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]

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]