业绩总结 - 2023年净收入为2,829百万美元，较2022年的641百万美元大幅增长[84] - 第四季度实现净收入为16.15亿美元，较2022年同期的-14.16亿美元大幅改善[83] - 2023年全年可比EBITDA为109.88亿美元，同比增长10%[83] - 第四季度可比EBITDA为31.07亿美元，同比增长16%[83] - 2023年调整后的可比EBITDA为10,983百万美元，较2022年的9,978百万美元增长10%[108] 现金流与资本支出 - 2023年运营产生的资金为70.61亿美元，较2022年的70.14亿美元略有增加[16] - 2023年净现金流为72.68亿美元，较2022年的63.75亿美元显著增加[16] - 2024年预计资本支出约为9亿美元[1] - 2024年净资本支出预计在80亿至85亿美元之间[68] - 2024年预计将投入约70亿美元的资产投入服务[78] 用户数据与市场表现 - 第四季度美国天然气管道的可比EBITDA同比增长7%[51] - 第四季度加拿大天然气管道的平均交付量为14.5 Bcf/d，与2022年第四季度基本持平[51] - 预计2023-2026年液体管道的可比EBITDA为110亿至115亿美元[17] 未来展望与战略 - 2024年目标实现4.75倍的债务与EBITDA比率上限[5] - 预计2024年可比EBITDA将高于2023年，主要受2023年投入服务项目的全年影响[61] - 2024年战略优先事项包括执行South Bow的分拆[4] - 预计2024年将继续推进约30亿美元的资产处置[44] 股息与收益 - 2024年第一季度宣布的每股股息为0.96美元，预计股息增长率为3-5%[3] - 2023年第四季度每股净收入为1.41美元，较2022年的(1.42)美元显著改善[84] - 2023年全年每股净收入为2.75美元，较2022年的0.64美元大幅增长[84] - 2023年第四季度可比收益为1,403百万美元，较2022年的1,129百万美元增长24%[84] - 2023年全年可比收益为4,652百万美元，较2022年的4,279百万美元增长11%[84] 资产处置与投资 - 2023年成功实现对Columbia Gas和Columbia Gulf 40%少数股权的53亿美元货币化，超出2023年处置目标[44] - 东南门户管道项目预计成本为45亿美元，进度和成本均在跟踪中[47] - 加拿大天然气管道系统投资基数同比增长9%[51]

公司人员规模 - 公司拥有超7000名员工[22] 财务数据关键指标变化 - 2023年全年收入为159.34亿加元，2022年为149.77亿加元；2023年第四季度收入为42.36亿加元，2022年为40.41亿加元[30] - 2023年全年归属于普通股股东的净收入为28.29亿加元，2022年为6.41亿加元；2023年第四季度为14.63亿加元，2022年为亏损14.47亿加元[30] - 2023年全年可比EBITDA为109.88亿加元，2022年为99.01亿加元；2023年第四季度为31.07亿加元，2022年为26.83亿加元[30] - 2023年全年资本支出为122.98亿加元，2022年为89.61亿加元；2023年第四季度为29.85亿加元，2022年为31.39亿加元[30] - 2023年全年处置股权净收益为53.28亿加元[30] - 2023年全年普通股每股股息为3.72加元，2022年为3.60加元；2023年第四季度为0.93加元，2022年为0.90加元[30] - 截至2023年12月31日，调整后债务为560.88亿加元，2022年为541.15亿加元；调整后可比EBITDA为109.83亿加元，2022年为99.78亿加元；调整后债务与调整后可比EBITDA比率为5.1，2022年为5.4[27] - 2023年第四季度，公司总细分收益（亏损）为23.27亿美元，而2022年同期为亏损9.98亿美元[57] - 2023年第四季度净收入（亏损）归属于普通股股东为14.63亿美元，2022年同期为亏损14.47亿美元，同比增加29亿美元[57] - 2023年第四季度，公司有7400万美元所得税回收，与海岸天然气管道有限合伙企业股权估值调整有关[59] - 2022年第四季度，公司有26亿美元税后减值费用，与海岸天然气管道有限合伙企业股权投资有关[63] - 2023年全年可比收益为46.52亿美元，2022年为42.79亿美元[64] - 2023年全年可比每股收益为4.52美元，2022年为4.30美元[64] - 2023年第四季度可比EBITDA为31.07亿美元，2022年同期为26.83亿美元，同比增加4.24亿美元；2023年全年可比EBITDA为109.88亿美元，2022年为99.01亿美元[67][69] - 2023年第四季度可比收益为14.03亿美元，2022年同期为11.29亿美元，同比增加2.74亿美元；2023年全年可比收益为46.52亿美元，2022年为42.79亿美元[67][70] - 2023年公司资本支出约124亿美元，预计2024年总资本支出约85 - 90亿美元，净资本支出约80 - 85亿美元[73] - 2023年约53亿美元项目投入运营，另有约22亿美元用于维护和现代化资本支出[91] - 截至2023年12月31日，公司担保项目预计成本为309亿美元，已发生成本为127亿美元，外汇影响分别为42亿美元和15亿美元[95] - 2023年第四季度和全年，公司可比EBITDA和可比EBIT分别为 - 0.5亿美元和 - 1.4亿美元，2022年同期分别为 - 0.4亿美元和 - 2亿美元；细分收益（亏损）分别为 - 4.2亿美元和 - 11.6亿美元，2022年同期分别为 - 0.4亿美元和0.8亿美元[156] - 2023年第四季度和全年，利息费用分别为8.45亿美元和32.63亿美元，2022年同期分别为7.22亿美元和25.88亿美元；其中第四季度增加1.23亿美元，主要因与Keystone监管决定相关的应计费用[158] - 2023年第四季度和全年，建设期间资金使用津贴分别为1.32亿美元和5.75亿美元，2022年同期分别为1.15亿美元和3.69亿美元；第四季度增加0.17亿美元[159] - 2023年第四季度和全年，外汇净收益分别为8900万美元和3.2亿美元，2022年同期分别为1.32亿美元和 - 1.85亿美元；第四季度可比收益中外汇收益为4000万美元，2022年同期为亏损4000万美元[160] - 2023年第四季度和全年，利息收入及其他分别为1.21亿美元和2.42亿美元，2022年同期分别为0.53亿美元和1.46亿美元；第四季度增加0.68亿美元[162] - 2023年第四季度和全年，所得税（费用）回收分别为 - 2.09亿美元和 - 9.42亿美元，2022年同期分别为0.04亿美元和 - 5.89亿美元；第四季度可比收益中所得税费用增加0.29亿美元[163] - 2023年第四季度和全年，归属于非控股股东的净（收入）亏损分别为 - 1.28亿美元和 - 1.46亿美元，2022年同期分别为 - 0.09亿美元和 - 0.37亿美元；第四季度增加1.19亿美元[166] - 2023年和2022年12月31日止三个月优先股股息分别为2400万美元和2200万美元，全年分别为9300万美元和1.07亿美元[169] - 2023年和2022年12月31日止三个月经营活动提供的净现金分别为18.6亿美元和20.25亿美元，全年分别为72.68亿美元和63.75亿美元[177] - 2023年12月31日止三个月可比运营产生资金较2022年同期增加1.2亿美元[180] - 2023年和2022年12月31日止三个月公司总收入分别为42.36亿加元和40.41亿加元，全年分别为159.34亿加元和149.77亿加元[183] - 2023年和2022年公司净收入分别为30.68亿加元和7.85亿加元[183] - 2023年和2022年基本每股普通股净收入分别为2.75加元和0.64加元[183] - 2023年第四季度净利润为16.15亿加元，而2022年同期净亏损14.16亿加元[185] - 2023年全年净利润为30.68亿加元，2022年为7.85亿加元[185] - 2023年第四季度经营活动提供的净现金为18.6亿加元，2022年为20.25亿加元[185] - 2023年全年经营活动提供的净现金为72.68亿加元，2022年为63.75亿加元[185] - 2023年末现金及现金等价物为36.78亿加元，2022年末为6.2亿加元[185] - 2023年第四季度总营收为42.36亿加元，2022年同期为40.41亿加元[190][194] - 2023年末总资产为1250.34亿加元，2022年末为1143.48亿加元[188] - 2023年末总负债为860.26亿加元，2022年末为802.32亿加元[188] - 2023年末股东权益为390.08亿加元，2022年末为341.16亿加元[188] - 2023年全年总收入为159.34亿加元，2022年为149.77亿加元，同比增长约6.4%[198][202] - 2023年净收入为30.68亿加元，2022年为7.85亿加元，同比增长约290.8%[198][202] - 2023年归属于普通股股东的净收入为28.29亿加元，2022年为6.41亿加元，同比增长约341.3%[198][202] - 2023年股权投资额损失减值为21亿加元，2022年为30.48亿加元，同比减少约31.1%[198][202] - 2023年墨西哥天然气管道业务在ECL准备金方面有8300万加元的回收，2022年有1.63亿加元的费用[198][202][200][205] - 2023年总利息费用为32.63亿加元，2022年为25.88亿加元，同比增长约26.1%[198][202] - 2023年外汇净收益为3.2亿加元，2022年净损失为1.85亿加元[198][202] - 2023年12月31日总资产为1250.34亿加元，2022年为1143.48亿加元，同比增长约9.3%[206] 业务线资本支出情况 - 2023年加拿大天然气管道业务资本支出26亿美元，预计2024年约12亿美元；2023年对Coastal GasLink LP投资30亿美元，预计2024年投资9亿美元[76] - 2023年美国天然气管道资本支出21亿美元，预计2024年约19亿美元，净资本支出约14亿美元[78] - 2023年墨西哥天然气管道资本支出18亿美元，预计2024年约16亿美元[80] - 2023年液体管道资本支出4400万美元，预计2024年约2亿美元[82] - 2023年电力和能源解决方案资本支出9亿美元，预计2024年约9亿美元[86] 业务线项目成本及收益情况 - 加拿大天然气管线方面，NGTL System 2024年预计成本0.7亿美元，已发生0.5亿美元；2026+预计成本0.7亿美元，已发生0.1亿美元；Coastal GasLink 2024年预计成本55亿美元，已发生46亿美元[95] - 美国天然气管线方面，现代化及其他项目2024 - 2026年预计成本17亿美元，已发生9亿美元；交付市场项目2025年预计成本15亿美元，已发生2亿美元[95] - 墨西哥天然气管线方面，Villa de Reyes – 南段2024年预计成本3亿美元，已发生3亿美元；Tula预计成本4亿美元，已发生3亿美元；东南门户2025年预计成本45亿美元，已发生24亿美元[95] - 电力和能源解决方案方面，Bruce Power – Unit 3 MCR 2026年预计成本11亿美元，已发生6亿美元；Unit 4 MCR 2028年预计成本9亿美元，已发生1亿美元；寿命延长项目2024 - 2027年预计成本18亿美元，已发生7亿美元[95] - 公司预计为Bruce Power的5、7和8号机组MCR项目及2027年后剩余资产管理项目成本支出约40亿美元[109] 业务线未来规划 - Bruce Power的Project 2030目标是到2033年实现7000兆瓦的峰值输出，第一阶段预计增加150兆瓦，第二阶段目标增加200兆瓦[110] - 安大略抽水蓄能项目预计提供1000兆瓦的灵活清洁能源，预计本十年后期开工，2030年代初投入使用[111][112] - 峡谷溪抽水蓄能项目预计发电能力75兆瓦，可为艾伯塔省电网提供长达37小时的按需灵活清洁能源和辅助服务[113] 各业务线数据关键指标变化 - 2023年第四季度，加拿大天然气管线部门收益为7亿美元，2022年同期亏损26亿美元，2022年亏损包含30亿美元的减值费用[120] - 2023年第四季度，NGTL系统净利润较2022年同期增加1300万美元，加拿大干线净利润与2022年同期持平[122][123] - 2023年第四季度，加拿大天然气管道可比EBITDA较2022年同期增加2.66亿美元，折旧和摊销增加3000万美元[124] - 2023年第四季度，美国天然气管道可比EBITDA较2022年同期增加5800万美元，折旧和摊销增加500万美元，细分收益增加7300万美元[127][129][132] - 2023年第四季度，墨西哥天然气管道可比EBITDA较2022年同期减少300万美元，细分收益增加5400万美元[135][137][138] - 2023年第四季度，液体管道可比EBITDA较2022年同期增加1500万美元，细分收益减少1300万美元[141][142][143] - 2023年第四季度，电力和能源解决方案可比EBITDA较2022年同期增加6300万美元，细分收益减少3500万美元[146] - 2023年，NGTL系统平均投资基数为190.08亿美元，加拿大干线为37.09亿美元[122] - NGTL系统和加拿大干线获批的ROE均为10.1%，基于40%的视为普通股权益[122][123] - 2023年第四季度，美国天然气管道折旧和摊销增加是由于新项目投入使用[132] - 2023年第四季度，电力和能源解决方案折旧和摊销增加700万美元，主要是由于2023年上半年收购了德州风电场[147] - 2023年第四季度和全年，布鲁斯电力公司收入分别为4.88亿美元和19.41亿美元，2022年同期分别为4.83亿美元和18.48亿美元；可比EBITDA和可比EBIT分别为1.68亿美元和6.8亿美元，2022年同期分别为1.4亿美元和5.52亿美元；工厂可用性分别为85%和92%，2022年同期分别为87%和86%；计划停运天数分别为78天和106天，2022年同期分别为70天和302天；销售电量分别为5147GWh和20447GWh，2022年同期分别为5250GWh和20610GWh；每兆瓦时实现电价分别为93美元和94美元，2022年同期分别为

财务数据和关键指标变化 - 第三季度可比EBITDA同比增长7%，主要驱动因素包括更高的流转成本、加拿大天然气受费率监管管道业务中NGTL费率收入增加、墨西哥天然气管道业务中更多资产投入使用、更高的长途合同量、Keystone管道系统美国墨西哥湾沿岸部分的更高运量以及美元走强的影响 [18] - 预计2023年可比EBITDA将处于较2022年增长5% - 7%展望的上限，可比普通股每股收益预计与2022年基本一致 [18] - 2023年年初至今已将约50亿美元的项目投入使用，2023年总资本支出预计约为120 - 125亿美元，增加主要是因为决定将2024年的资本支出和工作提前到2023年 [19] - 已明确到2024年底实现4.75倍债务与EBITDA比率目标的路径，并将在2024年之后保持该水平 [19] - 10月4日成功完成Columbia Gas和Columbia Golf系统40%少数股权出售，交易现金收益53亿美元，将使2023年末债务与EBITDA指标降低超过0.4倍 [20] - 液体业务年初至今可比EBITDA为11亿美元，较去年同期增长约8% [16] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气管道业务 - NGTL系统持续有强劲的接收量，8月6日达到146亿立方英尺的单日最高纪录；2023年年初至今美国LNG交付量平均为31亿立方英尺/年，较去年第三季度增长约1.5%；7月向发电企业的交付量达到52亿立方英尺的历史新高；GTN系统实现了29.6亿立方英尺的历史交付纪录，GTN Express项目近期获得了FERC批准 [5] - 墨西哥VdR的支线部分已投入商业运营，剩余的南段预计2024年下半年投入使用 [6] 电力和能源解决方案业务 - Bruce Power的6号机组提前且按预算恢复服务，该季度Bruce Power实现了94%的可用性，预计非MCR计划停机机组的年度可用性将保持在90%左右 [6] - 艾伯塔热电联产机组在第三季度实现了约98%的峰值价格可用性，艾伯塔电力价格平均为每兆瓦时152美元 [7] 液体管道业务 - Keystone系统年初至今的运营可靠性接近94% [7] - 截至上周，已完成14号里程碑处的清理工作，并恢复了米尔溪的自然水流，对整个Keystone系统60%的管道进行了内检测，完整性日期计划完成了50%，预计明年第二季度初全部完成 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国墨西哥湾沿岸对加拿大原油有强劲且持续的需求 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司团队在实现2023年优先事项方面取得了显著进展，专注于执行带来了可比EBITDA的同比强劲增长，主要项目按计划或提前完成2023年目标 [3] - 计划剥离液体管道业务成立独立的投资级实体South Bow，以最大化该业务的商业潜力，该业务连接了一些最大且最具弹性的供应、需求和出口市场，提供了从加拿大西部沉积盆地到墨西哥湾沿岸最快、最具成本竞争力的路径 [12][14] - 持续评估约30亿美元的资产出售，2024年后将年度净资本支出限制在60 - 70亿美元，以支持进一步的有机去杠杆化 [4] - 增强资本分配治理流程，确保项目按计划推进，如Southeast Gateway项目预计2025年年中投入使用 [9][10] - 公司采取长期视角，通过最大化天然气和电力业务的协同效应、剥离液体业务释放其全部长期潜力、保持纪律并重新关注保守的风险偏好、恢复资产负债表实力以及谨慎分配资本来平衡股息增长和业务再投资 [24][25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司继续看到对其服务的强劲持续需求，通过安全和运营效率最大化资产价值，预计2023年可比EBITDA将处于增长展望的上限 [4] - 公司低风险的商业模式具有稳定性，债务到期情况可控，89%的长期债务组合为固定利率债务，平均到期期限为18年，加权平均税前票面利率略高于5%，这在很大程度上使公司免受利率变化的影响 [22] - 基于低风险商业模式和2024年后每年60 - 70亿美元的净资本支出，预计公司业务将与3% - 5%的股息增长率同步增长，对股息的可持续性充满信心 [23] 其他重要信息 - 公司董事会主席Siim Vanaselja将在2024年年度股东大会卸任主席，但继续担任董事，John Lowe被指定为下一任董事会主席 [10] - 公司已完成Coastal GasLink的机械完工，这是加拿大70年来第一条通往西海岸的管道，下一步将引入天然气、进行项目调试和土地复垦工作，项目仍在约145亿美元的成本预算内 [8][9] - Southeast Gateway项目的陆上部分25公里土地已全部收购，三个登陆点的建设按计划进行，预计今年年底开始690公里的海上管道安装 [9] - 公司实施了聚焦项目，旨在实现7.5亿美元的运营协同效应，到2025年底实现，预计50%的节省来自资本减少，40%来自运维成本减少，10%来自收入增加，2023年有望实现1.3亿美元的当年节省，相当于年度约1.85亿美元 [47][48][49] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何管理墨西哥业务的风险敞口以及资产出售计划 - 公司承诺在2024年完成额外30亿美元的资产剥离，可能包括美国的一些离散资产出售，也会考虑在加拿大和墨西哥进行合资交易，会与投资者就墨西哥项目进行沟通，平衡估值和建设进度，目标是降低墨西哥业务在整体中的占比，还会考虑项目融资等工具 [26][27] 问题2: 剩余资产出售在当前环境下的经济考量 - 市场上资产交易的风险概况和预期回报范围较广，公司认为较小的资产包会吸引更多竞争，且公司可供出售的资产风险低、高度签约、无商品量或价格风险，会被纳入资产估值考量，公司计划较为保守 [29][30] 问题3: 资本支出受限后公司的投资回报率目标是否有变化 - 公司批准项目的内部收益率呈上升趋势，2019年批准项目的内部收益率在7% - 8%，2022年在9% - 10%，目前仍处于该范围，会根据不同业务的投资组合比例进行调整 [31] 问题4: Columbia Gas 2025年的下一次费率调整情况 - 目前新费率在2025年4月前有暂停生效期，2026年4月1日有新费率生效的回调期，公司会在这些范围内提交下一次费率调整申请，目标是平衡资本回收、获得合理回报和保持与客户的竞争力，每次费率调整可将当前债务成本纳入费率，以减轻利率风险 [34][35] 问题5: Coastal GasLink提前机械完工的商业影响及第二阶段的情况 - 公司对提前完成机械完工感到自豪，正在与承包商进行商业对话以有效完成合同，明年还有约100多公里的复垦工作，目前正在向系统引入天然气，为LNG Canada的需求做好准备；第二阶段正在进行早期开发，包括评估不同的电气化选项、与当地社区和原住民伙伴进行合作，原计划年底的最终投资决策可能会推迟到第一季度，最终投资决策取决于公司能否获得项目融资 [39][40] 问题6: 2024年资本支出的增长预期 - 建议等待11月28日的投资者日获取2024年资本支出的详细展望，2024年后公司将坚持资本纪律，保持每年60 - 70亿美元的资本支出，公司的计划和资本项目能使债务与EBITDA比率在年底降至4.75以下并保持 [42][43] 问题7: 公司组织架构重组和协同效应的进展 - 公司的组织架构重组和聚焦项目已进入实施阶段，通过简化运营管理系统、整合三个天然气业务等措施，已确定到2025年底实现7.5亿美元的运营协同效应，2023年有望实现1.3亿美元的当年节省，相当于年度约1.85亿美元 [46][47][49] 问题8: NGTL系统的收费结算和投资回报率情况 - NGTL系统的收费结算将于2024年12月31日结束，与客户的讨论已开始，目标是在2024年年中确定下一个结算方案，公司不仅关注投资回报率，还会优化资本的回报和使用效率，通过聚焦项目等措施尽量减少收费增加，有信心与客户达成双赢，但具体细节可能要到第一季度和第二季度才能分享 [51] 问题9: 天然气系统未来的项目和资本支出情况 - 公司未来将专注于每年60 - 70亿美元的净资本支出，目标是在本十年末之前，不仅要控制在预算范围内，还要避免同时进行多个大型项目，会优先执行更多有机的、在管道走廊内的小型项目，以及少数大型项目 [54][55][56] 问题10: 资本支出调整和外汇影响对评级机构的影响 - 公司每季度都会与四大评级机构沟通并提供最新情况，评级机构关注到2024年底公司将杠杆指标降至4.75的计划，尽管今年资本成本略有上升，但EBITDA也有较强增长，公司有计划实现目标，评级机构对公司今年的成就感到满意，预计不会有评级机构行动 [57][58][59] 问题11: 资产出售计划是否会超过30亿美元以及未来的资产出售逻辑 - 2024年公司将专注于完成30亿美元的资产出售，通过多笔交易实现，未来公司会持续评估资产，有机会时会选择性地进行资产出售和资本循环，以创造股东价值 [63][64] 问题12: 分析师日的关键更新内容 - 建议等待分析师日获取更多信息，公司未来的目标是避免意外，专注于资产负债表完整性、运营卓越和项目执行卓越，2024年的优先事项也将围绕这些方面 [65] 问题13: 与SI - LSM的LNG合作伙伴在Prince Rupert Gas Transmission项目上的合作情况以及公司的项目承接意愿 - 公司有该项目的许可路径，应SI - LSM集团的要求保留许可，这对公司的原住民伙伴、客户和NGTL系统都有价值，但公司会坚持每年60 - 70亿美元的资本支出限制，若项目无法纳入投资组合，将不会分配资本 [67] 问题14: 混合证券在公司融资计划中的情况 - 近期公司没有发行混合证券的计划，目前接近资本结构15%的上限，2024年后随着资产负债表的增长，可能有发行混合证券的空间，但2024年的4.75目标计划中不考虑额外的混合证券，会与液体业务团队（即South Bow）合作，考虑其资本结构中是否有需求，目前混合证券的定价约为8%多，比十年期高级无担保债券高约200个基点 [69] 问题15: Coastal GasLink项目对NGTL系统未来机会的影响 - 过去几年NGTL系统进行了大量建设，今年也将增加约13亿立方英尺的输送量，未来支出将趋于正常化，公司将通过聚焦项目和优化现有资产来挖掘额外产能，有能力应对未来的扩张 [72][73] 问题16: 是否有推动NGTL系统团队股权以获取更多现金和去杠杆的想法 - 公司与客户的谈判处于初期阶段，目前无法提供相关讨论的进展情况，后续会向股东和其他利益相关者提供信息 [74] 问题17: Coastal GasLink项目在LNG Canada上线前的盈利预期 - LNG项目调试和投入使用需要时间，公司已按时完成项目，需等待LNG Canada的进展，预计明年大部分时间处于调试阶段；公司目前拥有Coastal GasLink 35%的股权，若原住民行使10%的选择权，股权将降至25%，该项目过去两年的减值约为50亿美元，未来投资的增量股权收入不会很显著，关键是按修订后的预算安全按时完成项目 [77][78] 问题18: South Bow与评级机构关于投资级评级的沟通情况以及液体公司分拆后的资本储备情况 - 自7月底向评级机构提交资本结构并获得投资级指示性评级以来，情况没有变化，预计在冬末春初再次与评级机构沟通，以确定South Bow的最终评级，South Bow无论如何都将获得投资级评级；South Bow的价值主张包括通过可持续股息实现两位数的股东总回报，股息增长2% - 3%来自现有系统的运营和商业卓越以及围绕管道走廊的低资本投资机会，同时会保留去杠杆的能力以维持强大的资产负债表 [80][81][82] 问题19: Bruce Power 6号机组提前上线对MCR计划和未来建设的启示 - 6号机组提前且按预算恢复服务增强了公司对其余机组MCR项目执行的信心，这些项目的工作范围基本相同；关于Bruce Power未来的新建项目，目前仍处于早期阶段，公司支持Bruce Power进行初步调查，且安大略省有很强的政策支持，公司将与政府密切合作探索可能性 [86][87] 问题20: 安大略抽水蓄能项目的最终投资决策时间和监管更新情况 - 该项目的开发正在继续，安大略省有很强的政策支持，预计将采用受费率监管的商业模式，若继续推进，最终投资决策可能不会早于2025年，重大资本支出将在更晚时间 [90]

财务数据和关键指标变化 - 二季度可比EBITDA同比增长4%，六个月基础上增长10% [20] - 2023年可比EBITDA预计比2022年高5% - 7%，可比普通股每股收益预计与2022年基本一致 [22] - 2022可比EBITDA预计到2026年以7%的复合年增长率增长，剥离交易完成后，预计96%的调整后EBITDA将受费率监管或有长期合同保障 [9] - 液体管道业务2022可比EBITDA为14亿美元，预计到2026年以2% - 3%的复合年增长率增长 [16] - 出售哥伦比亚管道系统40%股权获52亿美元现金收益，预计使债务与EBITDA比率降低约0.45倍，未来18个月计划进行约30亿美元的资本轮换 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 液体管道业务 - 运营4900公里（超3000英里）原油基础设施，自成立以来，Keystone系统已输送超39亿桶原油，运输西部加拿大沉积盆地16%的原油出口 [14] - 二季度可比EBITDA为3.63亿美元，同比增长6%，美国墨西哥湾沿岸产能需求强劲，市场相关吞吐量增加超15万桶/日，上半年Keystone系统运营可靠性约为95% [19] - 可比EBITDA约88%有合同保障，加权平均合同期限约为八年，交易对手96%为投资级 [15] 电力和能源解决方案业务 - Bruce Power可用性达94%，热电联产船队可用性达93% [20] 加拿大天然气管道业务 - NGTL系统4月21日单日接收量创146亿立方英尺的新高，同日美国天然气LNG进料气交付量创38亿立方英尺的纪录，占当前美国LNG出口量的30%以上 [21] 墨西哥业务 - Villa de Reyes管道支线已实现机械完工，预计2023年第三季度投入商业运营 [21] - 东南门户项目按计划推进，已开始在韦拉克鲁斯和塔巴斯科进行陆上安装和设施建设，预计年底开始海上管道安装 [22] 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 - 公司长期战略聚焦释放有序增长、保持财务实力、安全高效运营，本周宣布的举措均符合这一愿景 [4] - 分离为两家公司，各自拥有强大资产负债表和独立货币，可追求更多增长机会，液体管道业务分拆后可充分利用增长机会，新TC能源将利用天然气、电力和能源解决方案业务的互补协同效应 [6][7] - 公司向更受监管的商业模式转型，电力和能源解决方案业务预计到2030年超75%的可比EBITDA来自核能和调峰资源，可能受费率监管支持 [8] - 推进加拿大和美国的CCS项目，如阿尔伯塔碳电网和北达科他州的Tundra项目 [8] - 优化资本配置流程，平衡各业务间的互利关系，公司价值主张和低风险偏好不变，业务越来越倾向于公用事业 [8] - 液体管道业务具有无与伦比的商业架构，合同期限长、成本低、运输时间短，能为客户提供高质量原油，与同行相比具有竞争优势 [9] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 能源基本面驱动公司战略和决策，各种能源形式都将满足需求，公司在多个能源基础设施平台具有先发优势，带来增长机会和卓越回报 [5] - 全球事件提醒需平衡能源可靠性、可承受性和可持续性，长期基本面变化为液体业务创造了大量机会 [6] - 公司运营结果表明，脱碳和对可再生能源的依赖增加需要更多调峰资源，天然气将在未来几十年发挥关键作用，如欧洲LNG出口增长 [7] - 公司有信心实现去杠杆目标，保持4.75倍的债务与EBITDA目标比率，预计2024年液体业务分拆后，通过资产投入使用和债务偿还，进一步增强可比EBITDA [24][25] - 公司将继续提供3% - 5%的可持续股息增长率，这是公司和液体公司持久价值主张的核心 [26] 其他重要信息 - 公司宣布出售哥伦比亚管道40%股权给GIP，为新TC能源的成功奠定基础 [7] - 提拔Stan Chapman为天然气管道执行副总裁兼首席运营官，将分散的天然气业务整合为统一结构 [11] - 公司已建立分离管理办公室，与贝恩合作近一年，确保各项工作有序进行 [29] - 公司确定了约7.5亿美元的年度运营效率提升机会，预计到2025年底实现，其中2023年实现约1500万美元 [52] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何确保公司有能力同时开展业务重组和项目建设，为何不推迟分拆 - 公司已有数百人为此工作超六个月，设立了分离管理办公室，与贝恩合作近一年，目前资产运营和项目执行表现良好，有信心团队能有序开展各项工作，同时设立了专门团队处理协同效应，与日常工作分离 [29][30] 问题2: 沿海天然气管道项目在哪些情况下可能无法按时完成机械完工和达到现有成本估算 - 项目团队在安全方面表现出色，保障了施工生产力，针对剩余风险制定了应急计划，目前单个风险对项目成本和进度影响不大，有信心按计划完成项目 [31][32] 问题3: 分拆后如何管理墨西哥业务占比不超过10%的舒适水平 - 公司对东南门户项目执行情况满意，为实现股东价值，将确保项目按成本和进度交付，除会计层面的EBITDA占比，还可通过在墨西哥进行项目融资、购买政治风险保险等工具管理资本敞口 [36][38] 问题4: 新液体公司发行的80亿美元债务期限如何考虑，如何确保获得投资级信用评级 - 公司与信用评级机构合作，确保分拆后实体获得投资级评级，目前有指示性评级，债务期限将根据业务风险状况在不同期限发行，从短期到长期均可 [39][40] 问题5: Keystone的竞争地位以及合同续签能力如何 - Keystone合同平均剩余期限超八年，合同条款独特，无体积或商品价格风险，在服务供应基地和运输到墨西哥湾沿岸及中西部市场方面具有竞争力，预计未来续签合同仍能保持优势 [42] 问题6: 是否有机会整合从阿尔伯塔到墨西哥湾沿岸的混合和延伸服务，以降低长期合同续签风险 - 目前公司专注于Marketlink系统的潜在产能利用，对2024年需求乐观，随着合同续签临近，有机会开展混合和延伸服务，且具有竞争力 [43] 问题7: 公司整体增长资本支出中，天然气与能源转型机会的资金分配比例如何变化 - 未来三到四年，公司340亿美元的资本支出计划中，天然气与电力和能源解决方案的比例约为80:20，电力和能源解决方案主要是布鲁斯电力的主要组件更换项目，未来将逐渐向核能、抽水蓄能和连接更多LNG出口设施等领域倾斜，80:20的比例可能在2020年代后半期变为70:30，只有当新技术变得经济可靠时，才会分配有意义的资本 [44][46] 问题8: 7.5亿美元的效率提升计划中，已实现的1500万美元和潜在的2500万美元具体情况如何 - 公司为此工作近一年，设立了分离管理办公室和首席转型官，与贝恩合作重新思考工作方式，将三个天然气业务和技术中心整合为统一结构，创建两个共享服务或跨境团队，分别专注于安全和完整性以及项目执行，已确定的7.5亿美元机会将在2025年底前实现，其中2023年实现的1500万美元包括700万美元的信息系统支出减少和300万美元的技术中心整合及冗余消除，此外，新启动的计划预计还有2500万美元的机会 [48][53] 问题9: 分拆后液体业务的增长能力如何，与之前高回报项目筛选有何关系 - 液体分拆公司具有有吸引力的股息，自由现金流强劲，可支持适度的资本增长，还可加速去杠杆，通过平衡债务偿还和股票回购为股东创造价值，分拆后有独立货币可考虑无机增长机会，但会谨慎进行资本分配，确保为股东提供低风险、高质量的回报，同时，公司通过限制资本投资，能够选择回报率最高的项目，实现了项目回报率的逐年提升 [55][58] 问题10: 液体业务与美国盆地的流量持续时间和估值倍数有何不同 - 公司的液体业务是供需双向驱动的资产，客户参与供需两端，服务的炼油市场寿命长，对持久原油品种有需求，且可通过五个出口点将原油输送到出口市场，已获得监管机构的合同续签批准，合同为市场定价且无体积或商品价格风险，与同行相比具有独特优势，是通往最强需求市场的最短、最具竞争力的途径 [59][60] 问题11: 分拆后两个实体如何实现内部资金支持最高70亿美元的资本支出，剩余公司是否仍坚持内部资金模式 - 剩余公司仍坚持内部资金模式，液体业务产生大量自由现金流，分拆后将承担相应比例的债务和股息，剩余公司因债务减少约80亿美元和股息减少约0.55亿美元，可支持60 - 70亿美元的资本支出计划 [61][62] 问题12: 哥伦比亚交易的结构是否会成为未来追求增长的模板，是采用合资企业还是出售现有资产 - 这取决于具体情况，公司在合资企业方面经验丰富，与GIP的交易是为了实现2023年大幅去杠杆的承诺，未来可能会进行更多合资企业合作，特别是在新能源领域，以找到能够管理和减轻风险的合作伙伴 [63][64] 问题13: 成本节约计划中，节省的资金如何在资本项目和提高EBITDA之间分配，有多少将保留以改善公司的EBITDA前景 - 在7.5亿美元的目标中，约三分之一到一半为资本效率提升，其余大部分将根据监管规定返还给客户，另外2500万美元的机会仍在评估中，年底前将提供更明确的信息 [65] 问题14: 分拆后，液体公司和TC能源的货币敞口变化是否会影响外汇对冲策略 - 不会改变外汇对冲策略，公司目前采用滚动三年的对冲方式，主要关注未来12个月，由于公司结构上长期持有美元，液体业务目前约三分之二的EBITDA来自美国，三分之一来自加拿大，分拆后对冲计划可能会缩小，但方式不变 [66] 问题15: 新液体公司选择5倍杠杆率的原因，与美国中游同行低于4倍甚至3倍的杠杆率相比如何 - 公司的合同结构与美国同行不同，交易对手96%为投资级，EBITDA的合同覆盖率高，合同性质独特，评级过程显示5倍杠杆率与合同结构匹配，同时，公司计划在分拆后加速去杠杆，三年内将杠杆率降低四分之一到二分之一，为股东创造价值，且公司的决策基于确保两个实体都能获得投资级评级 [69][70] 问题16: 在最大化股东价值的背景下，液体公司的股息水平如何考虑，是否会重新评估股息以积极追求低碳增长项目 - 公司认为分拆后两个实体的价值总和大于合并时的价值，确保股东在持有两个证券时的股息轨迹与合并时相当，剩余公司将保守地将股息增长率保持在3% - 5%，以证明公司能够在每年资本支出不超过6%的情况下运营，同时保持稳定和保守的派息率，约为每股现金流的50%，公司认为目前的股息分配达到了平衡 [73][74] 问题17: 自剥离计划开始以来，公司对现有资产的价格发现有何观察，与初始预期相比有何变化，对资本成本有何影响 - 公司对与GIP的交易估值和合作感到满意，该交易不仅考虑了倍数，还考虑了合作伙伴的资金支持和长期战略一致性，目前公共市场估值高于私人市场，公司决定停止股息再投资计划，避免股权稀释，通过与私人买家交易获得现金，实现价值最大化，同时，由于今年需要实现50亿美元以上的现金用于债务偿还，符合条件的买家有限 [75][77] 问题18: 分拆是否会增加公司的增长机会，还是为了达到60 - 70亿美元的资本支出上限 - 60 - 70亿美元的资本支出上限适用于合并或分拆后的公司，分拆使液体业务有独立的货币和管理团队，能够追求更多机会，两个实体比合并时能为股东带来更多增长，公司项目回报率逐年提高，机会不断增加，未来将向受监管资产和投资倾斜，风险回报前景更具吸引力 [78][79] 问题19: 分拆的理由中，有多少是为了让市场对某些业务进行不同估值，还是更多基于战略增长考虑 - 分拆主要是基于增长考虑，旨在通过两个实体实现比合并时更多的增长，每个实体有更清晰的战略路径和自然的股东基础，公司的战略决策基于基本面和为股东创造增长，而非基于估值倍数扩张 [82] 问题20: 哥伦比亚出售交易的拟议资本重组细节如何，出售是否具有税收效率 - 出售交易的税收损失约为11% - 12%，不算显著，资本重组涉及控股公司和运营公司，合并后杠杆率将限制在4.75倍，运营公司和控股公司发行的债务所得将用于减少TCPL层面的债务，净新增债务为零 [83][84]

业绩总结 - 2023年预计可比EBITDA将比2022年高出5-7%[11] - 2023年第二季度可比EBITDA同比增长6%[23] - 2023年第二季度可比EBITDA为24.74亿美元，较2022年同期的23.69亿美元增长4.4%[54] - 2023年上半年可比EBITDA为52.49亿美元，较2022年上半年的47.57亿美元增长10.1%[54] - 2022年和2021年，TC Energy的可比EBITDA分别为85亿美元和78亿美元[43] - 2022年和2021年，TC Energy的调整后可比EBITDA分别为99.01亿美元和93.82亿美元[52] 用户数据 - 2023年第二季度可比收益为9.81亿美元，较2022年同期的9.79亿美元增长0.2%[54] - 2023年上半年可比收益为22.14亿美元，较2022年上半年的20.82亿美元增长6.4%[54] - 2023年第二季度净收入归属于普通股东为2.50亿美元，较2022年同期的8.89亿美元下降71.8%[54] 未来展望 - 预计在2023年将有60亿美元的项目投入服务[10] - 预计未来能源需求和供应将持续增长[3] - 预计2023年将继续跟踪Coastal GasLink和Southeast Gateway的成本和进度[10] - 预计东南门户每年将增加约8亿美元的可比EBITDA，预计于2025年中投入服务[37] 新产品和新技术研发 - Keystone系统长期合同商业化达30,000桶/日[23] - Liquids Pipelines公司的初始资本结构预计为投资级，债务与EBITDA比率为5.0x，预计到2027年降至4.5-4.75x[20] 市场扩张和并购 - 预计通过出售哥伦比亚天然气和哥伦比亚海湾系统的40%股权，将获得52亿美元的现金收益[10] - 预计2023年将实现40%股权出售的税务影响为免税[3] - 预计未来三年内通过可比EBITDA增长实现0.25x至0.5x的债务减少[20] 负面信息 - 2023年第二季度运营工作资本增加为1.77亿美元，较2022年同期的6.18亿美元下降71.4%[55] - 2023年第二季度净现金运营提供为15.10亿美元，较2022年同期的9.42亿美元增长59.1%[55] 其他新策略和有价值的信息 - 预计资本支出将包括环境修复成本和其他承诺[2] - 2023年目标为5.0倍的债务与可比EBITDA比率，2024年目标为4.75倍[38] - 当前股息收益率为7.6%，预计股息增长率为3-5%[39]

财务数据和关键指标变化 - 2023年第一季度可比EBITDA同比增长16%，可比每股收益同比增长8% [6] - 第一季度公司将总计14亿美元的项目投入使用，预计2023年将有60亿美元的资产投入使用 [6] - 重申2023年可比EBITDA较2022年增长5% - 7%的预期，预计可比普通股每股收益将略有提高 [17] - 2023年第一季度可比EBITDA同比增长16%，可比收益增长12%，可比每股收益同比增长8% [14] - 2023年2月13日宣布的股息，股息再投资计划参与率为38%，约3.6亿美元重新投资于普通股 [20] - 2023年第二季度宣布每股普通股股息为0.93美元，相当于每年每股3.72美元 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 加拿大天然气业务 - 第一季度将11亿美元的项目投入使用，为盆地客户增加了额外的市场准入 [6] - 受NGTL系统平均投资基础增长推动，受监管的加拿大天然气管道净收入同比增长11%，NGTL系统平均日交付量同比增长，达到145亿立方英尺 [15] 美国天然气业务 - 2022年压缩机可靠性创纪录，2023年有望达到或超过该表现 [6] - 可比EBITDA增长14%，主要得益于ANR在FERC批准的费率案和解后收益增加，以及投入使用的增长项目的贡献 [15] - 本季度吞吐量平均为285亿立方英尺/日，部分资产在需求高峰期接近创纪录水平 [16] 墨西哥业务 - 可比EBITDA同比增长16%，得益于去年投入商业运营的Villa de Reyes管道北段和Tula管道东段 [16] 电力与能源解决方案业务 - 可比EBITDA同比增长79% [17] - 2月，阿尔伯塔热电联产电力船队首次达到100%峰值价格可用性，电价保持强劲，平均每兆瓦时142美元 [17] - 布鲁斯电力本季度可用性达到95%，计划停电天数减少，合同价格高于2022年第一季度 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 全球市场波动加剧，2022年利率快速上升导致利息费用同比增加，但10年期国债收益率已从近期高点回落 [18] - 第一季度公司在不同期限和地区完成了超过65亿美元的新发行，固定利率债务的加权平均成本为5.6% [18] - 债务组合加权平均期限约为18年，平均税前票面利率约为5%，约15%的债务组合面临浮动利率风险 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2023年优先事项为执行重大项目和资本计划、推进50亿美元以上资产剥离计划以加速去杠杆、安全可靠运营资产 [5] - 2024年后，将年度批准的资本支出限制在70亿美元或以下，力争控制在60亿美元左右，为进一步去杠杆或回购普通股提供灵活性 [11][19] - 加强大型或复杂项目的审批治理，要求进行3级估算和第三方独立评估 [12] - 98%的有保障资本计划由长期照付不议合同或费率监管支持，不承担商品价格或交易量风险 [12] - 长期来看，天然气将在北美能源未来中发挥关键作用，公司将逐步向低碳能源解决方案转型，重点发展核能、抽水蓄能、氢气、碳运输和封存等领域 [13] - 可再生能源将在公司资产脱碳中发挥补充作用，资本分配将取决于其可承受性、可靠性和可持续性 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在2022年的强劲财务表现延续到2023年第一季度，系统的高利用率和可用性使其取得了出色的业绩 [4] - 尽管利率上升和通货膨胀，但公司对2023年的展望充满信心，如有必要将全年进行修订 [17] - 公司有信心通过资产剥离计划降低杠杆率，消除评级机构的负面展望并重新确认评级 [77][78] 其他重要信息 - 沿海天然气管道（Coastal GasLink）项目完成87%，约670公里管道中的570公里已回填，多个区域正在进行修复活动，Wilde Lake压缩机站已开始调试工作 [8] - 墨西哥东南部门户管道项目按成本和进度推进，已取得压缩机站和海上登陆点的土地，获得关键环境授权和当地许可证，预计今年夏季开始压缩机站的陆上建设，年底开始海上管道安装 [9] - 基斯通系统12月发生泄漏事故后，已回收超过98%的泄漏量，公司将实施全面计划加强管道完整性计划和安全性能 [10] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 风力发电场收购与资本分配的契合度及为何不采用轻资产战略发展可再生能源 - 这些机会是2022年流程的产物，已包含在资本计划中，是高质量运营资产，能立即为企业带来EBITDA，与设备制造商有长期服务协议，正在与信誉良好的交易对手就发电和环境属性进行深入讨论，是实现脱碳目标的适度资本投资 [24][25] 问题2: 沿海天然气管道项目在夏季施工季节和年底投入使用日期面临的关键风险因素及应对进展 - 项目进展顺利，将重申成本和进度目标，目前主要从干线建设转向小范围离散工作，已为各种可能情况制定缓解计划，提前部署设备以应对春季解冻期，如Cable Crane Hill的挖掘工作提前三个月完成，Wilde Lake成功引入天然气，已安全完成超过100万工时 [26][28] 问题3: 资产出售进程的详细情况，包括拟剥离资产类型和估值 - 公司处于商业敏感阶段，有多个流程正在进行中，暂不发表具体评论，但会维护投资组合质量，通过变现资产或资产权益来维持高质量现金流结构 [31][32] 问题4: 东南部门户管道项目的完成百分比、已花费资本和后续关键里程碑 - 项目继续朝着2025年中投入使用的目标推进，资本支出45亿美元不变，目前钢板正在交付，管道正在轧制，混凝土涂层准备工作正在进行，今年夏季的三个关键里程碑是开始两个压缩机站的建设、确保陆上管道的通行权、开始微隧道陆上建设的准备工作 [33][34] 问题5: 2024年资本支出预期及可再生能源或太阳能收购预算 - 2024年资本支出将低于2023年的115 - 120亿美元，趋向于70亿美元，但因项目动态无法立即达到该水平；可再生能源投资规模较小，将利用项目融资和税收权益降低股权投入，资本计划中已考虑一些额外的可再生能源和其他业务投资 [36][37] 问题6: 沿海天然气管道项目是否使用了预算中的应急资金以及未来使用可能性 - 目前项目成本和进度与目标紧密相符，提前安排工作范围时的支出已在计划考虑范围内，在某些情况下可能会动用应急资金，但目前处于计划进度内 [38] 问题7: 沿海天然气管道项目与TMX项目的劳动力竞争情况及TMX进展对其影响 - 公司不评论TMX项目计划，自身项目承包商劳动力保留情况良好，今年劳动力质量和生产率有所提高，工作范围与TMX不同，圣诞节后劳动力竞争中公司表现更强，第一季度有近6500人参与项目，目前与承包商密切合作以留住合适人员 [39][40] 问题8: 哥伦比亚压缩机站雷击事件的情况 - 今晨雷击导致压缩机站围栏内起火，火势已扑灭，设施影响极小，计划下午晚些时候恢复运营，预计仅为一天影响 [41][42] 问题9: 资本支出限制是否包括收购、如何管理成本风险以及项目融资是否包含在70亿美元内 - 目标是将年度批准的资本支出控制在60 - 70亿美元，有合作伙伴时可能超出该范围，项目融资视具体项目而定；通过谨慎的项目管理和合理的应急资金应对成本超支，限制资本支出可降低执行风险，确保股息增长、现金流稳定和资产负债表平衡；目前计划中无并购，若有将包含在限额内 [43][48] 问题10: 风力发电场收购的战略性质和协同效应 - 收购符合公司脱碳目标，是实现长期承诺的关键举措 [50] 问题11: 阿尔伯塔省电力市场对公司电力资产组合管理的影响 - 资产剥离目的是去杠杆，选择变现资产时会考虑EBITDA倍数超过5倍的部分，以最大化去杠杆效果，若阿尔伯塔资产能实现远超5倍的倍数，公司将考虑出售 [52] 问题12: 美国天然气业务针对LNG机会的进展和定位 - 公司一流的管道网络提供了充足的增长机会，但资金筹集是挑战，因此项目发起高度选择性，聚焦战略机会，利用现有网络，特别是在路易斯安那州的LNG出口和与LDC客户的连接方面；可能考虑战略合资伙伴，同时注重运营卓越、降低成本和按时按预算交付项目 [53][54] 问题13: 可再生能源战略，包括购买与建设的趋势、与聚合电力的比较 - 公司关注可再生能源的可承受性、可靠性和可持续性，将采用轻资产方法，继续推进聚合活动，在符合资本计划和年度60亿美元限额的情况下考虑项目所有权，同时会寻求与金融机构和其他战略伙伴的合资与合作 [57][58] 问题14: 股票回购的灵活性和去杠杆目标 - 未来两年公司优先事项是去杠杆，目标是尽快将债务与EBITDA比率降至5倍或以下并保持，通过在年度资本计划中设置70亿美元和60亿美元的差距，为偿还债务或回购股票提供选择，但在达到去杠杆目标前不考虑股票回购 [59][60] 问题15: 限制2024年后资本支出是否有助于优化资本分配到高回报项目 - 肯定有助于优化资本分配，公司有更多资本部署机会，但受财务和人力限制，限制资本支出可提高项目质量，过去几年批准项目的无杠杆税后内部收益率呈上升趋势，同时会考虑投资组合的多样性和供应结构 [63][64] 问题16: 引入合作伙伴是否能实现资产管理模式和项目提成 - 公司会关注人力容量，确保有能力管理资本计划，对资产管理模式会谨慎考虑，以维持团队可管理的资本计划规模 [65] 问题17: 基斯通系统增强完整性计划的详细情况，包括检查和挖掘工作的节奏、成本及回收方式 - 需完成Milepost 14和FINSA纠正行动命令的补救工作，包括额外挖掘和在线检查，已在事故现场附近管道进行300英里工具运行且未发现类似特征，还需进行工程评估；暂无工作时间表和成本估算，该工作属于系统运营维护和完整性范围，可通过可变工具回收成本 [67][68] 问题18: 加拿大西部天然气出口情况，客户对加州、墨西哥湾沿岸和东海岸市场准入的需求，以及近期至中期瓶颈缓解活动 - 加拿大天然气业务运营和资本项目进展良好，本季度新增超过7亿立方英尺/日的内部盆地出口能力，不久还将增加5亿立方英尺/日；需求仍然强劲，系统利用率高，未来几周或几个月将宣布开放季节，以优化系统和创造额外容量；美国方面，GTN XPress项目正在等待FERC证书，有望今年晚些时候或2024年初投入使用，同时公司有能力吸引大湖系统的气量，还在寻求扩大ANR系统以将更多加拿大天然气输送到路易斯安那州的LNG终端 [69][72] 问题19: 沿海天然气管道项目夏季达到机械完工目标的峰值劳动力假设 - 目前已接近峰值劳动力，之后将逐步减少，秋季将大幅减少现场人员；夏季和秋季施工期间成功管理和缓解风险是实现成本和进度目标的关键，公司认为在劳动力方面处于有利地位 [74][75] 问题20: 公司是否致力于捍卫信用评级，以及资产出售对盈利结构的影响 - 公司重视信用评级，目前三家评级机构给予负面展望，惠誉因沿海天然气管道项目成本超支下调评级；公司计划出售超过50亿美元资产，结合EBITDA增长，有望将杠杆率降至目标水平，消除负面展望并重新确认评级；资产出售计划中，始终考虑混合证券和优先股占资本结构的15%，这一比例未来不变 [77][78]

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]