财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为9.67亿美元，较去年同期增加1.17亿美元，增幅14% [17] - 第三季度收益为18亿美元，较去年同期增加12亿美元，增幅211% [19] - 2022年调整后EBITDA指引范围提高至36.25 - 37.25亿美元，较之前指引范围高5000万美元 [24] - 第三季度总交易量为342万桶油当量/天，与去年同期持平；管道交易量下降1%，设施交易量增长5% [22][23] - 预计2022年传统管道系统交易量同比增长5% [25] - 第三季度将股息提高3.6%，回购1.55亿美元普通股，偿还5.4亿美元债务 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 - 营销业务：第三季度通常贡献较低，但本季度受益于有利油价环境和价格差异，原油营销业务贡献超预期，抵消了NGL季节性影响；预计第四季度贡献低于第三季度 [18][25] - 设施业务：受PGI中股权核算被投资方利润份额降低影响为负，但PGI内更高收入部分抵消该影响 [20][21] - 管道业务：和平管道系统交易量增加、联盟管道贡献增加、PGI资产贡献增加、商品相关衍生品实现损失降低，但红宝石管道贡献降低、完整性成本增加 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 芝加哥 - AECO天然气价格差异和加拿大西部与美国墨西哥湾沿岸凝析油价格差异扩大，对公司有利 [8] - 第四季度大宗商品价格和价格差异预计收窄，影响营销业务贡献 [25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 未来12 - 24个月重点是通过提高现有资产利用率增加现金流 [11] - 持续推进增长项目，如完成皇后区热电联产设施建设和调试、推进和平管道八期和九期扩建项目建设、推进雪松LNG和红水综合体额外分馏塔开发 [14] - 成功签订新长期合同，包括与东北BC生产商的商业协议、传统管道和分馏设施增量交易量合同 [12] - 继续推进联盟管道重新签约，探索重新启用尼皮西管道并与客户讨论长期合同承诺 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业领先的中游业务布局使公司能与加拿大西部沉积盆地多数生产商合作，洞察行业动态 [29] - 目前关键系统交易量增长，行业有积极势头，预计生产商将批准新开发项目，带来盆地显著额外交易量增长 [29] - 对蒙特尼、杜弗内和克利尔沃特地区发展持乐观态度，有望实现创纪录财务年度 [30] 其他重要信息 - 与KKR完成交易创建Pembina Gas Infrastructure（PGI），整合进展顺利 [10] - 2023年拟将普通股股息支付从每月改为每季度，需董事会批准 [27] - 发布最新可持续发展报告，展示过去两年成就，更好符合ESG披露标准 [15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 除营销业务外，设施和管道业务是否有下滑 - 公司预计处于指引范围上半部分；营销业务方面，第四季度大宗商品价差普遍压缩，NGL库存成本高于当前价格；其他业务方面，第四季度有PGI交易的完整贡献是利好，但第三季度管道业务特殊收益将正常化 [34][35][36] 问题2: KAPS出售进展及收益用途 - KAPS出售正在推进，在签署协议前不便多说 [37] 问题3: 红水分馏项目批准前还需满足什么条件 - 公司认为在分馏业务有竞争优势，需确定并延长部分基础合同，优化资本，应对通胀压力 [39][41] 问题4: 2023年交易量增长的顺风和逆风因素，以及高于平均水平的交易量增长能持续多久 - 公司看到交易量持续稳定增长，蓝莓河第一民族解决方案可能带来显著变化，目前众多客户业务都在适度增长 [42] 问题5: 出售E1和E6权益的动机，对分馏价差敞口的影响，以及与PDH的相互作用 - 公司与合作伙伴达成双赢现金交易，出售工作权益所有权，获得长期虚拟加工协议，实际提取液体量增加，分馏价差敞口略有增加 [44][45][48] 问题6: 股票回购税对资本返还和分配优先级的影响 - 近期增量自由现金流将用于偿还债务，为2023 - 2024年项目建设做准备，目前股票回购不是主要分配方向 [49][50] 问题7: KAPS收益是否会进入Pembina - 收益可能会分配给合作伙伴 [52] 问题8: 分馏业务扩张是否受竞争法对市场份额的限制 - 这是与第三方合作的新建项目，不存在市场份额限制问题 [53] 问题9: Cedar LNG项目是否面临与相邻第一民族相关的挑战 - 公司未听说此类情况 [56] 问题10: 如何平衡股息政策与项目融资，以及未来几年的相关考虑 - 股息政策一直基于收费业务，2022年营销业务超预期现金流用于股票回购和债务偿还；公司有充足收费业务机会支持股息增长趋势 [58][59] 问题11: 能否提供公司整体直接大宗商品价格敞口及关键敏感性信息 - 公司将在12月预算或指引发布时提供2023年相关信息，营销业务包含大宗商品敞口现金流，管道和设施业务为收费业务 [61] 问题12: 第三季度交易量增长趋势是否延续到第四季度，核心系统交易量与最低照付不议水平的对比 - 分馏业务利用率高，接近照付不议水平；传统业务和天然气业务中，有照付不议条款的资产也接近该水平 [63][64][65] 问题13: 指引范围较宽的原因 - 目前未看到10月结果，市场存在诸多不确定性，如大宗商品价格、汇率、利率波动，为反映这些因素所以指引范围较宽 [68][69] 问题14: 大宗商品中哪些价差敞口较大或结果范围较宽 - AECO - 芝加哥价差、甜原油价差在第四季度收窄，NGL价格环境方面，第二、三季度库存成本高于第四季度 [70][71] 问题15: 2023年及以后执行少数股权交易对公司整体价值的重要性 - 公司对现有两个原住民合作伙伴关系感到满意，资产出售是可考虑的手段，但目前资产负债表状况良好，暂无相关计划，会进行情景分析和内部讨论 [75][76] 问题16: 尼皮西管道重新启用是否引入合作伙伴，以及其历史收入、EBITDA情况和重新启用资本要求 - 目前专注于重新启用管道的前期工作，预计明年第三季度投入使用，需要一定资本，尚未考虑引入合作伙伴；该管道关闭前EBITDA约为3200 - 3500万美元 [77][78] 问题17: 尼皮西管道重新启用后现金流与历史贡献的对比 - 目标是恢复并超过历史水平，但第一年需要爬坡 [79]

合资公司交易 - 2022年8月15日公司完成与KKR的合资交易，成立Pembina Gas Infrastructure Inc.，公司持股60%，KKR全球基础设施基金持股40%，PGI总产能约50亿立方英尺/日，公司净产能约30亿立方英尺/日[8] - 2022年8月15日，公司与KKR创建新合资公司PGI，公司获60%股权，KKR获40%股权[185] - 彭比纳向PGI贡献部分现场天然气处理资产及45%维里森中游股权，KKR贡献55%维里森中游股权及49%PGI处理公司普通股股权和优先股权益[186] - PGI将剥离关键接入管道系统50%非运营权益[187] - 处置组资产于2022年8月15日账面价值：总资产31.88亿美元，总负债6.98亿美元[188] - 彭比纳贡献天然气处理业务获7.76亿美元现金、1200万美元或有应收款和PGI股份，处置收益11亿美元[188] - 2022年8月15日，彭比纳收购PGI 60%股权，投资成本42亿美元[194][195] - 彭比纳对PGI 60%股权成本分配：可辨认净资产38.55亿美元，商誉3.28亿美元[196] - 截至2022年9月30日，贸易应收款含来自PGI 4500万美元，贸易应付款含应付PGI 1400万美元[200] - 2022年第三季度，彭比纳因贡献维里森中游合伙权益换PGI股份确认1.95亿美元递延税项收回[200] 股息相关 - 因PGI交易完成，公司董事会批准自2022年10月14日起每月普通股股息率增加0.0075美元/股[12] - 自2022年10月14日起，公司普通股月股息率从每股0.21美元提高至0.2175美元[94] - 2022年9月30日至2027年9月30日，公司15系列A类优先股年股息率为6.164%[95] - 2022年11月15日，公司将赎回1200万股23系列A类优先股，赎回总价3亿美元[96] 整体财务数据关键指标变化（季度） - 2022年第三季度营收27.79亿美元，2021年为21.49亿美元，同比增加6.3亿美元[13] - 2022年第三季度净营收10.3亿美元，2021年为9.61亿美元，同比增加6900万美元[13] - 2022年第三季度毛利润8.74亿美元，2021年为6.82亿美元，同比增加1.92亿美元[13] - 2022年第三季度收益18.29亿美元，2021年为5.88亿美元，同比增加12.41亿美元[13] - 2022年第三季度基本每股收益3.24美元，2021年为1.01美元，同比增加2.23美元[13] - 2022年第三季度经营活动现金流7.67亿美元，2021年为9.13亿美元，同比减少1.46亿美元[13] - 2022年第三季度资本支出1.31亿美元，2021年为2.09亿美元，同比减少7800万美元[13] - 2022年第三季度调整后EBITDA为9.67亿美元，2021年为8.5亿美元，同比增加1.17亿美元[13] - 第三季度营收增加6.3亿美元，主要因原油、部分NGL和天然气市场价格上涨等因素[16] - 第三季度商品销售成本增加5.61亿美元，主要因原油、部分NGL和天然气市场价格上涨[16] - 公司在PGI交易中获得11亿美元收益[16][20] - 第三季度调整后EBITDA增加1.17亿美元，主要因原油和天然气销售利润率提高等因素[16] - 第三季度常规收入4.16亿美元，2021年同期3.6亿美元，增长5600万美元[26] - 第三季度调整后EBITDA为5.35亿美元，2021年同期5.03亿美元，增长3200万美元[26] - 第三季度可报告业务税前收益3.77亿美元，2021年同期3.29亿美元，增长4800万美元[26] - 第三季度产量为2531千桶油当量/日，2021年同期2563千桶油当量/日，减少32千桶油当量/日[26] - 2022年第三季度，天然气服务收入1.36亿美元，较2021年的1.72亿美元减少3600万美元；NGL服务收入1.78亿美元，较2021年的1.69亿美元增加900万美元[40] - 2022年第三季度，可报告业务部门税前收益为12.7亿美元，较2021年的2.07亿美元增加10.63亿美元；调整后EBITDA为2.91亿美元，较2021年的2.73亿美元增加1800万美元[40] - 2022年第三季度，产量为89.3万桶油当量/日，较2021年的84.8万桶油当量/日增加4.5万桶油当量/日[40] - 第三季度营销收入为19.79亿美元，2021年同期为13.93亿美元，增长5.86亿美元[56] - 第三季度调整后EBITDA为1.8亿美元，2021年同期为1.09亿美元，增长7100万美元[56] - 第三季度可报告业务税前收益为2.52亿美元，2021年同期为9100万美元，增长1.61亿美元[56] - 第三季度销量为18.4万桶油当量/日，2021年同期为17.7万桶油当量/日，增长7000桶油当量/日[56] - 第三季度一般及行政费用为5.1亿美元，去年同期为4.8亿美元[68] - 第三季度其他收入为 - 0.1亿美元，去年同期为 - 32.2亿美元[68] - 第三季度净融资成本为10.9亿美元，去年同期为12.2亿美元[68] - 第三季度可报告业务税前（亏损）收益为 - 15.8亿美元，去年同期为15.4亿美元[68] - 第三季度调整后EBITDA为 - 3.9亿美元，去年同期为 - 3.5亿美元[68] - 2022年第三季度公司收入为27.79亿美元，净利润为18.29亿美元，基本每股收益为3.24美元[105] - 2022年第三季度公司经营活动现金流为7.67亿美元，调整后经营活动现金流为5.74亿美元[105] - 2022年第三季度公司净收入为10.3亿美元，2021年同期为9.61亿美元[140] - 2022年第三季度调整后EBITDA为9.67亿美元，2021年同期为8.5亿美元[146] - 2022年第三季度调整后EBITDA每股基本收益为1.74美元，2021年同期为1.55美元[146] - 2022年第三季度各业务板块中，管道业务收入6.45亿美元，设施业务收入3.14亿美元，营销与新业务收入19.79亿美元[140] - 2022年第三季度各业务板块中，管道业务净收入6.45亿美元，设施业务净收入3.1亿美元，营销与新业务净收入1.55亿美元[140] - 2022年第三季度各业务板块中，管道业务息税前利润3.77亿美元，设施业务息税前利润12.7亿美元，营销与新业务息税前利润2.52亿美元[146] - 2022年第三季度，权益法核算被投资单位的调整后EBITDA为2.41亿美元，2021年同期为1.78亿美元[151] - 2022年第三季度，经营活动产生的现金流为7.67亿美元，2021年同期为9.13亿美元[155] - 2022年第三季度，调整后的经营活动现金流为5.74亿美元，2021年同期为7.86亿美元[155] - 2022年第三季度，公司收入为27.79亿美元，较2021年同期的21.49亿美元增长29.31%；2022年前九个月收入为89.12亿美元，较2021年同期的60.67亿美元增长46.89%[166] - 2022年第三季度，公司收益为18.29亿美元，较2021年同期的5.88亿美元增长211.05%；2022年前九个月收益为27.28亿美元，较2021年同期的11.62亿美元增长134.77%[166] - 2022年第三季度，公司基本每股收益为3.24美元，较2021年同期的1.01美元增长220.79%；2022年前九个月基本每股收益为4.75美元，较2021年同期的1.92美元增长147.40%[166] 整体财务数据关键指标变化（前三季度） - 前三季度营收为89.12亿美元，2021年同期为60.67亿美元，增加28.45亿美元[18] - 前三季度净利润为27.28亿美元，2021年同期为11.62亿美元，增加15.66亿美元[18] - 前三季度基本每股收益为4.75美元，2021年同期为1.92美元，增加2.83美元[18] - 前三季度经营活动现金流为20.26亿美元，2021年同期为19.53亿美元，增加0.73亿美元[18] - 前三季度调整后EBITDA为28.21亿美元，2021年同期为24.63亿美元，增加3.58亿美元[18] - 前三季度总交易量为3379千桶油当量/日，2021年同期为3464千桶油当量/日，减少85千桶油当量/日[18] - 截至9月30日的九个月，公司收入增加28亿美元，主要因原油、NGL和天然气市场价格上涨等因素[1] - 同期，商品销售成本增加25亿美元，主要由于原油、NGL和天然气市场价格上涨[1] - 运营费用增加7400万美元，主要是电力和燃料成本上升等原因[1] - 折旧和摊销减少2200万美元，主要源于2021年第四季度某些资产减值等[1] - 股权核算被投资单位利润份额增加8400万美元，主要因Aux Sable和Alliance收入增加等[1] - 商品相关衍生品实现损失正向变动4900万美元，主要由于NGL衍生品工具损失降低等[1] - 商品相关衍生品未实现收益正向变动1.49亿美元，主要因NGL营销衍生品等收益增加[1] - 调整后EBITDA增加3.58亿美元，主要由于原油、NGL和天然气销售利润率提高等[1] - 前三季度，设施部门收益税前为16.59亿美元，调整后EBITDA为8.49亿美元[25] - 前三季度常规收入11.68亿美元，2021年同期10.31亿美元，增长1.37亿美元[31] - 前三季度调整后EBITDA为15.79亿美元，2021年同期15.54亿美元，增长2500万美元[31] - 前三季度可报告业务税前收益11.2亿美元，2021年同期9.87亿美元，增长1.33亿美元[31] - 前三季度产量为2500千桶油当量/日，2021年同期2592千桶油当量/日，减少92千桶油当量/日[31] - 2022年前三季度，天然气服务收入4.87亿美元，较2021年的5.03亿美元减少1600万美元；NGL服务收入5.44亿美元，较2021年的5.11亿美元增加3300万美元[45] - 2022年前三季度，可报告业务部门税前收益为16.59亿美元，较2021年的5.55亿美元增加11.04亿美元；调整后EBITDA为8.49亿美元，较2021年的8.12亿美元增加3700万美元[45] - 2022年前三季度，产量为87.9万桶油当量/日，较2021年的87.2万桶油当量/日增加7000桶油当量/日[45] - 前三季度营销收入为65.5亿美元，2021年同期为38.27亿美元，增长27.23亿美元[60] - 前三季度调整后EBITDA为5.5亿美元，2021年同期为2.37亿美元，增长3.13亿美元[60] - 前三季度可报告业务税前收益为6.12亿美元，2021年同期为1.67亿美元，增长4.45亿美元[60] - 前三季度销量为18.9万桶油当量/日，2021年同期为19万桶油当量/日，减少1000桶油当量/日[60] - 九个月为19.2亿美元，去年同期为17.6亿美元[69] - 九个月其他费用（收入）为0.2亿美元，去年同期为 - 29.4亿美元[69] - 九个月为30.9亿美元，去年同期为29.7亿美元[69] - 九个月可报告业务税前亏损为 - 50.2亿美元，去年同期为 - 17.7亿美元[69] - 九个月为 - 15.7亿美元，去年同期为 - 14亿美元[69] - 2022年前三季度净收入为32.04亿美元，2021年同期为28.54亿美元[142] - 2022年前三季度调整后EBITDA为28.21亿美元，2021年同期为24.63亿美元[148] - 2022年前三季度调整后EBITDA每股基本收益为5.10美元，2021年同期为4.48美元[148] - 2022年前三季度各业务板块中，管道业务收入18.22亿美元，设施业务收入10.31亿美元，营销与新业务收入65.5亿美元[142] - 2022年前三季度各业务板块中，管道业务净收入18.22亿美元，设施业务净收入10.25亿美元，营销与新业务净收入6.02亿美元[142] - 2022年前三季度各业务板块中，管道业务息税前利润11.2亿美元，设施业务息税前利润16.59亿美元，营销与新业务息税前利润6.12亿美元[148] - 2022年第三季度，权益法核算被投资单位的调整后EBITDA为5.96亿美元，2021年同期为5.36亿美元[153] - 2022年前三季度，经营活动产生的现金流为20.26亿美元，2021年同期为19.53亿美元[155] - 2022年前三季度，调整后的经营活动现金流为19.57亿美元，2021年同期为19.06亿美元[155] - 2022年前三季度经营活动现金流为20.

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后EBITDA为8.49亿美元，创二季度纪录，较去年同期增加7100万美元，增幅9% [7][27] - 第二季度收益为4.18亿美元，较去年同期增加1.64亿美元，增幅65% [29] - 第二季度总当量桶油日产量为334万桶，较去年同期下降约4% [30] - 上调2022年调整后EBITDA指引至35.75 - 36.75亿美元 [8][34] - 年初至今，经营活动产生的现金流近13亿美元，用于支付股息和资本项目，多余资金用于回购普通股和减少债务 [35] - 自2021年末以来，已回购270万股普通股，总成本约1.22亿美元，公司仍致力于回购至多3.5亿美元普通股 [36] 各条业务线数据和关键指标变化 营销业务 - 原油和NGL销售利润率提高，推动营销业务结果向好 [27] - 营销业务通常一季度和四季度表现较好，今年一季度受益于库存增加和价格快速上涨，但今年丙烷价格高，库存和持有成本增加，下半年营销业务利润率可能降低 [44][45] 管道业务 - 管道业务量下降6%，主要因Ruby管道申请破产保护、Nipisi和Mitsue管道系统合同到期以及第三方中断导致阿尔伯塔乙烷收集系统业务量下降，但Peace管道系统、Vantage管道、Drayton Valley管道和Cochin管道业务量增加部分抵消了下降影响 [31] 设施业务 - 设施业务量下降1%，主要因Saturn综合体计划维护导致业务量下降，部分被Cutbank综合体合同业务量增加抵消 [32] 联盟管道业务 - 2022年二季度提供3个开放季节，最大开放季节带来约2.7亿立方英尺/日的增量长期固定服务，加权平均期限15年，从11月开始 [19] - 近期开放季节使联盟管道在当前和下一个天然气年（截至2023年11月）的合同签约率超过90% [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 丙烷市场相对平衡，随着管道系统业务量增加和考虑增加分馏能力，有机会出口更多丙烷 [49] 公司战略和发展方向和行业竞争 项目进展 - 和平管道系统7期扩建项目6月提前投入使用，成本低于预算1.5亿美元，8期扩建项目重新启动，9期扩建项目正在建设中，预计今年晚些时候投入使用 [8] - 皇后区热电联产设施提前至今年三季度投入使用，将降低运营成本并减少温室气体排放 [10] - 与合作伙伴推进阿尔伯塔碳电网和Cedar LNG两个重大项目，阿尔伯塔碳电网在多方面取得进展，Cedar LNG前端工程设计和商业化工作正在进行 [11][12] 业务合作 - 与KKR的合资企业交易已获得所有监管批准，预计8月完成交易，包括出售KAPS管道50%权益 [13] - 与东北不列颠哥伦比亚省第三大蒙特尼生产商签订长期协议，为3家领先蒙特尼生产商提供运输、分馏和营销服务，确保公司在该地区未来增长中的份额 [14][15] 资本配置 - 优先完成现有收购和KAPS处置，整合资产，关注商业机会，未来会考虑机会性并购 [66][67] - 致力于回购至多3.5亿美元普通股，同时根据市场情况决定是否偿还债务以加强资产负债表 [52][108] ESG战略 - 7月建立10亿美元可持续发展挂钩循环信贷机制，将融资战略与ESG优先事项相结合 [21] - 与Capstone Infrastructure Corporation全资子公司签订105兆瓦可再生能源和相关可再生属性的电力购买协议 [22] - 致力于工作场所的公平、多样性和包容性，过去一年在扩大代表性和高管领导角色方面取得进展 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对东北不列颠哥伦比亚省的发展前景持积极态度，现有基础设施和综合服务使其有能力受益于该地区的增长 [16] - 西加拿大沉积盆地的潜在机会被低估，公司关键系统业务量稳定增长，未来增长前景乐观，受客户财务状况、商品价格、地层质量、LNG设施开发、管道扩建和石化行业增长等因素支持 [40] - 公司对西加拿大沉积盆地中期业务量增长的前景保持不变，客户承诺和合同签订成功为未来增长项目提供支持 [41] 其他重要信息 - 公司部分评论可能具有前瞻性，基于当前预期、估计、判断和预测，存在风险和不确定性，可能导致实际结果与预期有重大差异 [4] - 部分信息涉及非GAAP指标，更多信息可查看公司管理层讨论与分析和新闻稿 [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 指导上调中基于费用的现金流和商品现金流的占比，以及下半年是否有其他不利因素 - 营销业务有季节性，通常一季度和四季度较好，今年一季度受益于库存和价格上涨，但今年丙烷价格高，库存和持有成本增加，下半年营销业务利润率可能降低，但系统业务量持续增加可部分抵消影响 [44][45][46] - 三季度和四季度初，公司完整性团队活动频繁，成本较高，也是季节性因素之一 [47] 问题2: 对盆地内丙烷平衡的看法 - 丙烷市场相对平衡，随着管道系统业务量增加和考虑增加分馏能力，有机会出口更多丙烷 [49] 问题3: 回购股票的时机是取决于资产负债表容量还是股价 - 资产负债表容量较强，但当前偿还债务有经济优势，短期内会优先偿还债务，未来增长项目启动时会再考虑使用资金 [50][51] - 公司致力于回购至多3.5亿美元普通股，上半年已按计划进行，下半年会根据情况灵活操作 [52] 问题4: CFO招聘流程的更新 - 招聘流程接近尾声，预计未来一个月左右向市场更新 [54] 问题5: 股息政策和理念的更新 - 新公司交易完成后将增加股息，未来希望将股息增长与每股现金流增长挂钩，恢复正常年度股息增长，此前因疫情暂停 [57][58] - 派息率在55% - 60%之间，公司对保留的资本量感到满意，可用于回购股票或偿还债务 [58][59] 问题6: 分馏项目潜在最终投资决策的时间、成本估计以及合同属性与之前的差异 - 需要约2年准备时间满足客户需求，预计四季度明确具体情况，之后再做决策 [62] - 近期钢价大幅下跌，等待一段时间对大型项目决策有利，公司会持续评估并在合适时间做出决策 [63][64] 问题7: 额外并购机会以及如何与有机增长机会平衡 - 短期优先完成现有收购和KAPS处置，整合资产，关注商业机会，未来会考虑机会性并购 [66][67] 问题8: 东北不列颠哥伦比亚省的3份协议对支持5.5万桶/日分馏项目的程度，以及如何考虑区域专用权与固定业务量以支持投资 - 这些协议使公司在该项目上取得了很大进展，同时还需平衡现有分馏合同的续签时间与新合同的考虑时间 [69] - 协议包含土地专用权和项目获批后的照付不议安排，公司对客户的开发能力有高度信心 [71] 问题9: Cedar LNG项目的更新，包括商业协议和许可方面的进展 - 项目在各方面都在推进，包括EPC合同、定价、监管流程和商业对话，市场对该项目兴趣浓厚 [73][74][75] 问题10: 分馏项目承担投机性产能的意愿，以及在通胀环境下与潜在客户分担成本的机会 - 有客户愿意承担建设风险，采用总价合同，公司正在考虑这种方式 [78] - 近期成本波动较大，但钢价已大幅下降，未来几个月公司预计会有更清晰的视野和缓解策略 [79][80] 问题11: Aux Sable在联盟管道2022年和2023年90%合同签约率中的占比，以及如何管理相关风险 - Aux Sable目前有一定产能，但新天然气年度开始后产能将基本为零，由上游客户使用 [83] - 公司对AECO - 芝加哥差价的短期风险进行了部分对冲 [84] 问题12: 新公司关闭后减少排放的机会和愿景 - Veresen Midstream主要使用水电，减排机会有限 [85] - 公司主要关注减少天然气消耗以降低排放，如减少火炬燃烧、提高天然气使用效率，在某些地区考虑增加热电联产 [86][87] 问题13: 从长期来看，是否有机会在不列颠哥伦比亚省打造类似Redwater的小型项目 - 由于东北不列颠哥伦比亚省铁路基础设施质量问题，难以实现单位列车运输，该机会已被搁置，将产品运至埃德蒙顿市场再通过铁路运输更经济可行 [89][90] 问题14: 碳捕集、运输和储存三个领域中，哪些对公司最具吸引力，以及如何看待这些领域的回报和风险管理 - 公司正在评估自身资产的碳捕集能力，阿尔伯塔碳电网项目与公司的业务能力相符，公司对该项目前景乐观，回报预期与正常管道业务相当，相关对话正在进行中 [92][93][94] 问题15: 根据与生产商签订的合同，公司资产的利用率以及在不投入大量资本增加产能的情况下扩大业务量的空间 - 和平系统目前利用率约72%，有很大空间容纳未来业务量增长 [97][98] 问题16: 未来是否会考虑资本成本保护，以及客户对此的接受程度 - 对于大型项目，公司更倾向于将风险转移给工程公司，如Cedar项目采用总价交钥匙合同 [102] - 管道业务是公司核心业务，公司愿意承担相关风险 [103] - 公司业务对通胀有一定的抵御能力，主要通胀压力来自劳动力和商品价格，但商业上大部分已得到保护 [103][104][105] 问题17: 公司在资本配置上是否更倾向于保留资本以减少杠杆，而不是扩大股票回购规模 - 目前市场情况下，短期内偿还债务有价值，公司会根据机会做出创造最大价值的决策 [107][108] 问题18: RFS IV项目合同签订和期限延长的进展，以及客户是否愿意延长I - III项目的期限 - 公司在现有分馏综合体的合同延期方面取得了成功，客户因价格高、业务量增长和闲置产能减少而愿意合作 [110] 问题19: 达到考虑RFS IV项目所需的产能百分比 - 管理层暂无具体数据，可后续跟进 [111] 问题20: 联盟管道本季度强劲的EBITDA表现与未来的比较，以及本季度表现中有多少来自可中断业务量或因基差导致的高价业务量 - 本季度联盟管道受益于价差导致的可中断业务量高价投标、季节性线包销售的价格上涨，但明年美国追索费率将下降 [112][113] 问题21: 公司全年指导中联盟管道的影响是基于上半年表现还是预计某些方面会持续到下半年和2023年 - 预计联盟管道将保持高利用率，下半年差价将增强，短期合同业务将继续表现强劲 [114]

合资企业与合作协议 - 2022年3月1日公司与KKR达成协议成立新合资企业Newco，公司持有60%权益并担任运营和管理者，KKR持有40%权益[8] - 公司与Tourmaline Oil Corp.签订长期协议，为其提供运输和分馏服务[41] - 公司与TC Energy计划开发阿尔伯塔碳电网，长期愿景是每年通过多个枢纽运输和储存多达2000万吨二氧化碳[72] 股息政策 - 交易完成且获董事会批准后，公司拟将普通股股息每月每股提高0.0075加元，即3.6%[12] - 2022年上半年普通股股息为6.96亿美元，2021年为6.93亿美元，每股均为1.26美元[194] - 2022年7月6日，公司宣布普通股股息为每股0.21美元，总额1.17亿美元，8月15日支付[194] - 2022年宣布的A类优先股系列1股息为每股0.306625美元，金额300万美元[195] - 2022年宣布的A类优先股系列3股息为每股0.279875美元，金额200万美元[195] - 2022年宣布的A类优先股系列5股息为每股0.285813美元，金额300万美元[195] 财务数据关键指标变化（季度） - 2022年第二季度营收30.95亿加元，2021年同期为19.02亿加元，增加11.93亿加元[13] - 2022年第二季度净利润4.18亿加元，2021年同期为2.54亿加元，增加1.64亿加元[13] - 2022年第二季度基本每股收益0.70加元，2021年同期为0.39加元，增加0.31加元[13] - 2022年第二季度经营活动现金流6.04亿加元，2021年同期为5.84亿加元，增加0.20亿加元[13] - 2022年第二季度调整后经营活动现金流6.83亿加元，2021年同期为5.38亿加元，增加1.45亿加元[13] - 2022年第二季度资本支出1.52亿加元，2021年同期为1.46亿加元，增加0.06亿加元[13] - 2022年第二季度调整后EBITDA为8.49亿加元，2021年同期为7.78亿加元，增加0.71亿加元[13] - 2022年第二季度总销量为3344千桶油当量/日，2021年同期为3500千桶油当量/日，减少156千桶油当量/日[13] - 第二季度常规收入3.92亿美元，2021年同期3.42亿美元，增长5000万美元[28] - 第二季度管道收入6.04亿美元，2021年同期5.54亿美元，增长5000万美元[28] - 第二季度运营费用1.56亿美元，2021年同期1.32亿美元，增长2400万美元[28] - 第二季度调整后EBITDA为5.23亿美元，2021年同期5.22亿美元，增长100万美元[28] - 第二季度产量为247.6万桶油当量/日，2021年同期262.7万桶油当量/日，减少15.1万桶油当量/日[28] - 2022年第二季度，天然气服务收入1.76亿美元，NGL服务收入1.84亿美元，设施收入3.6亿美元，运营费用1.41亿美元，调整后EBITDA为2.77亿美元，产量为86.8万桶油当量/日[48] - 2022年第二季度，公司可报告业务税前收益为1.43亿美元，较2021年减少1800万美元[48] - 2022年第二季度和上半年，公司来自权益法核算被投资单位的分红分别为3300万美元和6800万美元[48][52] - 2022年Q2设施部门天然气服务税前收益7100万美元，调整后EBITDA为1.71亿美元；NGL服务税前收益7300万美元，调整后EBITDA为1.07亿美元[57] - 2022年Q2营销业务收入23亿美元，商品销售成本21.57亿美元，净收入1.43亿美元[61] - 2022年Q2营销业务调整后EBITDA为1.03亿美元，较2021年的3800万美元增加6500万美元[61] - 2022年Q2来自权益法核算被投资单位的分配额为2900万美元，2021年为1800万美元；上半年为6200万美元，2021年为3600万美元[61][64] - 2022年第二季度，公司一般及行政费用为6500万美元，2021年为6200万美元，同比增加300万美元；其他（收入）费用为 - 1400万美元，2021年为1800万美元，同比减少3200万美元；净融资成本为9800万美元，2021年为8600万美元，同比增加1200万美元；可报告分部税前亏损为 - 1.49亿美元，2021年为 - 1.67亿美元，同比增加1800万美元；调整后EBITDA为 - 5400万美元，2021年为 - 5200万美元，同比减少200万美元[74] - 2022年第二季度资本支出为1.52亿美元，2021年同期为1.46亿美元；2022年前六个月资本支出为3.31亿美元，2021年同期为2.73亿美元[102] - 2022年第二季度对权益法核算被投资企业的出资为600万美元，2021年同期无；2022年前六个月出资为2500万美元，2021年同期为1200万美元[103] - 2022年第二季度公司运营总量为334.4万桶油当量/日，2021年同期为350万桶油当量/日[105] - 2022年第二季度管道业务递延照付不议收入期初余额为2400万美元，收入递延4900万美元，收入确认4600万美元，期末余额为2700万美元[106] - 2022年第二季度设施业务递延照付不议收入期初余额为100万美元，收入递延200万美元，期末余额为0[106] - 2022年Q2营收30.95亿美元，2021年Q2为19.02亿美元，同比增长62.72%[107] - 2022年Q2净利润4.18亿美元，2021年Q2为2.54亿美元，同比增长64.57%[107] - 2022年第二季度3个月，公司总营收30.95亿美元，2021年同期为19.02亿美元；净营收10.2亿美元，2021年同期为8.94亿美元[140] - 2022年第二季度3个月，公司调整后EBITDA为8.49亿美元，2021年同期为7.78亿美元；调整后EBITDA每股基本收益为1.53美元，2021年同期为1.41美元[144] - 2022年第二季度3个月，公司来自权益法核算被投资单位的调整后EBITDA为1.77亿美元，2021年同期为1.74亿美元[149] - 2022年第二季度经营活动现金流为6.04亿美元，2021年为5.84亿美元；2022年上半年为12.59亿美元，2021年为10.4亿美元[153] - 2022年第二季度基本每股经营活动现金流为1.09美元，2021年为1.06美元；2022年上半年为2.28美元，2021年为1.89美元[153] - 2022年第二季度调整后经营活动现金流为6.83亿美元，2021年为5.38亿美元；2022年上半年为13.83亿美元，2021年为1.12亿美元[153] - 2022年第二季度基本每股调整后经营活动现金流为1.23美元，2021年为0.98美元；2022年上半年为2.50美元，2021年为2.04美元[153] - 2022年第二季度，公司收入为30.95亿美元，较2021年同期的19.02亿美元增长62.72%；上半年收入为61.33亿美元，较2021年同期的39.18亿美元增长56.53%[164] - 2022年第二季度，公司盈利为4.18亿美元，较2021年同期的2.54亿美元增长64.57%；上半年盈利为8.99亿美元，较2021年同期的5.74亿美元增长56.62%[164] - 2022年第二季度，公司经营活动产生的现金流为6.04亿美元，较2021年同期的5.84亿美元增长3.42%；上半年为12.59亿美元，较2021年同期的10.40亿美元增长21.06%[166] - 2022年第二季度，公司融资活动使用的现金流为2.34亿美元，较2021年同期的3.58亿美元减少34.64%；上半年为7.00亿美元，较2021年同期的6.94亿美元增长0.86%[166] - 2022年第二季度，公司投资活动使用的现金流为1.84亿美元，较2021年同期的2.19亿美元减少15.98%；上半年为3.88亿美元，较2021年同期的3.76亿美元增长3.19%[166] - 2022年第二季度总外部收入为30.95亿美元，2021年同期为19.02亿美元[198] 财务数据关键指标变化（上半年） - 2022年上半年营收61.33亿美元，较2021年的39.18亿美元增加22.15亿美元[19] - 2022年上半年净利润8.99亿美元，较2021年的5.74亿美元增加3.25亿美元[19] - 2022年上半年基本每股收益1.51美元，较2021年的0.91美元增加0.60美元[19] - 2022年上半年经营活动现金流12.59亿美元，较2021年的10.40亿美元增加2.19亿美元[19] - 2022年上半年调整后经营活动现金流13.83亿美元，较2021年的11.20亿美元增加2.63亿美元[19] - 2022年上半年资本支出3.31亿美元，较2021年的2.73亿美元增加0.58亿美元[19] - 2022年上半年调整后EBITDA为18.54亿美元，较2021年的16.13亿美元增加2.41亿美元[19] - 2022年上半年总销量为3358千桶油当量/天，较2021年的3491千桶油当量/天减少133千桶油当量/天[19] - 管道部门2022年上半年税前收益7.43亿美元，调整后EBITDA为10.44亿美元[27] - 营销与新业务部门2022年上半年税前收益3.60亿美元，调整后EBITDA为3.70亿美元[27] - 上半年常规收入7.52亿美元，2021年同期6.71亿美元，增长8100万美元[33] - 上半年总营收11.77亿美元，2021年同期11.07亿美元，增长7000万美元[33] - 上半年调整后EBITDA为10.44亿美元，2021年同期10.51亿美元，减少700万美元[33] - 上半年产量为248.6万桶油当量/日，2021年同期260.7万桶油当量/日，减少12.1万桶油当量/日[33] - 2022年上半年，天然气服务收入3.51亿美元，NGL服务收入3.66亿美元，设施收入7.17亿美元，运营费用2.75亿美元，调整后EBITDA为5.58亿美元，产量为87.2万桶油当量/日[52] - 2022年上半年，公司可报告业务税前收益为3.89亿美元，较2021年增加4100万美元[52] - 2022年上半年营销业务收入45.71亿美元，商品销售成本41.24亿美元，净收入4.47亿美元[64] - 2022年上半年营销业务调整后EBITDA为3.7亿美元，较2021年的1.28亿美元增加2.42亿美元[64] - 2022年上半年，公司一般及行政费用为1.41亿美元，2021年为1.28亿美元，同比增加1300万美元；其他费用为300万美元，2021年为2800万美元，同比减少2500万美元；净融资成本为2亿美元，2021年为1.75亿美元，同比增加2500万美元；可报告分部税前亏损为 - 3.44亿美元，2021年为 - 3.31亿美元，同比减少1300万美元；调整后EBITDA为 - 1.18亿美元，2021年为 - 1.05亿美元，同比减少1300万美元[75] - 2022年上半年，公司总营收61.33亿美元，2021年同期为39.18亿美元；净营收21.74亿美元，2021年同期为18.93亿美元[141] - 2022年上半年，公司调整后EBITDA为18.54亿美元，2021年同期为16.13亿美元；调整后EBITDA每股基本收益为3.36美元，2021年同期为2.93美元[146] - 2022年上半年股权法核算被投资单位利润份额方面，管道业务为8800万美元，设施业务为4400万美元，新业务为2700万美元，总计1.59亿美元；2021年对应数据分别为7400万、3600万、1300万和1.23亿美元[151] - 2022年上半年股权法核算被投资单位利润份额调整项总计1.96亿美元，2021年为2.35亿美元[151] - 2022年上半年股权法核算被投资单位调整后EBITDA为3.55亿美元，2021年为3.58亿美元[151] - 2022年上半年普通股基本每股收益为1.51美元，较2021年同期的0.91美元增长65.93%；摊薄每股收益为1.50美元，较2021年同期的0.91美元增长64.84%[164] - 2022年上半年产品销售带来的收入为45.71亿美元，2021年同期为24.34亿美元[198]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度调整后EBITDA达10.6亿美元创纪录，较上年同期增长20%，主要因营销业务表现强劲、商品市场价格改善及部分资产贡献增加，但受部分管道系统合同到期、Ruby Pipeline贡献降低和管理成本上升等因素部分抵消 [9][28] - 第一季度盈利4.81亿美元，较上年同期增长50%，除影响调整后EBITDA的因素外，还受减值减少和商品相关衍生品未实现收益增加的积极影响，以及所得税费用增加和Ruby Pipeline利润份额降低的消极影响 [32] - 第一季度总营收量为340万桶油当量/日，较去年同期下降约3%，主要因管道和设施部门部分合同到期和第三方停运导致的产量下降，被部分系统和新资产的产量增加所抵消 [33] - 公司将2022年调整后EBITDA指引范围上调至34.5 - 36亿美元，主要反映营销业务因预期NGL和原油价格上涨带来的强劲表现，部分被更高的对冲损失所抵消，且自4月1日起至2022年底的指引中排除了Ruby Pipeline的调整后EBITDA [10][34] 各条业务线数据和关键指标变化 - 营销业务：第一季度表现强劲，NGL和原油销售利润率提高、商品相关衍生品实现损失降低，以及Aux Sable贡献增加，推动调整后EBITDA增长，商品市场价格改善对营销业务结果的显著增加做出了贡献 [28][29] - 管道业务：Peace Pipeline系统因通胀导致收费提高和产量增加，对调整后EBITDA有积极贡献；Horizon管道因边坡缓解项目可收回成本增加；但Nipisi和Mitsue管道系统因合同到期导致合同量下降 [30][31] - 设施业务：Prince Rupert码头于2021年3月投入使用，Veresen Midstream因Hythe开发项目于2021年3月投入使用及Dawson资产产量增加，对调整后EBITDA有积极贡献；Ruby Pipeline贡献降低 [30][31] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场：Alliance管道在2022年第一季度进行了六次开放季节招标，当前天然气年度合同签约率超过90%，下一年度签约率达75%，显示出其对美国中西部天然气市场和墨西哥湾沿岸液化天然气市场的可靠且极具竞争力的接入价值 [25] - 丙烷市场：国内丙烷价格强劲，且西部加拿大沉积盆地内有新的丙烷需求来源正在开发，公司认为现有资产可在近期至中期为客户提供高价值服务，满足其出口需求 [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 战略方向：公司将东北不列颠哥伦比亚省的蒙特尼地区视为战略重要区域和增长关键驱动力，通过与多家生产商签订长期协议，确保了该地区预计未来增长的大部分运输权，支持现有资产利用率的提高和未来资本高效的扩张项目 [14][15] - 项目进展：重新启动此前推迟的Phase 8项目，预计Phase 7扩建项目将于6月1日提前投入使用且成本低于预算约1.5亿美元，Phase 9扩建项目预计于2022年第四季度投入使用；决定暂不推进Prince Rupert码头的扩建项目 [16][17][18] - 合作与发展：与KKR将其在加拿大西部的天然气处理资产合并成立新的合资企业Newco，预计交易于2022年第三季度完成，完成后公司普通股股息将每月每股增加0.0075美元，即3.6%；与TC Energy合作开发世界规模的碳运输和封存系统——阿尔伯塔碳电网 [20][22][23] - 行业竞争：在竞争日益激烈的环境中，公司凭借基础设施的确定性和可靠性、良好的安全和运营记录、有竞争力的费用以及综合服务能力，赢得了客户的认可，在与竞争对手的竞争中取得了优势 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2022年开局非常满意，对业务前景充满信心，过去一年与客户的积极讨论已转化为合同签订的成功和未来产量的长期承诺，将支持公司现有资产的更高利用率和增值、资本高效的新增长项目 [39][40] - 公司认为西部加拿大沉积盆地的未来前景依然乐观且不断增强，随着市场条件的演变，将继续评估和优化其业务组合，寻找新的增长机会 [39] 其他重要信息 - 公司将于2022年5月6日下午2点（山区时间）/4点（东部时间）举行年度股东大会，会议将通过在线音频网络直播进行 [41] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 指引上调的原因及NewCo合资企业的潜在提升 - 指引上调是营销业务第一季度表现和全年营销前景改善以及系统产量增长共同作用的结果；若NewCo交易在第三季度完成，预计对剩余年份的提升约为1500 - 2000万美元 [46][47] 问题2: 资本分配策略的变化 - 指引上调的资金主要用于Phase VIII项目；未来一个季度公司将评估第四季度及全年的资本分配计划，鉴于股价上涨和收益率变化，偿还债务变得更具吸引力 [49][50][51] 问题3: 蓝莓河第一民族问题的解决方案及对指引的影响 - 公司预计该问题将得到解决，但难以预测时间，公司将密切关注；与生产商的讨论和协议使公司有信心推进Phase VIII项目 [52][53][55] 问题4: Cedar LNG项目的商业进展、融资计划和最终投资决策时间 - 商业谈判进展积极，公司正努力将对话转化为条款清单；融资方面，公司与合作伙伴Haisla正在寻找最具增值性的解决方案；目标是在明年第一季度之后的某个时间做出最终投资决策 [58][59][61] 问题5: AECO价格变动对指引的影响及业务其他方面的抵消情况 - 高AECO价格对下半年的分馏价差有压力，但公司在NGL和AECO方面均有50%的套期保值，已将其纳入更新后的指引范围；同时，AECO价格上涨使生产商盈利增加，可能增加钻探投入，且AECO - 芝加哥价差扩大使公司在Alliance和Aux Sable受益 [62][64][65] 问题6: 取消LPG扩建项目的原因及丙烷战略 - 项目未取消，只是继续推迟评估；公司现有单位列车运输能力可提供市场多元化，鉴于加拿大和美国国内丙烷价格强劲，目前约1.9 - 2万桶/日的出口能力足够，未来将根据市场情况重新评估 [66][67][68] 问题7: 向下游价值链发展和石化投资的考虑 - 公司继续关注市场演变，认为自身在提供原料方面发挥重要作用，将继续评估并寻找进一步发展的机会，不会完全排除石化投资 [72][73][74] 问题8: 与生产商商业协议的特点和变化 - 近期协议通常包含照付不议条款；部分客户选择自行建设现场天然气处理设施，再与公司合作；通胀因素通常已包含在合同中 [76][77][78] 问题9: 分馏能力和额外资产需求，以及现场分馏战略的变化 - 分馏设施紧张，公司已启动RFS I的工程评估，但目前谈论时间尚早；公司仍倾向于将分馏设施集中在Redwater，因该地具有规模优势、土地资源、单位列车运输能力和市场接入优势，且现场分馏因缺乏地下盐穴储存和高成本而被基本排除 [83][84][86] 问题10: 与竞争对手相比，公司产品的关键优势 - 公司运营历史悠久，资产已投入使用，可通过泵站、支线等快速扩展；能够优化系统，降低成本结构；管道系统连接到萨斯喀彻温堡地区的所有分馏设施，为客户提供多种选择；在凝析油方面有多个交付点连接 [88][89][90] 问题11: ConocoPhillips协议的资本支出风险和通胀保护 - 公司将与客户密切合作，根据其发展计划部署资本以满足增长需求；合同通常包含通胀调整条款，可在一定程度上保护公司免受资本成本上升的影响 [94][95][99] 问题12: 是否有机会营销ConocoPhillips协议相关的液体 - 公司有机会营销与ConocoPhillips协议相关的液体 [101] 问题13: Alliance管道2023年以后的合同情况 - 公司正在进行一个长期开放季节招标，今天结束，预计下个季度提供更新信息，目前该管道需求强劲 [102] 问题14: 丙烷净回值和Prince Rupert码头的重要性及扩张计划 - 公司评估所有市场，目前认为继续向北美市场发货并为PDH等市场供应产品是最佳选择；Prince Rupert码头目前每天运输近2万桶产品，提供市场多元化和价值，公司喜欢其当前规模，将在合适时间考虑扩张 [105][106][107] 问题15: CFO任命的时间安排 - 公司正在积极进行CFO任命流程，希望在2022年第三或第四季度完成 [108] 问题16: Conoco协议的照付不议条款情况 - Conoco协议有照付不议条款，且与公司典型的合同策略一致 [116][117] 问题17: 公司对更多合资企业的看法 - 公司认为在新能源和能源转型领域，合资企业具有吸引力，可利用合作伙伴的不同技能；只要能为投资者提供清晰的财务信息，公司不担心合资企业的数量 [118][119][120] 问题18: Mitsue和Nipisi管道的机会和项目经验教训 - 公司认为在Clearwater及周边地区有机会为该管道签订新合同，目前正在积极讨论；在签订合同方面，公司希望获得更长的合同期限，但这需要与客户进行持续谈判 [121][122][124] 问题19: 盆地内原油、天然气、NGL的出口前景，公司系统的拥堵和竞争情况 - 原油方面，Line 3扩建有帮助但已接近满负荷，TMX项目对未来盆地出口至关重要；天然气方面，Alliance管道已满负荷，公司开始考虑扩建；NGL方面，大部分通过单位列车运输，IPL的PDH项目带来新的供应源，公司分馏能力紧张；传统管道系统目前存在拥堵，但Phase 7、9和8项目将缓解瓶颈，之后还有低成本的泵站扩容能力 [127][128][129] 问题20: 债务对利率的敏感性和到期情况 - 公司约95%的企业债务为固定利率，平均期限超过10年；合并合资企业债务后，固定利率债务比例接近90%；今年有一笔约5亿美元的双边定期贷款和债券到期，公司将考虑用自由现金流偿还；此外，公司有部分混合资本在年底有重置选项，将评估最佳处理方式 [134][135][136] 问题21: 能源转型项目的绿色融资机会 - 公司正在考虑可持续发展相关的贷款产品，之后可能会考虑可持续发展债券或绿色债券，随着能源转型项目的成熟，将寻求利用这些融资机会 [137] 问题22: 阿尔伯塔碳电网项目的合作伙伴和范围 - 公司与TC Energy正在与艾伯塔省政府合作，确定项目范围和客户；公司参与了政府的多个碳封存项目，认为有机会与其他参与者合作；目前专注于传输和封存，尚未深入考虑碳捕获；政府的税收抵免政策提供了一定的财务灵活性 [140][141][145] 问题23: Alliance管道与LNG下游连接的最终目标和实现方式 - 生产商目前通过合同方式实现与LNG的连接，公司认为不需要进行并购来实现这一目标，预计这种连接将随着LNG产能的增加而继续加强 [146][147][148] 问题24: 移除Ruby Pipeline的EBITDA对指引范围的影响 - 公司表示由于涉及多种因素，不会提供具体影响数据 [149]

公司合作与项目开发 - 公司将与KKR成立新合资企业Newco，公司持股60%并担任运营和管理者，KKR持股40%[8] - 公司与海斯拉第一民族合作开发雪松LNG项目，该项目申请已进入180天审核阶段[54] - 公司与TC能源公司拟联合开发阿尔伯塔碳网，建成后每年可运输和封存超2000万吨二氧化碳[55] 股息政策 - 交易完成后，公司拟将普通股股息每月每股提高0.0075美元，即3.6%[11] - 2022年第一季度，公司宣布普通股股息3.47亿美元，2021年同期为3.46亿美元[156] - 2022年4月6日，公司宣布普通股股息为每股0.21美元，总额1.16亿美元，5月13日支付[156] 整体财务数据关键指标变化 - 2022年第一季度收入30.38亿美元，2021年同期为20.16亿美元，增长10.22亿美元[13] - 2022年第一季度净收入11.54亿美元，2021年同期为9.99亿美元，增长1.55亿美元[13] - 2022年第一季度毛利润8.58亿美元，2021年同期为6.30亿美元，增长2.28亿美元[13] - 2022年第一季度收益4.81亿美元，2021年同期为3.20亿美元，增长1.61亿美元[13] - 2022年第一季度基本和摊薄后每股收益0.81美元，2021年同期为0.51美元，增长0.30美元[13] - 2022年第一季度经营活动现金流6.55亿美元，2021年同期为4.56亿美元，增长1.99亿美元[13] - 2022年第一季度调整后经营活动现金流7.00亿美元，2021年同期为5.82亿美元，增长1.18亿美元[13] - 2022年第一季度资本支出1.79亿美元，2021年同期为1.27亿美元，增长0.52亿美元[13] - 第一季度营收增加10亿美元，主要因NGL和原油市场价格上涨、和平管道系统交易量增加等[17] - 第一季度商品销售成本增加8.67亿美元，主要因NGL和原油市场价格上涨[17] - 第一季度经营费用增加1100万美元，主要因设施电力和燃料成本上升等[17] - 第一季度股权利润份额增加1500万美元，主要因奥克斯黑貂利润份额增加和维里森中游业务量增加[17] - 第一季度商品相关衍生品实现损失正向变动4100万美元，因NGL和原油市场价格变化[17] - 第一季度商品相关衍生品未实现（收益）损失正向变动3000万美元，主要因AECO价格上涨[17] - 第一季度一般及行政费用增加2000万美元，主要因彭比纳股价上涨和业绩表现[17] - 第一季度其他费用减少700万美元，主要因新租赁收益和减值费用减少[17] - 第一季度经营活动现金流增加1.99亿美元，主要因经营业绩调整后增加等[17] - 第一季度调整后EBITDA增加1.71亿美元，主要因NGL和原油销售利润率提高等[17] - 2022年第一季度公司企业部门一般及行政费用为7600万美元，2021年同期为6600万美元，同比增加1000万美元[57] - 2022年第一季度公司企业部门可报告税前亏损为1.95亿美元，2021年同期为1.64亿美元，同比增加3100万美元[57] - 截至2022年3月31日，营运资金为 - 10.84亿美元，2021年12月31日为 - 11.45亿美元；总可变利率贷款和借款为5.1亿美元，加权平均利率为1.6%（2021年：1.1%）；总固定利率贷款和借款为99.63亿美元，加权平均利率为3.9%（2021年：3.9%）；总贷款和借款为104.73亿美元[58] - 截至2022年3月31日，公司信用额度包括25亿美元循环信贷额度、5亿美元非循环定期贷款、2.5亿美元非循环定期贷款和2000万美元运营设施[60] - 2022年3月14日，公司5000万美元高级无抵押中期票据到期并全额偿还[61] - 截至2022年3月31日，高级无抵押中期票据的“有息债务与资本总额比率”为0.41，最高限制为0.70；信贷安排的“债务与资本比率”为0.42，最高限制为0.70，公司均符合契约规定[64] - 截至2022年3月31日，公司持有的信用证总计1.44亿美元（2021年12月31日：1亿美元），主要针对客户贸易应收账款[65] - 截至2022年3月31日，公司的合同义务总计195.48亿美元，其中租赁9.45亿美元、长期债务171.58亿美元、建设承诺8.8亿美元、其他5.65亿美元[70] - 截至2022年3月31日，公司无对财务状况、经营成果、流动性或资本支出有当前或未来影响的资产负债表外安排[71] - 截至2022年3月31日，公司已开具信用证1.44亿美元（2021年12月31日：1.35亿美元）[72] - 2022年第一季度资本支出为1.79亿美元，2021年同期为1.27亿美元[78] - 2022年第一季度对权益法核算被投资企业的出资为1900万美元，2021年同期为1200万美元[79] - 2022年第一季度收入为30.38亿美元，净收入为11.54亿美元，净利润为4.81亿美元[84] - 2022年第一季度经营活动现金流为6.55亿美元，调整后经营活动现金流为7亿美元[84] - 截至2022年3月31日，权益法核算被投资企业的贷款和借款总额为18.27亿美元，2021年12月31日为18.57亿美元[88] - 2022年第一季度公司内部控制在财务报告方面无重大变化[100] - 2021年第三季度公司发现某些原油合同记录错误，重述使2021年第一季度收入和销售成本减少2900万美元，对收益、现金流或财务状况无影响[104] - 2022年第一季度，管道业务收入为5.73亿美元，2021年为5.53亿美元；设施业务收入为3.57亿美元，2021年为3.39亿美元；营销与新业务收入为22.71亿美元，2021年为12.71亿美元[115] - 2022年第一季度，管道业务净收入为5.73亿美元，2021年为5.53亿美元；设施业务净收入为3.57亿美元，2021年为3.35亿美元；营销与新业务净收入为3.04亿美元，2021年为1.74亿美元[115] - 2022年第一季度调整后EBITDA为10.06亿美元，2021年为8.35亿美元；调整后EBITDA每股基本收益为1.83美元，2021年为1.52美元[120] - 2022年第一季度来自权益法核算被投资单位的调整后EBITDA为1.79亿美元，2021年为1.84亿美元[123] - 2022年第一季度经营活动现金流为6.55亿美元，2021年同期为4.56亿美元[124] - 2022年第一季度基本每股经营活动现金流为1.19美元，2021年同期为0.83美元[124] - 2022年第一季度调整后经营活动现金流为7亿美元，2021年同期为5.82亿美元[124] - 2022年第一季度基本每股调整后经营活动现金流为1.27美元，2021年同期为1.06美元[124] - 截至2022年3月31日，现金及现金等价物为2800万美元，2021年12月31日为4300万美元[133] - 截至2022年3月31日，贸易应收款及其他为10.22亿美元，2021年12月31日为8.12亿美元[133] - 截至2022年3月31日，存货为2.27亿美元，2021年12月31日为3.76亿美元[133] - 截至2022年3月31日，总资产为313.76亿美元，2021年12月31日为314.56亿美元[133] - 截至2022年3月31日，总负债为168.7亿美元，2021年12月31日为170.93亿美元[133] - 截至2022年3月31日，总权益为145.06亿美元，2021年12月31日为143.63亿美元[133] - 2022年第一季度收入30.38亿美元，2021年同期为20.16亿美元[134] - 2022年第一季度盈利4.81亿美元，2021年同期为3.2亿美元[134] - 2022年第一季度经营活动现金流为6.55亿美元，2021年同期为4.56亿美元[136] - 2022年第一季度融资活动现金流使用4.66亿美元，2021年同期为3.36亿美元[136] - 2022年第一季度投资活动现金流使用2.04亿美元，2021年同期为1.57亿美元[136] - 截至2022年3月31日，物业、厂房及设备账面价值为221.14亿美元[144] - 截至2022年3月31日，对权益法核算被投资单位的投资为45.53亿美元[145] - 2022年第一季度来自权益法核算被投资单位的利润份额为8600万美元，2021年同期为7100万美元[134][145] - 2022年第一季度商品相关衍生金融工具损失为2200万美元，2021年同期为9300万美元[134] - Ruby Pipeline于2022年3月31日申请美国破产法第11章救济，其有4.75亿美元无担保票据到期[146] - 截至2022年3月31日，公司总贷款和借款为105.07亿美元，较2021年12月31日的106.45亿美元有所下降[149] - 2022年第一季度，公司退役准备金减少1.35亿美元，主要因信用调整无风险利率从3.3% - 4.7%升至4.8% - 5.9%[151] - 截至2022年3月31日，公司普通股数量为5.52亿股，普通股资本为157.62亿美元[152] - 2022年第一季度，公司总外部收入为30.38亿美元，2021年同期为20.16亿美元[160] - 截至2022年3月31日，公司合同负债为2.93亿美元，较2021年12月31日的2.91亿美元略有增加[161] - 2022年第一季度，公司净融资成本为1.09亿美元，2021年同期为1.04亿美元[165] - 2022年第一季度总营收30.38亿美元，2021年为20.16亿美元[167] - 2022年第一季度可报告分部税前收益6.33亿美元，2021年为4.23亿美元[167] - 2022年第一季度资本支出1.79亿美元，2021年为1.27亿美元[167] - 2022年3月31日累计其他综合收益（损失）为 - 0.2亿美元，2021年为 - 5.3亿美元[169] - 2022年3月31日金融资产公允价值2.01亿美元，金融负债公允价值1.24亿美元，或有对价公允价值0.65亿美元，长期债务公允价值107.03亿美元[173] - 2022年3月31日净衍生金融工具7700万美元，2021年为3600万美元[176] - 2022年3月31日衍生金融工具确定净额时抵销1400万美元，2021年为1100万美元[176] - 2022年第一季度商品相关衍生金融工具实现损失4700万美元，2021年为8800万美元[179] - 2022年第一季度商品相关衍生金融工具未实现收益 - 2500万美元，2021年为500万美元[179] - 截至2022年3月31日，公司总合同义务为195.48亿美元，其中1年内到期19.57亿美元，1 - 3年到期27.56亿美元，3 - 5年到期18.47亿美元，5年后到期129.88亿美元[183] - 截至2022年3月31日，公司租赁义务总计9.45亿美元，长期债务171.58亿美元，建设承诺8.8亿美元，其他5.65亿美元[183] - 公司产品购买协议涉及的NGL每年采购量为40 - 188千桶/日直至2030年，电力购买协议确保每年最高78兆瓦/日直至2046年[183] - 截至2022年3月31日，公司已开具的信用证金额为1.44亿美元，2021年12月31日为1.35亿美元[186] - 2021年第三季度公司发现营销与新业务中某些原油合同记录错误，对2021年第一季度三个月的收入和销售成本重述减少2900万美元，对收益、现金流和财务状况无影响[187] 管道业务数据关键指标变化 - 管道业务2022年第一季度常规收入3.6亿美元，2021年为3.29亿美元，增长3100万美元[22] - 管道业务2022年第一季度调整后EBITDA为5.21亿美元，2021年为5.29亿美元，下降800万美元[22] - 管道业务2022年第一季度可报告分部税前收益为3.61亿美元，2021年为3.33亿美元，增长2800万美元[22] - 管道业务2022年第一季度产量为249.3万桶油当量/日，2021年为258.7万桶油当量/日，下降9.4万桶油当量/日[22] - 和平管道七期扩建预计比预算节省1.5亿美元，预计2022年6月1日投入商业运营[29] - 和平管道八期扩建重新启动，预计成本约5.3亿美元，2021年底已花费约7500万美元，2022年预计再投入1亿美元[30] - 2022年第一季度管道业务常规管道日

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度调整后EBITDA达9.7亿美元，同比增长12%，受NGL和原油销售利润率提高、Aux Sable贡献增加等积极影响，也受商品相关衍生品金融工具损失、部分管道系统合同到期等负面影响 [18][19] - 2021年第四季度盈利8000万美元，而上年同期亏损12亿美元，除影响调整后EBITDA的因素外，还受非现金税后减值低于上年同期影响 [20] - 2021年确认净税后减值3.35亿美元，主要与Nipisi和Mitsue管道系统以及Edmonton South Rail终端有关，低于2020年的16亿美元 [20] - 剔除减值和相关递延税回收后，2021年第四季度盈利4.15亿美元，较2020年第四季度的3.38亿美元增长23% [21] - 2021年第四季度总营收量为340万桶油当量/天，较去年同期下降约5%，主要归因于管道部门合同到期和递延营收量确认时间差异 [23] - 2021年全年调整后EBITDA达34.3亿美元，比2020年增长5%，超过年度指引范围；调整后运营现金流为26亿美元，比2020年增长15%；全年销量为350万桶油当量/天，与2020年大致持平 [24] - 2021年底约89%的调整后EBITDA来自收费业务，股息完全由非商品业务现金流覆盖，收费现金流的派息率为75%，包含商品业务现金流的综合派息率为53% [25] - 2021年底约82%的信贷风险敞口来自投资级和有担保交易对手，维持BBB信用评级，按比例合并计算的债务与调整后EBITDA比率约为3.6倍，2021年债务减少约5亿美元 [26] - 公司预计2022年调整后EBITDA在33.5 - 35.5亿美元之间，运营现金流将超过股息支付和资本支出计划 [27] - 公司预计到2022年年中将最多2亿美元的超额现金流用于回购普通股，约占公司普通股的1%，第四季度已提前回购1700万美元普通股 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 营销业务方面，2021年原油和NGL价格及利润率提高，NGL销量增加，带来强劲年度业绩 [11] - 管道部门2021年第四季度营收量下降，主要因部分油砂管道系统和Ruby Pipeline合同到期以及Peace Pipeline递延营收量确认时间差异 [23] 各个市场数据和关键指标变化 文档未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略注重增值增长，在现金流范围内进行投资，维持并适度增加股息，保持强大资产负债表并遵守财务约束 [36] - 优先考虑有机和棕地项目投资，若有机增长项目延迟，会根据股价情况进行股票回购，根据杠杆指标进行债务偿还 [37] - 持续关注石化原料供需平衡，评估参与当地石化项目的机会，可能作为基础设施建设者、原料供应商参与其中 [53][54] - 对于收购，公司将保持谨慎，若有符合战略和财务约束、能带来良好回报的项目，会优先考虑进行资本分配 [73][75] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2021年公司成功应对疫情带来的不确定性，重启多个先前推迟的资本项目，取得创纪录财务业绩，超过年度指引 [9][10] - 2022年公司前景乐观，得益于大宗商品价格整体改善和疫情后经济复苏预期，行业基本面强劲，客户财务状况良好，有新的第三方基础设施和石化支持投资 [14] - 公司在ESG战略执行上取得重大进展，宣布减排目标、员工多元化目标，并达成三个具有ESG属性的重要合作 [12][13] 其他重要信息 - 董事会完成CEO搜寻流程，Scott Burrows被永久任命为CEO [8] - Jaret Sprott被任命为管道与设施高级副总裁兼首席运营官 [15] - Eva Bishop将于4月加入公司，担任公司服务高级副总裁 [16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 担任CEO后公司战略和愿景是否会改变 - 公司战略和愿景不会有重大变化，仍将注重增值增长、维持股息、保持强大资产负债表并遵守财务约束 [35][36] 问题2: 资本分配中对资本支出和增长性资本支出的重视程度 - 公司认为有机和棕地项目是最佳资本使用方式，优先维持股息，若有增值增长项目会优先投资，若有机增长项目延迟，会根据情况进行股票回购和债务偿还 [37] 问题3: 2022年业绩指引是否存在其他不利因素 - 提醒不要仅根据第四季度数据进行年度化分析，NGL业务有季节性，第四季度和第一季度通常较强，中间两个季度较弱，且2022年公司在销售的同时也会以高价增加库存 [39][40] 问题4: Peace VIII扩张项目的运输协议是否有日落条款 - 部分优化工作已使一些运输量受益，与Peace VIII相关的少数合同没有日落条款 [46] 问题5: Prince Rupert Terminal扩张项目决策的影响因素及地缘政治发展的影响 - 工程基本完成，目前正在完善铁路、航运和陆上机会，考虑国内外短期和长期价格动态、航运替代方案等，一切按计划进行，短期内不会做出决策 [51][52] 问题6: 公司对参与当地石化项目的看法 - 公司持续关注石化原料供需平衡，认为自身综合资产有优势，可能作为基础设施建设者、原料供应商参与其中，目前正在与多方就阿尔伯塔省的石化开发进行沟通 [53][54] 问题7: 常规业务的实际运输量与合同运输量情况以及当前钻井活动是否包含在2022年指引中 - 受寒冷天气影响，客户运输量在假期有所下降，目前已恢复；阿尔伯塔省运输量增长快于不列颠哥伦比亚省，主要因不列颠哥伦比亚省政府与First Nation的谈判；目前运输量符合预期 [56][57][61] 问题8: 较低的递延照付不议费用确认是否意味着实际运输量接近合同量并开始实现可中断运输量 - 2020年因疫情，照付不议费用确认推迟到第四季度，2021年是更正常的年份，整体运输量有积极增长趋势 [59][60] 问题9: TMX项目成本更新后，公司及合作伙伴的看法 - 公司战略上仍看好该资产，与合作伙伴保持一致，但正在消化成本和进度方面的重大消息，该项目需具备商业可行性 [63][64] 问题10: 如何看待新的压裂产能需求 - Fort Saskatchewan的压裂产能日益稀缺，公司部分合同将在4 - 5年后到期，会先确保现有资产充分签约；公司具备建设新压裂装置的条件，可能需要约2年建设时间，目前正在积极关注 [66][68] 问题11: 如何平衡股息和股票回购 - 根据当前预测，未来几年在获得董事会批准的情况下，公司认为有适度增加股息的空间，同时也有现金流用于股票回购或债务偿还 [69][70] 问题12: 公司收购策略是否有变化 - 公司收购策略不会有太大变化，将继续关注符合战略和财务约束、能带来良好回报的项目，保持收购的纪律性 [73][74] 问题13: 公司营销业务中不同业务的占比情况 - 2018年营销业务中NGL和原油占比约为50 - 50，2021年NGL业务占比更高；NGL业务中，压裂价差业务约占销售规模的20% - 25% [78][80] 问题14: 阿尔伯塔碳网格项目对公司的机会以及是否需要引入战略合作伙伴 - 公司与TC合作提交了可行的封存申请，政府正在审查；项目位于工业中心地带，公司认为可以与现有业务有效整合；目前未提及是否需要引入战略合作伙伴 [83][86] 问题15: 公司如何加速在北美LNG市场的市场地位 - 公司正在与合作伙伴积极推进Cedar LNG项目，已提交环境评估申请；公司正在寻找该地区的其他机会，希望更多加拿大西部天然气能够出口，但面临管道建设等挑战，更倾向于与现有资产整合 [88][90] 问题16: Ruby管道4月债券到期的解决方案 - 公司正在与合作伙伴Kinder Morgan共同寻求解决方案，希望在4月1日前解决，但具体细节暂未透露 [91] 问题17: 与AECO价格挂钩的天然气处理费情况以及未来是否会更多使用该收费结构 - 疫情前公司与GBU的一个客户达成了混合延期协议，该协议结合了基本费用和参与商品价格上涨的机会，是一次成功的合作，但未来不会再采用这种收费结构 [95][97] 问题18: 套期保值策略以及与压裂价差业务的关系 - 公司对压裂价差业务约50%进行套期保值，包括丙烷、丁烷、凝析油和天然气采购的销售情况，套期保值策略没有变化 [97] 问题19: Mitsue和Nipisi资产减值的原因以及是否已完全减记 - 基础合同在第四季度到期导致资产全额减值，Clearwater地区有潜在机会，但目前没有足够的可能性纳入评估，公司仍在努力寻找商业解决方案 [98]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为8.5亿美元，较去年同期增长7%，主要因营销业务贡献增加7500万美元，受益于更高的NGL和原油销售利润率以及市场NGL销量增加 [9] - 剔除商品相关衍生品实现损失的影响后，第三季度调整后EBITDA较上年同期增加1.27亿美元 [10] - 第三季度收益为5.88亿美元，较上年同期增长82%，主要因收到3.5亿美元收购终止付款、与某些天然气处理费相关的未实现收益增加以及商品相关衍生品未实现收益增加 [11] - 第三季度总销量为340万桶/日，与去年同期基本持平 [13] - 截至第三季度末，按比例合并的过去12个月净债务与EBITDA之比为3.78倍 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 营销业务 - 第三季度营销业务贡献增加7500万美元，受益于更高的NGL和原油销售利润率以及市场NGL销量增加，NGL销量已恢复到疫情前水平 [9] 管道业务 - 管道业务中，Ruby管道因合同到期导致合同量下降，[Indiscernible]因第三方停运导致可中断量下降，Vantage管道量下降，但Peak管道和Alliance管道量增加 [13] 设施业务 - 设施业务量下降，主要因Saturn综合体量下降、East NGL系统供应量下降以及为Redwater综合体客户提供的照付不议减免，不过部分被[Indiscernible]因上一年度检修后的量增加、Garrison Midstream的Dawson资产量增加以及Duvernay III于2020年第四季度投入使用带来的量增加所抵消 [13][14] 各个市场数据和关键指标变化 - Alliance管道近期短期容量开放季的认购量几乎是供应量的3倍，到2022年基本已全部签约，目前的前景也支持2022年以后的容量签约 [8] - 预计随着Line 3替换项目完成和Trans Mountain管道扩建，西加拿大沉积盆地将很快拥有高达75万桶/日的过剩外运能力 [8] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划到2030年将温室气体排放强度较2019年基准排放降低30%，初期将专注于运营机会、更多使用可再生和低排放能源以及对低碳经济的投资 [6] - 预计到2021年底宣布股权包容和多元化目标，以在环境、社会和治理（ESG）方面取得进一步进展 [6] - 公司对营销业务在2022年的表现持乐观态度，预计将保持高于平均水平的贡献 [5] - 正在评估扩大管道系统以满足Dow Chemical新项目的乙烷原料供应需求，并考虑从Alliance管道在Fort Saskatchewan提取乙烷 [27][30] - 正在推进CCUS项目，计划结合新建管道、在现有管道内安装衬管和改造部分管道，以提供二氧化碳解决方案 [40][41] - 倾向于通过连接资产或通过合同虚拟连接的资产进行增长，以实现价值链上的协同效应和盈利能力提升 [102] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 目前大宗商品价格强劲，支持公司2021年和2022年的前景，包括营销业务在2022年保持高于平均水平的贡献，也对现有资产的销量和长期业务前景有积极影响 [5] - 后疫情时代经济前景、能源需求上升和供应紧张推动的大宗商品价格强劲环境为2022年及以后的供应增长奠定了基础，公司有望从行业活动增长中受益 [6] - 行业内生产商自疫情以来保持自律，注重提高生产率、减少债务、产生现金流和向股东返还资本，目前行业经济状况良好，生产商现金充裕，预计随着钻探项目的快速回报和可对冲的大宗商品，生产将增加 [47][48] - 公司对Alliance管道的长期前景持积极态度，认为其结构优势依然存在，且随着LNG出口和能源转型，优势可能更加明显 [79][80] 其他重要信息 - Dow Chemical计划在阿尔伯塔省Fort Saskatchewan建造一座世界级聚乙烯裂解厂，预计需要超过10万桶/日的新乙烷原料供应，这对第三方服务提供商有积极影响 [7] - 公司Prince Rupert液化石油气（LPG）出口终端自4月投入运营以来表现良好，已运送5400节铁路车厢和330万桶丙烷，产品质量得到市场积极反馈，预计在2022年第一季度就扩建项目做出决策 [24][22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：Alliance管道重新签约情况及为何不进一步延长合同 - 10月底到期的合同已续约至2022 - 2023年天然气年，2021 - 2022年天然气年Alliance管道基本已全部签约，2022 - 2023年及以后的续约过程仍在进行中，预计年底前提供更多信息 [17][18] 问题2：Prince Rupert LPG出口终端的扩张计划及是否考虑运输其他产品 - 正在完成扩张项目的3级估算，计划将产能翻倍并改用中型天然气运输船，预计2022年第一季度做出决策；目前重点是丙烷，未来可能考虑丁烷 [20][22][23] 问题3：Dow项目相关，何时需要扩展管道系统以及是否从Alliance管道提取乙烷 - 正在评估包括[Indiscernible]、Vantage和Peace系统等现有管道以及Redwater综合体的扩展需求，以满足客户对原料多元化的需求；Oksavo有合同权利在Alliance管道上提取乙烷，目前正在与Enbridge合作评估该方案 [27][30] 问题4：Alliance管道作为通往墨西哥湾沿岸的管道的长期建设思路 - 该管道有大量天然气运往墨西哥湾沿岸，目前正在审查相关机会，有迹象表明存在对长期合同的强劲需求，可能与墨西哥湾沿岸的出口有关，公司将继续推进垂直整合战略 [31][32][33] 问题5：营销业务2022年的套期保值策略 - 公司将继续遵循系统性的套期保值计划，因为套期保值需要定期和持续进行，同时考虑到市场不确定性和多种商品价格差异，需要保持谨慎 [36][37][38] 问题6：CCUS项目中管道改造的资本情况 - 公司正在考虑多种方式，包括在现有管道内安装衬管和改造部分高压天然气管道，同时会新建一些管道；与美国得克萨斯州相比，阿尔伯塔省的低温环境是一个优势；公司正在与政府和合作伙伴合作推进该项目，希望在2022年初完成封存许可程序 [39][40][42] 问题7：与生产商关于新产能和新项目的讨论情况 - 行业内生产商现金充裕，经济状况良好，但目前仍保持自律；预计随着钻探项目的快速回报和可对冲的大宗商品，生产将增加，公司收到了很多相关咨询，但目前资本预算和产量增长尚未显著提升 [46][47][50] 问题8：营销业务2022年高于平均水平的预期及套期保值价格更新 - 2020年是较差的一年，今年接近平均水平，2022年可能是较好的一年；第二季度增加的25%套期保值目前略处于亏损状态，约1500万美元，过去几周增加的12%套期保值价格接近2022年现货价格 [51][53][54] 问题9：NGL市场的紧张程度和混合情况及其对近期和2022年底的影响 - Fort Saskatchewan的分馏综合体目前利用率很高，物理天然气量强劲，客户组合有所变化，更多转向富含液体的天然气，导致NGL量增加；公司正在考虑RFS 3等项目以满足客户需求 [57][58][59] 问题10：公司在绿色碳氢化合物领域的资本分配和服务提供思路 - 公司正在通过多种方式降低排放强度，如Cedar LNG项目使用绿色电力、在Redwater进行碳封存试点、Garrison Midstream使用水电等；公司与TransCanada合作，希望提供一个开放的碳捕集和封存网格服务，但需要获得封存权 [62][63][65] 问题11：加拿大碳定价制度是否足以刺激碳封存行业的资本投入 - 碳运输和封存可以在当前碳定价下运作，但碳捕获是资本密集型的，需要政府的投资税收抵免、更快的税收折旧或REIT激励等支持；预计加拿大的碳税将远高于美国和世界其他地区，碳捕获可能具有经济性 [66][67][68] 问题12：使用铁路运输丙烷的决策依据及是否为长期战略 - 公司使用铁路运输丙烷到Sarnia市场是基于该市场的季节性和经济效益，这并非新举措，公司过去经常这样做 [71][72] 问题13：第三方停运和照付不议费用减免的恢复情况 - 公司运营已恢复正常，预计对第四季度业绩无重大影响 [74] 问题14：Alliance管道新合同费率与历史费率的比较及长期展望 - 从长期来看，Alliance管道的结构优势依然存在，且随着LNG出口和能源转型，优势可能更加明显；2021 - 2022年天然气年新增合同的平均费率比当前收费高出约130%，2022 - 2023年及以后的费率正在与托运人协商中，预计年底前更新 [78][79][80] 问题15：Cochin管道的递延收入问题是否重大以及增加产能的讨论情况 - 递延收入问题对季度影响小于1000万美元，不重大；关于增加Kotian管道产能的讨论正在进行中，阿尔伯塔省的凝析油市场强劲，公司对该管道的量和价格前景持乐观态度 [81][82][83] 问题16：CCUS项目的关键反驳意见和公司在阿尔伯塔省的愿景 - 公司认为提出需要支付溢价的观点不合理，因为公司拟利用的管道已完全折旧，仅需对增量投资获得回报，预计每美元投资回报约0.5美元，而其他提议者需要新建管道；如果其他方能够以更低成本实现，公司将拭目以待 [84][85][86] 问题17：2022年公司系统的运营杠杆、关键敏感性因素以及通胀对收入和成本的影响 - 公司在[Indiscernible]中游、Kotian和Alliance管道有运营杠杆，可通过增加产量提高盈利能力；约四分之三的运营成本为可转嫁成本，公司正在努力提高效率并储备关键备件；通胀与大宗商品价格通常有较好的相关性，公司认为营销业务的盈利能力将超过通胀影响；约90% - 91%的债务为固定利率，公司正在考虑如何处理约9亿美元的浮动利率债务；12月将公布2022年预算和敏感性因素 [89][90][93] 问题18：俄勒冈LNG管道项目获得新的FERC审查的情况及行业价值 - 公司已暂停Jordan Cove项目的开发，目前尚未做出决定，正在继续与相关方合作，包括上诉事宜；公司认为该资产仍有一定价值，未来将进一步评估 [95] 问题19：如何通过收购和剥离资产实现价值最大化 - 资产应最终归属于能够最有效利用它们的所有者，公司正在考虑资产置换以循环利用资本；公司在2022年资金状况良好，现金生成能力强，债务水平低，有很大的增长潜力 [96][97] 问题20：公司的并购活动、意愿和目标地理区域 - 公司倾向于通过连接资产或通过合同虚拟连接的资产进行增长，以实现价值链上的协同效应和盈利能力提升；公司更关注熟悉的业务领域和有经验的地区，如芝加哥地区 [101][102][104] 问题21：Ruby管道的财务贡献是否符合预期 - 7月底生产商合同到期后，第三季度Ruby管道有一定的运营率，有一些短期协议填补了部分量，但对收入贡献不大；第三季度末和第四季度的运营情况将是该管道的运营率参考 [105][107]

公司收购与合作 - 2021年6月1日公司宣布拟收购Inter Pipeline全部已发行和流通普通股，7月25日协议终止，公司收到3.5亿美元终止费[8] - 公司与Haisla First Nation达成战略伙伴协议，开发Cedar LNG项目[60] - 公司与TC Energy Corporation拟共同开发Alberta Carbon Grid[60] - 2021年6月4日，公司以1.29亿美元收购Cedar LNG项目49.9%的权益，其中包括7600万美元的或有对价[100] 公司业务项目进展 - 和平管道七期扩建项目资本预算7.75亿美元，预计2023年上半年投入使用，目前进度超前且成本低于预算[34] - 和平管道九期扩建项目资本预算1.2亿美元，预计2022年下半年投入使用，目前进度按时且成本符合预算[35] - 和平管道八期扩建项目仍处于延期状态，原资本成本约5亿美元，公司预计投资水平将因成本和范围改善而降低，预计2021年第四季度做出重启决定[36] - 女皇热电联产设施资本预算1.2亿美元，预计2022年第四季度投入使用，可减少约9万吨二氧化碳当量/年[48] 公司财务指标（第三季度） - 2021年第三季度基础设施和其他服务收入7.56亿美元，同比增加1200万美元，增幅2%[10] - 2021年第三季度产品销售收入13.93亿美元，同比增加6.41亿美元，增幅85%[10] - 2021年第三季度总营收21.49亿美元，同比增加6.53亿美元，增幅44%[10] - 2021年第三季度净利润5.88亿美元，同比增加2.65亿美元，增幅82%[10] - 2021年第三季度基本和摊薄后每股收益1.01美元，同比增加0.49美元，增幅94%[10] - 2021年第三季度经营活动现金流9.13亿美元，同比增加4.79亿美元，增幅110%[10] - 2021年第三季度资本投资2.09亿美元，同比增加3500万美元，增幅20%[10] - 2021年第三季度调整后EBITDA为8.5亿美元，同比增加5400万美元，增幅7%[10] - 2021年第三季度总销量为3411千桶油当量/日，同比减少40千桶油当量/日，降幅1%[10] - 2021年第三季度，营销净收入1.25亿美元，2020年为3200万美元，增长9300万美元，增幅291%[52] - 2021年第三季度公司收入为21.49亿美元，2020年同期为14.96亿美元[93] - 2021年第三季度调整后EBITDA为8.5亿美元，2020年同期为7.96亿美元[93] - 2021年第三季度基本每股收益为1.01美元，2020年同期为0.52美元[93] - 2021年第三季度公司净收入为9.61亿美元，2020年为8.49亿美元[135] - 3个月至9月30日，2021年调整后息税折旧及摊销前利润（Adjusted EBITDA）为8.5亿美元，2020年为7.96亿美元[141] - 3个月至9月30日，2021年经营活动现金流为9.13亿美元，2020年为4.34亿美元[144] - 3个月至9月30日，2021年调整后经营活动现金流为7.86亿美元，2020年为5.24亿美元[144] - 3个月至9月30日，2021年调整后息税折旧及摊销前利润每股基本收益为1.55美元，2020年为1.45美元[141] - 3个月至9月30日，2021年经营活动现金流每股基本收益为1.66美元，2020年为0.78美元[144] - 2021年第三季度总外部收入为21.49亿美元，2020年同期为14.96亿美元[192] - 2021年第三季度净融资成本为1.44亿美元，2020年同期为0.82亿美元[196] - 2021年第三季度管道业务外部客户收入为5.27亿美元，设施业务为2.29亿美元，营销与新业务为13.93亿美元[198] - 2020年第三季度管道业务外部客户收入为5.17亿美元，设施业务为2.27亿美元，营销与新业务为7.52亿美元[199] - 2021年第三季度资本支出为2.09亿美元，2020年同期为1.74亿美元[198][199] - 2021年第三季度可报告业务税前收益为7.81亿美元，2020年同期为4.34亿美元[198][199] 公司财务指标（前九个月） - 2021年前九个月基础设施及其他服务收入22.4亿美元，较2020年的21.99亿美元增加4100万美元，增幅2%[15] - 2021年前九个月产品销售收入38.27亿美元，较2020年的20.74亿美元增加17.53亿美元，增幅85%[15] - 2021年前九个月总营收60.67亿美元，较2020年的42.73亿美元增加17.94亿美元，增幅42%[15] - 2021年前九个月净利润11.62亿美元，较2020年的9亿美元增加2.62亿美元，增幅29%[15] - 2021年前九个月基本每股收益1.92美元，较2020年的1.42美元增加0.5美元，增幅35%[15] - 2021年前九个月经营活动现金流19.53亿美元，较2020年的14.86亿美元增加4.67亿美元，增幅31%[15] - 2021年前九个月资本投资4.82亿美元，较2020年的8.68亿美元减少3.86亿美元，降幅44%[15] - 2021年前九个月调整后EBITDA为24.63亿美元，较2020年的24.15亿美元增加4800万美元，增幅2%[15] - 2021年前九个月总销量为3464千桶油当量/日，与2020年的3462千桶油当量/日基本持平[15] - 2021年前九个月，天然气服务净收入4.96亿美元，2020年为4.24亿美元，增长7200万美元，增幅17%[43] - 2021年前九个月，NGL服务净收入5.11亿美元，2020年为4.74亿美元，增长3700万美元，增幅8%[43] - 2021年前九个月，运营费用3.44亿美元，2020年为2.81亿美元，增长6300万美元，增幅22%[43] - 2021年前九个月，权益法核算被投资单位利润份额5900万美元，2020年为4100万美元，增长1800万美元，增幅44%[43] - 2021年前九个月，商品相关衍生金融工具未实现收益6200万美元，2020年为1400万美元，增长4800万美元，增幅343%[43] - 2021年前九个月，调整后EBITDA为8.12亿美元，2020年为7.57亿美元，增长5500万美元，增幅7%[43] - 2021年前九个月，产量为872千桶油当量/天，2020年为874千桶油当量/天，减少2千桶油当量/天[43] - 2021年前九个月，权益法核算被投资单位分配额为9500万美元，2020年为7600万美元，增长1900万美元，增幅25%[43] - 2021年前九个月营销收入38.27亿美元，2020年为20.74亿美元，增长85%[56] - 2021年前九个月净收入3.64亿美元，2020年为0.68亿美元，增长435%[56] - 2021年前九个月调整后EBITDA为2.37亿美元，2020年为1.18亿美元，增长101%，其中与Aux Sable相关的为6200万美元（2020年：1400万美元）[56] - 2021年前九个月来自权益法核算被投资单位的分配为6300万美元（2020年：1500万美元），增长320%[56] - 9个月至9月30日，2021年总营收60.67亿美元，2020年为42.73亿美元[137] - 9个月至9月30日，2021年调整后息税折旧及摊销前利润（Adjusted EBITDA）为24.63亿美元，2020年为24.15亿美元[143] - 9个月至9月30日，2021年经营活动现金流为19.53亿美元，2020年为14.86亿美元[144] - 9个月至9月30日，2021年调整后经营活动现金流为19.06亿美元，2020年为16.86亿美元[144] - 9个月至9月30日，2021年调整后息税折旧及摊销前利润每股基本收益为4.48美元，2020年为4.39美元[143] - 9个月至9月30日，2021年经营活动现金流每股基本收益为3.55美元，2020年为2.70美元[144] - 2021年前三季度公司收入60.67亿美元，较2020年同期的42.73亿美元增长42.0%；2021年第三季度收入21.49亿美元，较2020年同期的14.96亿美元增长43.6%[154] - 2021年前三季度公司盈利11.62亿美元，较2020年同期的9.00亿美元增长29.1%；2021年第三季度盈利5.88亿美元，较2020年同期的3.23亿美元增长82.0%[154] - 2021年前三季度公司基本每股收益1.92美元，较2020年同期的1.42美元增长35.2%；2021年第三季度基本每股收益1.01美元，较2020年同期的0.52美元增长94.2%[154] - 2021年前三季度公司综合收益总额11.70亿美元，较2020年同期的10.72亿美元增长9.1%；2021年第三季度综合收益总额7.18亿美元，较2020年同期的2.19亿美元增长227.8%[154] - 2021年前三季度公司来自联营公司的利润份额为1.98亿美元，较2020年同期的2.12亿美元下降6.6%；2021年第三季度为0.75亿美元，较2020年同期的0.62亿美元增长21.0%[154] - 2021年前三季度公司商品相关衍生金融工具收益1.21亿美元，2020年同期亏损0.62亿美元；2021年第三季度亏损0.04亿美元，2020年同期亏损0.01亿美元[154] - 2021年前三季度经营活动现金流为19.53亿美元，2020年同期为14.86亿美元[156] - 2021年前三季度融资活动现金流使用为13.69亿美元，2020年同期为3.05亿美元[156] - 2021年前三季度投资活动现金流使用为5.62亿美元，2020年同期为12.7亿美元[156] - 2021年前三季度现金及现金等价物期末余额为11.2亿美元，2020年同期为3.1亿美元[156] - 2021年前9个月总外部收入为60.67亿美元，2020年同期为42.73亿美元[192] - 2021年前9个月其他收入含3.5亿美元与终止收购Inter Pipeline Ltd.协议相关款项[195] - 2021年前9个月净融资成本为3.43亿美元，2020年同期为3.61亿美元[196] 公司业务部门数据（管道业务） - 管道部门拥有约310万桶油当量/日的管道运输能力和约1100万桶的地上储存能力；设施部门天然气处理总能力约为61亿立方英尺/日，拥有约35.4万桶/日的NGL分馏能力和2100万桶的洞穴储存能力[21] - 2021年前三季度管道业务常规收入10.31亿美元，较2020年的9.51亿美元增长8%；第三季度常规收入3.6亿美元，较2020年的3.23亿美元增长11%[25][28] - 2021年前三季度管道业务调整后EBITDA为15.54亿美元，较2020年的16.31亿美元下降5%；第三季度调整后EBITDA为5.03亿美元，较2020年的5.41亿美元下降7%[25][28] - 2021年前三季度管道业务运营费用4.09亿美元，较2020年的3.62亿美元增长13%；第三季度运营费用1.4亿美元，较2020年的1.29亿美元增长9%[25][28] - 2021年前三季度管道业务产量为2592mboe/d，较2020年的2588mboe/d基本持平；第三季度产量为2563mboe/d，较2020年的2580mboe/d下降1%[25][28] - 2021年前三季度管道业务权益法核算投资收益为9500万美元，较2020年的1.73亿美元下降45%；第三季度权益法核算投资收益为2100万美元，较2020年的5600万美元下降63%[25][28] 公司业务部门数据（设施业务） - 2021年前三季度设施业务天然气服务净收入1.71亿美元，较2020年的1.45亿美元增长18%；第三季度天然气服务净收入1.71亿美元，较2020年的1.45亿美元增长18%[39] - 2021年前三季度设施业务调整后EBITDA为2.73亿美元，较2020年的2.51亿美元增长9%[39] 公司债务与融资 - 截至2021年9月30日，总贷款和借款未偿还额为104.93亿美元，2020年12月31日为108.34亿美元[62] - 截至2021年9月30日，现金和未使用债务融资额度为20.08亿美元，2020年12月31日为26.85亿美元[62] - 2021年1月25日，公司完成6亿美元固定至固定利率次级混合票据发行，利率4.

财务数据和关键指标变化 - 公司将2021年调整后息税折旧及摊销前利润（Adjusted EBITDA）指引的低端上调，预计为33亿 - 34亿美元，处于原指引范围的上半部分 [7] - 第二季度调整后EBITDA为7.78亿美元，较去年同期下降1% [16] - 第二季度收益为2.54亿美元，较去年同期下降2% [23] - 第二季度总交易量为350万桶/日，较去年同期增长约2% [23] 各条业务线数据和关键指标变化 管道业务 - 和平（Peace）和科钦（Cochin）管道的可中断交易量增加，联盟（Alliance）管道的季节性交易量增加，但万怡（Vantage）管道的可中断交易量因市场条件下降，红宝石（Ruby）管道因合同到期交易量下降 [24] 设施业务 - 杜韦纳（Duvernay）III于2020年第四季度投入使用带来收入交易量增加，但东天然气液（East NGL）系统的供应交易量下降，因这些资产现在在皇后镇（Empress）天然气液提取设施进行处理 [24] 营销业务 - 受益于天然气液和原油销售利润率提高以及销售的天然气液交易量增加，但大宗商品相关衍生品的已实现损失增加、铁路运输成本、美元汇率下降、电力成本上升和一般及行政费用增加等因素部分抵消了改善 [16][17][19] 各个市场数据和关键指标变化 - 过去12个月，加元兑美元汇率波动显著，2020年第二季度加元平均约为1.39美元，2021年第二季度平均约为1.23美元 [22] - 2021年剩余时间里，加元兑美元汇率每变动0.01美元，相当于约600万美元的调整后EBITDA，其中200万美元归因于传输资产，400万美元归因于营销业务 [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 重新启动和平9期管道扩建项目，以支持客户的长期发展计划并促进产品分离，预计今年晚些时候对和平8期管道扩建和鲁珀特王子港（Prince Rupert）终端扩建做出进一步决策 [10] - 宣布与海斯拉民族（Haisla Nation）、TC能源公司（TC Energy Corporation）和西部原住民管道集团（Western Indigenous Pipeline Group）建立三个具有环境、社会和治理（ESG）属性的战略合作伙伴关系，支持全球市场准入战略，促进原住民参与加拿大能源开发，协助管理温室气体排放 [11][12] - 终止对Inter Pipeline的收购，但将继续通过有针对性的收购寻求增长机会，重点是垂直整合价值链和推动产品运往沿海地区 [13][14][36] - 液化天然气（LNG）和增值项目，包括聚丙烯生产，只要符合公司的财务指标，仍在战略范围内 [41][44] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 大宗商品价格上涨和交易量增加使公司客户财务状况改善，预计2022年生产商的钻探活动和资本支出将增加，对公司业务有积极影响 [9] - 公司对2021年剩余时间和2022年的前景持乐观态度，反映了经济背景增强、能源价格强劲和生产商活动水平改善 [25] - 公司认为随着生产商达到债务目标和股价上涨，可能会开始增加钻探活动，期待看到2022年的资本支出指引 [48][49][50] 其他重要信息 - 公司收到3.5亿美元的收购终止费，正在研究最佳投资方式，包括业务再投资、偿还债务和股票回购 [14][15] - 2021年，公司股价每变动1美元，影响与薪酬相关的费用约200万美元 [20] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 阿尔伯塔碳电网项目是否仍是机会 - 回答: 是的，该项目仍是机会 [29] 问题2: 公司的套期保值策略及未来6 - 12个月的考虑 - 回答: 公司一直将货币多元化作为核心战略，对营销现金流进行套期保值，包括大宗商品和部分价差业务的外汇风险。过去有较大的美元资本支出，有一定自然套期保值，但近几个季度减少，目前未对货币进行套期保值，但会持续考虑 [32][33] 问题3: 未来几年收购的主要来源和思路 - 回答: 公司专注于加拿大优势项目，寻求与自身有协同效应的收购，优先考虑垂直整合价值链和推动产品运往沿海地区的项目，且只能收购待售资产 [35][36] 问题4: 关于丙烷脱氢（PDH）项目的战略 - 回答: PDH项目此前因疫情暂停，并非取消，LNG和增值项目仍在战略范围内，公司旨在为客户产品创造需求，将产品运往高价值市场，只要符合财务指标，仍会继续推进 [41][42][44] 问题5: 2021年第四季度的业绩表现及对2022年的影响 - 回答: 公司认为业绩在全年逐步提升，提高指引低端是合理的，虽然目前没有足够证据提高高端指引，但看到一些积极迹象，如联盟管道盈利、加元汇率下降、油价稳定等。如果生产商达到债务目标后开始增加钻探活动，将对2022年业务产生积极影响 [46][47][51] 问题6: 进行离散资产交易时，融资规模对交易规模的影响 - 回答: 公司大型收购通常使用股权融资，股权融资有助于缩小买卖双方的价差，实现价值共享。公司有能力通过股权市场、债务市场、混合工具等筹集大量资金，目前未遇到因融资能力受限的交易。同时，公司也在考虑资本循环和合作机会 [56][57][60] 问题7: 指引中提到的某些资产预期贡献降低具体指哪些资产，以及红宝石管道的情况 - 回答: 第二季度，红宝石管道、联盟管道的可中断交易量、金德（Kinder）储罐的收入和万怡管道的可中断交易量略有下降，但不是某一特定资产的问题，而是多个资产的少量影响 [62][63] 问题8: 2022年套期保值的定价情况 - 回答: 2022年的套期保值在第二季度或之后增加，价差相对稳定，可以作为参考。今年的套期保值损失是2020年10月底前相对均匀进行的套期保值产生的，当时的水平约为目前的一半，可作为损失校准的框架 [66][67] 问题9: 收购终止费的最佳使用方式 - 回答: 公司内部存在不同观点，财务人员希望偿还债务，有人希望投资未来项目，有人希望支持股价。公司管理层正在评估业务增长情况，认为三种用途都有合理性，但尚未确定最佳方式 [72][73] 问题10: 阿尔伯塔原油终端的产能能否用于生物燃料等其他用途 - 回答: 该终端可以重新利用，但受与合作伙伴的长期合同限制，需要协商安排。该终端利用率较低，是公司的待办事项 [74][76] 问题11: 基础差价变化后，联盟管道的重新签约情况 - 回答: 看到了积极迹象，即使在基础差价短期改善之前，签约兴趣也有所增加。从宏观角度看，联盟管道具有结构优势，长期前景乐观 [77][79] 问题12: 本季度较高的维护和完整性成本是否有不可预见的岩土问题或活动加速，是否会降低未来的完整性费用 - 回答: 从岩土角度看没有意外情况，春季干燥有利于工作。完整性工作是去年部分延期工作的延续，运营成本受阿尔伯塔电力成本池价格驱动 [82] 问题13: 公司对剩余1/3电力成本的套期保值情况及如何减轻长期风险，以及其他热电联产机会 - 回答: 皇后镇的热电联产项目将于2022年第四季度投入使用，将减轻大部分电力成本和风险。公司还在积极推进另外两个天然气处理业务的热电联产项目。同时，公司与TransAlta签订了100兆瓦的电力购买协议（PPA），并积极寻求更多PPA合同，也在关注小型项目以获取更便宜的电力价格 [84][86][87] 问题14: 沿海天然气管道（Coastal GasLink）成本超支对雪松LNG项目经济可行性和最终投资决策（FID）的影响 - 回答: 公司在参与项目时已考虑到沿海天然气管道的挑战，认为雪松LNG项目具有浮动LNG项目的优势，能够在海外以固定价格建造并运至当地。公司与LNG加拿大密切合作，考虑了成本增加因素，仍认为该项目在向亚洲市场供应LNG方面具有经济优势。未来将进行大量对话和工程工作 [90][91][92]