分被联盟管道的较低贡献、更高的完整性支出以及更高的维修和维护成本所抵消 [19] 设施业务 - 受PGI交易、前能源传输加拿大工厂和道森资产的强劲表现以及一项资产合同续约确认为融资租赁产生的收益影响 [19] 营销与新业务 - 第三季度结果反映了奥克斯萨布尔贡献降低、天然气和原油利润率降低、大宗商品相关衍生品实现损失减少以及NGL销售利润率提高的净影响 [9] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度总交易量为339.8万桶/日，较去年同期下降约1%，下降归因于设施部门，部分被管道部门的增长抵消 [20] - 传统管道业务第三季度交易量同比增长近6% [122] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略 - 继续推进和平管道八期扩建、雷德沃特综合体RFS IV扩建和雪松LNG项目 [42] - 评估债务偿还与额外股票回购的利弊 [46] - 专注于执行有机项目，对并购持谨慎态度，仅在符合战略且回报合理时考虑 [84][115] 行业竞争 - 客户整合，但公司对自身定位和有机项目组合有信心 [84] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对业务充满热情，预计到2023年底和2024年实现持续的交易量增长 [47] - 更广泛的前景不变，认为西海岸LNG项目和跨山管道扩建等近期催化剂以及艾伯塔省石化行业的潜在新发展将推动显著增长 [47] 其他重要信息 - 商业方面，公司在和平管道系统签订了2.5万桶/日的新长期合同，在雷德沃特综合体延长了一份2.5万桶/日的现有合同至2032年，继续推进RFS IV扩建的签约讨论，并于2023年10月3日重新启用了尼皮西管道系统 [7] - 和平管道八期项目资本预算下调5500万美元至4.75亿美元，预计管道将于2024年上半年投入使用 [42] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 第三季度哪些因素强劲且不可重复，以及如何看待第四季度情况 - 第三季度有设施检修和温哥华码头合同转换为融资租赁的收益等不可重复因素；第四季度通常有较高的完整性支出；对营销业务中丙烷库存持谨慎态度 [50][52] 问题: 2024年展望发布时间以及雪松项目最终决策的关键因素 - 预计12月发布2024年展望；雪松项目目标是2023年底完成最终投资决策，但可能因工作流协调问题推迟到2024年初 [29][30] 问题: 2024年是否有交易量增长，以及大型协议生效时间 - 对2024年交易量增长持乐观态度，许多大型协议将在2025年和2026年生效 [32] 问题: 东北BC泵站和终端工作的产能及影响 - 2024年下半年东北BC泵站和终端工作将增加约4万桶/日的产能，八期项目在2024年第二季度投产后，这部分增量产能将流入埃德蒙顿 - 萨斯喀彻温堡市场 [33] 问题: RFS IV合同期限情况 - 从整个综合体角度看待合同，需求高，不担心资产闲置，关注满足客户需求和后续扩张 [34] 问题: 公司自由现金流情况及对2024年的预期 - 过去两年自由现金流为正，预计2024年自由现金流为正或中性，若批准更多项目可能略微转为负，但会从多年期角度看待 [36] 问题: 2024年各市场情况 - 对大多数原油市场乐观，丙烷库存是潜在逆风，整体与一年前情况相似 [38] 问题: 合同签订趋势及是否会有更多公告 - 有很多积极因素和客户对话，预计会有更多合同签订和延期公告 [65] 问题: 如何在雪松或跨山项目背景下安排其他项目的资本支出节奏 - 资本计划主要由客户需求驱动，常规业务按自然节奏支出；2024年RFS IV和八期项目资本支出较大；若雪松项目获批，2024年可能有少量股权出资 [70][93] 问题: 自由现金流定义是否包括新项目新增债务 - 自由现金流正或中性指经营活动现金流减去股息和资本支出，不包括新项目新增债务 [73] 问题: 从利用率和容量角度谈交易量，以及能否拆分季度内递延提货或支付情况 - 资产组合多样，部分资产接近满负荷运行；系统可运输多种产品，容量和配置复杂，难以简单回答 [74][75] 问题: 乙烷需求增加对公司的影响 - 公司是乙烷的大型运输商，需评估AEGS扩建和RFS III改造等机会 [78] 问题: 丙烷营销策略是否因Heartland项目改变 - 丙烷策略不变，仍看好进入西海岸和全球市场 [80] 问题: 客户整合对基础设施业务的影响及公司应对策略 - 客户整合情况有待观察，公司对自身定位和有机项目组合有信心，仅考虑符合战略且回报合理的并购机会 [84] 问题: 未来现金流生成情况及大型项目对自由现金流的影响 - 目前希望2024年自由现金流为正或中性，若批准更多项目可能略微转为负 [85] 问题: 除营销业务外，影响业绩的其他因素及当前营销环境与去年对比 - 若无野火和北部停运影响，有向上压力；营销业务中丙烷库存是不确定因素；当前营销环境与一年前情况相似 [86] 问题: 公司提高通行费的能力 - 大部分业务是长期合同通行费，有通胀调整条款；也有短期和更面向市场的合同，会与客户合作定价 [91] 问题: 关于TMX资产剥离的时间是指交易宣布还是完成，以及政府是否需明确第一阶段才能进入第二阶段 - 相关评论基于公开信息，非公司特定观点；第二阶段问题需咨询政府 [96] 问题: 电气设备供应对项目的影响 - 电气设备变压器供应是不确定因素，但仍在建设世界级净零裂解装置的时间范围内 [101] 问题: Heartland项目对丙烷需求的影响及公司关注情况 - 很高兴看到该项目运行并增加丙烷需求，近期未过多关注 [103] 问题: 如何优化资本分配，是否会有更多并购机会及公司并购能力 - 需要平衡不同类型项目以实现增长和资本回收；目前专注于有机项目，对并购持谨慎态度 [105][115] 问题: 能源转型方面的战略 - 关注与现有资产互补或帮助客户脱碳的项目，不寻求能源转型领域的重大收购 [108] 问题: 陶氏化学项目潜在投资范围、资本支出时间和投产时间 - 公司有参与机会，希望项目获批；若获批，可能在2026年开始部署资本，建设周期约18个月 [112] 问题: Heartland项目对丙烷营销策略的影响，以及收购该项目的战略契合度 - 丙烷营销策略不变；公司专注于有机项目，对并购持谨慎态度 [80][115] 问题: 公司进入新地区和通过战略收购加速能源转型的可能性 - 目前专注于西部加拿大沉积盆地，不考虑进入新地区和通过战略收购加速能源转型 [119]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2023年第三季度营收22.92亿美元，较2022年的27.79亿美元减少4.87亿美元[12] - 2023年前三季度营收66.59亿美元，较2022年的89.12亿美元减少22.53亿美元[18] - 2023年第三季度净利润3.46亿美元，较2022年的18.29亿美元减少14.83亿美元[12] - 2023年前三季度净利润10.78亿美元，较2022年的27.28亿美元减少16.5亿美元[18] - 2023年第三季度调整后EBITDA为10.21亿美元，较2022年的9.67亿美元增加0.54亿美元[12] - 2023年前三季度调整后EBITDA为27.91亿美元，较2022年的28.21亿美元减少0.3亿美元[18] - 2023年第三季度总交易量为3398千桶油当量/天，较2022年的3424千桶油当量/天减少26千桶油当量/天[12] - 2023年前三季度总交易量为3257千桶油当量/天，较2022年的3379千桶油当量/天减少122千桶油当量/天[18] - 2023年第三季度资本支出为1.69亿美元，较2022年的1.31亿美元增加0.38亿美元[12] - 2023年前三季度资本支出为4.29亿美元，较2022年的4.62亿美元减少0.33亿美元[18] - 截至9月30日的九个月，公司收入减少23亿美元，主要因营销与新业务板块收入降低，设施板块收入减少，以及北管道系统停运和野火事件影响[21] - 同期，商品销售成本减少19亿美元，主要由于原油和NGL市场价格下降以及销量降低[21] - 运营费用减少2100万美元，主要因PGI交易使设施运营费用降低和可收回成本减少，但部分被管道板块可收回电力成本增加等因素抵消[21] - 经营活动现金流减少2.27亿美元，主要受非现金营运资金变化等因素影响[21] - 调整后经营活动现金流减少7200万美元，主要受与经营活动现金流相同因素影响[21] - 调整后EBITDA减少3000万美元，主要受北管道系统停运和野火事件影响，以及设施和营销与新业务板块净收入降低等因素影响[21] - 总销量减少12.2万桶油当量/天，主要因公司处置部分设施资产权益、北管道系统停运和野火事件影响[21] - 2023年前三季度营收3500万美元，较2022年新增3500万美元[72] - 2023年9月30日，营运资金为 - 6.22亿美元，较2022年12月31日的 - 6.96亿美元有所改善[73] - 2023年9月30日，总可变利率贷款和借款为8.15亿美元，加权平均利率6.2%；固定利率贷款和借款为91.39亿美元，加权平均利率4.0%[73] - 2023年9月30日，总贷款和借款为99.54亿美元，较2022年12月31日的99.71亿美元略有下降[73] - 截至2023年9月30日，公司持有的信用证总计1.25亿美元，较2022年12月31日的1.68亿美元减少[82] - 截至2023年9月30日，公司的总合同义务为184.26亿美元，其中一年内到期的为19.08亿美元[88] - 截至2023年9月30日，公司已发行信用证1.55亿美元，较2022年12月31日的1.98亿美元减少[91] - 2023年前9个月回购119.7万股普通股用于注销，平均每股价格41.76美元，总成本5000万美元；2022年全年回购715.4万股，平均每股价格46.55美元，总成本3.33亿美元[94] - 截至2023年10月27日，普通股发行和流通数量为54923.3万股，1系列A类优先股为1000万股等[102] - 2023年第三季度公司运营总量为339.8万桶油当量/日[108] - 2023年第三季度末，照付不议合同负债余额为2200万美元[109] - 2023年第三季度净收入为10.73亿美元，2022年同期为10.30亿美元；2023年前三季度净收入为28.77亿美元，2022年同期为32.04亿美元[141][143] - 2023年第三季度调整后EBITDA为10.21亿美元，2022年同期为9.67亿美元；2023年前三季度调整后EBITDA为27.91亿美元，2022年同期为28.21亿美元[148][150] - 2023年第三季度调整后EBITDA每股基本收益为1.86美元，2022年同期为1.74美元；2023年前三季度调整后EBITDA每股基本收益为5.08美元，2022年同期为5.10美元[148][150] - 2023年第三季度，公司来自权益法核算被投资单位的调整后EBITDA为2.5亿美元，2022年同期为2.47亿美元[153] - 2023年前三季度，公司来自权益法核算被投资单位的调整后EBITDA为7.3亿美元，2022年同期为6.02亿美元[155] - 2023年第三季度，公司经营活动产生的现金流量为6.44亿美元，2022年同期为7.23亿美元[157] - 2023年前三季度，公司经营活动产生的现金流量为17.55亿美元，2022年同期为19.82亿美元[157] - 2023年第三季度，公司调整后的经营活动现金流量为6.59亿美元，2022年同期为5.88亿美元[157] - 2023年前三季度，公司调整后的经营活动现金流量为18.99亿美元，2022年同期为19.71亿美元[157] - 截至2023年9月30日，公司总资产309.67亿美元，较2022年12月31日的314.87亿美元下降1.65%[173] - 2023年第三季度，公司营收22.92亿美元，较2022年同期的27.79亿美元下降17.52%；前三季度营收66.59亿美元，较2022年同期的89.12亿美元下降25.28%[174] - 2023年第三季度，公司净利润3.46亿美元，较2022年同期的18.29亿美元下降81.08%；前三季度净利润10.78亿美元，较2022年同期的27.28亿美元下降60.48%[174] - 2023年前三季度，公司基本每股收益1.79美元，较2022年同期的4.75美元下降62.32%；摊薄每股收益1.78美元，较2022年同期的4.73美元下降62.37%[174] - 截至2023年9月30日，公司现金及现金等价物为8.6亿美元，较2022年12月31日的9.4亿美元下降8.51%[173] - 截至2023年9月30日，公司贸易应收款及其他为8.43亿美元，较2022年12月31日的9.12亿美元下降7.57%[173] - 截至2023年9月30日，公司存货为3.29亿美元，较2022年12月31日的2.69亿美元增长22.30%[173] - 2023年前三季度，公司普通股回购金额为3400万美元[175] - 2023年前三季度，公司宣布的普通股股息为10.92亿美元，优先股股息为9000万美元[175] - 2023年前三季度经营活动现金流为17.55亿美元，2022年同期为19.82亿美元；融资活动现金流使用为13.16亿美元，2022年同期为17.88亿美元；投资活动现金流使用为4.46亿美元，2022年同期为0.59亿美元[176] - 2023年前三季度收益为10.78亿美元，2022年同期为27.28亿美元[176] - 2023年第三季度公司总营收为22.92亿美元，2022年同期为27.79亿美元；报告分部税前收益为4.42亿美元，2022年同期为17.41亿美元[190][191] - 2023年第三季度管道运输业务美国管道收入为7.8亿美元，2022年同期为6.9亿美元；营销与新业务美国中游销售相关收入为5.9亿美元，2022年同期为11.2亿美元[191] - 2023年第三季度资本支出为1.69亿美元，2022年同期为1.31亿美元；对权益法核算被投资单位的出资为2000万美元，2022年同期为2400万美元[176][191] - 2023年第三季度商品相关衍生金融工具未实现损失为7800万美元，2022年同期为1.02亿美元损失（收益）[176][191] - 2023年第三季度折旧和摊销费用为1.54亿美元，2022年同期为1.37亿美元[191] - 2023年第三季度净融资成本为1.3亿美元，2022年同期为1.4亿美元[176][191] - 2023年前9个月总营收66.59亿美元，2022年同期为89.12亿美元[193] - 2023年前9个月资本支出4.29亿美元，2022年同期为4.62亿美元[193] - 2023年前9个月对权益法核算被投资企业的出资为6900万美元，2022年同期为4900万美元[193] - 2023年前9个月，权益法核算被投资企业的利润份额为2.22亿美元，2022年同期为2.82亿美元[195] - 截至2023年9月30日，公司在美国权益法核算被投资企业的投资为11亿美元[195] - 2023年和2022年第三季度，均无单一客户占各业务板块总营收的10%以上[191] - 2023年和2022年前9个月，均无单一客户占各业务板块总营收的10%以上[193] 管道部门业务数据关键指标变化 - 管道部门管理的管道运输能力为280万桶油当量/天，地上储存能力为1100万桶，铁路终端能力约为10.5万桶油当量/天[23] - 第三季度，管道部门报告的税前收益为4.37亿美元，调整后EBITDA为5.91亿美元；公司整体分别为4.42亿美元和10.21亿美元[26] - 第三季度管道业务常规收入4.73亿美元，2022年同期为4.16亿美元，增长5700万美元[30] - 前三季度管道业务常规收入12.36亿美元，2022年同期为11.68亿美元，增长6800万美元[34] - 第三季度调整后EBITDA为5.91亿美元，2022年同期为5.35亿美元，增长5600万美元[30] - 前三季度调整后EBITDA为16.17亿美元，2022年同期为15.79亿美元，增长3800万美元[34] - 第三季度管道业务可报告部门税前收益为4.37亿美元，2022年同期为3.77亿美元，增长6000万美元[30] - 前三季度管道业务可报告部门税前收益为11.63亿美元，2022年同期为11.20亿美元，增长4300万美元[34] - 第三季度产量为259.5万桶油当量/日，2022年同期为253.1万桶油当量/日，增长6.4万桶油当量/日[30] - 前三季度产量为250万桶油当量/日，与2022年同期持平[34] 设施部门业务数据关键指标变化 - 设施部门天然气处理总能力约为54亿立方英尺/天，NGL分馏能力约为35.4万桶/天，洞穴储存能力为2100万桶[23] - 第三季度，设施部门报告的税前收益为1.79亿美元，调整后EBITDA为3.19亿美元[26] - 第三季度天然气服务收入4900万美元，2022年同期为1.36亿美元，减少8700万美元；前九个月天然气服务收入1.33亿美元，2022年同期为4.87亿美元，减少3.54亿美元[43][48] - 第三季度NGL服务收入1.84亿美元，2022年同期为1.78亿美元，增加600万美元；前九个月NGL服务收入5.28亿美元，2022年同期为5.44亿美元，减少1600万美元[43][48] - 第三季度设施收入2.33亿美元，2022年同期为3.14亿美元，减少8100万美元；前九个月设施收入6.61亿美元，2022年同期为10.31亿美元，减少3.7亿美元[43][48] - 第三季度运营费用9500万美元，2022年同期为1.32亿美元，减少3700万美元；前九个月运营费用2.65亿美元，2022年同期为4.07亿美元，减少1.42亿美元[43][48] - 第三季度可报告部门税前收益1.79亿美元，2022年同期为12.73亿美元，减少10.94亿美元；前九个月可报告部门税前收益4.67亿美元，2022年同期为16.7亿美元，减少12.03亿美元[43][48] - 第三季度调整后EBITDA为3.19亿美元，2022年同期为2.91亿美元，增加2800万美元；前九个月调整后EBITDA为8.89亿美元，2022年同期为8.49亿美元，增加4000万美元[43][48] - 第三季度产量为803千桶油当量/天，2022年同期为893千桶油当量/天，减少90千桶油当量/天；前九个月产量为757千桶油当量/天，2022年同期为879千桶油当量/天，减少122千桶油当量/天[43][48] - 第三季度权益法核算被投资单位利润份额为6800万美元，2022年同期为1500万美元，增加5300万美元；前九个月权益法核算被投资单位利润份额为1.85亿美元，2022年同期为5900万美元，增加1.26亿美元[43][48] - 第三季度

财务数据和关键指标变化 - 第二季度公司报告收益为3.63亿美元，调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为8.23亿美元，较上年同期分别下降5500万美元（8%）和2600万美元（3%） [8][77][79] - 第二季度总交易量为318.7万桶油当量/天，较上年同期下降约5%；若剔除相关不利因素影响，本季度交易量将较2022年第二季度增长约5% [62][80] - 基于上半年业绩和全年剩余时间的展望，公司将2023年调整后EBITDA指引范围从3.5亿 - 38亿美元收窄至35.5亿 - 37.5亿美元 [63] - 截至2023年6月30日，按过去12个月计算，按比例合并债务与调整后EBITDA的比率为3.5倍；预计年底该比率在3.4 - 3.6倍之间 [81] - 截至目前，公司已回购5000万美元普通股，并将按比例合并债务减少约6亿美元；公司将在今年剩余时间继续评估偿债与额外股票回购的利弊 [64] 各条业务线数据和关键指标变化 管道业务 - 本季度影响因素主要包括：和平系统和科钦管道因收费提高带来收入增加；联盟管道因2022年第二季度包含管存库存销售、季节性合同被较低监管费率的固定合同取代，以及AECO - 芝加哥天然气价格差异缩小导致可中断交易量减少，收入降低 [59] 营销与新业务 - 第二季度原油利润率下降，原因是原油综合价格下跌；NGL利润率下降，是由于丙烷和丁烷价格下跌；本季度商品相关衍生品实现收益，而2022年第二季度为亏损；Aux Sable贡献减少，因NGL价格下降 [60] 公司业务 - 第二季度共享服务收入增加，一般及行政费用和其他费用增加，其中包括较低的长期激励成本 [61] 设施业务 - 本季度影响因素包括PGI交易、前能源传输加拿大工厂和道森资产的强劲表现，以及与商品衍生品合同相关的商品相关衍生品实现收益降低 [78] 各个市场数据和关键指标变化 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司预计2023年下半年交易量将持续增长，传统管道业务全年交易量预计比上一年增长4%；基于行业发展，未来十年交易量有望继续增长，公司凭借现有资产基础、综合价值链、合同协议和深厚客户关系，有望获取新交易量并受益于资产利用率提高和增长项目 [13][14] - 公司在评估并购机会时，TMX收购若成功将加强公司的财务约束，使公司能够考虑一些有轻微商品风险的其他机会；公司认为在NGL市场有竞争优势，希望捕捉相关增量机会 [19][20] - 公司从投资组合角度考虑资产配置，包括商品、商业、客户组合和市场等方面；对于Cedar LNG项目，公司考虑投资规模占比小于50%，目前认为20% - 30%的范围较为合适，并探索不同融资途径以确保投资和业务符合财务约束 [39][40][41] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管野火和北管道系统停运对公司和行业有短期影响，但加拿大西部沉积盆地前景依然乐观；公司运营已恢复正常，第三季度第一个月交易量强劲，反映出北管道系统停运和野火发生前的水平 [12] - 公司对加拿大西部沉积盆地中期有意义的交易量增长前景保持乐观，将通过提高资产利用率和开展新增长项目受益；公司将在财务约束内执行战略，同时向股东返还资本并为未来增长做好资金准备 [65] 其他重要信息 - 公司正在推进多个项目，包括和平管道八期扩建、Redwater Complex的RFS IV扩建、超过3亿美元的小型项目（其中包括超过2亿美元的其他管道项目，如Nipisi管道预计在2023年第三季度重新启用、东北BC基础设施扩建） [53][54] - Cedar LNG项目取得重大进展，7月6日获得BC能源监管机构的LNG设施许可证；该项目预计最终投资决策时间修订至2023年第四季度；已与投资级交易对手签署增量非约束性谅解备忘录，目前项目总产能已全部预订，正在进行最终协议的签署工作 [55][56][74] - 公司发布2022年可持续发展报告，在温室气体排放强度降低、公平性、多样性和包容性等ESG目标方面取得进展；公司有望实现“30 by 30”排放强度降低目标；女性在董事会独立董事中占比45%，在高管团队中占比35%，超过设定目标 [57] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：生产商客户对钻探活动的预期及公司近中期的交易量增长轨迹 - 公司认为这因客户而异，但从许多第二季度报告来看，不仅今年，未来几年活动都有所增加；野火发生前，客户反馈天然气外输是加拿大西部最大的限制因素；短期内，部分客户利用第三方天然气外输管道的增量空间 [84][85][86] 问题2：Cedar LNG项目最终投资决策推迟至第四季度的驱动因素、可控与不可控因素及完成项目的信心水平 - 公司表示对2023年第四季度对Cedar LNG进行最终投资决策的时间表充满信心；主要原因是选择启动了另一个前端工程设计（FEED），目的是形成竞争压力、控制资本成本并遵循行业最佳实践；此外，还有一些正在进行的谈判 [87][100] 问题3：公司对行业整合、战略投资等方面的看法 - 公司表示会寻找机会提升资产基础和投资组合；今年早些时候发布的战略是评估投资的基础；目前对TMX的兴趣较大，与WIPG的合作项目资产目前不出售，公司会遵循财务约束，待资产可用时再进行评估 [102][104] 问题4：传统管道系统实现4%增长是否考虑野火影响，以及能否弥补上半年损失的交易量 - 公司表示虽然上半年因野火等原因略低于预期，但下半年会有强劲增长，能够实现4%的增长目标 [106][107] 问题5：Cedar LNG项目的潜在机会规模、融资方式及投资占比 - 公司认为从投资组合角度看，未来十年有25亿 - 40亿美元的增量资本部署机会；近期重点关注阿尔伯塔碳电网和蓝氨项目；对于Cedar LNG项目，投资占比可能在20% - 25%，可能会使用混合融资和资产出售的方式 [110][108] 问题6：公司寻求的投资回报类型、杠杆约束及相关问题 - 公司过去的建设倍数在6 - 8倍之间，棕地项目通常在较低区间，绿地项目在较高区间；会继续按比例合并基础看待杠杆，并坚持杠杆约束；目前行业环境下，会避免接近杠杆上限4.25倍 [114][130][132] 问题7：PGI交易完成约一年后的整合情况及相关增长机会 - 公司表示整合按计划进行，略低于预算；Dawson资产表现超出预期；团队发现了很多优化机会，但目前无法具体说明；公司还在积极管理对电网的电力暴露，如在Empress委托热电联产项目、安装小型太阳能设施等 [159][160][163] 问题8：公司对阿尔伯塔电力价格的暴露情况、是否签署额外可再生能源承购协议及应对措施 - 公司过去两年签署了两份可再生能源电力协议，大部分净电力价格暴露已得到保护；公司努力减少电力使用、优化电力利用，以降低运营成本和范围二排放 [145][146][147] 问题9：阿尔伯塔碳电网项目的进展、是否受政府支持影响及相关时间安排 - 公司已获得阿尔伯塔政府的评估许可，完成了地震数据采集和处理；已与潜在用户进行初步对话；计划在2023年下半年钻探评估井，待证明有可用的封存场地后，2024年将加大商业对话；目前最终投资决策时间和投产时间未变 [166][167][150]

整体财务数据关键指标变化 - 2023年第二季度营收20.7亿美元，较2022年减少10.25亿美元；上半年营收43.67亿美元，较2022年减少17.66亿美元[8][20] - 2023年第二季度净利润3.63亿美元，较2022年减少0.55亿美元；上半年净利润7.32亿美元，较2022年减少1.67亿美元[8][20] - 2023年第二季度调整后EBITDA为8.23亿美元，较2022年减少0.26亿美元；上半年调整后EBITDA为17.7亿美元，较2022年减少0.84亿美元[8][20] - 2023年第二季度经营活动现金流为6.53亿美元，较2022年增加0.49亿美元；上半年经营活动现金流为11.11亿美元，较2022年减少1.48亿美元[8][20] - 2023年第二季度调整后经营活动现金流为6.06亿美元，较2022年减少0.77亿美元；上半年调整后经营活动现金流为12.4亿美元，较2022年减少1.43亿美元[8][20] - 2023年第二季度资本支出1.23亿美元，较2022年减少0.29亿美元；上半年资本支出2.6亿美元，较2022年减少0.71亿美元[8][20] - 2023年第二季度总销量为3187 mboe/d，较2022年减少157 mboe/d；上半年总销量为3186 mboe/d，较2022年减少172 mboe/d[8][20] - 2023年上半年常规收入7.63亿美元，2022年为7.52亿美元，增长1100万美元；传输收入2.73亿美元，2022年为2.23亿美元，增长5000万美元；油砂收入2亿美元，2022年为2.02亿美元，减少200万美元；管道收入12.36亿美元，2022年为11.77亿美元，增长5900万美元[52] - 2023年上半年运营费用3.32亿美元，2022年为2.97亿美元，增长3500万美元；折旧和摊销2亿美元，2022年为1.95亿美元，增长500万美元；权益法核算投资收益5500万美元，2022年为8800万美元，减少3300万美元[52] - 2023年上半年毛利润7.59亿美元，2022年为7.73亿美元，减少1400万美元；可报告部门税前收益7.26亿美元，2022年为7.43亿美元，减少1700万美元；调整后EBITDA为10.26亿美元，2022年为10.44亿美元，减少1800万美元[52] - 2023年上半年产量为2452千桶油当量/天，2022年为2486千桶油当量/天，减少34千桶油当量/天[52] - 2023年第二季度，公司资本支出为1.23亿美元，上半年为2.6亿美元，较2022年同期有所减少[157] - 2023年第二季度，常规管道业务量为88.1万桶油当量/天，传输管道业务量为58万桶油当量/天，油砂管道业务量为97.7万桶油当量/天[161] - 2023年第二季度收入为20.7亿美元，净收入为8.58亿美元，运营费用为1.89亿美元[163] - 2023年第二季度收益为3.63亿美元，基本每股收益为0.60美元，摊薄后每股收益为0.60美元[163] - 2023年第二季度经营活动现金流为6.53亿美元，基本每股经营活动现金流为1.19美元[163] - 2023年6月30日止三个月，公司营收20.7亿美元，2022年为30.95亿美元；净营收8.58亿美元，2022年为10.2亿美元[195] - 2023年6月30日止六个月，公司营收43.67亿美元，2022年为61.33亿美元；净营收18.04亿美元，2022年为21.74亿美元[196] 整体财务数据变化原因 - 2023年第二季度收入减少主要因营销与新业务部门价格和销量下降、设施部门资产贡献变化及管道资产临时减产[11] - 2023年第二季度成本商品销售减少8.63亿美元，主要因原油和NGL市场价格及原油销量下降[12] - 2023年第二季度经营费用减少0.22亿美元，主要因设施运营费用降低及部分成本被管道系统停运成本抵消[13] - 六个月内收入减少18亿美元，主要因营销与新业务板块原油和NGL价格及销量下降，设施板块部分资产收入计入利润份额且可收回成本降低，北方管道系统停运和野火分别造成5400万美元和2300万美元负面影响，部分被管道业务收入增加抵消[24] - 商品销售成本减少14亿美元，主要由于营销与新业务板块原油和NGL市场价格及销量降低[25] - 运营费用减少1500万美元，主要因设施运营费用降低，部分被管道业务电力成本增加和北方管道系统停运成本抵消[26] - 经营活动现金流减少1.48亿美元，主要受非现金项目调整后收益减少、非现金营运资金变动减少等因素影响，部分被纳税减少和权益法核算投资收益分配增加抵消[27] - 调整后经营活动现金流减少1.43亿美元，主要受与经营活动现金流相同因素影响，部分被应计股份支付费用降低抵消[28] - 调整后EBITDA减少8400万美元，主要因北方管道系统停运和野火影响，以及设施和营销与新业务板块净收入降低等，部分被商品相关衍生品收益和权益法核算投资调整后EBITDA增加、一般及行政费用降低抵消[29] - 总销量减少17.2万桶油当量/天，主要因2022年第四季度处置部分设施资产权益、北方管道系统停运和野火影响，部分被PGI天然气处理资产销量和部分管道系统销量增加抵消[30] 各业务部门产能情况 - 管道部门管理管道运输能力为280万桶油当量/天，地上储存能力为1100万桶，铁路终端能力约为10.5万桶油当量/天[33] - 设施部门天然气处理总能力约为54亿立方英尺/天，NGL分馏能力约为35.4万桶/天，洞穴储存能力为2100万桶[34] 各业务部门第二季度财务数据 - 第二季度管道部门收益3.5亿美元，调整后EBITDA为5.01亿美元；设施部门收益1.53亿美元，调整后EBITDA为2.72亿美元；营销与新业务部门收益1.15亿美元，调整后EBITDA为9600万美元；公司部门亏损1.61亿美元，调整后亏损4600万美元[40] - 2023年第二季度设施部门天然气服务收入4700万美元，2022年为1.76亿美元，减少1.29亿美元；NGL服务收入1.73亿美元，2022年为1.84亿美元，减少1100万美元；设施收入2.2亿美元，2022年为3.6亿美元，减少1.4亿美元[64] - 2023年第二季度设施部门运营费用9000万美元，2022年为1.41亿美元，减少5100万美元；商品销售成本为0，2022年为200万美元，减少200万美元；运营中的折旧和摊销4100万美元，2022年为8000万美元，减少3900万美元[64] - 2023年第二季度设施部门商品相关衍生品金融工具实现收益为0，2022年为亏损1000万美元，增加1000万美元；未实现亏损为0，2022年为900万美元，减少900万美元；权益法核算投资收益6900万美元，2022年为2000万美元，增加4900万美元[64] - 2023年第二季度设施部门毛利润1.58亿美元，与2022年持平；可报告部门税前收益1.53亿美元，2022年为1.47亿美元，增加600万美元；调整后EBITDA为2.72亿美元，2022年为2.77亿美元，减少500万美元[64] - 2023年第二季度设施部门产量为749千桶油当量/天，2022年为868千桶油当量/天，减少119千桶油当量/天[64] - 2023年第二季度营销与新业务部门营销业务量为163mboe/d，调整后EBITDA为11100万美元；新业务项目暂无业务量，调整后EBITDA为 - 1500万美元[105] - 2023年第二季度公司共享服务收入为1100万美元，上年同期为0；调整后EBITDA为 - 4600万美元，较上年同期增加800万美元[115] 各业务部门上半年财务数据 - 上半年天然气服务收入8400万美元，2022年为3.51亿美元，减少2.67亿美元[74] - 上半年NGL服务收入3.44亿美元，2022年为3.66亿美元，减少2200万美元[74] - 上半年设施收入4.28亿美元，2022年为7.17亿美元，减少2.89亿美元[74] - 上半年调整后EBITDA为5.7亿美元，2022年为5.58亿美元，增加1200万美元[74] - 上半年产量为73.4万桶油当量/日，2022年为87.2万桶油当量/日，减少13.8万桶油当量/日[74] - 三个月营销收入13.57亿美元，2022年为23亿美元，减少9.43亿美元[89] - 三个月净收入8000万美元，2022年为1.43亿美元，减少6300万美元[89] - 六个月营销收入29.15亿美元，2022年为45.71亿美元，减少16.56亿美元[97] - 六个月净收入2.29亿美元，2022年为4.47亿美元，减少2.18亿美元[97] - 2023年上半年公司共享服务收入为2200万美元，上年同期为0；调整后EBITDA为 - 9100万美元，较上年同期增加2700万美元[120] 项目情况 - 和平管道八期扩建项目资本预算5.3亿美元，预计2024年上半年投入使用，目前进度按时且成本低于预算，将增加约23.5万桶/日和6.5万桶/日的增量产能[61] - RFS IV项目资本预算4.6亿美元，预计2026年上半年投入使用[86] - 公司与海斯拉民族合作开发的雪松LNG项目预计年产能300万吨，2023年7月获得卑诗省能源监管机构的LNG设施许可证，预计2023年第四季度做出最终投资决策[108][110][112] - 公司与TC能源公司合作开发的阿尔伯塔碳电网项目，工业中心项目一期预计每年可运输和储存多达500万吨二氧化碳，整个项目预计每年可运输和储存多达1000万吨二氧化碳[113] 公司资金与债务情况 - 截至2023年6月30日，公司营运资金为 - 6.3亿美元，总贷款和借款未偿还余额为99.81亿美元，现金和未使用债务融资额度为20.57亿美元[125] - 公司可变利率贷款和借款未偿还余额加权平均利率为6.0%（2022年：5.9%），固定利率贷款和借款未偿还余额加权平均利率为4.0%（2022年：3.9%），次级混合票据加权平均利率为4.8%（2022年：4.8%）[125] - 公司信用设施包括15亿美元循环信贷额度、10亿美元可持续发展挂钩循环信贷额度、2.5亿美元美国非循环定期贷款和5000万美元运营设施[128] - 公司承诺到2030年将其温室气体排放强度相对于2019年基线水平降低30%，可持续发展挂钩循环信贷额度包含根据公司温室气体排放强度减排绩效目标调整借款成本的条款[129] - 2023年5月31日，公司完成15亿美元循环信贷额度和10亿美元可持续发展挂钩循环信贷额度的延期；6月1日，公司6亿美元高级无抵押中期票据到期并全额偿还[132] - 2023年6月22日，公司完成5亿美元优先无抵押中期票据发行，分三部分，固定票息分别为5.72%、3.54%和4.24%[133] - 截至2023年6月30日，优先无抵押中期票据的有息债务与资本比率为0.38，信贷安排的债务与资本比率为0.39，均未超上限0.70[134] - 截至2023年6月30日，公司持有的信用证总计1.58亿美元，较2022年12月31日的1.68亿美元有所减少[136] - 截至2023年6月30日，公司的总合同义务为186.22亿美元，其中长期债务162.42亿美元占比最大[142] - 截至2023年6月30日，公司已发行信用证1.5亿美元，较2022年12月31日的1.98亿美元减少[145] - 2023年6月30日，管道业务的贷款和借款为3.46亿美元，设施业务为24亿美元，总计27.46亿美元[167] - 2023年6月30日，公司各权益法核算被投资方可提供的信用证总额为6000万美元[170] 公司股权与股息情况 - 2023年3月10日至6月30日，公司回购119.7万股普通股用于注销，平均每股价格41.76美元，总成本5000万美元[148] - 2023年2月15日至2028年2月15日，25系列A类优先股的年股息率为6.481%；2023年3月1日至2028年3月1日，21系列A类优先股的年股息率为6.302%[150][151] - 截至2023年7月31日，公司发行并流通的普通股为54919.8万股，各系列A类优先股数量不等[155] 公司未来资本支出预计 - 2023年剩余月份的未来资本支出预计在4.95亿美元至5.45亿美元之间，其中8500万美元至9500万美元用于不可收回的维持性资本[159] 公司关联交易情况 - 公司为PGI提供管理服务，固定年费为5200万美元，2023年上半年服务费用总计1.28亿美元[172] - 2023年上半年，公司从PGI获得的提取服务总计800万美元[172] - 截至2023年6月30日，贸易应收款及其他项目中，PGI欠款为3300万美元[172] - 2023年第一季度，公司结算Ruby到期预付款1400万美元及应付拨备1.02亿美元[173] - 2023年截至6月30日的三个月和六个月，公司向Aux Sable提供服务费用分别为3500万美元和6500万美元，2022年同期分别为2500万美元

财务数据和关键指标变化 - 第一季度收益为3.69亿美元，较上年同期减少1.12亿美元，降幅23% [17] - 第一季度调整后EBITDA为9.47亿美元，较上年同期减少5800万美元，降幅6% [22] - 第一季度总交易量为318.8万桶油当量/天，较上年同期减少约5%；若剔除资产处置和北部管道停运的影响，交易量将较2022年第一季度增长约2% [25] - 截至2023年5月31日，按过去12个月计算，按比例合并债务与调整后EBITDA的比率为3.6倍；调整PGI出售KAPS权益的影响后为3.5倍；公司预计年底该比率在3.3 - 3.6倍之间，以支持强劲的BBB信用评级 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 营销和新业务部门调整后EBITDA较上一季度下降9800万美元，2022年第一季度因大宗商品价格大幅上涨取得创纪录季度业绩 [16] - 管道和设施部门受北部管道系统停运影响，第一季度综合影响约为5400万美元 [22] 各个市场数据和关键指标变化 无 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司对WCSB和东北BC Montney地区的增长保持积极展望，预计2023年调整后EBITDA在35 - 38亿美元之间，包括北部管道系统停运的影响和因天然气价格下跌导致的压裂价差扩大的积极影响 [19][26] - 公司计划将2023年的过剩自由现金流用于偿还债务，进一步加强资产负债表，为未来资本项目提供资金 [27] - 公司正在评估能源转型领域的所有机会，如氨、氢、甲醇等项目，并预计在2024 - 2025年增加资本支出 [58] - 公司与ARC Resources签署了Cedar LNG长期液化服务协议的谅解备忘录，该项目预计将构建为收费业务，提供低风险、长期现金流，进一步增强公司财务韧性 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对业务状况和利用WCSB增长机会的能力持乐观态度，同时积极推进Cedar LNG等转型项目 [29] - 公司认为行业正在为西海岸LNG开发、跨山管道扩建和阿尔伯塔省石化行业的增长做好准备，预计到2030年将有超过12万桶/天的增量NGL和凝析油，公司拥有大部分合同权利 [11][12] 其他重要信息 - Cedar LNG项目近期获得BC环境评估办公室的环境评估证书和联邦环境与气候变化部长的积极决定声明，预计2023年第三季度末做出最终投资决策 [10] - 公司完成了关键接入管道系统永久天然气基础设施权益的出售，所得款项用于减少Pembina天然气基础设施的债务 [13] - 和平管道系统第八阶段扩建进展顺利，管道制造已完成，预计2024年上半年投入使用，三个泵站预计2023年投入使用，项目成本约5.3亿美元，目前低于预算 [13][21] - 公司将季度普通股股息提高0.015美元/股，即2.3%，自6月支付的股息起生效；与去年9月PGI交易完成时宣布的增加相结合，股息同比增长约6% [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 传统管道业务的增长预期是否有变化 - 公司表示今年开局强劲，交易量高于预期，对下半年的交易量增长仍持乐观态度，预计有4% - 6%的增长 [33] 问题2: 北部管道系统停运对业绩的影响及指导范围的偏移情况 - 公司认为营销业务和传统管道业务的强劲表现可以抵消北部管道系统停运的影响，目前对指导范围感到满意 [35][37] 问题3: Cedar LNG项目是否还有重大障碍以及模块化建设的情况 - 公司表示仍有一些重大障碍需要克服，如只有一半产能有谅解备忘录，工程团队仍在确定最终成本估算；预计约80%的成本将采用总包协议，可保护公司免受资本成本影响 [40][41] 问题4: 为何将Cedar LNG项目的最终投资决策目标定在第三季度末，是否有时间限制，以及最终投资决策时需要确定的最低产能合同比例 - 公司表示目标是协调所有工作流，目前正全力争取在9月底完成最终投资决策，但也有可能推迟；公司希望在最终投资决策时签订100%的产能合同，目前未考虑最低合同比例 [46][47] 问题5: 与该地区生产商的讨论情况，包括服务需求趋势、服务期限偏好等 - 公司表示生产商认为天然气出口是加拿大西部最大的限制因素；不同客户对服务期限的偏好不同，有的客户偏好短期，有的偏好长期；和平管道对加拿大西部大部分客户至关重要，RFS IV的新增和现有分馏服务需求旺盛 [49][51][54] 问题6: 除Cedar LNG项目外，公司未来的资本支出计划 - 公司表示新业务部门有一系列机会，如阿尔伯塔碳电网等项目；公司正在评估能源转型领域的所有机会，预计2024 - 2025年的资本支出将增加 [58] 问题7: 对评估TMX所有权权益的最新想法 - 公司表示对与WIPG的合作感到自豪，认为TMX是世界级资产，但需要评估其经济可行性，确保符合公司的投资标准 [59][60] 问题8: 北部管道事件的原因是否明确，是否会对现金流产生持续影响 - 公司表示调查仍在进行中，但所有迹象表明是应力腐蚀开裂，原因是施工期间涂层修复不佳；未来会对类似资产进行一些增量完整性工作，但影响不大；公司正在重新评估每年1 - 1.75亿美元的完整性、地质技术和环境工作的资本优先级 [110][111] 问题9: 和平管道系统第八阶段扩建成本低于预算的原因 - 公司表示得益于在加拿大西部艾伯塔省和东北BC地区丰富的管道建设经验、与合作伙伴的良好合作关系以及出色的合同策略 [65][66] 问题10: 决定是否执行NCIB的目标杠杆率范围，以及回购计划的管理方式 - 公司表示目前杠杆率低于目标范围，今年使用现金流偿还债务主要是为了应对未来两到三年的机会，同时考虑了利率和债务成本等经济因素 [67][68] 问题11: 近期经济疲软对Cedar LNG项目的风险偏好和客户承购意愿的影响，以及信贷市场收紧对项目融资的影响 - 公司表示该项目是长期项目，采用收费模式和100%照付不议合同，人们对LNG市场持长期稳定定价预期；随着EA和首份谅解备忘录的宣布，项目受到更多关注，正在推进多份谅解备忘录的谈判；与海斯拉第一民族的合作对融资市场有吸引力，项目规模相对较小，资本需求更易被核心LNG和核心贷款人接受，目前未受到信贷市场收紧的影响 [73][74][76] 问题12: 北部管道系统停运对EBITDA影响的差异是否包括客户关怀方面的投资 - 公司表示所有因素都已考虑在内，主要影响因素是收入损失、完整性工作和修复工作 [78] 问题13: PTI的表现以及是否有天然气处理资产的利用率达到需要考虑拓展机会的水平 - 公司表示PGI的整合和商业机会超出预期，近期与大客户签订了管道和处理协议；PGI的交易量持续增长，正在积极推进7.5亿美元的增量项目工程和商业讨论 [81][82][83] 问题14: 公司在氨项目资本支出计划方面的考虑范围 - 公司表示正在全面评估氨项目的机会，包括利用自身资产基础提供服务、与大型氨设施合作等，以确定公司的最佳定位和资本的最佳用途 [86][87] 问题15: 北部管道第二季度成本估算中，维修、清理、ILI和收入损失的占比情况，以及无法达到满负荷运营的持续收入损失影响 - 公司表示第二季度的成本主要是收入损失，约占三分之二以上，仍有一些小的完整性修复工作正在进行 [90][91] 问题16: 北部管道恢复满负荷运营的路径、监管要求和预计获得批准的时间 - 公司表示一直在与阿尔伯塔能源监管机构合作，确保管道安全恢复运营；目前没有迹象表明管道存在系统性问题，有信心在短期内恢复到满负荷运营 [93][94] 问题17: 2500 - 3000万美元成本估算中所包含的满负荷运营日期 - 公司表示由于仍有一些监管障碍，目前无法确定具体日期，预计在第二季度下半年 [95] 问题18: NGL重新签约年的交易量和定价情况，以及与指导预期的对比 - 公司表示合同执行情况符合预期，北部管道对交易量有一定影响，但总体定价相对积极，新的PDH需求和西海岸的强劲数据带来了新的需求 [97]

财务状况 - 2022年比例合并债务与调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）比率约为3.6倍，评级机构资金来源与债务比率约为22%，流动性约22亿美元[7] - 2023年调整后EBITDA指引为35 - 38亿美元，费用型业务预计增长约5%[2][3][61] - 2023年资本预算聚焦完成在建项目和维持性资本，8亿美元资本计划包括1.55亿美元不可回收维持性资本和6000万美元行政资本[19][20] 业务结构 - 业务高度多元化，主要由管道、设施、营销及新业务构成，费用型业务对调整后EBITDA贡献达82%（2022年）[8][52] - 拥有约280万桶/日碳氢化合物运输能力、1.15万桶/日凝析油稳定能力和3200万桶存储能力[48] 项目进展 - 和平管道八期扩建项目在建，红水分馏四期项目预计2026年上半年投产，资本估计4.6亿美元[144] - 正在推进约10亿美元新项目，包括红水综合体新建5.5万桶/日丙烷加馏分塔等[181] - 约40亿美元额外项目在开发中，如Cedar LNG、天然气处理设施等[171] 战略规划 - 致力于向低碳经济转型，有100MW和105MW风能购电协议等低碳能源项目[28] - 与TC Energy联合开发阿尔伯塔碳电网，有望每年运输和储存多达2000万吨二氧化碳[175] 风险管理 - 约96%的未偿债务为固定利率，平均固定利率高级债务期限超13年，加权平均利率4.0%[16][17] - 面临监管、竞争、供应链等多种风险，前瞻性陈述受诸多不确定因素影响[59] 可持续发展 - 目标到2030年将温室气体排放强度降低30%，通过多种途径实现减排目标[76][93] - 积极推进ESG战略，包括员工多元化、社区支持、环境治理等方面[72][73][90]

股东大会信息 - 公司2023年年度股东大会将于5月5日下午2点（山区夏令时）以线上音频直播形式举行，投票截止时间为5月3日下午2点（山区夏令时）[33] - 参加虚拟会议需使用Chrome、Safari、Microsoft Edge或Firefox的最新版本，建议提前30 - 60分钟登录[45] - 受益股东可在虚拟会议期间投票或会前委托投票，美国受益股东投票或委托第三方投票需额外获取有效法律委托书并在5月3日下午2点（山区夏令时）前提交给Computershare[50][58] - 登记股东可在虚拟会议期间投票或会前委托投票，委托投票可通过在线、电话或邮寄方式，委托表格需在会议前至少48小时（不包括周六、周日或节假日）送达Computershare[60][63] - 会议投票结果将尽快发布在SEDAR（www.sedar.com）和EDGAR（www.sec.gov）上[35] - 所有股东可作为嘉宾登录https://web.lumiagm.com/440249827参加会议，但嘉宾无投票权，可在问答环节提问[39] - 会议期间可通过直播聊天线程提问，正式会议期间仅处理登记股东和正式委任代理人与会议业务相关的问题[40] - 股东若想在2024年年度股东大会上提出提案，需在2024年2月5日前提交[70] 股权结构信息 - 截至2023年3月17日，公司已发行并流通的普通股数量为5.50364102亿股，公司有权发行无上限数量的普通股[36] - 无人直接或间接实益拥有、控制或指导超过公司10%的普通股[36] 公司服务费用信息 - 公司已向Kingsdale Advisors支付约4.5万美元用于提供治理和战略股东咨询服务，可能还会支付联系股东投票的常规费用[36] - 2022年公司支付给KPMG的审计费用为347.848万美元，2021年为272.45万美元[80] - 2022年公司支付给KPMG的审计相关费用为18.015万美元，2021年为11.9万美元[81] - 2022年公司支付给KPMG的税务费用为4.845万美元，2021年为12.0305万美元[84] - 2022年公司支付给KPMG的其他费用为19.125万美元，2021年为19.925万美元[85] - 2022年公司支付给KPMG的总费用为389.833万美元，2021年为316.3055万美元[86] 董事会及董事信息 - 公司董事会人数固定为12人，12名被提名董事均参与本次选举，除总裁兼CEO外均为独立董事[74][96] - 被提名董事Henry W. Sykes在2022年投票结果中，支持率为98.55%，反对率为1.45%[99] - 2022年Anne - Marie N. Ainsworth投票结果为98.80%赞成，1.20%反对[107] - 截至2023年3月17日，Anne - Marie N. Ainsworth持有普通股24,655股，递延股份单位34,178个，总价值248.52万美元[109] - 2022年Scott Burrows投票结果为99.70%赞成，0.30%反对[112] - 截至2023年3月17日，Scott Burrows持有普通股31,414股，受限和绩效股份单位358,191个，总价值1643.3539万美元[114] - 2022年Cynthia Carroll投票结果为97.97%赞成，2.03%反对[116] - 截至2023年3月17日，Cynthia Carroll递延股份单位13,250个，总价值55.8903万美元[119] - 2022年Ana Dutra投票结果为87.99%赞成，12.01%反对[121] - 截至2023年3月17日，Ana Dutra递延股份单位4,073个，总价值17.1799万美元[122] - 2022年Robert G. Gwin投票结果为98.54%赞成，1.46%反对[125] - 截至2023年3月17日，Robert G. Gwin递延股份单位13,139个，总价值55.4221万美元[127] - 2022年Maureen E. Howe投票结果为98.36%赞成，1.64%反对[132] - 2022年Gordon J. Kerr投票结果为98.83%赞成，1.17%反对[135] - 2022年David M. B. LeGresley投票结果为98.45%赞成，1.55%反对[145] - 2022年Leslie A. O’Donoghue投票结果为94.00%赞成，6.00%反对[149] - 2022年Bruce D. Rubin投票结果为99.42%赞成，0.58%反对[154] - 截至2023年3月17日，Maureen E. Howe持有普通股26,000股，递延股份单位13,655个，总价值1,672,631美元[133] - 截至2023年3月17日，Gordon J. Kerr持有普通股10,400股，递延股份单位45,641个，总价值2,363,815美元，另有A类优先股7系列6,000股[137] - 截至2023年3月17日，Andy J. Mah持有普通股8,180股，总价值345,032美元[142] - 截至2023年3月17日，David M. B. LeGresley持有普通股46,238股，递延股份单位45,001个，总价值3,848,454美元[146] - 截至2023年3月17日，Leslie A. O’Donoghue持有普通股35,588股，递延股份单位55,858个，总价值3,857,174美元[152] - 董事会多数成员须独立，且定期举行无管理层和非独立董事参加的闭门会议[166] - 董事会承诺维持董事背景、技能等方面的合理多样性，设定女性和整体多元化具体目标[166] - 董事会至少每三年聘请第三方独立顾问进行正式评估和同行评审[166] 高管薪酬及投票信息 - 2022年公司高管薪酬方案获88.01%股东投票支持[88] 外部审计审查信息 - 外部审计师至少每五年进行一次全面审查，上一次审查于2020年完成，涵盖2015 - 2019年[79] 公司政策及准则信息 - 所有高管和员工每年须确认已阅读并理解公司道德准则等政策[172] - 公司道德准则于2005年实施，自实施以来董事会未放弃任何方面，2022年8月最后更新和批准[175] 公司战略信息 - 2022年12月董事会批准全面战略，以推动公司业务韧性和未来发展[185] - 公司战略目标修改为“提供卓越能源解决方案，让世界蓬勃发展”[188] - 公司确立四个战略优先事项，以确保实现财务卓越[190][191] 公司风险管理信息 - 董事会负责监督公司风险管理，确保有与战略一致的企业风险管理流程[192] - 公司维持企业风险管理、市场风险缓解等多项风险管理政策[192] - 公司企业风险委员会（ERC）至少每季度开会审查风险管理活动，将风险分为四类[193] - 公司CEO或高级副总裁负责“需采取新行动”或“持续尽职缓解”类别的风险[194] - 公司管理层至少每年向董事会提交一次ERC风险审查总结[195] - 公司过去三年未发生信息安全漏洞，且购买了网络保险[203] 公司可持续发展信息 - 过去两年公司通过第三方重要性评估确定六个可持续发展重点领域[204] - 2022年公司推出五年原住民参与战略和和解之路[204] - 2022年公司建立10亿美元可持续发展挂钩循环信贷安排[206] - 公司董事会监督整体可持续发展战略，四个常设委员会负责相关职责[208][210] - 公司高级管理团队成员负责ESG战略的不同部分[217] - 2021年公司承诺到2030年将温室气体排放强度较2019年基线降低30%[225]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第四季度调整后EBITDA为9.25亿美元，较上年同期减少4500万美元或5%，受NGL销售利润率下降等因素负面影响，部分被原油销售利润率上升等因素抵消 [22] - 2022年第四季度总销量为339.2万桶油当量/天，较上年同期下降约1%，主要归因于管道和设施部门的销量下降 [23] - 2022年全年调整后EBITDA为37.46亿美元，较2021年增长9%，超过公司修订后的指引范围上限；收益为29.7亿美元，较2021年增长139%；经营活动现金流为29.3亿美元，较2021年增长11%；调整后经营活动现金流为26.6亿美元，较2021年增长1% [34] - 2023年第一季度调整后EBITDA预计受北方管道事件影响约3000万美元，包括收入损失和恢复服务成本 [66] - 公司重申2023年调整后EBITDA指引范围为35亿 - 38亿美元，指引范围中点反映基于收费业务的调整后EBITDA贡献约增长5% [35] - 公司修订2023年资本计划，预计约8亿美元，较原指引7.3亿美元增加，主要因传统业务新创收基础设施和RFS IV项目的增量支出 [67] 各条业务线数据和关键指标变化 - 营销与新业务部门2023年预计仍有强劲贡献，但业绩较2022年将有所缓和 [65] - 联盟管道高度签约，销量和价格表现良好 [88] 各个市场数据和关键指标变化 - 自相关公告发布以来已发放200 - 250个许可证，传统管道2021 - 2022年有3% - 4%的增长，预计未来几年将延续该趋势 [50] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略重点包括维持、脱碳和提升业务，投资能源转型，满足全球需求并转化和出口产品，为利益相关者创造差异化体验 [44][74][75] - 公司不计划进入可再生能源电力业务，专注于热电联产设施和特定场地的小型围栏内太阳能项目，通过长期协议获取相同收益 [6] - 继续与合作伙伴推进阿尔伯塔碳电网项目，已获批准开展评估计划，包括评估地震情况、钻探油井等，同时可能立即确保管道权益 [7] - 公司认为全球需求在2030年及以后比北美需求更具韧性，将继续把从盆地向外输送能源作为战略重点 [54] - 公司积极开发新业务想法和项目，如考虑在Redwater地区开展低碳综合体项目，涉及氢气、氨、甲醇等产品 [109] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管存在经济和地缘政治不确定性，预计2023年西加拿大沉积盆地将继续适度增长，未来随着第三方大型出口项目投产，有更高增长潜力 [69] - 公司对与不列颠哥伦比亚省和蓝莓河第一民族的协议持乐观态度，认为该协议将为生产商提供明确信息，支持开发计划和业务增长 [70] - 公司有信心在财务框架内执行战略，为投资者带来稳定的每股增长和卓越回报 [77] 其他重要信息 - 2022年公司创建Pembina Gas Infrastructure（PGI），与KKR合作；成功通过与现有客户签订收费服务合同获得增量销量；完成和平管道七期和九期扩建以及Empress Cogen项目，且项目均低于预算交付 [18][19][20] - 2023年科钦管道容量开放季节成功，与关键客户续签乙烷长期供应合同；决定在Redwater建设新的5.5万桶/天分馏塔，Redwater综合体有长期照付不议合同支撑 [30][31] - 北方管道已恢复运营，但压力降低，运营时长未确定，将在有限产能下运营，增加产能需持续进行完整性评估并获AER批准 [36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 新压裂合同是否为全价值链合同 - 部分合同实现了全价值链整合，部分则没有 [105] 问题: 营销业务现状与指导假设的对比情况 - 目前营销业务略好于预算设定时的情况，天然气价格下降，但丙烷价格也有所下降，部分被更有利的外汇汇率抵消 [83] 问题: 公司是否有内部人才执行脱碳和能源转型战略，以及收购在获取专业知识和加速执行方面的作用 - 公司已引入内部专业知识并持续扩充团队，也会考虑通过合资企业和并购等方式获取专业知识 [90][91] 问题: RFS IV项目4.6亿美元估算的类别，以及对该估算的信心水平 - 内部将其视为IV类估算，鉴于过去建设RFS II和RFS III的经验，公司对该项目的工程设计、设备和供应商有很高信心，且专注于提高整个综合体的利用率以提升执行效率 [93][94] 问题: 公司新战略中哪些是新内容，哪些旧战略部分不再是重点 - 新战略与之前大致一致，但更强调对核心业务的承诺，将能源转型视为机遇并专注于有竞争优势的领域 [97][98] 问题: Cedar LNG项目环境评估审批情况 - 从不列颠哥伦比亚省政府获悉审批将延迟，但公司对项目获批持乐观态度，认为该项目是世界上最环保的LNG项目之一，目前正与政府持续沟通 [100] 问题: 如何管理分馏塔建设成本风险，是否有总价EPC合同或与客户的风险分担机制 - 公司正在评估总价合同，认为在4.6亿美元的小规模项目上有市场机会降低风险，目前正在与供应商沟通以确保劳动力并给予其确定性；关于与客户的风险分担机制，公司表示商业合同敏感暂不讨论 [136][137] 问题: 蒙尼托生产在蓝莓河第一民族协议后未来几年的产量增长情况及对公司的影响 - 公司未提供具体数字，但传统管道2021 - 2022年有3% - 4%的增长，预计未来几年将延续该趋势 [50] 问题: 公司满足全球需求并转化和出口产品战略的具体内容，是否有更大的原油出口计划以及是否会再次涉足石化业务 - Cedar LNG项目和与WIPG的合作符合出口产品战略；公司关注全球需求和脱碳需求，凭借Redwater综合体和相关专业知识，收到很多关于能源转型机会的咨询，正在评估Redwater地区的低碳综合体项目 [108][109] 问题: 2023年及未来资本分配中，偿还债务与股票回购的决策是否受大型项目影响 - 公司对Cedar LNG项目持积极态度，未来可能有更多机会，会根据市场情况和机会评估资本的最优使用方式，但会保持纪律性 [110][111] 问题: 除传统管道外，未来一两年公司的经营杠杆情况，以及现有产能贡献增长的情况 - 客户受天然气出口和分馏能力限制，公司在PGI业务上看到一些增长机会，与有大量天然气出口能力的客户合作可带动液体业务增长 [113] 问题: 正常程序下3月将续签NCIB，是否仍打算将自由现金流用于偿还债务，还是采用更平衡的资本分配方式 - 公司认为保持NCIB并续签可提供资本分配的灵活性，目前基本情况是短期内继续将自由现金流用于偿还债务 [134] 问题: RFS IV项目与之前批准项目的竞争情况，以及小型瓶颈消除项目的回报情况 - RFS IV项目与之前批准的Pembina项目竞争情况类似；小型瓶颈消除项目通常回报为EBITDA的4 - 6倍，棕地或瓶颈消除项目总体回报有吸引力 [123] 问题: Nipisi管道重启是否需要更多合同，以及该项目的发展情况 - 目前重启不需要额外合同，预计今年晚些时候投入使用；客户需求高，但该管道的扩张机会有限，预计销量将恢复到最大产能 [124] 问题: Aux Sable季度亏损的原因 - 主要是AECO - 芝加哥价格暴跌和旧的富气溢价交易的套期保值损失，未来因不再有套期保值，预计不会出现此类情况 [125] 问题: RFS IV投产后，Redwater分馏塔的照付不议比例和平均期限 - 公司未提供具体信息 [127] 问题: 公司在转型和出口产品时承担商品价格风险的意愿是否会改变，以及现有业务保值增值的最大风险因素 - 公司一直有一定商品风险敞口，基础业务的稳定合同为商品业务提供了支撑；公司认为现有业务机会大于风险，随着TMX、LNG等项目上线，对核心业务持乐观态度 [138] 问题: RFS 4项目的资本回报率预期，以及与瓶颈消除项目的回报率比较 - RFS 4项目与之前Pembina项目回报一致，受益于土地和现有基础设施，但受通胀影响；目前处于商业敏感时期，未提供具体回报率 [141] 问题: 公司在脱碳举措中是否会改变回报预期，以适应市场现实 - 公司在能源转型项目中不降低回报预期，将继续推进项目，可能会在一些新能源转型机会中持有股权或提供服务 [8] 问题: Redwater整体是否符合财务框架 - 公司未明确回复 [145]

财务数据关键指标变化 - 总营收 - 2022年第四季度公司总营收26.99亿美元，2021年同期为25.60亿美元；2022年全年总营收116.11亿美元，2021年为86.27亿美元[77][78] 财务数据关键指标变化 - 净营收 - 2022年第四季度公司净营收10.43亿美元，2021年同期为10.84亿美元；2022年全年净营收42.47亿美元，2021年为39.38亿美元[77][78] 财务数据关键指标变化 - 调整后EBITDA - 2022年第四季度公司调整后EBITDA为9.25亿美元，2021年同期为9.70亿美元；2022年全年调整后EBITDA为37.46亿美元，2021年为34.33亿美元[81][82] - 2022年全年调整后EBITDA基本每股收益为6.78美元，2021年为6.24美元[82] - 3个月截至12月31日，2022年和2021年调整后EBITDA分别为2.27亿美元和1.89亿美元[86] - 12个月截至12月31日，2022年和2021年调整后EBITDA分别为8.29亿美元和7.25亿美元[87] 非GAAP财务指标相关说明 - 公司披露了净收入、调整后EBITDA等非GAAP财务指标和比率，用于评估业绩和现金流[73] - 净收入定义为总营收减去包括产品采购在内的销售成本，最直接可比的GAAP财务指标是营收[76] - 调整后EBITDA计算时排除商品相关衍生金融工具的未实现损益等非现金和非持续经营项目[79][80] - 非GAAP财务指标和比率计算具有一致性，特定调整项目可能仅在某些时期相关[74] - 调整后经营活动现金流是一项非GAAP财务指标，用于评估公司财务表现和偿债能力[88][89] 公司财务指引与风险提示 - 公司2023年调整后EBITDA指引旨在帮助读者了解预期和目标财务结果[71] - 前瞻性陈述受监管环境、竞争、行业状况等多种风险和不确定性影响[70] 权益法核算相关 - 公司对权益法核算的被投资单位的投资采用权益法核算，其调整后EBITDA中，有优先权益的投资按50%普通股权益列示[83][85][87] 财务数据关键指标变化 - 调整后经营活动现金流 - 3个月截至12月31日，2022年和2021年调整后经营活动现金流分别为6.9亿美元和7.34亿美元[90] - 12个月截至12月31日，2022年和2021年调整后经营活动现金流分别为26.61亿美元和26.4亿美元[90] - 3个月截至12月31日，2022年和2021年调整后每股经营活动现金流分别为1.25美元和1.33美元[90] - 12个月截至12月31日，2022年和2021年调整后每股经营活动现金流分别为4.82美元和4.8美元[90] 财务数据关键指标变化 - 经营活动现金流 - 3个月截至12月31日，2022年和2021年经营活动现金流分别为9.47亿美元和6.97亿美元[90] - 12个月截至12月31日，2022年和2021年经营活动现金流分别为29.29亿美元和26.5亿美元[90]