业绩总结 - 2023年第一季度可比EBITDA同比增长16%，达到2,775百万美元[16] - 2023年第一季度净收入同比增长11%[17] - 2023年第一季度净收入为13.13亿美元，较2022年同期的3.58亿美元增长267.3%[33] - 2023年第一季度运营产生的资金为20.14亿美元，较2022年同期的16.67亿美元增长20.5%[35] - 2023年第一季度可比收益为12.33亿美元，较2022年同期的11.03亿美元增长11.8%[33] 用户数据 - 第一季度美国天然气管道的平均吞吐量为28.5 Bcf/d[18] - 第一季度加拿大天然气管道项目投入服务金额为11亿美元，新增市场接入能力为700 mmcf/d[10] - 第一季度液体管道系统的运营可靠性超过95%[19] 未来展望 - 2023年预计将投入服务的项目总额为60亿美元[8] - 预计2023年可比EBITDA将达到94亿至99亿美元[20] - 预计2023年可比EBITDA预计比2022年增长5-7%[8] - 预计2023年资本支出为30亿美元，股息支出为16亿美元[23] - 预计2023年每年股息增长率为3-5%，当前股息收益率为6.7%[26] 资本支出与财务状况 - 2023年资本支出上限为70亿美元，旨在捕捉高价值机会[12] - 公司计划进行超过50亿美元的资产剥离，以加速去杠杆化目标[28] - 加拿大政府10年期债券收益率自2022年底高点回落约85个基点，降低了债务成本[23] - 公司已发行22.5亿加元的中期票据和12.5亿美元的高级票据[23] - 公司在加拿大和美国的商业票据计划得到良好支持，承诺的循环信贷额度约为100亿美元[24] 项目进展 - Coastal GasLink项目预计总成本保持在145亿美元，完成度约为87%[11]

财务数据和关键指标变化 - 2022年可比EBITDA同比增长6%，第四季度可比EBITDA同比增长12%，可比收益增长10% [4][12] - 预计2023年可比EBITDA比2022年高5% - 7%，可比每股收益略高于2022年 [4][13] - 2022年退出时基于标准普尔计算的债务与EBITDA比率约为5.35倍，计划未来12个月降至5倍，最终目标为4.75倍 [28][29] - 2023年第一季度普通股股息为每股0.93美元，相当于每年每股3.72美元，同比增长3.3%，这是连续第23年增加普通股股息 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 液体业务 - 价值依然很高，具有显著的自由现金流生成能力、关键市场之间的直接联系以及额外的走廊内增长机会 [7] - 预计2023年可比EBITDA略低于2022年，展望考虑了里程碑14事件的影响以及Marketlink利润率持续较低的预期 [15] 美国天然气业务 - 2022年12月23日实现了36.6 Bcf的历史交付记录，2022年平均日产量同比增长5% [7] - 2022年约21亿美元的项目投入使用，多数项目与将美国LNG进料气交付份额从25%提高到约30%有关，计划未来5年将市场份额提高到35% [7] 墨西哥业务 - 与CFE的战略联盟解决了仲裁问题，并将多个管道系统整合为一个 [8] - 东南门户管道预计投入使用后将增加总投资资本回报率，目前项目按计划和成本推进 [8] 加拿大业务 - NGTL系统表现出色，平均日交付量比2021年增加6%，达到13.4 Bcf [9] - 2022年32亿美元的产能项目投入使用，NGTL投资基础同比增长12%，预计2023年约30亿美元的额外设施投入使用 [9] 电力和能源解决方案部门 - 2022年可比EBITDA同比增长36%，在多元化能源资产组合中发挥着更大作用 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国市场：约60%的可比EBITDA以美元产生，美元走强对公司主要是顺风因素，2023年美元净收入大部分在130左右进行了对冲，减少了外汇汇率波动对可比每股收益的影响 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 推进超50亿美元的资产剥离计划，为高质量增长机会提供资金，加速去杠杆化 [4] - 2023年团队专注于安全可靠运营、推进重大项目、增强资产负债表和确保运营卓越以提高现有资产回报 [21] - 继续使用资本轮换机制创造长期股东价值 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2022年是创纪录的一年，积极势头将延续到2023年，行业领先的340亿美元有保障资本计划和高质量类公用事业资产组合将继续带来可持续现金流增长 [4] - 尽管面临利率上升和通胀环境，但对2023年的展望有信心，公司大部分资产受费率监管或有长期合同支撑，现金流具有确定性和稳定性 [13] 其他重要信息 - 12月7日，Keystone系统检测到石油泄漏，公司启动应急响应协议，7分钟内关闭管道，大部分系统7天内恢复服务，其余库欣段3周内重启，已回收90%的泄漏量，预计不会对2023年可比EBITDA展望产生重大财务影响 [5][6] - 本月批准了Gillis Access项目14亿立方英尺/日的扩建项目，以进一步连接海恩斯维尔盆地与路易斯安那市场，包括快速扩张的LNG市场 [8] - 修订了沿海天然气管道项目的成本估算，约为145亿美元，项目总体进度已达84%，有望在2023年底实现机械完工 [9] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：资产出售过程中，因沿海天然气管道项目成本增加，内部对潜在出售资产的看法是否改变，市场条件下交易对手的投标活动有无变化 - 公司对实现超50亿美元的资产剥离计划有信心，甚至可能根据有吸引力的估值扩大该计划，近期目标是在未来12个月内实现债务与EBITDA比率达到5倍，目前对话情况表明这些目标可以实现，且出售资产时会保持业务组合的多样性和质量 [23][24] 问题2：沿海天然气管道项目冬季建设情况，关键因素是否会使项目推迟到2024年 - 项目进展顺利，现场生产率高且安全，高度有信心按计划在2023年底实现机械完工，即将向Wilde Lake压缩机站引入天然气，这是项目调试开始的重要里程碑 [25][26] 问题3：预计债务与EBITDA比率在12个月内降至5倍的因素和假设，以及2022年经信用评级调整后的该比率情况 - 2022年底基于标准普尔计算的债务与EBITDA比率约为5.35倍，实现未来12个月降至5倍的假设主要是资产出售，最终目标是降至4.75倍以增强财务实力和灵活性 [28][29] 问题4：资金幻灯片是否考虑了除股息再投资计划（DRIP）之外的股权，何种情况会促使公司延长DRIP或进入外部股权市场 - 2023年公司没有现实的情景会延长DRIP或发行新的普通股，2022年EBITDA增长6%，预计2023年有类似增长，公司股息支付率低，且1100亿美元的资产为实现超50亿美元的资产剥离计划提供了多种选择 [30] 问题5：对沿海天然气管道项目145亿美元成本的信心，以及若项目推迟到明年成本会增加多少 - 公司对在2023年实现机械完工有信心，已将成本和进度风险纳入执行计划，14.5 - 15.7亿美元的成本范围中，15.7亿美元包含了延伸至2024年的成本，目前重点是安全地为客户交付项目 [32][33] 问题6：东南门户管道的产量分配情况，即流向Duska和下游发电的比例 - 目前没有计划向炼油厂输送天然气，几乎所有产量将流向CFE目前正在建设的发电设施 [35] 问题7：沿海天然气管道项目在3月或4月何时能明确是否完成关键路径元素，施工窗口何时重新开放 - 2月和3月有一些冬季施工活动，若未完成可能会推迟到2024年初，但已制定缓解计划，6月或7月能更好地判断是否能在年底前机械完工，部分冬季施工范围即使不能按计划完成，也可在年内恢复 [35][36] 问题8：承包商面临的挑战及公司采取的应急和缓解措施，是否与新承包商达成协议或调整商业安排 - 2023年公司重新调整了与承包商的合作策略，以更好地应对未来风险，确保承包商能够成功完成项目，圣诞节后所有员工返回工作岗位，且有能力吸引更高质量的人才，这是年底前完成项目的积极信号 [37][38] 问题9：关于资金方面，能否分享更多推迟资本支出、推迟项目或减少范围的细节，2023年和2024年及以后的影响分别如何 - 公司将一些项目从2023年推迟到2024年，但不会透露具体项目，优化投资组合时会确保不影响系统的可靠性和完整性，以及满足客户需求，2023年资本支出预计为115 - 120亿美元 [40] 问题10：2023年Keystone管道能否恢复到以前的运行率，6.5亿美元的潜在成本中有多少可以通过保险收回，是否已包含在指引中 - 目前Keystone管道已恢复向所有交付点运营，但在一些额外运营缓解措施下运行，包括压力降低，商业上能够交付所有合同约定的量，但暂时无法运输未承诺或现货量，已记录4.8亿美元的负债作为修复和环境修复的总成本估计，很可能大部分成本可通过保险全额收回 [44][46] 问题11：沿海天然气管道项目冬季施工活动是否是最大的关键路径项目，6月或7月（8月第二季度报告）能否明确时间和成本，夏季和秋季是否还有其他关键路径项目 - 项目已完成84%，目前处于一系列交叉、连接、水压测试等离散工作阶段，每天的工作都很关键，没有一两个关键路径项目会阻碍项目进展，需要全年安全高效地执行计划 [48][49] 问题12：资产出售计划能否在2023年底前使债务与EBITDA比率达到5倍，该计划能否在2026年达到4.75倍目标的同时，管理好期间的指标 - 资产出售计划可以实现这些目标，考虑到EBITDA的增长和资本支出的减少，预计在未来12个月内达到5倍，之后加速降至4.75倍，公司在业务发展和增长战略上会保持资本纪律，必要时通过资本轮换维持资产负债表指标 [50][52] 问题13：如何看待沿海天然气管道项目二期在一期成本超支情况下的经济性，能否通过二期获得更高回报以弥补一期的低回报，使两个项目的综合回报回到目标7% - 9%范围内 - 沿海天然气管道是加拿大的LNG走廊，公司正在与客户评估二期项目，项目经济情况保密，但有机会推进到最终投资决策阶段，使总投资回报更符合预期，此外公司还在支持Haisla牵头的Cedar LNG项目 [56][57] 问题14：资产出售和资本支出作为资金计划的选项，是否会考虑放缓股息增长以加速或管理去杠杆化 - 公司认为不需要改变股息政策，预计股息将继续以3% - 5%的速度增长，这是董事会的决定，但管理层认为在资产剥离计划实施后，没有必要改变长期股息增长范围 [58] 问题15：在资产出售计划推进期间，公司的融资策略是什么，是否会使用银行债务市场作为过渡措施，还是更倾向于利用当前利率曲线发行定期债务 - 公司12月进行了15亿美元的定期贷款，未来会进行正常的再融资，会同时考虑加拿大和美国的债务资本市场，也会结合短期债务，同时会考虑资产出售的现金流入 [59][60] 问题16：混合资本容量接近标准普尔的上限，未来一年左右该容量将如何演变，对进入该市场的能力有何影响 - 混合资本占总资本结构的15%，随着资产负债表的增长，混合资本容量将增加，公司会继续利用该市场进行融资，发行混合证券可获得50%的股权信用，有助于去杠杆化 [61] 问题17：关于NGTL系统，托运人对蓝莓河第一民族协议对其发展计划的影响有何看法，是否需要进行额外的扩建 - 该协议为行业带来了清晰和确定性，有助于该地区的有序和负责任的增长，1月份许可证和许可的批准数量大幅增加，预计将继续推动NGTL系统的增长，公司将继续与客户合作，根据更多细节进行评估 [63][64] 问题18：如何权衡出售核心资产的可能性与维持业务风险状况、不改变投资主张的愿望，除价格外还有哪些因素影响决策，出售核心资产权益需要进行何种程度的评估 - 去杠杆化是首要任务，但同时要保持现金流的高质量和稳定性，公司喜欢资产组合的多样性和构成，1100亿美元的资产为剥离超50亿美元资产提供了多种选择，还会考虑对每股现金流和收益增长的预期影响，以及继续推进减排目标 [65][66] 问题19：沿海天然气管道项目减记后，目前资本结构中发行额外混合证券的空间有多大，扩大资产出售计划是否会限制未来一年左右发行额外混合证券的能力 - 目前混合资本占资本结构的14%，随着资产出售和新资产投入使用，预计混合资本容量将继续增加，每增加10亿美元资产，约有1.5亿美元的额外混合资本容量，公司会继续利用该市场进行融资 [68][69] 问题20：对于BBB +信用评级的负面展望，保护该评级对公司有多重要，即使评级机构的标准发生变化 - 公司重视信用评级，有财务计划确保维持BBB +评级，关键是将债务与EBITDA比率在未来12个月内降至5倍，最终降至4.75倍，通过投资组合管理，公司认为不会改变业务风险状况和价值主张，BBB +评级对公司非常重要 [70][71]

公司人员情况 - 公司拥有超7000名能源问题解决专家[46] 财务数据关键指标变化 - 2022年第四季度营收40.41亿美元，2021年同期为35.84亿美元[52] - 2022年全年净收入6.41亿美元，2021年为18.15亿美元[52] - 2022年第四季度可比EBITDA为26.83亿美元，2021年同期为23.95亿美元[52] - 2022年全年可比收益42.79亿美元，2021年为41.42亿美元[52] - 2022年第四季度运营活动提供的净现金为20.25亿美元，2021年同期为18.01亿美元[52] - 2022年全年资本支出89.61亿美元，2021年为71.34亿美元[52] - 2022年每股股息为3.60美元，2021年为3.48美元[52] - 2022年加权平均基本普通股数量为9.95亿股，2021年为9.73亿股[52] - 2022年第四季度，公司净亏损/归属于普通股股东的收入较2021年同期减少25.65亿美元，即每股减少2.56美元[75] - 2022年全年，公司可比收益为42.79亿美元，较2021年的41.42亿美元增加1.37亿美元[81] - 2022年第四季度，公司可比收益为11.29亿美元，较2021年的10.28亿美元增加1.01亿美元[81] - 2022年全年，公司可比EBITDA为99.01亿美元，较2021年的93.68亿美元增加5.33亿美元[85] - 2022年第四季度，公司可比EBITDA为26.83亿美元，较2021年的23.95亿美元增加2.88亿美元[85] - 2022年第四季度，美元兑加元平均汇率为1.36，2021年同期为1.26；2022年全年为1.30，2021年为1.25[90] - 截至2022年12月31日的三个月，加拿大天然气管道业务可比EBITDA为7.68亿美元，2021年同期为6.74亿美元，增加9400万美元[129][133] - 截至2022年12月31日的三个月，加拿大天然气管道业务折旧和摊销为3.12亿美元，2021年同期为2.85亿美元，增加2700万美元[129][133] - 截至2022年12月31日的三个月，美国天然气管道业务可比EBITDA为8.42亿美元，2021年同期为8.19亿美元，增加2300万美元[136][142] - 截至2022年12月31日的三个月，美国天然气管道业务折旧和摊销为1.71亿美元，2021年同期为1.75亿美元，减少400万美元[136][142] - 截至2022年12月31日的三个月，加拿大天然气管道业务净亏损2.592亿美元，2021年同期盈利3.89亿美元，减少29.81亿美元[129][130] - 截至2022年12月31日的三个月，美国天然气管道业务细分收益为8.82亿加元，2021年同期为8.18亿加元，增加6400万加元[136][141] - 墨西哥天然气管道业务2022年第四季度可比EBITDA增加3400万美元，主要因VdR North和Tula East于2022年第三季度投入商业运营带来更高收入[148] - 墨西哥天然气管道业务2022年第四季度折旧和摊销减少400万美元，因2022年第三季度与CFE签订新TGNH TSA后Tamazunchale会计处理变更[149] - 液体管道业务2022年第四季度可比EBITDA减少1600万美元，主要因Keystone Pipeline System美国墨西哥湾沿岸段费率和运量降低等因素[153][154] - 液体管道业务2022年第四季度折旧和摊销增加500万美元，主要因美元走强[153] - 电力和能源解决方案业务2022年第四季度细分收益增加1.07亿美元，可比EBITDA增加3500万美元，主要因Bruce Power贡献增加等因素[157][159] - Bruce Power 2022年第四季度可比EBITDA和EBIT为1.4亿美元，2022年全年为5.52亿美元，2021年分别为1.06亿美元和3.97亿美元[161] - Bruce Power 2022年第四季度工厂可用性为87%，2021年为89%；2022年全年为86%，与2021年持平[161] - Bruce Power 2022年第四季度计划停运天数为70天，2021年为64天；2022年全年为302天，2021年为321天[161] - Bruce Power 2022年第四季度销售电量为5250 GWh，2021年为5345 GWh；2022年全年为20610 GWh，2021年为20542 GWh[161] - Bruce Power 2022年第四季度每兆瓦时实现电价为92美元，2021年为79美元；2022年全年为89美元，2021年为80美元[161] - 2022年第四季度，计入可比收益的利息费用为7.22亿美元，较2021年同期的6.11亿美元增加1.11亿美元[169][170] - 2022年第四季度，建设期间资金使用津贴为1.15亿美元，较2021年同期的7200万美元增加4300万美元[170] - 2022年第四季度，外汇净收益为1.32亿美元，较2021年同期的2800万美元增加[171] - 2022年第四季度，计入可比收益的外汇损失为4000万美元，2021年同期为外汇收益4400万美元[173] - 2022年第四季度，利息收入及其他为5300万美元，较2021年同期的5900万美元减少600万美元[173] - 2022年第四季度，所得税费用为400万美元，较2021年同期的2.78亿美元减少2.82亿美元[174] - 2022年第四季度，归属于非控股股东的净收入为 - 900万美元，与2021年同期基本持平[177] - 2022年第四季度，优先股股息为2200万美元，较2021年同期的3200万美元减少1000万美元[178] - 2022年第四季度，经营活动提供的净现金为20.25亿美元，较2021年同期的18.01亿美元增加2.24亿美元[179][180] - 2022年第四季度，可比经营活动产生的资金为22.85亿美元，较2021年同期的20.73亿美元增加2.12亿美元[179][183] - 2022年第四季度净亏损14.16亿加元，2021年同期净利润11.58亿加元[188] - 2022年全年经营活动提供的净现金为63.75亿加元，2021年为68.9亿加元[188] - 2022年全年投资活动使用的净现金为70.09亿加元，2021年为77.12亿加元[188] - 2022年全年融资活动提供的净现金为4.87亿加元，2021年使用8800万加元[188] - 截至2022年12月31日，现金及现金等价物为6.2亿加元，2021年末为6.73亿加元[188] - 2022年第四季度，公司总营收40.41亿加元，2021年同期为35.84亿加元[192][196] - 2022年末应收账款为36.24亿加元，较2021年末的30.92亿加元有所增加[191] - 2022年末长期债务为396.45亿加元，2021年末为373.41亿加元[191] - 2022年末普通股为289.95亿加元，2021年末为267.16亿加元[191] - 墨西哥天然气管道业务在2022年第四季度有9200万加元的预期信贷损失准备[194] - 2022年全年公司总收入为149.77亿加元，2021年为133.87亿加元，同比增长11.9%[200][205] - 2022年公司净收入为7.85亿加元，2021年为20.46亿加元，同比下降61.6%[200][205] - 2022年公司可归属于普通股股东的净收入为6.41亿加元，2021年为18.15亿加元，同比下降64.7%[200][205] - 2022年公司权益投资收入为10.54亿加元，2021年为8.98亿加元，同比增长17.4%[200][205] - 2022年公司权益投资减值为30.48亿加元，2021年无此项减值[200] - 2022年墨西哥天然气管道业务包含1.63亿加元的预期信用损失准备[203] - 2022年公司利息费用为25.88亿加元，2021年为23.6亿加元，同比增长9.7%[200][205] - 2022年公司外汇净损失为1.85亿加元，2021年外汇净收益为0.1亿加元[200][205] - 截至2022年12月31日公司总资产为1143.48亿加元，2021年为1042.18亿加元，同比增长9.7%[208] - 2022年公司各业务板块中，美国天然气管道业务收入为60.65亿加元，贡献最大[200] 特定项目确认情况 - 2022年第四季度，公司确认了多项特定项目，包括26亿美元的Coastal GasLink LP股权减值费用、6400万美元的预期信用损失准备等[77] - 2021年第四季度，公司确认了多项特定项目，包括6000万美元的Keystone XL资产减值费用减少、1900万美元的Northern Courier出售收益等[80] 业务线数据关键指标变化 - 2022年，公司美国天然气管道业务的可比EBITDA增加，主要由于交易活动增加、利润率提高等因素[87] - 2022年，公司加拿大天然气管道业务的可比EBITDA增加，主要由于成本增加和费率基础收益提高[87] - 2022年，公司墨西哥天然气管道业务的可比EBITDA增加，主要由于部分管道投入商业运营[87] - 2022年第四季度，美国天然气管道可比EBITDA为8.42亿美元，2021年同期为8.19亿美元；墨西哥天然气管道为1.56亿美元，2021年同期为1.40亿美元；液体管道为2.04亿美元，2021年同期为2.16亿美元[90] - 2022年全年，美国天然气管道可比EBITDA为31.42亿美元，2021年为30.75亿美元；墨西哥天然气管道为6.02亿美元，2021年为6.02亿美元；液体管道为7.54亿美元，2021年为8.84亿美元[90] 公司资本计划与项目情况 - 公司资本计划约有340亿美元的有保障项目，2022年约58亿美元的加拿大、美国和墨西哥天然气管道产能资本项目投入使用，约19亿美元的维护资本支出[95][97] - 截至2022年12月31日，有保障项目预计总成本296亿美元，已发生成本84亿美元，外汇影响预计44亿美元，已发生10亿美元，总计有保障项目成本340亿美元，已发生94亿美元[101] - 公司预计为布鲁斯电力4、5、7和8号机组的主要组件更换计划及2027年后剩余资产管理计划成本，以及增量提效计划支出约48亿美元[114] - 布鲁斯电力项目2030目标是到2033年实现7000兆瓦的站点峰值输出，第一阶段预计增加150兆瓦输出，第二阶段目标增加200兆瓦[115] 公司合作与项目开发情况 - 公司与GreenGasUSA合作开发可再生天然气运输枢纽，目标是在全国建设10个，2022年末签署了第一个枢纽的开发协议[109] - 公司与墨西哥国家电力公司CFE结成战略联盟，加速墨西哥中部和东南部天然气基础设施的开发[112] - 公司已签约约600MW来自风能和太阳能项目的电力[120] 公司项目预期成果 - 安大略抽水蓄能项目预计提供1000兆瓦灵活清洁能源，峡谷溪抽水蓄能项目预计发电容量75兆瓦[116][118] - 阿尔伯塔碳电网（ACG）建成后预计每年可运输和封存超2000万吨二氧化碳[122] - 公司计划评估一个氢气生产中心，预计日产60吨氢气，未来可增至150吨[126] 新闻稿风险提示 - 新闻稿包含前瞻性信息，实际结果可能与预期有重大差异[48] 业务费率相关 - NGTL系统和加拿大干线的批准ROE均为10.1%，基于40%的假定普通股权益[131][132]

财务数据和关键指标变化 - 2022年前三季度可比EBITDA同比增长10%，可比收益同比增长10% [28] - 上调2022年全年可比EBITDA展望，预计比2021年高约4% [9][32] - 预计2021 - 2026年可比EBITDA复合年增长率为6% [33] - 目标到2026年实现债务与EBITDA比率为4.75倍，不依赖资产出售也可实现 [10][33] - 股息预计以3% - 5%的速度增长，目前股息收益率达到6% [37] 各条业务线数据和关键指标变化 美国天然气业务 - 美国天然气业务持续实现创纪录流量，年初至今已投入使用超18亿美元资产，包括Grand Chenier和Louisiana XPress项目，使LNG进料气市场份额从约25%增至30% [13][14] - 批准了Gillis Access项目，预计2024年投入使用后将带来增量EBITDA [13][35] 墨西哥业务 - 与CFE达成战略联盟，共同开发45亿美元的Southeast Gateway管道项目，已取得实质性进展，超70%的项目成本通过固定价格合同锁定 [14][15] 加拿大天然气管道业务 - NGTL系统第三季度表现稳健，系统交付量同比增长4%，年初至今投资基础增长11%，投入使用19亿美元资产 [17] - 11月批准了VNBR项目，预计2026年投入使用，将减少NGTL系统的排放强度 [17][35] 液体业务 - 9月，Keystone系统安全实现日均64万桶的月平均纪录 [19] 电力和能源解决方案业务 - 该业务本季度业绩出色，Bruce Power的高可用性和阿尔伯塔省的峰值定价推动该部门可比EBITDA同比增长41% [20] - 推进了多个可再生和低碳项目，包括10月宣布的81兆瓦Saddlebrook太阳能项目 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国LNG出口约占全球的25%，预计到2030年路易斯安那州将占美国所有出口的60% [80][133] - 公司目前LNG供气流量约为30亿立方英尺/日，市场份额约30%，预计到2025年将增至超60亿立方英尺/日，市场份额达35% [105] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 执行资产剥离计划，预计到2023年剥离资产收益超50亿美元，以加速去杠杆目标、为新项目提供资金并推动长期投资组合迁移 [11] - 优先考虑去杠杆，其次是为增值增长项目提供资金，同时平衡投资组合迁移、温室气体排放影响和公司结构简化等因素 [50][51] - 继续推进可持续发展承诺，目标到2030年将排放强度降低30% [25] - 利用资本循环确保财务实力和灵活性，不依赖额外普通股融资 [37] - 与合作伙伴共同开发低排放项目，如与Nikola和Hyzon合作进行氢气生产 [73] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管市场面临经济逆风，但公司北美能源资产组合具有韧性，服务需求高，运营表现良好 [8] - 公司拥有丰富的机会，行业领先的340亿美元完全获批资本项目将提供长期可持续增长 [9] - 对2022年和2023年的业绩充满信心，有能力实现强劲增长 [32] 其他重要信息 - 公司将在11月29日于多伦多举行线下投资者日活动，形式与往年大致相同 [65] - 公司大部分资产受费率监管或有长期合同支撑，现金流稳定，约85%的债务为固定利率，平均期限约20年，平均税前票面利率为4.8% [28][30] - 恢复股息再投资计划，折扣率为2%，预计持续到2023年6月30日 [36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 资产出售计划的时间安排以及是否会取代股息再投资计划（DRIP） - 公司计划在2023年宣布并完成超50亿美元的资产剥离交易，目前DRIP将按原计划执行，若有机会扩大资产出售计划，可能会提前关闭DRIP [42][43] 问题2: 资产出售计划如何促进投资组合迁移 - 公司会综合考虑去杠杆、估值套利、温室气体排放影响和公司结构简化等因素来决定出售哪些资产以及出售时机 [44][45] 问题3: 资产出售的优先考虑因素以及最重要的每股指标 - 首要目标是加速去杠杆，其次是为增值增长项目提供资金，然后平衡其他优先事项，如投资组合迁移、温室气体排放影响和公司结构简化 [50][51] 问题4: 资产出售计划是否仅适用于2023年 - 这是一项持续的战略，公司将持续寻找机会通过资产出售和再投资创造价值，目标是将去杠杆目标提前约两年 [52][55] 问题5: 资产出售时如何考虑可持续性以及是否有难以减排的资产 - 公司关注范围1和范围2的排放，资产出售将有助于推进碳捕获和氢气生产等项目，为公司增长提供更多空间 [62][63] 问题6: 分析师日的形式和主题是否有变化 - 今年分析师日将于11月29日在多伦多线下举行，形式与往年大致相同，之后将有分组讨论环节 [65][66] 问题7: 如何平衡出售未完成项目和成熟资产的利弊，税收如何影响决策，是否考虑资产互换或合作 - 公司关注税后收益，目标是为股东创造最大价值，目前不考虑为避免资本支出而出售未完成项目，近期也不考虑资产互换，但会在低排放基础设施项目中寻找合作伙伴以管理风险 [70][73][74] 问题8: 地缘政治因素如何影响公司在墨西哥和美国的业务 - 在墨西哥，公司将继续管理其在墨西哥的合并风险敞口至合并投资组合的10%，与CFE的合作进展顺利；在美国，公司将继续关注政策发展，如LNG出口禁令可能会导致美国消费者能源价格上涨 [76][79][80] 问题9: 利率上升是否会提高新项目的内部收益率（IRR） - 随着利率上升，公司会相应调整新项目的门槛利率，同时在去杠杆期间，新项目的门槛利率会更高，因为需要更多股权来维持资产负债表强度 [86][87] 问题10: 北部边境和Bison管道在巴肯地区的扩建进展 - 北部边境管道扩建的基本面依然强劲，非约束性开放季节已结束，正在与客户谈判确定协议，预计2026年初投入使用，目前BTU因素保持在1070 - 1090范围内，无问题 [88][89] 问题11: 目标杠杆率是否合适，评级机构的看法以及如何管理股息增长政策 - 评级机构目标公司的债务与EBITDA比率为5倍，公司认为4.75倍是合适的水平，可提供一定缓冲；公司的强劲表现和投资组合循环支持3% - 5%的股息增长 [96][97] 问题12: 公司EBITDA中有多少成本可以转嫁，包括利息 - 公司约20%的财务费用（约29亿美元）可以通过费率转嫁，85%的债务为固定利率，平均期限20年，平均票面利率4.8%，因此对利率上升有较强的抵御能力 [99][100] 问题13: 请详细介绍Gillis Access项目及其战略意义 - 该项目是一项4亿美元的资本投资，产能为15亿立方英尺/日，预计2024年夏季投入使用，将连接Haynesville的天然气供应，为下游LNG和其他市场服务，有助于公司扩大在路易斯安那州的市场份额 [102][103][105] 问题14: 安大略省大型水电项目的最新进展以及通胀对公司的影响 - 安大略省抽水蓄能项目已提交进入第三阶段评估的申请，预计2023年第一季度得到反馈；通胀对加拿大建筑劳动力成本影响较大，但公司可通过费率转嫁部分成本，预计未来几年对资金成本和自由现金流影响不大 [112][114][116] 问题15: 高债务成本对长期盈利的影响以及如何为大型增长项目融资 - 85%的债务组合平均期限为20年，平均票面利率为4.8%，对利率上升有较强的抵御能力，浮动利率债务对每股收益的影响较小；公司可通过资产出售和现金流为增长项目提供资金 [118][119] 问题16: 此次资产出售与上次相比有何协同效应，买家群体和ESG敏感性有何不同 - 私人市场对高度签约或受监管、现金流稳定的基础设施资产有强烈需求；公司将利用上次资产出售建立的关系，确保公平对待潜在买家，以获得强劲的资产需求 [124][127][128] 问题17: 公司是否有不会出售的“神圣资产” - 公司将在宣布交易时再回应此问题 [129] 问题18: 客户对不同盆地的产能需求情况 - 在LNG市场，东海岸建设终端面临许可挑战，新项目更可能在墨西哥湾沿岸；公司正在与一些对手方初步讨论扩大Columbia Gulf系统，以增加运往墨西哥湾沿岸的天然气量；加拿大天然气业务在蒙特尼盆地的资产受到客户欢迎，液体业务的Keystone系统利用率达到创纪录水平 [132][133][136] 问题19: 资产出售对降低资本成本的影响以及如何从哲学角度看待这一问题 - 降低资本成本可以减少客户的服务成本，使公司在竞争新项目时更具竞争力 [137] 问题20: 政府对低碳项目的支持是否足够，是否会加速业务增长 - 美国的《降低通胀法案》和加拿大的秋季经济声明对低碳能源供应的成本竞争力有积极影响，支持公司在低碳业务的发展，包括抽水蓄能、可再生能源、碳捕获和氢气生产等项目 [141][142][145] 问题21: 阿尔伯塔碳网格项目的下一步时间表 - 公司与合作伙伴Pembina已与阿尔伯塔省政府达成碳封存评估协议，将评估该地区安全储存工业排放碳的可行性，项目开发需要数年时间，目标是在全省建立多个枢纽，最终运输和储存多达2000万吨的碳 [146][147] 问题22: NGTL系统进一步扩建的讨论情况以及未来维护活动的节奏 - NGTL系统需求强劲，今年新增约13亿立方英尺/日的产能，10月接收量创纪录，达到142.5亿立方英尺/日，公司看到了增长机会 [150][151][152] 问题23: Coastal GasLink（CGL）项目的预算是否会进一步增加，是否会影响DRIP关闭时间 - 项目已完成约75%，公司有明确的风险应对计划和资金安排，若成本超过112亿美元，将使用次级贷款协议；目前预计DRIP将按原计划于2023年6月30日关闭，资产出售的时间和金额可能会影响这一决定 [154][157][158]

业绩总结 - TC Energy在2022年第三季度可比EBITDA为24.61亿美元，较2021年的22.38亿美元增长10%[70] - 2022年第三季度净收入为8.41亿美元，较2021年的7.79亿美元增长[60] - 2022年第三季度可比收益为10.68亿美元，较2021年的9.70亿美元增长[70] - 预计2022年可比EBITDA将比2021年高出约4%[35] 用户数据 - 加拿大天然气管道系统的总交付量在2022年第三季度平均为12.4 Bcf/d，同比增长4%[16] - 2022年第三季度，LNG交付量较2021年第三季度增长43%[13] - TC Energy的液体管道系统在基石管道上的平均流量达到约640,000桶/日[20] 资本支出与项目 - TC Energy在2022年已批准价值78亿美元的高质量资本项目[10] - 公司计划在2022-2026年间进行340亿美元的资本支出[41] - 2022年第三季度已将44亿美元的项目投入服务[26] 市场动态 - 美国天然气管道业务在2022年第三季度实现了超过10亿美元的新增长项目批准[13] - 阿尔伯塔电力池价格平均为222美元/MWh，年同比可比EBITDA增长约41%[24] - 2022年第三季度，Bruce Power实现了95%的可用性[25] 财务影响因素 - 利率每变动25个基点将对财务费用产生1500万美元的影响，每股收益影响约0.01美元[36] - 外汇每变动0.01美元将对EBITDA产生4500万美元的影响，每股收益影响约0.02美元[36] 现金流与运营 - 截至2022年9月30日，运营产生的净现金为1,701百万美元，较2021年的1,712百万美元减少67百万美元[73] - 运营产生的资金为1,634百万美元，较2021年的1,485百万美元增加149百万美元[73] - 可比运营产生的资金为1,637百万美元，较2021年的1,556百万美元增加81百万美元[73] 其他信息 - 2022年第四季度每股股息为0.90美元，年化为3.60美元，当前股价隐含约6.0%的股息收益率[48] - Keystone XL保护及其他项目的特定项目收入为4百万美元，较2021年的14百万美元减少10百万美元[73] - 自愿退休计划的相关费用在2021年为71百万美元，2022年未产生费用[73]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度可比收益为10亿美元，即每股1美元，2021年同期为10亿美元，即每股1.06美元；可比EBITDA和可比运营资金分别为24亿美元和16亿美元，2021年同期为22亿美元和18亿美元 [36] - 2022年第二季度普通股净收入为8.89亿美元，即每股0.90美元，2021年同期净收入为9.75亿美元，即每股1美元 [37] - 第二季度来自运营部门的可比EBITDA同比增长5%，达到24亿美元 [38] - 利息支出增加，主要由于长期债务和次级附属票据发行、净到期、美元走强以及短期借款利率上升；可比利息收入和其他收入减少，主要由于第二季度用于管理美元计价收入外汇汇率波动净敞口的衍生品实现亏损 [42] 各条业务线数据和关键指标变化 - 墨西哥天然气管道可比EBITDA增加，主要因偿还比索计价贷款并发行美元计价贷款，降低了利息支出 [38] - 液体管道可比EBITDA减少，因Marketlink合同量降低，但Keystone管道系统长途合同量增加部分抵消了这一影响；液体营销在2022年第二季度实现了更高的利润率 [39] - 电力和存储部门的天然气存储EBITDA增加，因天然气存储团队积极管理天然气头寸，提前销售并锁定了2022年的整体收益，但预计下半年部分收益将被抵消 [40] - 电力和存储业务受Bruce Power积极贡献影响，但因计划停运天数增加导致产量降低部分抵消了积极影响 [41] 各个市场数据和关键指标变化 - 全球LNG需求预计到本十年末将从每天500亿立方英尺增长到约750亿立方英尺，欧洲和亚洲LNG需求预计到2030年将增长超40%，即每天200亿立方英尺 [21][22] - 预计到2030年，北美LNG出口将增长超90%，从每天130亿立方英尺增至250亿立方英尺，美国是全球最大的LNG出口国，占全球市场超1/4且预计未来几年将增加 [23] - 公司13条美国天然气管道流量平均每天254亿立方英尺，比2021年第二季度增长超3%；NGTL系统总系统交付量平均每天128亿立方英尺，比去年同期增长9% [29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续推进LNG项目组合，Grand Chenier XPress于1月投入使用，Louisiana XPress已部分交付并将于年底全面投入使用，Alberta XPress正在建设中，预计年底投入使用，North Baja XPress预计2023年春季上线，East Lateral XPress预计今年夏天获得客户最终投资决定，2024年底投入使用，这些项目新增产能每天33亿立方英尺，公司资本投资超10亿美元 [25] - 公司致力于执行有保障的资本计划，增加现有资产回报，在电力和能源解决方案业务中，已敲定约820兆瓦的合同，包括580兆瓦风能和240兆瓦太阳能，为Keystone美国部分提供电力，使其成为北美首批净零液体管道之一，并为工业和走廊需求提供可再生能源解决方案 [31][32] - 公司继续评估通过RFI流程收到的提案，预计2022年敲定更多合同，今年已将16亿美元资产投入使用，目标是每年批准50亿美元高质量、低风险增长机会 [33] - 公司资金计划谨慎，通过多种方式为资本计划提供资金，包括商业票据、增量债务、混合工具、股息再投资计划、资产出售和Keystone XL项目回收等，以维持财务实力和灵活性 [53] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管市场波动和全球事件不断，但公司价值主张不变，本季度取得重要进展，高质量、长期资产持续带来强劲运营和财务业绩，反映了类公用事业商业模式的优势 [10] - 公司重申2021 - 2026年可比EBITDA增长5%的展望，预计股息每年增长3% - 5%，有信心实现债务与EBITDA比率4.75的目标 [12][45] - 公司认为Coastal GasLink项目经济可行，预计2023年底机械完工，随后进行调试和商业运营，该项目为潜在的Coastal GasLink Phase 2发展奠定基础 [16] - 公司认为能源转型将继续成为增长催化剂，凭借无与伦比的资产足迹，将迎来大量机会，有能力平衡增长、风险和保持资产负债表实力 [128] 其他重要信息 - Coastal GasLink LP与LNG Canada达成修订协议，解决所有未决纠纷，项目资本成本估计增至112亿美元，公司将向Coastal GasLink LP进行19亿美元的股权出资，分阶段支付，不改变35%的所有权 [11][46][47] - 协议支持将现有项目级信贷额度扩大16亿美元至84亿美元，公司在附属贷款协议下的承诺将逐步减少 [50] - 2022年资本支出预计约85亿美元，主要因NGTL系统成本增加和Coastal GasLink股权出资约13亿美元 [51] - 公司预计2022 - 2024年总需求约290亿美元，包括资本支出180亿美元和股息110亿美元，预计内部产生现金流210亿美元，3月发行8亿美元混合工具，剩余约70亿美元资金需求将通过多种方式筹集 [52][53] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请提供Coastal GasLink更新成本的更多背景信息，已锁定多少成本，是否有额外应急措施，成本估计的信心水平如何？ - 项目已完成约70%，所需材料已到场，2个标段已机械完工，所有合同策略已招标，新估计成本112亿美元包含应对剩余潜在风险的应急措施，有信心在2023年底实现机械完工 [61] 问题2: 是否正在与LNG Canada积极讨论Phase 2，何时做出最终投资决定（FID）可最大程度节省成本？ - 正在与LNG Canada积极讨论Phase 2可行性，进行前期工作以确定项目范围和规模，FID时间由客户LNG Canada决定，公司正在支持其评估工作 [62][63] 问题3: 资本支出计划中的180亿美元是否考虑了通胀压力和应急措施，是否有项目可能成本增加或推迟？ - 资本支出已考虑相关因素，主要成本压力来自NGTL系统扩张项目，Bruce Power项目按计划进行，美国资本投资未受通胀影响，预计成本估计不会有重大变化 [65] 问题4: 资产出售在资金计划中的优先级如何，在当前环境下出售资产以减少债务是否有吸引力？ - 资金计划采用综合策略，优先考虑优化资本结构，降低资本成本，最大化股东价值和满足杠杆目标，公司有一些非核心资产可考虑变现 [67][68] 问题5: 更新资金计划时，考虑墨西哥管道开发项目对开启股息再投资计划（DRIP）有何影响？ - DRIP开启主要与NGTL和Coastal GasLink支出增加有关，预计通过DRIP筹集约12.5亿美元普通股权益，以支持资本计划，目前对墨西哥项目暂无评论 [69] 问题6: Coastal GasLink的基础回报较原预期降低多少，Phase 2的成本和回报框架是否已确定，若没有进一步液化扩张，是否有机制提高CGL回报？ - Phase 1未达到初始回报目标，但达成协议使项目处于最佳推进状态，Phase 1和Phase 2回报不相关，Phase 2与LNG Canada的讨论和协议为股东带来有竞争力的回报 [76] 问题7: 为何选择开启DRIP作为最佳资金工具，而非资产变现，若当前市场条件持续，DRIP是否仍是最佳资金来源？ - 考虑到NGTL和Coastal GasLink在2023年的支出增加，开启DRIP 4个季度有助于降低杠杆，DRIP成本低于离散股权，且可按季度调整，未来若资本计划扩张，会考虑变现非核心资产 [79][80] 问题8: 修订后的Coastal GasLink协议有哪些降低风险的具体变化？ - 协议的关键风险缓解措施包括提高透明度和清晰度，加速争端解决机制，确保项目最终交付过程中的适当一致性，使公司、股权合作伙伴和原住民合作伙伴对项目路径更有信心 [83] 问题9: 除已列出项目外，公司如何参与未来行业LNG项目，是否可通过并购或资产收购受益？ - 公司凭借无与伦比的资产足迹，预计每年可产生约10亿美元的新增长产品，LNG是重点领域，主要通过有机增长参与，目前正积极与各方合作，利用自身优势把握LNG增长机会 [86][87][89] 问题10: 关于墨西哥Villa de Reyes项目，完成时间的预期如何，是否会在该项目完成前推进另一个墨西哥项目？ - 公司与CFE有积极建设性关系，在分配增量资本前，需解决剩余合同分歧，Villa de Reyes项目北部和横向段已准备好投入使用，南部段若解决一些问题，预计2023年初投入使用 [91][92] 问题11: 若今年晚些时候或明年初有大型墨西哥管道项目获批，导致资本支出超过每年50亿美元，如何考虑增量投资组合轮换或股权发行的时间？ - 评估资本投资时，公司采用综合策略，优先考虑优化资本结构，降低资本成本，最大化每股收益和现金流，根据具体情况选择合适的资金来源 [93][94] 问题12: 在2026年前5%的EBITDA增长目标中，如何考虑碳成本上升的因素，如何实现长期减排目标？ - 公司在EBITDA增长展望中已考虑碳抵消或缓解成本，减排将成为公司未来增长的驱动力，在不同司法管辖区，部分成本可转嫁，部分需自行缓解 [98][99] 问题13: 如何看待墨西哥市场，是否是实现价值的好时机，有哪些潜在机会？ - 墨西哥政府和CFE认识到天然气传输对降低电力成本和解决社会经济差距的重要性，将与私营部门合作作为实现政策的重要工具，公司在墨西哥资产可输送约15%的天然气，预计进口量将从每天80亿立方英尺增加到120亿立方英尺，有机会扩大Sur De Texas管道、建设骨干系统和参与LNG项目 [101][103][104] 问题14: 管理层是否考虑近期暂停股息增长以支持资产负债表？ - 公司有信心实现5%的EBITDA增长，支持每股收益和现金流增长，维持3% - 5%的股息增长，并将杠杆率降至4.75，因此没有计划放缓股息增长 [107] 问题15: 非核心资产可能有哪些，Coastal GasLink解决纠纷后，原住民对参与项目的兴趣如何？ - 公司未具体指出非核心资产，但表示有一些小型非核心资产可在需要时变现，原住民参与项目的选择权协议条款不受协议影响，参与比例仍为10%，协议为他们提供了清晰的路径 [109][110] 问题16: 是否考虑在未来最终投资决定（FID）的项目中寻求高于7% - 9%的回报率，以匹配不断上升的资金成本？ - 公司机会丰富，注重资本纪律和项目风险回报关系，有信心推进低风险项目，实现7% - 9%的无杠杆税后内部收益率（IRR），在考虑增量资本时，会确保收益回报与资本成本之间有合理差距 [114][115] 问题17: 位于Bakken的潜在Bison项目进展如何，天气干扰是否有影响？ - 该项目非约束性开放季节于5月结束，结果令人满意，公司将在今年下半年将谈判转化为协议，未来将分享更多信息 [118] 问题18: 上季度提到的Marketlink开放季节情况如何，未来前景如何？ - Marketlink和Port Neches lateral开放季节均成功获得合同，公司策略是重新建立短期和长期合同，中期至长期来看，Marketlink资产将恢复良好表现，Port Neches link项目低于预算且提前完成，将增加对Motiva炼油厂的交付 [120][121] 问题19: 考虑到相对充足的资本支出积压和有吸引力的风险调整后回报，如何看待为墨西哥项目引入合作伙伴？ - 公司认为墨西哥EBITDA在合并投资组合中的贡献达到10%左右是合适的近期至中期目标，为实现这一目标，若引入合作伙伴有助于项目推进和提升整体价值，公司会考虑出售少数股权 [124][125] 问题20: 2023年资本计划是否有灵活性，是否会减少对可再生项目的投资或推迟资本支出？ - 推迟资本支出有一定挑战，因为项目从批准到获得监管批准和许可证需要时间，且已与承包商和设备供应商做出承诺，若项目增值，公司更倾向于通过资本轮换和引入合作伙伴来实现长期股东价值，而非推迟近期资本项目 [126]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度可比收益为11亿美元，即每股普通股1.12美元，而2020年为11亿美元，即每股1.16美元；可比EBITDA和可比运营资金分别为24亿美元和19亿美元，2021年同期为25亿美元和20亿美元 [35] - 第一季度归属于普通股的净收入为3.58亿美元，即每股0.36美元，2021年同期净亏损11亿美元，即每股1.11美元 [36] - 第一季度业绩包括与五大湖相关的5.31亿美元（每股0.54美元）税后商誉减值费用，以及与墨西哥上一年度所得税评估原则性和解相关的1.93亿美元（每股0.20美元）所得税费用 [37] - 预计2022年可比EBITDA将略有提高，可比每股收益与去年持平；预计今年资本支出约为70亿美元，高于最初预计的65亿美元 [45] - 2022 - 2024年总资金需求预计约为260亿美元，包括150亿美元资本支出（含维护资本）和110亿美元股息；预计内部产生的现金流为220亿美元，剩余约40亿美元资金需求将通过商业票据、增量债务、混合工具和Keystone XL项目回收资金来满足 [48][49] 各条业务线数据和关键指标变化 加拿大天然气管道业务 - 可比EBITDA下降，主要原因是加拿大干线的流通折旧降低，部分被NGTL系统的流通折旧增加所抵消 [39] 美国天然气管道业务 - 可比EBITDA增加，主要由于自2021年2月1日起，哥伦比亚天然气运输费率提高带来了更高收益 [39] 墨西哥天然气管道业务 - 可比EBITDA下降，主要是由于Sur de Texas的递延所得税费用增加，这是因为墨西哥所得税对美元计价贷款重估产生了外汇收益 [40] 液体管道和电力与存储业务 - 可比EBITDA下降，原因是液体营销活动贡献减少，主要由于利润率降低和天然气存储利差实现减少，反映了本季度的市场波动 [41] 各个市场数据和关键指标变化 - 北美LNG出口今年达到每日137亿立方英尺的峰值，预计到本十年末将增长超过90%，达到每日250亿立方英尺 [11] - 公司通过广泛的管道网络连接了约25%分配给美国LNG出口的供应 [12] - 第一季度美国天然气系统（包括哥伦比亚天然气、PNGTS和GTN）的日平均流量为30亿立方英尺，较2021年增长5%，1月创下近35亿立方英尺的系统单日流量历史纪录 [16] - 艾伯塔省的NGTL系统冬季平均需求达到自2000年以来的最高水平，为每日142亿立方英尺；加拿大干线系统本季度新增了一些合同，长期容量基本售罄 [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司认为能源安全与能源转型的结合是增长的催化剂，公司有能力支持北美LNG出口增长，通过现有管道网络连接供应与LNG出口设施，并评估新的扩张潜力和执行已批准的项目组合 [10][11][12] - 公司正在推进包括Coastal GasLink在内的项目组合，在电力和存储领域增加可再生和低碳能源项目，如布鲁斯电力寿命延长计划；积极开拓氢能经济、可再生天然气等新燃料领域的机会；推进阿尔伯塔碳网格等项目以帮助行业脱碳 [18][20][23][25] - 公司计划在未来几年每年批准约50亿美元的新项目，包括可回收维护资本，预计回报与历史水平一致，并坚持保守的风险偏好 [30] - 公司将继续专注于可持续能源解决方案，通过创新、现代化和维护受监管的天然气管道网络来减少业务排放，同时识别和开发走廊内的轻资本项目，扩大覆盖范围和交付点，提高现有走廊的回报 [27][28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球地缘政治事件凸显了能源安全的重要性，也强调了行业在满足当今能源需求方面的重要作用，公司认为在确保全球能源供应的同时向低碳未来转型是必要的，公司有能力在这一过程中发挥关键作用 [10] - 公司资产在第一季度表现出色，满足了不断增长的能源需求，凸显了资产的重要性和弹性；公司对未来发展充满信心，预计到2026年实现EBITDA增长5%，并继续以3% - 5%的平均年增长率增加普通股股息 [34][51][52] 其他重要信息 - 公司在3月宣布与原住民社区签署期权协议，出售Coastal GasLink管道有限合伙企业10%的股权，以促进与原住民伙伴的长期经济合作和和解 [18][19] - 布鲁斯电力3号机组MCR项目预计2023年第一季度开始，2026年完成，届时每年将为安大略省超过80万户家庭提供无排放、可靠且低成本的能源 [21] - 公司已确定Crossfield存储站点为潜在的氢气枢纽位置，预计该枢纽每天生产60吨氢气，未来产能可增至每天150吨，尼古拉公司将作为该枢纽的主要客户 [23][24] - 阿尔伯塔碳网格项目获得阿尔伯塔省政府批准，进入下一阶段，建成后每年将运输和封存多达2000万吨二氧化碳，约占阿尔伯塔省工业排放量的10% [25][26] 问答环节所有提问和回答 问题1: 公司是否考虑转向支持液体或NGL出口设施，以及需要哪些因素才能直接参与出口？ - 公司近期未考虑作为LNG设施的股权所有者参与下游价值链，认为为LNG设施供应所需天然气有充足的增长机会；FERC最近批准了公司三个与LNG出口相关的项目，总计14亿立方英尺/日的产能和7亿美元的资本投资；公司有能力根据不同LNG设施的扩张情况进一步扩展现有管道系统；在液体方面，公司有战略布局连接加拿大西部沉积盆地至墨西哥湾沿岸，并积极寻求增加出口点和交付点的机会，但目前尚未推进NGL或精炼产品业务的资本投入 [60][61][62][68][69] 问题2: 公司城市石油脱碳倡议除发电外还涉及什么，公司是否会运营相关设施，以及该倡议可能在哪些其他地点实施？ - 公司与欧文石油的合作从电力业务开始，提供可再生能源；公司在北美各地建立了强大的氢能合作机会，这将为与欧文石油的合作创造新机遇；该新兴技术的发展需要时间，公司将系统地进行评估 [72] 问题3: 公司资本支出计划中，有多少百分比的成本通过合同或监管获得回收，特别是NGTL成本增加部分是否都能获得回报？ - 公司主要项目（包括布鲁斯电力、美国天然气管道扩张项目和液体管道项目）均按计划进行且预算可控；NGTL成本增加主要是由于劳动力和材料的通胀压力、监管条件、天气和COVID - 19等因素，公司正在努力降低成本，且与NGTL系统相关的成本可获得全额回报；美国天然气管道增长项目大部分成本可通过合同回收；布鲁斯电力6号机组MCR项目材料和服务成本已固定，3号机组MCR项目材料和服务超过95%已签订合同，通胀影响有限 [74][75][76][77][80][81] 问题4: 关于Coastal GasLink项目，目前处于谈判成本还是回收机制阶段，以及LNG Canada的扩张决策对达成协议的时间有何影响？ - 公司与LNG Canada在项目上保持高度一致，正努力快速解决争端，首要任务是安全交付项目并在LNG设施交付前完成；Phase 2对各方都是一个很好的机会，但最终决策取决于LNG Canada [83][84] 问题5: 公司目前在LNG市场的布局能否维持25%的市场份额，以及已推进项目的资本支出能否作为衡量投资机会的参考？ - 公司不仅有望维持25%的市场份额，还有望在未来两到三年内增加2 - 4亿立方英尺/日的LNG终端产能；已推进项目的资本支出可作为利用现有管道网络进行扩张的参考，但如果是新建从阿巴拉契亚到墨西哥湾沿岸的管道则不适用 [86][87] 问题6: 哥伦比亚管道的循环项目是否需要更多LNG项目才能开始商业协议谈判，还是价格因素起主要作用？ - 以2美元的运输费率为例，在当前市场环境下可能是合理的；公司通常根据长期合同分配资本，与阿巴拉契亚盆地的托运人沟通显示，由于生产商预计未来几年价格将保持强劲，他们愿意考虑新建管道 [88][89] 问题7: 公司获得的美国可再生能源项目承诺是仅用于现有Keystone容量，还是会与其他方分享并赚取利润，公司是否会拥有这些项目的所有权，何时会纳入资本计划？ - 公司的可再生能源项目是为了满足特定泵站的需求以及周边地区的聚合负荷，目标是确保约2吉瓦的可再生资源；公司计划通过自身、第二方和第三方签订70%的资源合同，并为内部客户保留额外容量；公司考虑对适合自身布局和所有权目标的资产进行投资，也欢迎第三方参与；目前处于商业谈判阶段，预计大部分项目将在项目投产时进行资本部署，股权比例在25% - 50%之间，可能在2022年底前纳入资本计划 [91][92][93][94][96][97][98] 问题8: 美国天然气管道业务中“其他资本”类别增加是因为系统去瓶颈期延长、新增项目还是成本增加？ - 这与一项收购有关，公司将花费约8000万美元从第三方收购一条线路，以直接进入肯塔基州北部和俄亥俄州辛辛那提市场，并有可能在未来进行额外的扩展 [100] 问题9: 关于布鲁斯电力的氢能项目，评估的时间框架如何，决策的影响因素有哪些，公司未来是否有机会参与小型模块化反应堆（SMR）项目？ - 布鲁斯电力正在系统地评估包括SMR、氢能等新兴技术在2030年左右为安大略省提供新燃料来源的机会，但目前其主要精力集中在MCR项目和工厂升级上；公司认为SMR在油砂领域有很好的应用前景，通过与布鲁斯电力的合作拥有相关技术专长和商业关系，但获得运营许可证需要较长时间和高昂成本，技术也需要进一步验证，预计2030年代才有机会参与 [103][104][109][110][111][112] 问题10: 公司资本分配策略是否有变化，是否有其他项目类型正在推进，交易对手在风险转移方面的接受程度是否有变化，以及许可环境是否有明显变化？ - 公司战略不变，认为全球事件证实了能源安全与能源转型平衡策略的有效性；公司将约200亿美元的250亿美元资本计划分配给天然气业务，同时看好可再生能源、氢能、CCUS等替代能源；在LNG方面，与政府和相关方关于新基础设施的对话加速，分为短期帮助乌克兰和西欧以及长期减少西欧对俄罗斯能源依赖两个层面；美国FERC的政策调整方向积极，待决证书申请不再适用，已发布相关项目命令，但最终规则仍有待观察；加拿大在监管方面也有积极进展，获得了当地社区和利益相关者的支持 [116][117][118][119][120][121][122][125] 问题11: 为什么要增加Coastal GasLink项目的贷款承诺，是否意味着更高的资本支出？ - 增加次级贷款是为了确保项目有足够的资金，公司有66亿美元的信贷额度，未来计划提高信贷额度并相应降低次级贷款，该贷款为临时性措施 [126][127] 问题12: 请介绍Marketlink开放季节的情况，以及从库欣到休斯顿和阿瑟港市场的未来需求如何？ - Marketlink开放季节于4月8日启动，5月中旬结束，旨在提高系统潜在容量的利用率，使库欣原油能够进入国内市场和阿瑟港、休斯顿地区；公司在开放季节前与客户进行了广泛沟通，对客户反馈感到满意，有信心增加合同承诺；公司还采取了一系列措施来增加MarketLink系统的流量，如管理现货工具、调整休斯顿油罐终端策略、增加分流以及建设Port Neches链接等 [130][131][132][133] 问题13: 能否透露Coastal GasLink项目目前的支出情况，以帮助评估未来资本需求？ - 公司与客户有合同约定，不能披露市场敏感信息；项目完成63%，预计融资和次级贷款的使用与完成进度呈线性关系，待与客户达成友好解决方案后将提供更多细节 [134] 问题14: 加拿大天然气管道业务第一季度可比EBITDA同比下降约4000万美元，是否主要是由于加拿大干线折旧的影响，为什么没有同比增长？ - 部分原因是加拿大干线折旧，但还需考虑季度间的税收折旧和抵消效应；净收入是衡量该业务的更好指标，随着产能和资本投入的增加，净收入将与之密切相关 [136][137] 问题15: 公司在未来两到三年内是否需要可转换证券，其在资金结构中的占比是否较大？ - 公司一直关注次级资本，其通常占资本结构的约15%；随着资产负债表的增长，预计未来两到三年混合工具的容量将增加，以保持杠杆指标并提高每股收益和现金流，混合工具将是重要组成部分，但占比上限为15% [139][140] 问题16: 巴肯地区Bison Express项目的托运人反馈如何，如果项目不建设，未来几年是否会停止接收巴肯天然气？ - Bison Express项目的开放季节还有一周结束，通常在最后一天收到所有投标，目前无法提供商业敏感信息；公司目前每天从巴肯接收约20亿立方英尺的天然气，占北方边境系统供应量的70%，剩余30%的容量将与来自北方的加拿大供应竞争，管道满负荷时将是管道扩张的信号 [144][145] 问题17: 海恩斯维尔地区产量增加，公司是否在评估增加ANR或CGT系统到墨西哥湾沿岸的容量？ - 公司正在关注海恩斯维尔地区的增长机会，该地区与二叠纪盆地在增长潜力和到LNG出口终端的距离上有相似之处，公司有机会通过现有管道系统进行互连，无论是新建还是扩建项目都在考虑范围内 [146][147] 问题18: 第一季度EBITDA受商品相关因素（天然气存储、液体营销和风险管理活动的收益时间）影响，未来这些因素如何发展，是否会趋于正常或缓和？ - 公司的商业营销和交易活动有时会出现财务和实物的不匹配，导致季度末成本和收入确认的时间差异；第一季度原油市场受疫情和俄乌战争影响波动巨大，运输差价收紧、期货市场深度贴水以及风险管理策略的时间因素都对利润率造成了压缩；预计未来业务将更加稳定，因为大部分液体业务有长期合同，管道吞吐量需求稳定；公司对全年的EPS和EBITDA展望保持信心 [150][151][152][153][154][155][158] 问题19: 随着生产商健康状况改善，公司在某些子市场或盆地是否有加速业务量增长的机会，这对回报有何影响，以及公司如何考虑运营杠杆和资本机会的排序？ - 生产商目前仍保持财务纪律，但预计未来钻井活动将在巴肯、二叠纪和阿巴拉契亚盆地增加，对管道出口能力的需求也将增加；公司有能力通过压缩现有项目（如阿巴拉契亚盆地的Buckeye XPress项目）增加产能；加拿大西部沉积盆地业务强劲，预计生产商资本支出将增加约20%，公司将继续保持流量增长；公司通过提高现有资产的资本回报率来实现运营杠杆，如Marketlink和Filadereas项目，通过增加吞吐量来提高现金流；公司还通过增加接收点、交付点、联合关税等方式增加南部系统的流量，并优化Keystone系统的性能；此外，公司将测试市场弹性，减少现有容量的折扣，并通过创新（如人工智能和机器学习工具）提高管道价值 [163][164][165][166][168][169][171][172][173][174][175][176][178][179][180]

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TC Energy Corporation (NYSE:TRP) Q4 2021 Earnings Conference Call February 15, 2022 4:00 PM ET Company Participants David Moneta – Vice President-Investor Relations François Poirier – President and Chief Executive Officer Joel Hunter – Executive Vice President and Chief Financial Officer Stan Chapman – President, U.S. and Mexico Natural Gas Pipelines Bevin Wirzba – Executive Vice President, Strategy and Corporate Development and Group Executive, Canadian Natural Gas and Liquids Pipelines Corey Hessen – Pres ...

整体财务数据关键指标变化 - 2021年第四季度营收35.84亿美元，2020年同期为32.97亿美元；2021年全年营收133.87亿美元，2020年为129.99亿美元[34] - 2021年第四季度归属于普通股股东的净利润为11.18亿美元，2020年同期为11.24亿美元；2021年全年为18.15亿美元，2020年为44.57亿美元[34] - 2021年第四季度可比EBITDA为24.04亿美元，2020年同期为23.23亿美元；2021年全年为93.82亿美元，2020年为93.51亿美元[34] - 2021年第四季度可比收益为10.35亿美元，2020年同期为10.80亿美元；2021年全年为41.53亿美元，2020年为39.45亿美元[34] - 2021年第四季度运营活动提供的净现金为18.01亿美元，2020年同期为19.39亿美元；2021年全年为68.90亿美元，2020年为70.58亿美元[34] - 2021年第四季度可比运营产生的资金为20.73亿美元，2020年同期为20.79亿美元；2021年全年为74.06亿美元，2020年为73.85亿美元[34] - 2021年第四季度资本支出为21.23亿美元，2020年同期为22.31亿美元；2021年全年为71.34亿美元，2020年为89.00亿美元[34] - 2021年第四季度每股股息为0.87美元，2020年同期为0.81美元；2021年全年为3.48美元，2020年为3.24美元[34] - 2021年加权平均基本普通股流通量为9.73亿股，2020年为9.40亿股；期末已发行和流通股2021年为9.81亿股，2020年为9.40亿股[34] - 2021年第四季度归属于普通股股东的净收入为11.18亿美元，较2020年同期减少600万美元，每股净收入为1.14美元，减少0.06美元[54] - 2021年第四季度可比收益为10.35亿美元，较2020年同期减少4500万美元，每股可比收益为1.06美元，减少0.09美元[59] - 2021年全年可比收益为41.53亿美元，2020年为39.45亿美元[59] - 2021年第四季度可比EBITDA为24.04亿美元，较2020年同期增加8100万美元[63] - 2021年全年可比EBITDA为93.82亿美元，2020年为93.51亿美元[63] - 2021年第四季度利息费用中可比收益包含的利息费用增加8100万美元[157] - 2021年第四季度建设期间资金使用津贴减少2300万美元[158] - 2021年第四季度利息及其他收入较2020年同期减少2.86亿美元，可比收益中的利息及其他收入增加1700万美元[159][160] - 2021年第四季度所得税费用较2020年同期增加1.62亿美元，可比收益中的所得税费用增加1.25亿美元[162] - 2021年第四季度归属于非控股股东的净收入较2020年同期减少6100万美元[163] - 2021年第四季度优先股股息较2020年同期减少700万美元[166] - 2021年第四季度经营活动提供的净现金较2020年同期减少1.38亿美元[167][168] - 2021年第四季度可比运营资金较2020年同期减少600万美元[170] - 2021年全年总收入为133.87亿加元，较2020年的129.99亿加元有所增长[173] - 2021年全年净收入为20.46亿加元，较2020年的49.13亿加元有所下降[173] - 2021年全年投资活动使用的净现金为77.12亿加元，较2020年的60.52亿加元有所增加[175] - 2021年全年融资活动使用的净现金为8800万加元，较2020年的8亿加元有所减少[175] - 截至2021年12月31日，公司总资产为1042.18亿加元，较2020年的1003亿加元增长3.91%[178] - 2021年第四季度，公司总营收为35.84亿加元，较2020年同期的32.97亿加元增长8.70%[179][183] - 2021年全年，公司总营收为133.87亿加元[187] - 2021年第四季度，公司净利润为11.58亿加元，较2020年同期的12.32亿加元下降6.01%[179][183] - 2021年全年，公司净利润为20.46亿加元[187] - 截至2021年12月31日，公司流动负债为130.41亿加元，较2020年的119.87亿加元增长8.79%[178] - 截至2021年12月31日，公司长期债务为373.41亿加元，较2020年的349.13亿加元增长6.95%[178] - 2021年12月31日，公司发行并流通的普通股为9.81亿股，2020年为9.4亿股[178] - 2021年第四季度，公司来自权益投资的收入为2.17亿加元，2020年同期为0.85亿加元[179][183] - 2021年全年，公司来自权益投资的收入为8.98亿加元[187] - 2020年12月31日公司总收入为129.99亿加元，其中加拿大天然气管道收入44.69亿加元，美国天然气管道收入50.31亿加元，墨西哥天然气管道收入7.16亿加元，液体管道收入23.71亿加元，电力和存储收入4.12亿加元[191] - 2020年12月31日公司股权投资额收入为10.19亿加元[191] - 2020年12月31日公司净收入为49.13亿加元，归属于控股股东的净收入为46.16亿加元，归属于普通股的净收入为44.57亿加元[191] - 2021年12月31日公司总资产为1042.18亿加元，2020年12月31日为1003亿加元[194] - 2021年12月31日公司资产为44.42亿加元，较2020年的52.1亿加元有所下降[194] 特殊项目收支情况 - 2021年第四季度，公司因Keystone XL管道项目终止，资产减值税后减少6000万美元；出售Northern Courier剩余权益税后收益1900万美元；Keystone XL管道项目资产保存和存储成本税后1000万美元；养老金调整税后收益700万美元；出售安大略天然气发电厂产生额外所得税费用600万美元[56] - 2020年第四季度，公司因出售安大略天然气发电厂产生税后损失8100万美元；所得税估值备抵释放1800万美元；出售某些Columbia Midstream资产获得额外所得税返还1800万美元[60] 各业务线收益及指标变化原因 - 2021年第四季度，美国天然气管道业务收益增加，主要源于运输费率提高、运营成本降低和矿产权利业务改善；电力和存储业务可比EBITDA增加，主要源于加拿大电力交易活动和Bruce Power发电量增加；液体管道业务收益减少，主要源于Keystone管道系统美国墨西哥湾沿岸段运输量下降；加拿大天然气管道业务可比EBITDA减少，主要源于折旧和财务费用降低，但被激励收益和所得税增加部分抵消[67] - 2021年第四季度，所得税费用增加，主要源于外国税率差异降低、墨西哥通胀调整和加拿大受监管管道所得税增加；利息费用增加，主要源于Keystone XL管道项目资本化利息停止；AFUDC减少，主要源于Villa de Reyes项目暂停记录；非控股权益减少，主要源于收购TC PipeLines剩余股份；折旧和摊销减少，主要源于加拿大干线部分路段折旧完毕[68] - 公司部分业务以美元计价，美元兑加元汇率变化影响可比EBITDA和可比收益，但2021年第四季度美元变动对可比收益的净影响不显著[69] 各业务线财务数据关键指标变化 - 2021年美国天然气管道可比EBITDA为30.75亿美元，2020年为27.14亿美元；墨西哥天然气管道2021年为6.02亿美元，2020年为6.66亿美元；美国液体管道2021年为8.84亿美元，2020年为9.55亿美元[71] - 2021年第四季度加拿大天然气管道业务可比EBITDA为6.74亿美元，2020年同期为6.82亿美元，同比减少800万美元[114] - 2021年第四季度加拿大天然气管道业务可比EBIT为3.89亿美元，2020年同期为3.5亿美元，同比增加3900万美元[114] - 2021年第四季度NGTL系统净收入为1.64亿美元，2020年同期为1.46亿美元，同比增加1800万美元[117] - 2021年第四季度加拿大干线净收入为5700万美元，2020年同期为4200万美元，同比增加1500万美元[117] - 2021年第四季度美国天然气管道业务可比EBITDA为8.19亿美元，2020年同期为7.06亿美元，同比增加1.13亿美元[122] - 2021年第四季度美国天然气管道业务可比EBIT为6.44亿美元，2020年同期为5.61亿美元[122] - 2021年第四季度美国天然气管道业务折旧和摊销为1.75亿美元，2020年同期为1.45亿美元，同比增加3000万美元[122] - 2021年第四季度美国天然气管道业务分段收益为8.18亿加元，2020年同期为7.3亿加元，同比增加8800万加元[122] - 墨西哥天然气管道2021年第四季度可比EBITDA减少600万美元，可比EBIT和细分收益减少1400万美元[132][133] - 液体管道2021年第四季度可比EBITDA减少2800万美元，细分收益增加7300万美元[138][141] - 电力与存储2021年第四季度可比EBITDA增加1600万美元，细分收益增加1.48亿美元[145] - 布鲁斯电力2021年第四季度权益收入1.15亿美元，工厂可用性89%，计划停运天数64天，销售电量5345GWh[149] - 企业部门2021年第四季度细分亏损减少1.44亿美元，可比EBITDA和EBIT与同期基本一致[155][156] - 液体管道2021年第四季度折旧和摊销减少300万美元[141] - 墨西哥天然气管道和电力与存储2021年第四季度折旧和摊销与同期一致[134][146] - 2021年第四季度液体管道因出售北方信使剩余15%权益获得1300万美元税前收益[140] - 2021年12月31日加拿大天然气管道资产为252.13亿加元，较2020年的228.52亿加元有所增长[194] - 2021年12月31日美国天然气管道资产为455.02亿加元，较2020年的432.17亿加元有所增长[194] - 2021年12月31日墨西哥天然气管道资产为75.47亿加元，较2020年的72.15亿加元有所增长[194] - 2021年12月31日液体管道资产为149.51亿加元，较2020年的167.44亿加元有所下降[194] - 2021年12月31日电力和存储资产为65.63亿加元，较2020年的50.62亿加元有所增长[194] 公司项目相关情况 - 公司资本计划包含约240亿美元的有保障项目[76] - 截至2021年12月31日的年度，约23亿美元的加拿大和美国天然气管道产能资本项目投入使用，约18亿美元的维护资本支出发生[78] - 有保障项目预计总成本为236亿加元，截至2021年已发生成本76亿加元[82] - 2021年获批的两个交付市场项目VR项目和WR项目，预计成本分别为7亿美元和8亿美元，预计2025年下半年投入使用[87] - 公司预计为布鲁斯电力4、5、7和8号机组的MCR计划成本、2027年后剩余的资产管理计划成本以及增量提效计划支出约48亿美元[94] - 布鲁斯电力Project 2030第一阶段预计增加150兆瓦输出，第二阶段目标增加200兆瓦输出[95] - 安大略抽水蓄能项目预计提供1000兆瓦灵活清洁能源[96] - 萨德布鲁克太阳能和储能项目拟建设的发电设施将产生约81兆瓦电力，电池储能系统将提供高达40兆瓦时储能容量，预计每年减少约11.5万吨温室气体排放[99] - 峡谷溪抽水蓄能项目初始发电容量75兆瓦，未来可扩展至400兆瓦[100] - 公司与Pembina Pipeline Corporation合作开发的Alberta Carbon Grid建成后每年可运输超2000万吨二氧化碳[107] 前瞻性信息提示 - 新闻稿包含前瞻性信息，受重要风险和不确定性影响，实际结果可能与预期有重大差异[31] NGTL系统运营协议 - NGTL系统自2020年1月1日起按2020 - 2024年收入要求协议运营，ROE为10.1%，基于40%的假定普通股权益[117]