公司概况 - 2021年调整后EBITDA指引为32 - 34亿美元，企业价值约340亿美元，信用评级为BBB（稳定）[17] - 拥有超65年历史，是北美领先能源基础设施公司，提供综合运输和中游服务[18] 2020年成果 - 疫情下保持在疫情前调整后EBITDA指引范围内，减少2020年资本支出9亿美元至11亿美元，降幅约40 - 50%，实现成本节约和效率提升1.5亿美元[21][22] 2021年展望 - 调整后EBITDA预计为32 - 34亿美元，资本投资计划为7.85亿美元[25] - 传统管道业务活动自2020年二季度稳步改善，恢复约10万桶/日，重新启动和平管道七期扩建和皇后热电联产设施项目[25] 能源与ESG - 预计到2040年全球一次能源需求增长19%，石油和天然气需求增长16%，将满足52%的世界能源需求[38] - 2019年在资产完整性活动上花费1.1亿美元，2020年可持续发展报告包含超110项ESG指标，较上一份报告增加50% [49][53] 财务状况 - 2021年预计债务/EBITDA为3.8 - 4.0倍，FFO/债务为17 - 19%，流动性为26亿美元，股息稳定且有吸引力[58] - 业务高度多元化，约95%为收费型，约72%为照付不议合同，200个交易对手分散，前20大客户占比70% [59] 资本投资 - 2021 - 2023年将有11.45亿美元新项目投入运营，总资本预算19.2亿美元[88][93] - 和平管道七期扩建项目重新启动，成本降至7.75亿美元，预计2023年上半年完工[86][97] 价值主张 - 资产多元化且综合，业务高度签约，提供低风险稳定现金流，有强大信用评级和股息政策[126][128][130] - 具备运营杠杆，有增长项目储备，对所有利益相关者负责，有可持续发展文化[134][135][136]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第四季度调整后EBITDA达8.66亿加元创纪录，同比增长10%，主要源于金德收购资产、新资产投入使用、递延收入确认增加、NGL存储头寸变现及运营和管理费用降低，但部分被原油销售利润率下降和联盟管道贡献减少抵消 [22] - 2020年第四季度净亏损12亿加元，因对Ruby、Jordan Cove和CKPC投资进行16亿加元非现金税后减值计提，排除减值和递延税回收后收益为3.38亿加元，2019年同期为3.65亿加元 [23] - 2020年第四季度总营收量为360万桶油当量/天，同比增长1%，金德收购资产和新资产贡献被部分管道和设施资产因价格、供应、检修和疫情因素导致的产量下降抵消 [24] - 2020年调整后EBITDA为32.8亿加元，较2019年增长7%且在疫情前指引范围内；调整后运营现金流为22.9亿加元，较2019年增长2%；全年产量为350万桶油当量/天，较2019年增长1%；费用型现金流约占全年调整后EBITDA的95% [25] - 股息完全由非商品业务现金流覆盖，费用型现金流支付股息的比率为72%，综合支付比率为61%；年末约75%信用敞口来自投资级和有担保交易对手，维持BBB信用评级，年末合并高级债务与调整后EBITDA比率约为4倍 [26] - 预计2021年调整后EBITDA在32 - 34亿加元，低端指引下资本支出可由股息后现金流覆盖，中高端指引下将产生额外自由现金流 [27] 各条业务线数据和关键指标变化 - 管道和设施部门新资产投入使用推动第四季度调整后EBITDA增长 [22] - 营销业务年初表现超预算，因商品价格高于预算水平，预计随着生产商信心恢复和产量增加，业务将进一步受益 [46] 各个市场数据和关键指标变化 - 自11月制定预算以来，原油价格和压裂价差上涨近50%，但加元升值和芝加哥 - AECO天然气价差收窄带来一定不利影响 [48][49] - 部分地区钻机活动已恢复至或略高于2019年12月疫情前水平，如东北BC地区、Kakwa、Pipestone、Wapiti地区以及Deep Basin Cretaceous地区 [51][53] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司长期战略、多元化努力和财务约束承诺得到验证，业务韧性、稳定性和可预测性再次得到证明 [9] - 继续投资接近完工项目，2020年和2021年初约13亿加元项目投入使用，为客户提供基础设施并支持财务和战略目标 [12] - 重新启动更好的第七阶段扩建和皇后区热电联产设施，第八和第九阶段扩建继续推迟以优化成本，重新评估鲁珀特王子港扩建项目，预计2021年下半年做出决策 [16][17] - 拥有超40亿加元潜在资本投资的无担保项目组合，客户合作势头良好，有信心转化为有担保项目 [18][19] - 优先考虑股息和符合平台的增长项目，之后考虑债务偿还和股票回购，根据财务状况和股价灵活分配资本 [57][59] - 关注加拿大市场的并购机会，优先考虑棕地和绿地项目，特别是棕地项目，利用现有资产和协同效应提高投资回报率 [75][76] - 推进ESG战略，发布2020年可持续发展报告，任命可持续发展副总裁，制定温室气体排放强度目标，将ESG指标纳入短期激励计划 [33][34][35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年虽面临挑战，但公司实现年度调整后EBITDA近33亿加元，达指引区间中点的97%，业务未受疫情运营干扰，安全记录创历史最佳 [7][8][10] - 2021年公司财务状况良好，有望恢复增值增长，随着疫情缓解和能源需求回升，生产商客户实力增强，公司对未来充满信心 [20][30] - 认为加拿大在能源市场具有优势，未来有望受益于新管道项目和LNG需求增长 [72][73][74] 其他重要信息 - 公司部分言论为前瞻性陈述，受风险和不确定性影响，部分信息涉及非GAAP指标，详情见2月25日管理层讨论与分析报告 [5][6] - 宣布多伦多证券交易所接受公司进行正常发行人投标，回购不超过5%已发行普通股 [29] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 目前环境与11月制定指引时相比的量化变化，以及商品价格、生产商活动和前景的变化 - 目前WTI油价超60美元，丙烷和天然气价格上涨，部分生产商客户股价在过去三个月翻倍或三倍，营销业务年初表现超预算，预计后期生产商信心恢复后产量将增加，公司业务将受益 [45][46] - 自11月以来，原油价格和压裂价差上涨近50%，但加元升值和芝加哥 - AECO天然气价差收窄带来一定不利影响，总体而言利好因素大于不利因素 [48][49] 问题: 上周冬季风暴对业务和Aux Sable合同的影响 - 公司参与了部分商品价格波动，虽未提供具体数据，但认为对业务有积极影响 [50] 问题: 公司业务范围内钻机活动现状、趋势及与原预期的差异 - 部分地区钻机活动已恢复至或略高于2019年12月疫情前水平，如东北BC地区、Kakwa、Pipestone、Wapiti地区以及Deep Basin Cretaceous地区 [51][53] 问题: 关于资本分配的想法，以及增长项目的启动和杠杆降低或股票回购的平衡 - 优先考虑股息和符合平台的增长项目，如第八和第九阶段扩建及鲁珀特王子港扩建，之后考虑债务偿还和股票回购，根据财务状况和股价灵活分配资本 [57][59] - 第八和第九阶段扩建有合同支持，公司将与客户合作适时启动项目，预计第二季度获得信号，第三季度恢复建设 [61][64] 问题: Ruby资产的负债处理及自由现金流投入意愿 - Ruby资产的债务为无追索权债务，公司有决策灵活性，该资产面临挑战，各方需协商达成协议使其可行 [67] 问题: 公司对并购的兴趣、偏好领域及与其他优先事项的平衡 - 若进行并购，更倾向于加拿大市场，目前未处于有利的EV - EBITDA区间，将优先考虑棕地和绿地项目，特别是棕地项目，利用现有资产和协同效应提高投资回报率 [75][76] 问题: Cochin系统开放季节的目标及与国内产量增加的平衡 - 首先优化Cochin系统现有基础设施，已发现1.5万桶/天的额外产能，认为市场对凝析油有强劲需求，该系统扩能与加拿大产量增长可并存 [78][79] 问题: 若出口终端运营，近期寒潮是否会影响丙烷出口计划 - 鲁珀特王子港出口终端将实现加拿大、美国和亚洲市场的平衡，公司将根据市场价格灵活调整销售方向，客户将通过加权平均价格篮子受益 [83][84] 问题: 公司作为合资伙伴参与新项目的看法，以及现有项目的进展 - 目前专注于提高现有资产EBITDA，通过填充资产、进行低成本瓶颈消除和向亚洲出口产品等方式，石化项目虽仍在战略范围内，但并非当前首要任务 [92][93] 问题: 近期管道行业资本成本压力下，Phase VII项目预算情况及Phase VIII和IX项目预算信心 - Phase VII项目因疫情前购买钢材且KXL取消带来合作兴趣，有望达到或超过预算目标；Phase VIII和IX项目可能面临成本压力，但公司将与承包商合作，综合考虑成本和范围，目前感觉良好 [98] - 市场低迷为公司评估资产提供时间，能够更精准地确定产能瓶颈，规划更小规模、易执行的扩建阶段 [100][101] 问题: 公司未将净零纳入资本分配约束的原因 - 公司在明确实现方式前不会宣布相关目标，将在今年设定目标并采取具体行动，未来有望实现碳减排 [106] 问题: 乙烷业务现状，当前激励和政府支持是否足以推动裂解装置建设，以及碳税影响 - 碳税对乙烷裂解项目影响不大，公司作为乙烷运输商将积极参与相关讨论，认为政府支持且该行业有可持续成本优势，有望实现项目建设 [110][111][112] 问题: Younger地区产量影响因素及短期和长期影响程度 - 第四季度计划停运和新竞争资产启动影响了Younger地区产量，但营销和天然气处理团队努力增加了供应，需求正在回升 [117] 问题: 公司对合作或合资潜力的看法 - 公司倾向于控制自身命运，选择合作伙伴是为了降低风险且不影响价值链延伸，合作伙伴应填补知识、能力或资金缺口 [120][122] 问题: Redwater热电联产项目的电力成本管理及未来展望 - 公司预计每年宣布一个热电联产项目，将从煤 - 气混合转向全天然气，减少输电损耗且成本有竞争力，将继续进行电力套期保值，专注于自供电需求，整合电力需求并考虑可再生能源 [123][124][125] 问题: Ruby管道全额减记对未来现金流预期的影响 - 减记是会计处理，该资产短期前景挑战大，但长期有重新签约和产生现金流的潜力，各方需合作解决问题，目前2021年指引已考虑其较低贡献 [129][130][132] 问题: 是否能在2021年明确Ruby管道的情况 - 目前处于早期阶段，各方需共同努力，公司希望有建设性结果，但不确定能否在2021年明确 [137] 问题: Alliance管道未来发展及监管参与可能性 - Alliance管道近期在能源供应中发挥重要作用，预计未来价差将改善，有望重新签约，公司将考虑监管参与的可能性 [139][140][141]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）为7.96亿美元，较去年同期增长8%，主要得益于金德（Kinder）收购后新资产的贡献，但被营销业务中原油和天然气液体（NGL）销售利润率下降以及联盟管道（Alliance）和奥克斯萨布尔（Aux Sable）贡献减少部分抵消 [13] - 第三季度收益为3.18亿美元，较去年同期下降14%，主要由于营销业务贡献降低，不过金德收购带来的额外资产贡献以及较低的一般及行政费用（G&A）和其他费用在一定程度上抵消了下降幅度 [14] - 第三季度总营收量超过340万桶油当量/天，与2019年同期持平，较2020年第二季度略有上升 [14] - 公司预计2020年调整后EBITDA在32.5亿 - 33亿美元之间，主要驱动因素包括原油和NGL营销业务结果、可中断交易量水平、典型第四季度完整性和维护费用支出的时间和完成情况以及公司股价对基于股份的激励补偿的影响 [19] - 公司预计运营和一般及行政费用减少幅度在1.5亿美元左右，超过原目标约50%，且大部分节省预计具有可持续性 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - **管道业务**：传统管道业务7月和8月的实际交易量与本季度末水平一致，较第一季度水平低约8%，远高于4月和5月初的低点；9月因运营商进行常规维护和检修活动以及第三方设施意外停运，交易量下降；10月交易量恢复并略高于7月和8月水平 [15] - **设施业务**：本季度末，公司位于皇后镇（Empress）的新分馏和终端设施投入使用，该项目按时按预算完成，新增约3万桶/天的丙烷及以上分馏能力，有助于优化丙烷在东部和西部市场的营销 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 阿尔伯塔省与芝加哥之间的价差在2020年面临挑战，联盟管道的可中断交易量低于过去水平，但目前价差在冬季有所增强，公司已将今年释放的部分产能进行季节性销售，以保持管道高利用率 [66] - 奥珀尔（Opal）与马林（Malin）之间的价差非常狭窄，导致红宝石管道（Ruby）吸引交易量困难，不过该管道仍有与太平洋天然气和电力公司（PG&E）的长期合同，公司正与合作伙伴金德摩根（Kinder Morgan）评估相关选项，利用其作为低碳管道的优势进入加利福尼亚市场 [68] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续专注于四大利益相关者：客户、投资者、社区和员工，审慎分配资本到能提供有竞争力回报、提高客户盈利能力并使公司变得更好的项目上，未来也将继续为股东提供稳定且不断增长的股息 [10] - 公司正在推进杜韦纳三号（Duvernay III）项目建设，预计年底前投入使用；鲁珀特王子港丙烷出口终端项目预计明年第一季度完成；公司持续评估延期项目组合，特别是和平管道七期（Phase VII Peace pipeline）扩建项目，工程工作正在进行中，旨在优化项目范围以满足客户需求和未来运输要求，预计项目成本将大幅降低 [17] - 公司正在构建多年期的开发机会清单，这些机会规模从1亿美元到数十亿美元不等，风险调整后的回报率与公司过往记录相符，公司正在积极推进多个机会，但时间线尚不确定 [18] - 行业内加拿大能源公司的整合正在开始，这将加强公司的客户基础；公司认为加拿大中游行业平均资产负债表实力强于美国，预计美国市场整合程度将高于加拿大 [9][33] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临政治和经济不确定性以及疫情影响，行业整体情绪仍较为谨慎，但公司对未来保持乐观，约一半卡尔加里员工已返回办公室，团队的面对面协作得以恢复 [26] - 公司预计2021年能广泛获得有效的新冠疫苗，2022年石油供需将实现平衡 [9] - 公司认为如果拜登当选美国总统，加拿大市场将更具优势，未来非北美市场将是最佳市场，特别是亚洲 - 印度市场，公司作为最接近该市场且生产清洁、符合道德标准碳氢化合物的地区，未来资本配置将更倾向于加拿大，但也不会放弃美国市场 [37][38] 其他重要信息 - 公司将于12月初提供全面的业务更新，包括目前延期的资本项目的最新状态、2021年展望、资本预算和融资计划 [27] - 公司即将发布2020年可持续发展报告，将在环境和员工多样性方面加强披露，展示对所有利益相关者的承诺 [28] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 生产商和中游行业整合对公司的影响以及公司对美国市场的拓展机会 - 生产商整合对公司有益，能增强客户信用和能力；加拿大中游行业整合缓慢，美国市场整合程度预计更高，公司认为加拿大行业平均资产负债表实力强于美国 [32][33] - 公司过去通过收购进入美国市场以实现多元化和增加美国业务敞口，但展望未来，若拜登当选，公司认为加拿大市场更具优势，未来几年资本配置将更倾向于加拿大，但不会放弃美国市场 [36][38] 问题2: 阿尔伯塔省政府推动石化投资对公司的影响以及公司对新兴氢能机会的看法 - 政府支持对公司有益，公司将在12月初提供CKPC项目的最新情况 [40] - 公司认为氢能发展尚处于早期阶段，虽有相关基础设施，但距离实际应用还有数年时间，公司正在研究并将向高级管理层汇报 [41] 问题3: 与客户的沟通情况以及新项目的谨慎态度 - 公司在项目推进上坚持原则，疫情期间放缓了项目进度，待市场支持且有合适客户的财务支持时将重启项目，12月将提供更多信息 [43] - 公司与客户进行了沟通，了解其需求，确保不建设客户不需要的资产，同时也有机会对项目进行评估和优化，以匹配客户需求并实现经济可行性 [46][48] 问题4: 项目积压的优先级以及股票回购和股东回报的考虑 - 公司仍在制定预算和评估项目积压情况，若项目不重启，将有大量自由现金流；若部分项目重启，自由现金流将减少；若所有项目重启，自由现金流将全部用于项目 [54][55] - 在产生自由现金流的情况下，公司通常会按50 - 50的比例将资金分配用于偿还债务和股票回购，但具体分配会根据杠杆水平和股价情况进行调整，目前公司认为自身股票被低估 [56][57] 问题5: 资产出售情况以及递延收入和补偿权的预期 - 公司正在处理两个资产包，但目前信息有限，12月更新时将提供更多细节 [60] - 递延收入和补偿权大多为12个月期限，预计第四季度余额将接近0，大部分按日历年计算，有少量例外 [61][62] 问题6: 联盟管道的合同角色以及红宝石管道的最新情况 - 联盟管道阿尔伯塔省与芝加哥之间的价差在2020年面临挑战，可中断交易量低于过去，但目前价差在冬季有所增强，公司已将部分产能进行季节性销售，管道在2021年底仍有高合同覆盖率，公司正在与客户合作确定其出口需求，认为有机会以长期合同形式引入天然气 [66][67] - 红宝石管道奥珀尔与马林之间的价差狭窄，吸引交易量困难，但仍有与PG&E的长期合同，公司正与合作伙伴评估选项，利用其低碳管道优势进入加利福尼亚市场 [68] 问题7: 丙烷库存的远期销售比例以及2021年营销业务的展望 - 公司丙烷销售大多已进行远期销售，预计到3月库存将很少或无库存，超过75%的丙烷已进行远期销售 [74] - 2021年，基于当前远期价格曲线，NGL价格略高于2020年，但天然气价格也较高，综合来看分馏价差与2020年大致相同；原油价格略高于2020年，但价差与2020年基本一致，若无价格波动，预计2021年利润率与2020年大致相同 [75][76] 问题8: 客户合同重新谈判对2021年传统收费和加工费的影响以及优先股再融资的考虑 - 从传统管道、天然气服务和分馏业务来看，公司预计收费不会下降 [77] - 公司一直在评估优先股回购和再融资选项，从资本成本角度看，回购普通股更有意义，但也在关注优先股和混合债务市场，将在制定2021年融资计划时考虑这些因素 [79][80] 问题9: 2021年股息是否会增加以及终端价值对资本配置的影响 - 公司正在研究2021年股息是否增加的问题，一方面希望保持股息增长的连续性，另一方面当前股息收益率较高，股东可能更希望公司将资本重新投入项目，公司将在合适时间做出决策 [83][88] - 终端价值的讨论对公司资本配置决策影响不大，公司认为世界在未来几十年仍需要其提供的服务，资产的使用寿命内都有需求，且加拿大西部将在未来2 - 3年获得增强的西海岸出口通道，即使北美市场需求平稳，业务也将有较长的发展期 [92][93] 问题10: 增长项目仍处于搁置状态的原因以及12月的预期更新 - 增长项目仍搁置主要是由于疫情的不确定性，公司出于谨慎考虑继续评估不同选项 [96][97] - 公司预计12月将提供延期项目的详细更新，且比之前更有信心，并非只是提供推进框架 [98] 问题11: 项目回报与股票回购收益率的比较以及延迟资本支出进行股票回购的可行性 - 公司认为项目的风险调整后回报率应等于或优于股票回购，但在两者回报相同时，公司会选择将资本投入项目以增加公司能力和客户服务 [100][101] - 理论上延迟资本支出进行股票回购是一种优化策略，但实际操作中受客户需求和合同限制，部分项目无法单方面延迟，否则可能导致项目流失或竞争对手进入 [105][106] 问题12: 是否有进一步的优化机会和成本降低空间 - 公司已实现1.5亿美元的成本节省，部分是由于股价下跌导致的激励性薪酬减少；未来公司将寻求第三方帮助，探索未知领域的优化机会，目标是在2021 - 2022年弥补激励性薪酬的缺口，但能否使总成本节省超过1.5亿美元尚不确定 [108][110] 问题13: 是否有机会挖掘现有资产价值以及通过合作进行并购 - 公司认为现有资产具有巨大的内在价值，目前仅以约3/4的产能运营，营销业务处于十年低点，若吞吐量增加10%或营销业务恢复到平均水平，将带来可观收益；公司也在考虑通过与私人资本、私募股权或养老基金合作挖掘资产价值或进行并购，但目前对以当前股价发行股权不太感兴趣 [113][116] 问题14: 各盆地活动趋势以及产量增加是否会导致明年EBITDA上升 - 公司表示将在12月初提供全面信息，目前部分系统产量在增加，但部分系统年初产量较去年同期大幅下降，情况较为复杂 [120] 问题15: 股票回购的想法是否改变以及是否会灵活调整资本回报策略 - 公司目前没有计划削减股息来进行股票回购 [122]

前瞻性声明与风险 - 报告包含基于公司预期、估计等的前瞻性声明，受多种已知和未知风险影响，实际结果可能与声明有重大差异[2] 非GAAP指标 - 公司使用调整后EBITDA等非GAAP指标，需明确界定、限定并与最近GAAP指标进行调节，不应孤立使用或替代GAAP指标[4][5][6] 应对措施 - 为应对疫情和能源价格下跌，公司减少2020年资本支出9 - 11亿美元，约40 - 50%，推进非核心资产出售2 - 5亿美元，每年节省成本1亿美元，新增8亿美元无担保循环信贷额度[10] 业务优势 - 约75%的公司信用风险敞口来自投资级、评级分化和有担保的交易对手，已对冲约50%的2020年和40%的2021年压裂价差风险敞口（不包括Aux Sable）[12] 业务多元化 - 2020E商品风险敞口约40%为原油和凝析油、30%为NGL、30%为天然气，货币风险敞口约80%为加元、20%为美元[18][19] 财务指标目标 - 维持调整后EBITDA中80%的收费贡献目标，目标收费可分配现金流派息率<100%，目标75%的信用风险敞口来自投资级和有担保的交易对手，维持BBB信用评级[22][24][26] 信用情况 - 约75%的60天信用风险敞口来自投资级和评级分化的交易对手，非投资级交易对手可能需提供担保等[34][37] 资金与流动性 - 截至2020年7月31日，可用流动性约28亿美元，计划长期以约50/50的债务/股权为增长融资[46][47] 资本项目 - 到2021年第一季度将新增8.1亿美元项目投入使用，推迟约45亿美元投资至未来几年[50]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后EBITDA为7.89亿美元，较去年同期增长3%，主要得益于Kinder收购后新资产的贡献和商品相关衍生品的实现收益，但被营销业务中原油和NGL销售利润率下降以及Alliance管道可中断交易量减少部分抵消 [12] - 第二季度收益为2.53亿美元，较去年同期下降62%，主要由于非现金因素，包括因阿尔伯塔省第3号法案导致的递延税增加、商品相关衍生品未实现损失增加以及营销和Alliance贡献减少，但Kinder收购的额外资产贡献和较低的G&A及其他费用部分抵消了这些下降 [13] - 第二季度总交易量略高于340万桶油当量/天，较2019年同期增长1%，但较2020年第一季度下降2%，大部分季度环比减少集中在传统管道业务部门 [14] - 公司预计2020年调整后EBITDA将保持在32.5亿 - 35.5亿美元的先前披露指导范围内，但接近低端，营销与新业务部门的调整后EBITDA贡献预计比原指导范围中点低约1.25亿美元 [15] - 第二季度公司通过将约8.5亿美元的信用贷款转为定期贷款并建立新的8亿美元循环信贷额度，增强了流动性，7月提前赎回2亿美元2021年到期的高级票据后，目前流动性为28亿美元 [17] - 第一季度公司推迟了45亿美元的资本项目，预计2020年资本投资计划将减少约11亿美元，但由于恶劣天气和COVID - 19相关预防措施及延误，2020年资本成本超支约1亿美元，第二季度还增加了约9000万美元的项目 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 营销业务：第二季度原油和NGL销售利润率下降，预计2020年营销与新业务部门调整后EBITDA贡献比原指导范围中点低1.25亿美元，不过随着下半年交易量增加和商品价格上涨，业务有望增强，2021年也将进一步改善 [12][15][35] - 管道业务：第二季度总交易量略高于340万桶油当量/天，较2019年同期增长1%，较2020年第一季度下降2%，大部分季度环比减少集中在传统管道业务部门，其他管道业务部门和设施部门交易量基本持平 [14] - Alliance管道：2020年策略与以往不同，Q3、Q4及2021年价差有望恢复，交易量将开始回升，公司对其重新签约前景较为乐观 [73] 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 - 公司致力于平衡所有利益相关者的需求，确保业务在疫情期间安全可靠运营，继续推进在建项目，同时坚守财务护栏，包括强大的合同基础、基于费用的照付不议收入流、审慎的股息支付、BBB信用评级以及与可靠交易对手合作 [8] - 对于推迟的资本项目，分为三类进行评估：和平管道七、八、九期扩建将根据客户需求和未来运输要求进行评估；CKPC PDH/PP设施项目团队已完成特定活动并有效推迟项目，将评估多方面因素后决定是否重启；鲁珀特王子港码头扩建和皇后镇热电联产设施项目正在推进，可随时重启 [20][21][23] - 公司认为行业内生产商的并购整合可能带来更大、更综合的交易，能实现规模经济，但也会关注与小生产商的合作，同时公司有大量管道产能，需避免过度建设基础设施，提高设施利用率 [58][59] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为2020年第二季度是概念验证的重要时期，尽管面临COVID - 19和商品价格下跌的挑战，但公司凭借多元化业务和财务护栏展现出韧性，预计2020年底将处于稳健的财务状况，为重启资本项目提供灵活性 [6][8][9] - 公司对未来前景持谨慎乐观态度，认为随着商品价格适度改善，市场情况将逐渐好转，但仍需关注COVID - 19对全球经济和商品需求的影响 [68] 其他重要信息 - 公司在第二季度发生了1000万美元的洞穴损失，为一次性事件，影响了该季度收益 [39] - 公司预计通过运营和行政成本节约来抵消基于资产业务中可中断收入的减少，大部分节约措施有望在2021年维持 [16] - 公司正在评估温哥华码头的碳氢化合物业务机会，该码头部分设施未充分利用，公司正在权衡其对公司的价值 [60] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 目前的交易量情况、生产商讨论情况以及不同盆地剩余时间内的交易量趋势 - 5月是交易量低点，之后逐渐恢复，目前尚未回到1、2月水平，与客户的讨论积极，客户仍坚持其预测，但正在考虑2021年预算，市场上的并购活动对交易量有积极影响，交易量恢复情况取决于商品需求 [30] 问题2: 2021年资本支出情况 - 和平管道扩建项目正在与客户沟通，预计年底前决定扩张时机；2021年公司资本计划灵活性大，已知项目资本支出低于5亿美元，与2020年和2019年相比大幅降低，公司有能力根据客户需求重启项目 [31][32] 问题3: 营销业务下半年及2021年的指导方向 - 营销业务已走出低谷，随着交易量增加和商品价格上涨，下半年和2021年将增强；稳定的天然气价格和上涨的液体价格将释放公司营销业务的全部能力 [35][36] 问题4: 资本项目推迟对和平管道重新签约的影响 - 现有基础设施具有优势，对与客户的讨论总体上是积极的 [37] 问题5: 营销业务1.25亿美元影响是否包括期货溢价的抵消假设以及原油价格和交易量回升的影响 - 预测反映了几周前的最佳信息，第二季度有1000万美元的洞穴损失，且公司决定储存部分NGL以在下半年或2021年初变现，这也是第二季度业务疲软的原因之一 [39] 问题6: 基线设施的扩张潜力以及在TMX之前增加储罐的考虑 - 公司正在与合作伙伴评估扩张成本，进行场地准备工作和成本估算，认为TMX投入使用后有提供存储和终端服务的机会 [40][41] 问题7: 可中断收入被运营和行政成本节约抵消的目标是否仍为1亿美元以及下半年的实现情况 - 公司有高度信心实现该目标，目前预测已达到或超过该目标，预计2021年能维持5000万美元的G&A和5000万美元的OpEx节约 [43] 问题8: 营销业务存储洞穴运营问题的性质、是否解决以及是否为系统性问题 - 问题仅涉及1个洞穴，目前已得到缓解，不是系统性问题 [46] 问题9: 什么因素可能使2020年业绩达到指导范围上限 - 公司预计无法达到指导范围上限，要从下限提升业绩，需要看到Drayton Valley等地区产量回升、更宽的原油WCS价差以及丙烷价格上涨 [50] 问题10: 北部系统0.25万桶/天的可用物理容量中照付不议容量的比例以及增量边际情况 - 大部分客户接近照付不议水平，增量交易量将带来利润，部分卡车运输量存在机会 [52] 问题11: 和平管道七、八、九期扩建项目是否会按原计划进行或有调整灵活性 - 公司考虑过不同方案，但仍专注于构建适合未来的系统，目前仍坚持原总体规划 [54] 问题12: PG&E/Ruby合同的变化情况 - 无法具体评论客户合同，但变化旨在为双方提供更多灵活性 [55] 问题13: 生产商并购对公司的长期影响 - 并购可能带来更大、更综合的交易，实现规模经济，对公司有积极影响，但也会关注与小生产商的合作，公司有大量管道产能，需提高设施利用率 [58][59] 问题14: 温哥华码头业务的考虑 - 该码头部分非碳氢化合物业务，公司正在评估碳氢化合物业务机会，权衡其对公司的价值 [60] 问题15: 三个推迟项目中最有可能最快恢复的项目 - 难以判断，取决于COVID - 19对需求和价格的影响，和平管道项目客户表现积极，将与客户协商决定；CKPC项目需对全球GDP走势有信心，目前情况不明朗，未来8周需做出决策 [63][64] 问题16: 是否有可能在2020年启动推迟项目 - 有机会在2021年启动，CKPC项目预计2021年3月开始，和平管道七期已有部分工程完成，若客户同意可更快恢复，未来4周将与客户沟通 [66] 问题17: 新增小项目的性质以及与和平管道项目的比较 - 一些小项目如鲁珀特王子港扩建和皇后镇热电联产可在合适时间单方面启动，公司还有很多项目在做前期准备，以应对市场变化，总体对行业情况谨慎乐观 [67][68] 问题18: 营销业务较原中点下降1.25亿美元的情况是否有变化以及商品业务占EBITDA比例 - 这是当前预测，旨在提供更多信息，大部分下降与COVID - 19和价格下跌有关，部分在2月沙特和俄罗斯价格战就已开始，目前商品业务占EBITDA比例为5%或更低，可能在3% - 5% [70] 问题19: Alliance管道的续约前景以及巴肯地区伴生气的影响 - 2020年Alliance管道策略不同，下半年价差有望恢复，交易量将回升，公司对续约前景乐观，认为巴肯地区伴生气和芝加哥市场天然气价格长期看好 [73][74] 问题20: CKPC项目重启所需的未来聚丙烯需求情况以及合同是否有效 - 公司将从全球背景重新评估项目经济可行性，确保投资理论仍然有效，认为加拿大西部沉积盆地有成本和物流优势，第三季度将重新评估；合同仍然有效 [78][79] 问题21: 丙烷供应安全以及作为低成本供应商的舒适度 - 公司对丙烷供应保持信心，认为该盆地资源丰富，一旦有价格信号，市场会做出反应 [80] 问题22: CKPC项目与联邦和商业政府相关的特许权使用费抵免到期和延期情况 - 公司已确认并重新确认政府对资金的承诺，正在与政府合作办理延期文件，有信心按政府赠款延期 [82] 问题23: 低利率环境下资产负债表优化措施 - 公司利用低利率对部分债务进行再融资，后续可能将约8亿美元的信用贷款转为定期贷款以节省长期利息成本；考虑过优化优先股，但市场流动性不足，目前不考虑 [86] 问题24: 对资本配置并购的看法以及类似Dominion和Warren Buffett交易是否适合公司 - 认为Warren Buffett的交易很明智，但公司会坚持通过收购创造协同效应的原则，确保收购资产能与现有业务产生协同，实现价值增值 [87] 问题25: CKPC项目是否有资格获得阿尔伯塔省秋季推出的额外赠款以及对乙烷基础设施机会的影响 - 公司正在调查是否有额外机会，认为该行业适合增加乙烷消费基础设施，公司有优势；该计划是持续的，对投资周期有利，可能带来更多竞争 [91][92][93] 问题26: 出售2 - 5亿美元非核心资产的战略原因 - 出售资产的决定在COVID - 19之前就已做出，并非为了流动性或资产负债表原因，而是基于大量意向，公司将根据报价与保留价值评估是否出售 [95] 问题27: 是否会锁定丙烷营销利润率以及丙烷存储头寸情况 - 除了压裂价差头寸，公司部分冬季库存已进行套期保值，有价格保护 [96] 问题28: 营销业务1.25亿美元差异是时机问题还是机会损失 - 大部分是定价导致的利润率下降，小部分是存储量变现时机问题，部分存储量可能在2021年第一季度变现 [100] 问题29: 若所有业务量恢复，公司是否有能力同时处理存储和运营系统 - 公司有基础设施和能力处理所有流入的NGL量，并从后端取出足够的存储量，但无法立即完成 [101] 问题30: 是否会进一步挑战员工实现更大成本降低 - 公司不考虑进一步裁员，希望保持现有能力；认为未来有成本和收入协同机会，主要通过技术实现，2021年的首要任务是提高投资资本回报率 [103][104] 问题31: Ruby管道本季度现货交易量增加的驱动因素以及是否有机会转为长期合同 - 主要由Malin、Opal和阿尔伯塔之间的价差驱动，公司正在与Kinder Morgan探讨将其锁定为长期合同 [108] 问题32: Ruby管道现货机会是否会持续几个季度 - 过去一年时有出现，从目前来看有持续一段时间的可能性，但市场波动大，难以预测 [111]

前瞻性声明 - 报告包含基于公司预期、估计、预测和假设的前瞻性声明，受多种风险和不确定性影响，实际结果可能与声明有重大差异[2] 非GAAP指标 - 公司使用调整后EBITDA等非GAAP指标，目的是为投资者和分析师提供额外信息，但不应孤立使用或替代GAAP指标[4][5] 应对措施 - 为应对疫情和能源价格下跌，公司采取保护员工和社区、支持客户、推进非核心资产出售等措施，减少2020年资本支出9 - 11亿美元，约40 - 50%，每年节省成本1亿美元[10] 业务优势 - 公司业务有大量长期基于费用的合同支持，约80%的信用风险敞口与投资级、评级不一和有担保的交易对手相关，有25亿美元可用现金和借款能力[12] 业务多元化 - 2020年公司商品风险敞口约40%为原油和凝析油、30%为NGL、30%为天然气，货币风险敞口约80%为加元、20%为美元[18][19] 财务指标 - 公司目标是保持80%的基于费用的调整后EBITDA贡献、低于100%的基于费用的可分配现金流派息率、75%的投资级和有担保交易对手的信用风险敞口以及BBB信用评级[22][24][26] 信用风险 - 公司60天信用风险敞口中，63%与投资级交易对手相关，17%与评级不一的交易对手相关，非投资级和评级不一的交易对手风险敞口分散在各行业[36] 资金与流动性 - 公司计划长期以约50/50的债务/股权比例为增长融资，保持强大的BBB评级和充足的流动性，截至2020年5月7日有24.71亿美元可用流动性[44][45] 资本项目 - 2020 - 2021年将有11亿美元新项目投入使用，约45亿美元投资推迟到未来几年[49]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度收益3.14亿美元，与去年同期持平，虽受益于收购资产贡献，但被营销业务中原油和NGL销售利润率下降抵消，且净融资成本增加，主要是加元兑美元贬值带来约1亿美元未实现外汇损失，即每股0.18美元 [8] - 第一季度调整后EBITDA为8.3亿美元，同比增长7%，得益于收购新资产和和平管道系统收入量增加，但被营销业务利润率下降和联盟贡献减少部分抵消 [9] - 2020年资本投资计划减少9 - 11亿美元，剩余资本支出计划仍可自筹资金，成本降低措施不影响现有资产基础和运营能力 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 - 管道和设施部门2020年调整后EBITDA预计受影响较小，营销业务预计受能源价格快速大幅下跌影响更大 [20] - 营销业务占当前预测EBITDA的5% - 7%，4月情况与3月相似且有好转迹象，但波动较大 [57] 各个市场数据和关键指标变化 - 能源价格下跌，公司生产客户大幅削减资本支出计划，预计系统内部分业务量下降，但大部分业务受强合同保护 [19] - 艾伯塔省实施的0.5万桶减产计划对公司无影响，油砂管道如合成原油和成本服务不受影响 [53][55] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采取限制商务旅行、取消大型会议、要求非必要员工居家办公等措施应对疫情，确保资产、员工和其他利益相关者安全，未因疫情出现运营中断 [11] - 推迟部分资本项目，减少2020年资本投资计划，以降低杠杆、增强融资地位，剩余项目预计近期贡献增量调整后EBITDA [12] - 实施约1亿美元运营和行政成本节约措施，预计2020年调整后EBITDA仍在先前披露的指导范围内，但接近低端 [20][21] - 公司业务高度签约，2020年90% - 95%的调整后EBITDA由长期收费合同支持，营销与新业务部门直接商品风险有限，已对冲部分价差风险 [14][15] - 公司资产负债表强劲，致力于保护BBB评级，有充足流动性，2020年无进一步到期债务 [16][17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前虽面临挑战，但艾伯塔省已成功平缓新冠疫情曲线，部分经济开始开放，股价和油价已脱离低点，虽复苏之路漫长且崎岖，但正在取得进展 [7] - 公司曾经历2008 - 2009年金融危机和2015 - 2016年能源价格暴跌，凭借财务护栏和果断行动，有能力应对当前风暴，待经济和能源价格恢复正常，将继续为利益相关者创造价值 [22] 其他重要信息 - 公司因当前情况取消原定于6月上旬的年度投资者日活动，将继续评估重新安排的可能性，今日下午将以虚拟会议形式举行年度股东大会 [23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 指导范围的假设中，放缓活动、可能的减产的深度和持续时间，以及哪些水平会使公司低于指导范围下限 - 公司对市场情况进行了全面分析，包括客户逐个分析，这些思考都纳入了指导范围。“大规模停产”是为应对极端情况，并非不支持指导范围。预计第二季度受影响最大，第三、四季度会有所恢复 [28][40][41] 问题2: 与生产商客户的对话中，生产商是否有提出混合延期或变更合同条款等请求 - 公司有收到各种请求，包括转租减少、混合延期、降低费用等，会根据客户信用状况、规模等具体情况考虑，但不会成为整个行业的缓冲器，需保护自身利益 [30] 问题3: 公司此前提及资产出售可能性，对行业并购有何看法，KML收购的整合和协同效应预期进展如何 - KML整合完全按计划进行，协同效应良好，目前正在远程培训美国运营商。公司稳定工作已结束，将展望未来，考虑各种机会 [32][33][34] 问题4: 指导范围中假设的价格疲软持续时间和大规模停产的含义，以及竞争对手提及的加拿大停产情况 - 公司进行了客户逐个分析，考虑了市场情况和客户需求。“大规模停产”是为应对极端情况，并非不支持指导范围。预计第二季度受影响最大，第三、四季度会有所恢复 [38][39][40] 问题5: 基于高度签约资产，对基础EBITDA的预期 - 公司目前约95%为服务收费，受协议保护，在客户信用和流动性良好的情况下，具有较强韧性 [44] 问题6: 关于PDH/PP项目，另一个主要项目寻找合作伙伴，公司是否愿意合作，合作伙伴是否有合同限制 - 公司首要任务是安全推迟项目，保护已投资的数亿美元价值。目前专注于在合适时间重启自身项目，暂不考虑其他合作 [46][47] 问题7: 1亿美元成本节约中，第一季度已体现多少，全年如何分配，是临时还是永久的，是否与先前的协同效应重复 - 1亿美元是全年目标，为永久性节约，不与Kinder Morgan协同效应重复。部分节约在第一季度已体现，主要与薪酬计划有关 [50][51][62] 问题8: 4月营销业务情况，冷凝油业务量是否减少，NGL合同与去年相比有何变化 - 公司实际情况比预期更有利，油砂管道不受影响，营销业务4月与3月相似且有好转迹象，但波动较大，营销业务占比小，价格改善可能带来较大上行空间 [53][55][57] 问题9: 营销业务是否有利用闲置管道进行存储的机会 - 公司团队正在努力探索，如将NGL存储用于原油、利用闲置运营存储等，虽有合同限制，但会关注合同到期后的机会 [59][60][61] 问题10: 假设部分Montney客户使用联邦EDC贷款计划，公司是否有机会从生产商处收购高质量天然气处理基础设施 - 公司有考虑各种可能性，但目前市场估值不确定，需确定合适的收购价格，未来可能有此能力 [66][67] 问题11: 2021年营销业务的价差对冲能否提高，营销团队能否利用丙烷市场季节性套利支持现金流 - 公司有系统的对冲计划，到10月左右2021年将达到50%对冲，2022年约10%。目前丙烷价格低，公司正在增加库存，预计未来有上行空间 [69][70][71] 问题12: 联盟管道的重新签约和巴肯扩张项目的进展，以及何时需要额外运输能力 - 巴肯原油开发放缓影响相关天然气，扩张项目面临挑战，公司计划夏季与官员讨论。重新签约方面，部分合同每年滚动，虽目前对话较少，但长期来看联盟管道有优势 [74][75][76] 问题13: 自更新指导范围以来，哪些因素使公司更乐观，哪些是新增不利因素 - 不利因素主要是营销业务收益持续下降。乐观因素在于公司业务多元化，天然气业务表现良好，合同保护较强，乙烷需求稳定 [80][81][82] 问题14: 在商品和业务量方面，具体关注哪些费用风险，低于指导范围下限的情况，以及商品价格下跌部分是否会转移到2021年 - 低于指导范围下限的情况可能是重大中型客户失败、美国新冠疫情二次爆发等，但可能性较小。若价格持续低迷，会导致更多停产，需关注客户支付能力 [85][86][89] 问题15: 公司的不可抗力索赔活动情况 - 公司未收到任何不可抗力索赔，因为法律团队认为当前协议不满足该条件 [92] 问题16: Ruby所需的支持金额及是否包含在资本支出指导范围内，CKPC的担保情况 - CKPC的担保主要是会计处理，预计金额不变，目前项目推迟。Ruby每季度摊销约1600万美元，为期1年 [93][94] 问题17: 若2021年情况恶化，进一步推迟项目，公司对股息的看法 - 若维持当前EBITDA水平，且有项目投产，股息可能增加；若市场疲软，股息可能持平，但会产生大量自由现金流，可用于增加股息或收购 [96][97] 问题18: 即使低于指导范围下限，是否会对股息和资产负债表产生担忧，公司长期可接受的股息支付率范围 - 公司对股息无担忧，长期股息支付率预计在55% - 65%之间 [100][101][102] 问题19: 与2015 - 2016年相比，此次应对不确定性或衰退的反应更迅速，原因是什么 - 主要原因是安全考虑，避免在疫情初期让大量工人处于危险中；其次是保护资本和考虑客户需求；最后是维持财务护栏和信用评级。公司会保留项目重启能力，避免价值破坏 [104][105][106] 问题20: 对盆地稀释剂存储的看法，Southern Lights和Cochin是否会减少业务量以抵消油砂需求下降，若无存储，客户是否会提出不可抗力索赔 - 公司认为客户不会提出不可抗力索赔。随着油砂产量下降，稀释剂需求减少，但公司系统业务量未受影响，Cochin有轻微减少但仍高于合同水平，合同可提供保障 [109][110]

财务数据和关键指标变化 - 2019年第四季度收益1.45亿美元，与去年同期相比下降61%，主要因对Ruby Pipeline投资进行2.2亿美元一次性非现金税后减值计提 [5] - 第四季度调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为7.87亿美元，与去年同期相比增长10%，得益于新资产投入使用、采用IFRS 16以及原油营销业务利润率提高等因素 [7] - 2019年全年收益15亿美元，比2018年高17%；调整后EBITDA为30.6亿美元，比2018年高8%，略超指导范围上限；调整后每股运营现金流为4.36美元，比2018年高2% [8] - 2019年基于费用的现金流约占全年调整后EBITDA的85%，基于服务费用的派息率为73%，股息完全由非大宗商品业务提供资金 [9] - 年末约79%的信贷敞口与投资级和有担保交易对手有关，保持了强劲的BBB信用评级，按比例合并的债务与调整后EBITDA的年末比率约为四倍 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 管道业务 - 第四季度Alliance管道因芝加哥和艾伯塔省之间价差缩小，近期需求有所下降，但预计夏季和秋季将恢复正常 [42] - 考虑对Alliance管道进行分阶段扩张，与当地生产商进行讨论，并关注北达科他州的天然气燃烧问题，以捕捉相关机会 [43][44] 设施业务 - 传统天然气处理业务（Veresen Midstream除外）高度签约，利用率较高，但约15%的处理业务面临白垩纪储量的挑战 [51] - Veresen Midstream预计2020年EBITDA与2019年基本一致，对该地区的资源和LNG Canada项目的进展感到兴奋 [54] 营销与新业务 - 营销业务受到铁路运输挑战的轻微影响，但凭借铁路车队和物流专业知识，表现优于多数同行 [56] - 继续推进PDH/PP设施项目，已锁定约60%的成本，正在与多方进行商业讨论，以增加服务收费部分 [20][50] 各个市场数据和关键指标变化 - 芝加哥 - AECO天然气差价收窄，对Alliance管道和Aux Sable产生影响 [7] - 丙烷市场需求强劲，公司决定对Prince Rupert丙烷出口终端进行扩建，将产能提高到约4万桶/日 [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 完成42.5亿美元收购Kinder Morgan，整合进展顺利，预计未来五年通过小资本项目实现每年额外1亿美元的调整后EBITDA [14][15] - 有29亿美元的项目正在建设中，包括Peace管道系统的多阶段扩建，旨在实现产品分离，提高运营和资本效率，增强竞争优势 [16][17] - 推进PDH/PP设施项目，锁定部分成本，目标是锁定三分之二的成本 [20][21] - 积极参与LNG业务，推进Jordan Cove项目，同时关注不列颠哥伦比亚省的LNG机会 [23] - 制定碳减排和多元化包容的立场，致力于减少温室气体排放强度，促进多元化和包容性 [24][25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临金融危机、低油价和商品价格波动、监管和政治不确定性以及资本市场不稳定等挑战，公司在过去十年实现了显著增长，未来将继续保持这一趋势 [26][27] - 预计2020年调整后EBITDA约为32.5亿 - 35.5亿美元，中点比2019年增长11% [12] - 认为Ruby Pipeline有机会重新签订合同，尽管目前部分合同到期，但仍有短期和长期的市场需求 [31][32] 其他重要信息 - 2019年超过6亿美元的项目安全成功投入使用，包括Duvernay II、Burstall乙烷储存等 [11] - 预计2020年有12亿美元的额外收费项目投入使用，包括Peace管道系统的第六阶段扩建、Prince Rupert码头的第一阶段等 [11] - 预计2020年资本支出计划为23亿美元，包括合资企业的支出 [13] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: Ruby Pipeline合同到期后的情况及能否满足优先利息 - 部分合同在2021年到期，之后还有一些合同继续执行，认为有机会续签合同，除长期合同外还有短期机会，如在特定事件中Ruby Pipeline能填补市场空缺 [31][32] - 2020年和2021年有足够的基本合同覆盖优先利息，2021年后需要积极重新签约 [34] 问题2: Jordan Cove项目的决策时间和与俄勒冈州的讨论情况 - 正在等待FERC的决定，原预计2月13日，后推迟至20日，又进一步推迟，预计最迟3月20日有决定 [36] - 继续与俄勒冈州的监管机构合作，推进监管程序，提供信息并回答问题 [37] 问题3: Alliance管道的流量驱动因素和未来展望 - 近期因芝加哥和艾伯塔省之间价差缩小，需求有所下降，预计夏季和秋季将恢复正常 [42] - 对Bakken地区采取分阶段扩张的方法，与生产商进行讨论，提供独特的产品，并关注减少天然气燃烧的机会 [43][44] 问题4: BC压裂服务的潜在需求和可行性 - 随着凝析油需求增加，预计加拿大西部需要额外的压裂服务，正在评估项目的位置，权衡Redwater地区的基础设施优势和东北BC靠近西海岸市场的优势 [45][46] 问题5: PDH项目的商业讨论进展 - 继续与多方进行商业讨论，以增加服务收费部分，认为PDH/PP市场未来有价值，但目前尚未新增合同 [50] 问题6: 收集和处理业务的客户活动水平和费率释放请求 - 传统天然气处理业务（Veresen Midstream除外）高度签约，利用率较高，但约15%的处理业务面临白垩纪储量的挑战 [51] - 2019年11月27日，一名客户在管道和分馏业务方面进入CCAA，对第四季度产生了轻微影响，公司正在与该客户合作提供替代安排 [51] 问题7: Veresen Midstream的前景 - 预计2020年EBITDA与2019年基本一致，对该地区的资源和LNG Canada项目的进展感到兴奋 [54] 问题8: 铁路中断对业务的影响 - 营销业务受到铁路运输挑战的轻微影响，但凭借铁路车队和物流专业知识，表现优于多数同行，正在与政府沟通铁路速度问题，目前未发现项目设备交付受到影响 [56][57] 问题9: Ruby Pipeline减值的假设和是否允许其重组 - 减值假设包括一些重新签约，但费率低于现有水平，由于即将进行商业谈判，不透露具体细节 [60] - 目前认为考虑Ruby Pipeline重组还为时过早，该资产有一定的运营空间和短期创收机会，且预计2020年和2021年优先分配不受影响 [62][63] 问题10: 2020年指导的顺风和逆风因素 - 逆风因素包括营销利润率和适度的销量增长；顺风因素包括海洋和储罐业务受到好评，以及Pembina Store的存储和运输服务 [67] 问题11: Alliance管道1亿立方英尺/日扩张的规模和服务时间 - 这是一个压缩项目，考虑到监管和建设过程，预计需要2 - 3年才能投入使用 [72] 问题12: 扩张Alliance管道是否需要扩建Oxable - 小规模扩张（1亿立方英尺/日）可以通过对工厂进行一些小调整来实现，但大规模扩张（2 - 4亿立方英尺/日）需要认真考虑Oxable的扩建问题 [74] 问题13: Prince Rupert码头是否有客户需求运输丁烷 - 目前专注于丙烷扩建，由于该省丙烷供应过剩，但客户希望有更多的丁烷和丙烷运输选择 [75] 问题14: 公司对LNG项目的兴趣和决策因素 - 对Jordan Cove项目感兴趣，认为FERC的批准将为项目带来动力，该项目具有稀缺性和巨大的上行潜力，成本较低 [81] - 正在评估不列颠哥伦比亚省的多个LNG项目地点，考虑因素包括风险、绿色能源接入和原住民支持等，这将是一个长期的过程 [82][83] 问题15: 如何考虑不列颠哥伦比亚省的法律和铁路封锁对发展的影响 - 将这些不确定性纳入投资标准，增加了对政权变化风险的考虑，这可能导致需要更多的投资选择和更高的回报要求 [84][85][87] 问题16: 公司对新天然气基础设施投资的兴趣 - 公司主要是一家烃类液体公司，进入天然气业务是为了获取更多液体以支持核心业务，对天然气基础设施的投资主要是为了支持LNG发展，且采用收费模式，对天然气价格不太敏感 [89] 问题17: 聚丙烯设施的建设预算舒适度 - PDH部分已通过总价合同锁定60%的成本，PP设施的EP合同已启动，团队对确保良好的建设合同有信心，认为PP设施相对简单，预计能按预算完成 [92] 问题18: 综合杠杆率何时回到长期目标以及近期至中期的股权需求 - 预计2020年不会达到杠杆率上限，2021 - 2022年杠杆率可能会略微上升至4.5倍，2023年开始下降，2024年PP/PDH项目上线后将显著下降 [94] - 在基本发展计划中，不预测或预计有股权需求 [95] 问题19: Watson项目的收费或签约策略 - 通过该设施运输客户产品并收取服务费用，采用全成本模式，客户将获得相应回报，公司也有部分自有产品通过该设施运输 [98][99] 问题20: 费用占比的趋势以及与杠杆率的关系 - 2019年费用占比约为85%，在正常营销情况下，考虑Kinder项目全年贡献后，2020年预算预计费用占比约为90% [103] - 如果PDH项目按预期签约，预计费用占比将降至约80%左右 [105] 问题21: Peace管道扩张Phase 10的情况和未来增长潜力 - Phase 10是对之前扩张的优化，目前管道利用率约为70%，签约率较高，仍有增加容量的讨论 [107][108] - Phase 10有30万桶/日的增长空间，此外，走廊内还有一些未充分利用的管道可以考虑替代方案，从长远来看，Montney和Duvernay盆地资源丰富，公司有望受益于未来的增长 [109][110][111]

公司概况 - 彭比纳是北美领先的能源基础设施公司，目标是成为提供连接全球市场的综合基础设施解决方案的领导者[22] 业务基础 - 收购科赫加拿大和科钦美国，预计未来五年调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）增加1亿美元，2020年1月将月股息提高至每股0.21美元[45] - 拥有多种业务资产，总烃运输能力将达约320万桶油当量/天，天然气处理能力达61亿立方英尺/天等[64][67] 财务状况 - 2016 - 2019E调整后EBITDA从11.89亿美元增长至28.35亿美元，调整后EBITDA每股从3.06美元增长至5.61美元[88] - 致力于财务护栏，目标是80%的调整后EBITDA来自收费业务，2019E收费业务贡献约85% [92][93] 新项目发展 - 有超160亿美元潜在资本项目，包括和平管道扩建、杜韦纳开发等[116] - 近期有多个项目投入运营或正在开发，总资本预算分别为7.68亿美元和56亿美元[118] 市场拓展 - 开发鲁珀特王子港LPG出口终端，初始出口能力约2.5万桶/天，2023年上半年扩建后达4万桶/天[147] - 与PIC合资建设PDH/PP项目，净投资27亿美元，预计年调整后EBITDA 2.75 - 3.5亿美元[151] 股东回报 - 2009 - 2019年股息复合年增长率约4.5%，调整后每股现金流复合年增长率约11.5%，总股东回报率超485% [190]

公司概况 - 卡尔加里的Pembina Pipeline Corporation是北美能源行业领先运输和中游服务提供商，运营65年，业务覆盖管道运输、设施服务和营销等领域[5] - 2019年8月21日，公司宣布以约43.5亿美元收购Kinder Morgan Canada Limited和Cochin US，预计2020年第一季度完成交易，完成后将提高普通股股息[7] 财务业绩 - 第三季度营收17亿美元，同比降17%；净营收7.51亿美元，同比升1%；盈利3.7亿美元，同比升11%；经营活动现金流5.35亿美元，同比升11%；资本支出4.21亿美元，同比升45%[9] - 前九个月营收54.76亿美元，同比降3%；净营收22.83亿美元，同比升7%；盈利13.47亿美元，同比升48%；经营活动现金流18.04亿美元，同比升14%；资本支出12.16亿美元，同比升40%[14] 各部门表现 - 管道部门第三季度毛利润3.31亿美元，调整后EBITDA 4.58亿美元；前九个月毛利润10.31亿美元，调整后EBITDA 13.87亿美元，主要因新资产投入使用和运营费用回收增加[22][31] - 设施部门第三季度毛利润1.61亿美元，调整后EBITDA 2.33亿美元；前九个月毛利润4.86亿美元，调整后EBITDA 7.01亿美元，得益于新设施投入和服务需求增长[22][46] - 营销与新业务部门第三季度毛利润1.2亿美元，调整后EBITDA 8300万美元；前九个月毛利润3.13亿美元，调整后EBITDA 3.01亿美元，受商品价格和衍生品影响[22][65] 项目进展 - 管道部门多个和平管道扩建项目正在进行，如Phase VI、VII、VIII等，部分项目预计2019 - 2022年分阶段投入使用[36][37][38] - 设施部门多个项目在建，如Duvernay II、III、Sour Treatment Facilities等，预计2019 - 2020年投入使用，还获批建设Empress Co - generation Facility[51][52][53][58] - 营销与新业务部门PDH/PP Facility预计2023年年中投入使用，Jordan Cove LNG项目监管审批时间不确定[69][70] 流动性与资本资源 - 截至2019年9月30日，公司总债务83.4亿美元，现金和未使用债务融资额度31.4亿美元，预计经营现金流足以满足运营和股息支付需求[72] - 2019年进行多项融资活动，包括发行高级无抵押中期票据、延长信贷额度和偿还贷款等[79][80][83][84] 股息政策 - 2019年5月2日，董事会批准普通股月股息率提高5%，从每股0.19美元增至0.20美元[94] - 公司对部分优先股宣布不赎回，并确定新的股息率，如Series 3、17、5等[96][97][99]