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]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度收益受设施和营销与新业务部门毛利润增加的积极影响，但管道业务毛利润因2018年第三季度递延收入确认较高而有所下降 [9] - 调整后EBITDA为7.36亿美元，与2018年同期持平，主要得益于管道和设施部门新资产投入使用，但受到IFRS 16采用、NGL和原油利润率下降以及一笔500万美元一次性付款的影响 [10][11] - 调整后经营活动现金流为5.3亿美元，与2018年同期持平，主要由于调整非现金项目后经营成果增加，但被当期所得税费用增加、优先股股息支付时间和权益账户及被投资单位分配减少所抵消 [12] - 公司将调整后EBITDA指引范围下限提高1亿美元，修订后的指引范围为29.5亿 - 30.5亿美元；预计2019年当期所得税费用为2.5亿 - 2.7亿美元，较之前指引增加，主要由于当年应纳税所得额增加和前期税收扣除调整 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 管道业务：由于2018年IFRS 15准则实施导致收入确认时间差异，本季度管道业务收入同比减少约2000万美元，但全年来看，由于第四和第五阶段项目投产，传统管道业务收入将增加 [37][38][39] - 设施业务：未提及具体业务数据，但新资产投入使用对调整后EBITDA有积极贡献 [10] - 营销与新业务：NGL和原油利润率因价格环境下降而降低，对调整后EBITDA产生负面影响 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司以43.5亿美元收购Kinder Morgan Canada和美国部分Cochin Pipeline，预计2020年第一季度完成交易，该收购将增强公司与现有业务的整合，延伸价值链，为股东创造长期价值 [15][17] - 批准Peace Phase IX第一阶段扩张项目，包括管道扩容和泵站升级，可释放约10万桶/日的潜在下游产能，并实现产品全分离，提高运营和资本效率，增强公司竞争优势 [17][18] - 批准在阿尔伯塔省Empress建设1.2亿美元的热电联产设施，为提取和分馏设施提供热能和电力，降低运营成本，减少温室气体排放强度 [20] - 继续推进Alliance管道和Aux Sable扩张项目以及东北BC分馏设施项目 [21] - PDH/PP项目正在进行工程、采购和施工投标评估，前期工作正在进行中 [22] - Jordan Cove LNG项目的联邦和州许可程序正在进行中，预计明年2月13日发布最终环境影响声明 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为收购Kinder Morgan Canada将使公司变得更好，而不仅仅是规模扩大 [17] - 随着新资产投入使用和业务扩张，公司对未来发展充满信心，预计将实现长期增长 [15][17] - 公司关注ESG发展，发布了2018年ESG绩效指标，并正在制定新的ESG标准 [25] 其他重要信息 - 公司提醒部分评论可能具有前瞻性，基于当前预期、估计、判断和预测，实际结果可能与预期存在重大差异；部分信息涉及非GAAP指标，详情可查看公司财务报告 [7][8] 总结问答环节所有的提问和回答 问题：Peace Phase IX第二阶段的情况及宣布时间 - 第二阶段下游扩容取决于业务量增长，目前公司将先进行优化项目，挖掘现有资产的更多产能，再考虑下游扩张；具体宣布时间未确定 [29][30][31] 问题：Alliance扩张项目与客户的讨论进展及预计结束时间 - 公司一直在与北部生产区的客户进行讨论，随着年底临近，情况将更加清晰，预计年底或明年年初能获得更具体信息 [33][34] 问题：管道业务量下降的原因及实际业务量是否符合预期 - 业务量下降是由于IFRS 15准则导致收入确认时间差异，全年来看管道业务收入将因第四和第五阶段项目投产而增加；实际业务量按预期增长，合同业务量将在2020 - 2021年继续攀升 [37][38][40] 问题：LPG的主要来源、Edmonton NGL价差改善对业务的影响以及PDH/PP项目对国内价格的预期 - 目前Prince Rupert终端仅专注于出口丙烷；公司会根据市场情况调整经济模型，认为Edmonton地区的B - stock具有优势，支持PDH/PP项目的经济性；国内价格改善符合预期，项目在审批时进行了多情景分析和蒙特卡罗分析，考虑了长期价格因素 [41][44][46] 问题：KML交易中Rofers的情况及对其他资产的收购兴趣 - 由于保密协议，无法透露Rofers的具体情况，希望年底前解决；公司对KML的所有资产都感兴趣，但尚未进行相关讨论 [50][51] 问题：KML资产在芝加哥地区的战略意义 - 公司自收购Veresen并接管Aux Sable运营权后，一直在研究该地区的资产，寻找垂直整合机会 [54] 问题：对Veresen中游合作伙伴关系的预期及资本投入承诺 - 通过Veresen中游与三菱的合作，该地区仍有大量钻探活动，公司未看到相关公告对业务有任何影响；公司在干气方面与LNG Canada Phase one合作良好，业务正常进行 [62][63][64] 问题：Ruby管道的长期前景 - 合同续签将于2021年中至年底开始，公司正在与Kinder Morgan合作，考虑多种情况，包括Oneok管道反转、管道用途转换等；Jordan Cove项目若成功将对Ruby管道有积极影响，目前情况尚不明朗 [66][67] 问题：KML交易时间确定的依据 - 基于与竞争管理局的具体反馈和互动 [72][73] 问题：Empress热电联产设施的经济可行性及对未来电力成本的担忧 - 未来电网成本将上升，该设施不依赖电网，通过回收废热可抵消天然气采购成本，具有良好的经济效益；公司对Redwater热电联产项目的结果满意，认为该项目是一个成功的范例，未来可能有2 - 3个类似项目 [74][75][76] 问题：拥有热电联产设施是否是长期战略，是否考虑变现 - 拥有热电联产设施是公司的业务范畴，目前具有良好的经济效益，是上游垂直整合的一部分；变现是一种选择，但不是优先考虑的事项 [77][78] 问题：除商品价格和设施业务量外，影响指引范围的其他关键驱动因素及变动幅度 - 只有商品价格大幅下跌才会使公司超出指引范围，但公司对NGL业务和存储业务进行了约50%的套期保值，因此需要商品价格大幅下跌才会产生影响 [79] 问题：若热电联产设施连接电网，是否会在未来市场环境波动时向电网出售多余电力 - 公司的主要目的是为设施提供电力和运营支持，而不是成为电力贸易商，不会将其作为电力贸易业务向董事会汇报；公司的业务模式以80%的服务收费为主 [82] 问题：Prince Rupert和Duvernay项目预算差异的驱动因素及其他项目的进展情况 - 公司采用投资组合方法，关注整体预算情况；个别项目的预算差异可能与范围变更、预建、天气等因素有关，未来公司的指引将更具通用性 [84][85] 问题：铁路限产公告对公司业务的影响 - 公司是加拿大主要铁路设施的共同所有者，目前尚不清楚具体影响，但会持续关注；任何额外的重油生产通常会带来凝析油需求，可能会间接带来好处 [86][87] 问题：Alliance现有合同的续签时间及与现有五年协议的关系 - 第一轮合同续签将于10月底进行，公司已与客户进行积极讨论，预计第四季度可提供整体平均条款的最新情况 [90] 问题：KML交易的资金来源和市场选择 - 公司已对约50%的购买价格进行套期保值，并在9月通过债券发行提前筹集了部分资金；目前公司拥有未使用的信贷额度和10亿美元的定期贷款，资金流动性充足；长期来看，公司正在分析美国公共、美国私人和加拿大公共市场的利弊，目前倾向于在美国私人配售市场发行债券 [91][92][93] 问题：热电联产设施的未来发展规划和规模 - 公司可能会在不同地点建设规模约为1亿美元左右的类似设施；热电联产目前不是PDH/PP项目的一部分，但未来可能会纳入 [99][100] 问题：PDH/PP项目在控制建设成本方面的措施 - 公司采用总价合同的EPC承包策略，与承包商合作获取总价投标；同时关注劳动力成本，提前协商劳动力费率，订购长周期设备以降低成本和不确定性 [101][102] 问题：是否会在六周左右提供资本预算更新及是否有新项目 - 公司通常在12月初发布资本预算新闻稿，届时可能会提供业务方向的信息，但不会做出具体承诺 [105] 问题：Watson Island LPG终端的潜在规模和扩张机会 - 客户对从不列颠哥伦比亚省西海岸向拉丁美洲和亚洲市场出口产品的需求很高，公司目前专注于第一阶段项目按时投产和获取所有许可证；随着东北DC地区凝析油和原油产量增加，相关需求将推动终端未来扩张，但公司将与东北DC分馏项目同步评估扩张机会 [108][109][110] 问题：Cochin管道输送凝析油和Peace系统在Edmonton运营的优化机会和效益 - 公司将在交易完成后再讨论相关计划，预计在5月的投资者日详细介绍；通过此次收购，公司预计可实现5000万美元的协同效应，且成本较低，另外还可根据Pembina的平均资本部署指标实现5000万美元的效益 [111][112] 问题：2020年现金税的预期 - 预计2020年当期所得税费用将低于2019年，主要由于某些资产的递延合伙关系时间安排和2020年开始的加速资本成本扣除 [115]

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] 财务业绩 - 二季度营收18.08亿美元，同比增4%；净利润6.64亿美元，同比增170%；调整后EBITDA为7.65亿美元，同比增9%[8] - 上半年营收37.76亿美元，同比增5%；净利润9.77亿美元，同比增70%；调整后EBITDA为15.38亿美元，同比增11%[14] 各部门表现 - 管道部门二季度和上半年调整后EBITDA分别为4.72亿和9.29亿美元，主要因新资产投入使用和收入增加[24] - 设施部门二季度和上半年调整后EBITDA分别为2.36亿和4.68亿美元，得益于新资产和服务收入增长[24] - 营销与新业务部门二季度和上半年调整后EBITDA分别为9700万和2.18亿美元，受商品价格和衍生品影响[24] 项目进展 - 管道部门多个项目按计划推进，如和平管道六至八期扩建等，部分项目预算和进度有差异[41][42][43][44] - 设施部门多个项目已投入使用，如Redwater热电联产等，在建项目包括Duvernay II等，整体预算可控[53][57][59] 财务状况 - 截至6月30日，总债务78.4亿美元，现金和未使用债务融资额度28.48亿美元，满足运营和投资需求[79] - 二季度完成8亿美元高级无抵押中期票据发行，延长25亿美元循环信贷额度到期日至2024年[86][87] 股息政策 - 5月董事会批准普通股股息提高5%，从每股0.19美元增至0.20美元，6月14日起执行[98] - 部分优先股未赎回，确定新的五年期股息率，如Series 3为4.478%[100] 会计政策 - 2019年1月1日起采用IFRS 16租赁准则，对财务报表产生影响，如确认使用权资产和租赁负债[123] - 未采用的修订概念框架将于2020年生效，公司正评估影响[139]

财务数据和关键指标变化 - 2019年第二季度调整后EBITDA为7.65亿美元，较2018年同期增加6500万美元，增幅9% [7] - 2019年第二季度经营活动调整后现金流为5.5亿美元，较2018年同期减少1%，主要因当期税收增加、股权账户和被投资单位分配减少，部分被经营业绩增长和采用IFRS 16抵消 [11] - 基于年初至今的业绩和对今年剩余时间的展望，公司有望实现调整后EBITDA指引范围28.5亿 - 30.5亿美元 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 管道和设施部门 - 因新资产投入使用以及码头和仓储收入增加，该部门季度业绩逐期增长 [7] - 设施部门季度环比产量下降约3%，主要因4月价格极低导致部分产量受限 [39] - 管道方面，Peace管道四期和五期产量持续按预期提升，但本季度受第三方停运影响，常规产量整体被抵消 [41] 油砂业务 - 因资本支出增加，通过资本安排回收的收入增加，影响未来收入的因素取决于实际资本支出 [8] 营销业务 - 受采用IFRS 16、商品相关衍生品实现收益和NGL销量增加影响，但被NGL利润率下降抵消，该季度业绩呈积极态势 [9] - 原油营销业务表现稳定，NGL营销业务第二季度季节性疲软，北美丙烷和丁烷价格市场面临不利因素 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 北美丙烷和丁烷价格市场在第二季度给NGL营销业务带来不利因素 [10] 公司战略和发展方向和行业竞争 战略优先级 - 保护基础业务，包括安全、可靠和具有成本效益的运营，优化现有资产，续签和拓展现有客户关系，如Saturn深冷处理设施的重大期限延长和增加量承诺协议 [14] - 增强业务，管道和设施部门正在建设30亿美元的资本项目，整体按预算推进，团队不断有新业务机会，公司有信心满足客户对综合服务的需求 [15] - 进入全球市场，为客户提供更高的净回报，如Prince Rupert码头预计2020年下半年投入使用，作为出口码头业务的试点项目；PDH/PP项目进入执行阶段；Jordan Cove LNG项目专注于联邦和州许可流程，与潜在客户的商业讨论正在进行 [16][17] 行业竞争 - 公司凭借综合商业模式、长期合同和强大财务状况，在能源市场周期中实现稳定增长，有信心满足客户需求，在行业中占据有利地位 [13][15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对季度安全、运营和财务业绩，重大项目进展以及业务机会的稳定流入感到满意，认为有望实现调整后EBITDA指引范围 [12][19] - 尽管NGL价格在下半年可能较弱，但公司的套期保值计划会部分抵消影响，且第四季度通常有较高的完整性计划，综合考虑后对保持指引范围有信心 [25][26] - 公司预计下半年产量将开始增加，通常第三和第四季度以及第一季度是吞吐量的季节性高峰 [65] 其他重要信息 - 公司即将迎来成立65周年，已从单一管道和30名员工发展到2300名员工，企业总价值约370亿美元 [19] - 接管Aux Sable运营权后，公司对进入美国市场有了更多了解，尽管目前无法谈论协同效应，但业主对此感到兴奋 [42] - Redwater热电联产项目使设施部门电力成本降低，但公司整体电力成本在本季度仍有所上升，公司认为该项目有应用于其他设施的潜力 [70][71] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 除NGL价格外，下半年还有哪些不利因素影响业绩指引？ - 回答: NGL价格下半年稍弱，虽有套期保值计划部分抵消影响，但仍有整体影响；本季度有一次性事件如OBU收入，第二季度规模有所放大，不宜外推；第四季度完整性计划通常较高，综合考虑后公司对保持指引范围有信心 [25][26] 问题2: Alliance和BC分馏项目未来有何进展？ - 回答: Alliance项目与Bakken地区的生产商谈判进展顺利，工程继续推进，预计年底完成Aux Sable成本确定并做出最终投资决策；东北BC分馏项目与多数客户沟通良好，客户看到西海岸LPG出口的好处，但暂无时间细节 [27][28] 问题3: 与生产商客户的讨论情况如何，对未来扩张有何影响？ - 回答: 天然气价格影响生产商利润，但Peace管道系统交易流量仍较大，自2018年第三季度以来已签订20万桶合同，公司对基础项目仍持乐观态度，有信心推进 [33] 问题4: 阿尔伯塔省天然气生产限产对公司运营有何影响？ - 回答: 公司主要是碳氢化合物液体公司，主要天然气资产Alliance净回报良好，不会被限产，目前不太担心 [34] 问题5: Prince Rupert码头预算增加的原因和幅度？ - 回答: 公司将整体告知项目按预算和时间推进情况，不会逐资产披露差异，该资产情况正常，通常是项目常见问题导致差异 [35] 问题6: 设施和管道产量趋势及关键驱动因素，以及2019年剩余时间的展望？ - 回答: 设施部门产量季度环比下降约3%，主要因4月价格极低导致部分产量受限；管道方面，Peace管道产量持续提升，但本季度受第三方停运影响，常规产量整体被抵消 [39][41] 问题7: 接管Aux Sable运营权有何好处，对进入美国市场有何影响？ - 回答: 接管仅15天，目前无法谈论协同效应，但业主对此感到兴奋，公司对进入芝加哥NGL市场有了更多了解 [42] 问题8: PDH项目EPC合同何时锁定，采用何种投标方式？ - 回答: 正在评估EPC投标，计划10月底完成审查和谈判，寻求EPC承包商的总价投标 [46] 问题9: 产品签约情况如何，一次性塑料禁令是否有影响？ - 回答: 公司有信心在2020年达到50%的签约目标，目前正在努力推进；设施使用聚丙烯而非其他塑料，是高需求或可回收塑料，不受一次性塑料禁令影响 [47] 问题10: Jordan Cove项目何时重新申请401许可证，审批需要多长时间？ - 回答: 正在与俄勒冈州监管机构合作，有多种选择，时间框架不同，预计在2020年1月获得FERC批准后获得许可证 [48] 问题11: 原油中游业务能否利用新的丁烷供应协议，下半年利润率是否会提升？ - 回答: 丁烷价格下跌对公司是不利因素，而非有利因素，套利混合带来的好处有限 [50][51] 问题12: [indiscernible]系统较低的照付不议承诺的原因是什么，是否影响其他管道系统？ - 回答: 这是合同阶段的正常变化，主要影响这两个系统 [55][56] 问题13: 丙烷、丁烷和NGL服务的终端收入情况，资产利用率如何，如何提高终端收入或解决分馏瓶颈？ - 回答: 分馏利用率仍然较高，2019年至今铁路运输量比去年增加约60%，主要因2018年下半年完成铁路扩建 [57] 问题14: 管道业务中常规和油砂的递延收入情况如何，未来趋势怎样？ - 回答: 油砂业务的递延收入因一次性事件增加，未来每年约800 - 2000万美元，季度影响较小；常规业务方面，年初至今仍有2300万美元递延照付不议收入，是否在下半年确认取决于生产商产量 [58][61] 问题15: 管道业务产量的拐点何时出现，对设施业务有何影响？ - 回答: 通常下半年产量开始增加，第三和第四季度以及第一季度是吞吐量的季节性高峰；产量增加将带动设施业务，如Duvernay设施将于2019年底投产，但分馏业务是100%照付不议，并非每桶增量都带来额外收入，主要体现在营销业务的可变收入流上 [65][66][67] 问题16: 拥有Redwater热电联产项目一个完整季度后，对电力市场有何更深入了解，如何定位？ - 回答: 设施部门电力成本有所降低，但公司整体电力成本仍上升；公司认为该项目有应用于其他设施的潜力，如Empress和CKPC [70][71] 问题17: NGL销量增长13%，是市场份额增加还是市场增长所致？ - 回答: 由于100%照付不议合同，可能是现有客户更充分利用分馏能力，而非市场份额增加 [74] 问题18: 对于Prince George石化厂项目，公司有何角色？ - 回答: 公司在乙烷供应方面有重要作用，认为自己有能力每天采购多达10万桶乙烷 [76][78] 问题19: Jordan Cove项目的商业需求如何？ - 回答: 与买家的对话仍在进行，买家支持该项目，因为北美西海岸LNG机会较少，且该项目可提供多元化选择，连接有价格优势的原料供应地；此外，一些买家可能有地下储量，该项目可使其实现价值 [79][80][81] 问题20: Jordan Cove项目现金消耗减少，是否影响引入潜在合资伙伴的时间？ - 回答: 目前现金消耗大幅减少，引入合资伙伴的紧迫性降低，但如果有理想伙伴，公司会考虑；获得审批是关键路径 [87][88] 问题21: Jordan Cove项目剩余20%的地役权情况如何，是否需要采取征用程序？ - 回答: 目前地役权完成约82%，希望能达到90%，剩余部分可能需要通过可用程序解决，但预计规模较小，监管机构对进展感到满意 [89] 问题22: 东北BC分馏项目和Prince Rupert码头的卖点是什么？ - 回答: 核心卖点是综合价值链和为客户节省运输成本带来的更高净回报，此外，团队还可将产能转售给下游客户 [92][93] 问题23: 并购市场有哪些感兴趣的项目？ - 回答: 公司接到很多咨询，有能力进行收购，但面临绿地和棕地项目的资本竞争，董事会会议主要讨论资本和人员分配问题，目前不缺交易机会 [95][96]