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

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

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

交易概述 - 交易价值152亿美元，包括承担债务，Inter Pipeline股东每股可换0.5股Pembina股票，Inter Pipeline普通股估值约每股19.45美元[8] - 合并后公司股权结构为Pembina占72%，Inter Pipeline占28%，由Pembina高管团队领导[8] 财务亮点 - 近期年度协同效应1.5 - 2亿美元，HPC投产后，合并公司预计产生11 - 14亿美元调整后经营活动现金流[8] - Pembina月度股息每股增加0.01美元，增幅4.8%[8] 业务能力 - 合并后公司碳氢化合物运输能力从310万桶/日提升至约620万桶/日，天然气处理能力从61亿立方英尺/日提升至约88亿立方英尺/日等[34] - 有超60亿美元的项目机会，包括Tanks & Cogeneration、Cedar LNG等[38] 协同效应 - 第一年协同效应为降低一般、行政和运营成本1 - 1.5亿美元，第二年为商业和产品优化5000万美元，长期协同效应为1.5 - 2亿美元[44] 财务指标 - 维持调整后EBITDA中基于费用的贡献目标为80%，目前为90 - 95%，含HPC后为85 - 90%[50] - 目标基于费用的可分配现金流派息率低于100%，目前为71 - 75%，合并后为72 - 77%[50] 风险提示 - 前瞻性陈述基于假设，存在诸多已知和未知风险，如无法按时获得监管批准、无法实现预期协同效应等[2] 非GAAP指标 - 报告使用了调整后EBITDA等非GAAP指标，需明确界定、限定并与可比GAAP指标进行调节[4]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第一季度调整后EBITDA为8.35亿美元，与上一年同期持平，主要受市场NGL销量增加、NGL和原油销售利润率提高、新资产投入使用、Redwater综合设施供应增加等因素影响，但部分被特定系统和管道的可中断量减少、大宗商品相关衍生品实现损失增加、一般及行政成本和其他费用增加等因素抵消 [21][22] - 第一季度收益为3.2亿美元，与上一年同期持平，受调整后EBITDA积极因素、净融资成本减少、当期税收费用减少等因素积极影响，但被大宗商品相关衍生金融工具未实现损失和Ruby利润份额降低等因素消极影响 [24][25] - 第一季度总销量为350万桶/日，较上一年同期略有下降，主要因2020年上游活动减少导致管道可中断量降低，但被Redwater综合设施供应增加、Alliance管道季节性销量增加和Ruby管道可中断量增加部分抵消 [26] - 排除大宗商品相关衍生品的影响，第一季度营销和新业务调整后EBITDA较2020年第一季度增加1.4亿美元或368%，较2020年第四季度增加9700万美元或120% [23] - 重申2021年调整后EBITDA指引为32 - 34亿美元 [27] 各条业务线数据和关键指标变化 - 营销业务本季度表现强劲，但部分增长被压裂价差对冲和其他大宗商品相关衍生品抵消 [23] - 第一季度管道和设施业务板块EBITDA为8亿美元，若按此年化计算，不考虑营销业务，可达到指引范围下限32亿美元 [65] 各个市场数据和关键指标变化 - 4月实体销量达到疫情前水平，传统管道系统4月实体销量较3月增长2 - 3%，几乎回到2019年底的历史高位，且高于2020年任何一个月的销量 [92] - NGL价格较去年大幅上涨，从去年的0.5美元涨至目前的0.9美元（Belvieu），天然气价格从约2美元涨至2.7美元，NGL价格翻倍，天然气价格上涨50% [109][110] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司认为后疫情经济复苏将推动WCSB地区活动增加，公司有望受益于该地区增长，特别是为东北BC、Montney和阿尔伯塔Duvernay地区不断增长的销量提供服务 [33][34] - 新基础设施建设和阿尔伯塔省政府对石化行业的支持预计将改善加拿大碳氢化合物的相对定价，为公司带来新机会，包括重新启动Peace Pipeline VIII和IX期扩建、Prince Rupert码头扩建以及40亿美元的无担保棕地和绿地项目组合 [35][36] - 公司正在考虑能源转型相关机会，如碳捕获和氢气项目，目前已在Redwater开展碳捕获试点项目，且具备生产氢气的能力 [80] - 公司将继续评估2021年年度投资者日的举办方式，可能选择在秋季以线上或线下形式举办 [37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 大宗商品价格上涨带来了强劲的第一季度业绩，也支持了公司对WCSB地区未来活动的建设性看法，预计生产商将批准新的钻探活动，公司有望从中受益 [33][34] - 公司认为2021年是转折点，预计到2022年将恢复传统增长轨迹 [36] - 尽管第一季度有部分对冲损失，但公司对目前的销量和价格水平感到满意，对未来前景持乐观态度 [47][48] 其他重要信息 - 公司近期进行了高管变动，Paul Murphy和Jason Wiun退休，Janet Loduca晋升为高级副总裁、外部事务主管兼首席法律和可持续发展官，Harry Andersen被任命为高级副总裁兼管道首席运营官 [7][8] - 公司的Prince Rupert码头（PRT）于3月完成干式调试，4月开始向船只装载丙烷，目前已有两艘船只驶往国际市场，并与三井子公司签订了一年协议，后者将购买PRT投产后的大部分货物 [11][12] - 公司签署了一项100兆瓦的长期电力购买协议（PPA），支持阿尔伯塔省130兆瓦Garden Plain风力项目的开发，预计每年可产生约13.5万吨二氧化碳当量的排放抵消，总计约180万吨，公司将首先使用这些抵消来减少自身排放，也可选择出售或储存未来的抵消用于其他用途 [15][16] - 公司通过合资企业Veresen Midstream安全完成了Hythe现有天然气厂的开发启动 [18] - 上周DBRS Limited将公司高级无抵押中期票据评级上调至BBB高，进一步验证了公司资产负债表的实力 [30] 问答环节所有提问和回答 问题: 公司对实体销量改善和客户行为的乐观评论与投资者看到的生产商仍处于维护水平之间的差距，以及扭矩的来源 - 公司在东北BC和Cardium地区看到增长，Redwater的NGL业务销量良好，4月某些地区达到疫情前水平，如Drayton Valley表现强劲，这些都为营销业务提供了支持 [42] 问题: EBITDA指引与新增长的关系，以及扭矩如何影响指引和项目重启 - 设定指引时价格预期与当前不同，目前所有三个销量流同时向好，尽管生产商主要关注债务削减，但已开始悄悄回归钻探，预计今年晚些时候和明年将加速，公司仍有一定产能，对第一季度情况感到兴奋，虽有部分过度对冲，但认为是谨慎之举，且大部分对冲在本季度末结束，对达到疫情前销量和未来前景乐观 [44][46][48] - 公司认为在第一季度预测全年情况不谨慎，目前处于指引范围内且感到舒适，未对冲情况下第一季度表现可使公司进入指引范围上半部分，但仍面临一些不利因素，如外汇和Ruby合同年中到期等，不过4月实体销量强劲和商品曲线走势等因素也带来积极影响，目前过早提供指引 [50][51][52] 问题: 下半年套期保值的锁定情况、敞口与套期保值比例，以及与当前期货曲线的对比 - 套期保值计划主要是非 discretionary计划，涵盖约一半的NGL业务（不包括Aux Sable），本季度起停止非 discretionary部分，因商品价格比去年第四季度预期更强劲 [60] - 基于当前期货曲线，2020年设定的压裂价差套期保值仍在执行且处于亏损状态，今年剩余时间仅压裂价差业务有套期保值，冬季储存和Aux Sable未套期保值，预计NGL业务亏损约2000 - 2500万美元 [61] 问题: 本季度公司费用高于预期，正常运行率应如何考虑 - 第一季度费用受激励措施按市值计价和一次性咨询费用影响，股价每变动1美元约影响100万美元的一般及行政费用，长期来看，公司成本预计约为每季度4000万美元 [62][63][64] 问题: 第一季度情况是否符合预期，后续季度是否有不可重复的收益 - 公司认为年初情况尚早，但预计销量将继续增长，营销业务将继续改善，且能够将一般及行政费用控制在预算水平（全年约3亿美元） [66] 问题: 与TransAlta的风力项目中，自建风力发电与外包的权衡 - 公司将其视为任何其他资本分配决策，目前有一个20兆瓦的小型风力项目，虽有参与该风力农场最多50%的选择权，但目前决定不投入自有资本，因公司电力需求大，可通过战略关系获取风力发电，并保留一定的自供选择 [70][71] 问题: 阿尔伯塔省电价上涨是否能在业务中得到补偿，以及对通胀压力的看法和保护措施 - 公司大部分可变成本能够转嫁，仅提取业务（如跨式工厂）的电力成本无法转嫁，这也是公司在大型工厂建设热电联产设施的原因之一，可降低排放和控制未来电价，使其与天然气价格而非电网价格挂钩 [73] - 公司最大项目如Phase VII的钢材在疫情前购买，成本已锁定，大部分大型项目成本也已锁定在有利水平，劳动力方面，与主要承包商的合同价格走势良好 [74][75] 问题: 能源转型中，公司是否有机会通过收购、剥离或重新利用业务或资产来加速转型 - 公司认为在太阳能和风能领域贡献有限，因此选择与他人合作而非自建，但在碳捕获方面，已在Redwater开展试点项目，且具备生产氢气的能力，公司在从天然气发电到封存的整个过程中都有能力，在二氧化碳运输和注入方面也有优势，且许多优质EOR目标位于公司业务范围内，因此正在关注该领域 [79][80][81] 问题: 随着行业和资产组合变化，套期保值如何演变，是否有机会增加对商品价格的敞口或重新考虑财务护栏和合同水平 - 公司对现有的财务护栏感到满意，认为其在过去发挥了良好作用，尽管第一季度套期保值有损失，但公司以稳定和增长的股息回报投资者，因此将继续坚持 [85][86] - Rupert码头只有四分之一的销量为公司自有，四分之三为生产商通过营销池的销量，因此无需进行大量额外套期保值，该码头为公司提供了除埃德蒙顿、萨尼亚、康威和贝尔维尤之外的新市场，符合公司逐步走向全球的战略 [87][88][89] 问题: 传统管道系统第一季度实体销量情况，以及与4月创纪录销量的对比 - 第一季度实体销量稳步增长，特别是3月接近疫情前水平，4月继续保持强劲，较3月增长2 - 3%，几乎回到2019年底的历史高位，且高于2020年任何一个月的销量 [92] 问题: 管道系统增量销量中，有多少比例流入Redwater并产生进一步的利润 - 对于石油，几乎每桶流入的原油都能实现销售；对于NGL，约四分之一从Redwater后端产出的桶属于公司，以及所有在Empress的压裂价差桶，公司在这些方面完全暴露于市场，目前是有利时机 [94] 问题: 传统管道系统中与客户的讨论情况，以及Phase VIII和IX的重启、东北BC连接器项目备案的影响 - 公司正在推进关键对话，预计今年下半年能够就Phase VIII、IX以及Rupert扩建发表相关评论，目前项目进展顺利 [100] 问题: 行业前景是整体增长还是零和博弈 - 公司有信心在今年下半年宣布这些项目，且项目将有良好的支撑 [101] 问题: NGL的销量和价格与2020年相比的情况 - NGL价格较去年大幅上涨，从去年的0.5美元涨至目前的0.9美元（Belvieu），天然气价格从约2美元涨至2.7美元，NGL价格翻倍，天然气价格上涨50%，公司对目前情况感到满意，预计夏季价格会有所疲软，但第四季度将强劲反弹 [109][110][111] 问题: NGL采购方面，能否获得类似的销量，以及采购成本是否有类似的百分比变化 - 采购成本随价格上涨而增加，但幅度不大，公司对天然气采购情况感到满意 [113] 问题: Phase VIII和IX的进展情况，合同是与新客户还是现有客户的扩展，以及资本预期 - 公司正在进行这些项目的工程设计，正在考虑不同的方案和尺寸，等待确定剩余的锚定租户以驱动物理设计，原客户合同仍然有效，东北BC地区有一些令人兴奋的发展，公司正在努力把握 [116][117][118] - 如果情况顺利，公司可能会有更多的销量和更长的增长跑道，目前认为东北BC地区比首次申请时更具吸引力 [119][121] 问题: 过去六个月加拿大西部的并购活动情况，以及对公司的影响 - 公司在资产收购方面有一定优势，一直关注相关机会，但目前主要关注盈利能力和资本回报率，2020年已从成本结构中削减约1.5亿美元，并努力维持这一水平 [123][124] - 上游并购对公司资产有积极影响，如Arc/Seven G合并后成为投资级企业，更有能力偿还债务，大型生产商倾向于与公司这样可靠的管道运营商合作 [126][127][128] 问题: Ruby管道定期贷款4月偿还情况，以及未来是否需要业主提供额外财务支持 - Ruby管道定期贷款已于4月用Ruby的资金偿还，业主无需提供额外支持 [132] 问题: 如果Line 5关闭，对公司业务的影响及缓解计划，Prince Rupert码头和其他港口选项是否足以缓解风险 - 公司建造的Empress分馏设施不仅用于盈利，还作为对冲措施，若Line 5关闭，公司可通过铁路从该设施运输产品至萨尼亚或其他地方，此外，公司在Corona有大量存储设施，具备铁路和卡车运输能力，该资产在这种情况下将具有很高价值 [133][134] 问题: 与三井协议的风险转移情况，公司在该业务上是否为服务收费或收费型合同安排 - 营销池模式下，公司约四分之一的销量为自有，四分之三为代理客户的销量，客户与公司共享收益，扣除相关成本后，四分之三为服务收费，四分之一为公司自有业务，这种模式具有规模经济优势，能为客户提供优质市场，实现双方共赢 [135][136] 问题: 与三井协议中，整个营销池是否对亚洲市场价差有敞口 - 目前是这种情况，公司交付产品并装载船只，三井负责销售产品，公司为75%的销量覆盖成本，这些产品实际上是在亚洲市场销售 [137] 问题: Phase VIII和IX何时能获得最终投资决策（FID），是在2021年还是2022年 - 这些项目之前已获得过FID，目前主要是根据东北BC地区的快速变化情况确定实际需求和价格，公司需要谨慎决策，预计今年下半年能提供更多信息 [141] - 行业和生产商的需求有所变化，公司正在调整，同时正在进行优化流程，释放了一些产能，如Peace管道通过优化每天可释放数万桶产能，公司希望先利用这些产能，再进行新的资本投入 [142][143][145] 问题: 通过优化流程是否实际上合成了一个阶段，从而延迟了资本需求，但仍能获取销量和现金流 - 正确，公司通过优化管道系统，在不增加资本的情况下创造了部分阶段的产能，例如Phase VII通过优化可实现与原计划几乎相同的产能，从而节省了1.5亿美元的成本，这也有助于降低客户的收费 [149][150] 问题: Prince Rupert码头扩建的可能性，是否有能力处理更大的船只，以及市场需求和定价机会 - 目前市场需求强劲，公司对与三井的合作感到满意，原计划是增加一些球体并升级铁路，将产能从2.5万桶/日提高到4万桶/日，该计划仍然可行 [153] - 虽然目前使用的小型Handysize船只能够进入一些利基市场，如夏威夷、阿拉斯加、南美和墨西哥，但公司也在研究使用更大船只的可能性，不过这需要在岸上进行制冷，资本投入更大，目前正在评估两种方案，预计年中至下半年完成评估 [154][155][156] 问题: 公司在下半年提供更多增长更新的评论，是否意味着目前正在与托运人就增加分馏产能的时间和需求进行实时讨论，以及是否与Peace管道近期合同到期的续约有关 - 公司在价值链的各个环节都在进行实时讨论，包括加工、Peace管道的填充和扩建、联盟建设、分馏等，预计2022年公司资本计划将恢复到每年15 - 20亿美元，同时保持成本稳定 [161][162] 问题: 与TransAlta的PPA协议，从财务角度看，公司是否会增加合同电力组合，还是更倾向于保持开放头寸 - 情况较为复杂，在Empress等公司承担全部电力成本的地方，公司积极寻求签订合同；在成本可转嫁的地方，公司会谨慎为客户争取最佳交易，目前所有交易都是为公司自身进行的，未来会考虑进一步拓展，这不会是公司最后一个PPA协议，公司认为这是能源组合的一部分，并将履行减少各业务排放强度的承诺 [164][165]

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，资本投资计划为7.85亿美元[16] - 拥有管道、设施和营销与新业务三个部门，信用评级为BBB（稳定）[16] 2020年业绩 - 调整后EBITDA为32.81亿美元，达疫情前指引范围的97% [21] - 削减约10亿美元资本支出，实现超1.5亿美元成本节约和效率提升[21] 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[23] - 传统管道业务活动自2020年二季度起稳步改善，当前接近照付不议水平[23] 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% [39] - 2020年在社区直接投资5300万美元，女性占董事会成员的36% [50] 财务状况 - 2021年预计债务/EBITDA为3.8 - 4.0倍，FFO/债务为17 - 19% [58] - 94%的收入基于费用，77%基于照付不议合同，为2020年调整后EBITDA做出贡献[58] 项目进展 - 重启和平管道七期扩建和皇后区热电联产设施项目，暂停石化项目[23] - 2023年上半年将新增11亿美元新项目投入运营[95] 资本分配 - 2021年资本投资计划由运营活动现金流全额资助[23] - 计划回购不超过5%的已发行普通股[23] 业务多元化 - 业务涵盖原油、凝析油、天然气和天然气液体等多个领域[64] - 业务高度多元化，主要由基于费用和高照付不议合同支撑[66] 财务目标 - 维持80%的费用贡献调整后EBITDA目标，目标派息率低于100% [73] - 保持强大的BBB信用评级，目标FFO/债务为18 - 22% [73] 价值主张 - 资产多元化且集成，业务高度签约，现金流稳定[126][128] - 具备运营杠杆，有多个已获担保和延期的增长项目[134][135]

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]