财务数据和关键指标变化 - 公司录得创纪录的第一季度调整后EBITDA为10.44亿加元,同比增长10% [21] - 管道业务受益于和平管道系统收入和运量增加、北部管道系统停运的影响消除等因素 [22] - 设施业务受益于Redwater综合设施和Younger设施运量增加 [23][24] - 营销和新业务部门受益于Aux Sable业务因裂解价差扩大和新的第三方营销安排带来的贡献增加 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 管道业务运量同比增加5%,主要由于和平管道系统运量增加、北部管道系统停运影响消除以及Nipisi管道重启 [27] - 设施业务运量同比增加12%,主要由于Redwater综合设施和Younger设施运量增加 [28] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司没有具体披露各个市场的数据和指标变化 公司战略和发展方向及行业竞争 - 收购Alliance和Aux Sable资产符合公司战略,可以增强现有业务并提高对抗性终端市场和轻质碳氢化合物的敞口 [9] - 公司正在评估在东北不列颠哥伦比亚省进一步扩张的机会,包括新管线和终端升级 [17] - 公司认为TransMountain管道扩建项目的完工和投产是行业和加拿大经济的重要里程碑 [31][32] - 公司正在积极推进Cedar LNG项目,已经达成长期商业协议并发出开工通知 [14][15] - 公司与陶氏化学签订长期协议,为其新建的乙烷裂解装置提供高达每天5万桶的乙烷供应 [12][13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司看好未来前景,认为行业正在经历转型性变革,将为公司带来增长机会 [31] - 公司预计2024年调整后EBITDA将达到40.5亿至43亿加元,较之前预期增加3亿加元 [10][11] - 公司认为目前生产商的经营业绩和前景良好,特别是受益于凝析油价格和原油价格的强劲 [40][41] - 公司表示尽管存在一些供应链和通胀压力,但运营成本压力并不异常 [94][95] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Jeremy Tonet提问** 询问公司与生产商客户的互动情况以及未来增长的预期 [39] **Scott Burrows和Cameron Goldade回答** 公司看到生产商普遍业绩超预期,特别是受益于凝析油和原油价格的强劲。公司的多元化业务组合使其能够从各类产品中获益 [40][41][42][43] 问题2 **Rob Hope提问** 询问公司收购Alliance和Aux Sable资产后的协同效应进展情况 [54] **Jaret Sprott和Cameron Goldade回答** 公司正在顺利推进短期协同效应,中长期的商业机会仍在评估中。Aux Sable业务目前表现优于收购时的预期 [55][57][58] 问题3 **Ben Pham提问** 询问公司未来几年的资本支出预算以及融资计划 [87] **Cameron Goldade回答** 如果Cedar LNG项目获得最终投资决定,公司未来2-3年的资本支出预计将接近经营活动产生的现金流扣除股利后的水平。公司会根据具体情况在债务市场、股权回购等之间进行资本配置 [88][89][90][91]

股东大会信息 - 公司2024年股东大会将于5月10日下午2点（山区夏令时）以线上直播形式举行，投票截止时间为5月8日下午2点（山区夏令时）[44][46] - 登记日为2024年3月21日，当日收市时持有公司普通股的股东有权投票[48] - 有益股东可在虚拟会议期间或会前通过代理投票，美国有益股东投票需额外步骤并在5月8日下午2点（山区夏令时）前提交有效法律代理文件[65][69] - 登记股东可在虚拟会议期间或会前通过代理投票，代理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 [71][72] - 所有会议参与者需使用Chrome、Safari、Microsoft Edge或Firefox的最新版本，建议提前30 - 60分钟登录会议[61] - 若使用Broadridge QuickVote™服务，非反对有益股东可能会被Morrow Sodali联系[52] - 会议投票结果将尽快在SEDAR+和EDGAR上公布[52] - 若对会议有疑问，可联系公司投资者关系团队或代理征集代理Morrow Sodali [53] 股权结构信息 - 截至2024年3月21日，公司已发行并流通的普通股数量为549,576,825股，无人直接或间接实益拥有、控制或指导超过10%的普通股[50] 代理征集服务费用 - 公司已向Morrow Sodali支付约45,000美元用于代理征集服务[51] 审计师相关信息 - 2023年年度股东大会上，2.64790001亿股普通股投票赞成任命毕马威为公司审计师，占投票普通股的81.36%；6065.6399万股普通股投票反对，占18.64%[91] - 公司试图与2023年年度股东大会上对审计师决议投反对票的所有投资者进行沟通，并联系了25家最大股东，代表约26%的已发行普通股总数[91] - 2022年和2023年支付给毕马威的总费用分别为404.073万美元和431.1268万美元[94] - 2022年和2023年审计费用分别为362.088万美元和397.5592万美元[94] - 2022年和2023年审计相关费用分别为18.015万美元和12.7865万美元[94] - 2022年和2023年税务费用分别为4.845万美元和5.0811万美元[94] - 2022年和2023年其他费用分别为19.125万美元和15.7万美元[94] - 2023年修订审计委员会章程，规定每个财年支付给审计师的审计和审计相关服务费用必须至少占总费用的50%[95] - 审计委员会至少每五年对外部审计师进行一次全面审查，上一次全面审查于2020年完成（针对2015 - 2019年的五年期）[103] - 审计合伙人强制轮换要求：首席审计合伙人和质量审查合伙人最长服务5年，之后5年不参与审计；其他审计合伙人最长服务7年，之后2年不参与审计，首席审计合伙人在2023年审计时进行了轮换[108] - 过去五年未发现独立性问题[113] 董事选举信息 - 会议将选举11名董事，董事会成员人数规定为5至13人[80] - 今年提名十一位董事，除CEO Mr. Burrows外均独立[120][122] 公司高管薪酬信息 - 2023年公司高管薪酬方案获94.03%股东投票支持，赞成票291,703,960，反对票18,504,111，反对票占比5.97%[115][117] - 公司高管薪酬遵循“绩效薪酬”原则[114] 董事持股及投票结果信息 - Mr. Sykes持有普通股15,306股、递延股份单位28,622个，总价值2,075,143美元，2023年投票结果：赞成298,560,407票（96.25%），反对11,647,673票（3.75%）[126][128] - Ms. Ainsworth持有普通股25,821股、递延股份单位40,331个，总价值3,131,469美元，2023年投票结果：赞成308,052,164票（99.31%），反对2,155,916票（0.69%）[135][130] - Mr. Burrows持有普通股37,593股、受限和绩效股份单位464,784个，总价值23,732,257美元，2023年投票结果：赞成309,437,506票（99.75%），反对770,574票（0.25%）[143][139] - Cynthia Carroll 2023年投票结果：赞成307,412,728票（99.10%），反对2,795,352票（0.90%）[146] - 2023年卡罗尔女士董事会及委员会会议出席率均为100%，持有普通股18,151单位，总价值857,451美元[150] - 2023年杜特拉女士董事会及委员会会议出席率均为100%，持有普通股8,355单位，总价值394,693美元[156][158] - 2023年豪女士董事会及委员会会议出席率均为100%，持有普通股27,000单位、递延股份14,520单位，总价值1,961,391美元[162][164] - 2023年克尔先生董事会及委员会会议出席率均为100%，持有普通股10,400单位、递延股份51,539单位，总价值2,925,991美元，另有A类优先股7系列6,000股[170] - 2023年勒格雷斯利先生董事会及委员会会议出席率均为100%，持有普通股48,864单位、递延股份50,885单位，总价值4,712,141美元[174][175] - 2023年马哈先生董事会及委员会会议出席率均为100%，持有普通股12,180单位、递延股份3,115单位，总价值722,536美元[179][180] - 2023年杜特拉女士投票结果：306,797,938票（98.90%）赞成，3,410,142票（1.10%）反对[153] - 2023年豪女士投票结果：304,583,431票（98.19%）赞成，5,624,649票（1.81%）反对[160] - 2023年克尔先生投票结果：307,184,193票（99.03%）赞成，3,023,888票（0.97%）反对[167] - 2023年马哈先生投票结果：309,472,767票（99.76%）赞成，735,313票（0.24%）反对[177] - 2023年Leslie A. O'Donoghue投票结果：赞成303,421,287票（97.81%），反对6,786,793票（2.19%）[184] - 截至2024年3月21日，Leslie A. O'Donoghue持有普通股35,588单位，总价值4,771,078美元[186] - 2023年Bruce D. Rubin投票结果：赞成308,529,694票（99.46%），反对1,678,386票（0.54%）[188] - 截至2024年3月21日，Bruce D. Rubin持有普通股20,000单位，总价值2,159,480美元[193] 公司治理信息 - 公司治理实践符合或超越适用的法律和证券交易所要求，并定期与同行进行对标[199] - 董事会负责制定公司治理方法，包括确保道德文化、监督战略和风险等[203] - 董事会监督公司整体环境、社会和治理（ESG）战略[206] - 所有董事、高管和员工每年需确认已阅读并理解公司道德准则政策等多项政策[209] - 公司道德准则政策于2023年8月由治理、提名和企业社会责任委员会更新和批准[213] - 公司举报人政策鼓励相关人员举报可能的不道德行为，每个举报都会被保密和彻底调查[214] - 公司董事和高管需完成年度问卷披露关联方交易，金融服务团队与治理团队合作管理监督流程，每季度运行程序确保关联方交易按要求报告和披露[222] 公司战略信息 - 2022年公司按商品对业务进行审查分析，结合脱碳和全球化两个关键主题开展情景规划，董事会于12月批准战略[226][228] - 2023年重点关注战略执行，确保项目、机会和计划与完善后的战略保持一致[227] - 公司确立四个战略优先事项，包括维持和提升业务、投资能源转型、转变和出口产品、为利益相关者创造差异化体验[232] 企业风险管理信息 - 公司设有企业风险管理流程、基础设施和多项政策，企业风险委员会至少每季度审查风险管理活动[233] - 管理层定期向董事会报告已识别的风险，每年至少向董事会提交一次企业风险委员会对风险识别、管理和报告的审查总结[231] 网络安全信息 - 公司董事会负责网络安全战略，安全、环境和运营卓越委员会代表董事会监督运营管理系统项目[236] - 2023年管理层就网络安全事项正式向董事会和/或安全、环境和运营卓越委员会进行了5次简报[238] - 公司网络安全方法核心包括治理、风险与合规、安全运营三个组件，有网络保险，近三年未发生信息安全漏洞[239] 可持续发展信息 - 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，包括治理、能源转型和气候变化等[240]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）达10.3亿美元，较上年同期增长12% [3] - 第四季度收益为6.98亿美元，较上年同期增长187% [6] - 全年收益17.76亿美元，创纪录的调整后EBITDA为38.24亿美元，比2022年高2%，超过公司原指导范围上限 [10] - 2023年经营活动现金流26.35亿美元，调整后经营活动现金流26.46亿美元 [10] - 2023年普通股股息提高2.3%，回购5000万美元普通股，截至2023年12月31日，按过去12个月计算，合并债务与调整后EBITDA的比例为3.3倍 [11] 各条业务线数据和关键指标变化 管道业务 - 第四季度，和平管道系统、德雷顿谷管道和最近重新启用的尼皮西管道的运输量增加；科钦管道和和平管道系统的收费提高，主要与合同通胀调整有关；联盟管道的贡献降低，主要由于可中断收费和运输量减少 [3] 设施业务 - 第四季度，PGI资产（主要是前能源传输加拿大工厂、海斯工厂和道森资产）因运输量增加贡献提高，温哥华码头收入增加 [4] 营销与新业务 - 第四季度，奥克斯萨布尔的贡献增加、天然气和原油营销利润率降低、NGL利润率提高以及商品相关衍生品实现损失（2023年第四季度为损失，2022年第四季度为收益）的综合影响 [5] 企业部门 - 第四季度业绩与上年同期基本一致 [6] 各个市场数据和关键指标变化 - 第四季度总运输量为345万桶/日，较上年同期增长2%，主要是尼皮西管道重新启用、和平和德雷顿谷管道运输量增加、PGI运输量增加以及雷德沃特综合体运输量减少的综合影响 [9] - 2023年下半年，传统管道业务的运输量同比增长超过4% [35] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司有望受益于西海岸液化天然气项目新增约28亿立方英尺/日的天然气出口产能、跨山管道扩建预计新增59万桶/日的原油出口产能以及艾伯塔省石化行业的潜在新发展等催化剂带来的增长 [1] - 2023年公司通过签署新合同、重新启用管道、批准新项目等举措推进战略，如和平管道系统签署新合同、尼皮西管道重新启用、批准RFS IV扩建等项目 [36][37] - 宣布以31亿美元收购安桥在联盟管道和奥克斯萨布尔的权益，预计2024年上半年完成，待满足或豁免惯例成交条件 [38] - 与陶氏达成长期协议，为其Path2Zero项目供应多达5万桶/日的乙烷及相关运输服务，公司可通过现有资产和新投资机会受益 [39] - 继续推进和平管道八期扩建和RFS IV扩建项目，和平管道八期资本预算降至4.3亿美元，比原预算低1亿美元，预计2024年第一季度完成建设，第二季度进行管道和设施调试及启动 [41] - 批准瓦皮蒂工厂扩建项目，将使天然气处理能力增加1.15亿立方英尺/日，预计2026年上半年投入使用，由长期照付不议合同支持 [42] - 雪松液化天然气项目已完成多项关键交付成果，但在做出最终投资决策前，仍需解决包括有约束力的商业承购、获得第三方同意和项目融资等问题，预计2024年年中做出最终投资决策 [43][44] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 鉴于西部加拿大沉积盆地（WCSB）的当前势头以及预计到2024年及以后的持续产量增长，公司对未来充满热情，预计将实现中个位数增长 [1] - 认为未来五年加拿大能源行业将是令人兴奋的时期，拥有丰富资源、更好的全球市场准入以及领先的环境和社会绩效标准，有机会取得巨大成就 [18] 其他重要信息 - 第四季度，科钦管道完成了总计9万桶/日的开放季节，并与一家主要客户签署了尼皮西管道的增量服务合同，该管道目前已长期签约超过一半的产能，有望在2024年底前全部签约 [40] 问答环节所有提问和回答 问题：陶氏乙烷供应协议相关问题 - 供应将是对公司整体供应的重大增加，需要投入增量资本，是棕地和绿地机会的混合，且将提高公司资产的利用率；预计到年中能更好地向市场更新哪些项目将推进，2024年无重大资本支出 [22][23][25] - 不清楚其余乙烷供应来源，但公司有机会通过管道运输第三方供应的乙烷；随着乙烷供应增加，会产生更多丙烷和丁烷，可能会促使西海岸相关业务发展 [85][86] - 公司有义务提供乙烷，供应将来自现有资产、轻触式棕地和一些增量绿地投资的组合，目前正在评估如何以最低成本获取最多乙烷 [89] 问题：尼皮西管道重新启用的市场驱动因素及相关情况 - 驱动因素是克利尔沃特地层，预计该管道到2024年底将全部签约，目前实际利用率很高，已签署增量合同 [26] 问题：雪松液化天然气项目成本估算及回报预期 - 最初宣布项目时资本成本在20亿美元左右，目前预计会高于此，但从全球竞争力来看，该项目在每吨成本方面仍优于北美其他替代方案；项目经济回报预计仍处于历史上同类绿地项目的中高个位数范围 [30][31][48] 问题：监管对成本结构的影响 - 公司正在评估现有和待决的法规，致力于资产脱碳，了解如何以最佳成本实现最大减排；部分资产有成本分摊安排，但也有像皇后镇这样完全暴露的资产，目前成本结构无重大变化 [54] 问题：雪佛龙出售资产对公司业务发展的影响 - 预计收购方可能会更积极地开发资源，这将有利于PGI和公司其他基础设施，过去18个月的并购活动使PGI资产利用率提高 [55][81] 问题：联盟管道和奥克斯萨布尔交易的加拿大竞争局审批情况 - 交易按计划进行，但目前没有更多关于竞争局审批流程的信息来细化预期时间 [72] 问题：市场设施是否有增量空间捕捉现货价格上涨以及生产商压裂限制问题 - 大部分合同为长期合同，获取现货价格机会有限；NGL季节从4月1日开始，团队正在进行年度交易谈判 [94] 问题：科钦管道是否能通过小资本高效解决方案或大项目增加产能 - 自2019年12月收购该资产以来，吞吐量已安全提高约25% - 30%，目前满足客户需求，可用性高，但不进行重大扩建的话，剩余空间有限 [95] 问题：其他天然气处理厂（GNP）扩建机会 - 未来压裂谈判正在进行，RFS IV预计2026年上半年投入使用，相关讨论仍在继续 [100] 问题：生产商对第三方天然气处理服务的需求是否有变化 - 市场无重大变化，不同生产商有不同需求，讨论正常进行，公司收购PGI资产时会关注地质、资产储备寿命和对公司价值链的贡献 [105][106]

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]