财务数据和关键指标变化 - 2021年前9个月，公司可比每股收益为3.21加元，较去年同期增长5%，可比经营产生的资金总额为53亿加元[5] - 第三季度归属于普通股股东的净收入为7.79亿加元，合每股0.80加元，而2020年同期为9.04亿加元，合每股0.96加元[13] - 第三季度可比收益为9.72亿加元，合每股0.99加元，而2020年同期为8.93亿加元，合每股0.95加元[14] - 第三季度五个业务板块的可比EBITDA为22亿加元，与2020年同期相似，尽管面临强劲的货币折算逆风[14] - 第三季度可比经营产生的资金总额为16亿加元，资本计划投资了17亿加元[18] - 公司预计2021年全年可比每股收益将略高于去年的创纪录水平[5] - 公司预计2021年全年正常化税率将在15%至20%的中高区间[18] - 公司预计2021年至2023年三年间的总资金需求约为300亿加元，其中股息及其他110亿加元，资本支出（含维护性资本）165亿加元，TC PipeLines收购20亿加元，以及5亿加元的系列13优先股赎回[19] - 预计同期内部产生的现金流为210亿加元，通过TC PipeLines收购发行的普通股20亿加元，10月发行的30亿加元等值高级无担保票据，6月发行的15亿加元中期票据，以及3月完成的5亿加元次级后偿票据发行[19] 各条业务线数据和关键指标变化 - **加拿大天然气管道**：第三季度可比EBITDA为6.31亿加元，较2020年第三季度减少3500万加元，主要原因是加拿大干线一段管道的折旧停止以及较低的财务费用转嫁，部分被较高的激励收益所抵消[14] - **美国天然气管道**：第三季度可比EBITDA增加5900万美元至7.06亿美元，主要由于哥伦比亚天然气公司自2021年2月1日起申请提高运输费率，并于10月29日向FERC提交了和解协议[15] - **液体管道**：第三季度可比EBITDA下降2800万加元至3.87亿加元，原因是液体营销活动贡献减少，主要由于利润率降低[15] - **电力和储能**：第三季度可比EBITDA下降9000万加元，主要由于Bruce Power因计划外停机天数增加和运营费用升高导致收益降低，部分被较高的实现电价所抵消[15] - **货币影响**：对于所有以美元计价的业务，包括美国和墨西哥天然气管道以及部分液体管道，EBITDA在2021年第三季度按平均汇率1.26加元折算为加元，而2020年同期为1.33加元[15] 尽管以美元计价的整体可比EBITDA增加了5300万美元，但货币同比走弱对2021年加元报告的EBITDA构成了相当大的拖累[16] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司未在本次电话会议中按地理市场细分披露具体财务数据 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司正在推进总额达220亿加元的已确定资本项目，其中包括今天宣布的8亿美元的W.R.项目[6] 公司预计到年底，已确定资本项目将增长至250亿加元[12] - 公司计划在年底前批准70亿加元的高质量增长机会，包括哥伦比亚现代化计划（Mod 3）、Bruce Power 3号机组的主要部件更换计划以及“2030项目”升级计划[7] 这70亿加元新投资的加权平均税后内部收益率预计为8.3%，处于公司每年批准项目7%至9%目标范围的上限[7] - 展望未来，公司预计未来几年每年将批准超过50亿加元的新项目，并希望以与历史水平一致的风险调整后回报率超过这一目标[8] - 为审慎地为增长机会提供资金、维持强劲的财务状况并增强保守的公用事业式派息率，公司修改了近期的股息增长展望，现在预计普通股股息将以年均3%至5%的速度增长[9] - 公司发布了2021年可持续发展报告、ESG数据表和温室气体减排计划，目标是到2030年将排放强度降低30%，并在2050年实现运营净零排放[10][11] - 公司战略强调通过现有走廊内项目实现增长，以降低许可和执行风险，并利用其在能源转型中的资产和技能，包括管道电气化、可再生能源、抽水蓄能、碳运输和封存以及氢能生产中心[8][75][76] - 在美国天然气业务中，公司预计每年产生约10亿美元的增长资本，重点是通过电气化和更换老旧低效设备实现现有基础设施现代化，同时利用天然气发电替代退役的煤电[28][30][31] - 在加拿大，公司正在NGTL系统进行大规模扩建计划，预计到2024年结束，之后每年约有10亿至15亿加元的有机类投资，并关注脱碳和电气化机会[81][82] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为社会对其服务的需求坚定不移，其多元化的北美能源基础设施资产组合表现良好[5] - 能源转型为公司提供了巨大的繁荣机会，减少自身排放也将创造投资机会[42] - 公司预计未来将出现许多类似的高质量机会，在可靠地提供所需能源的同时实现资产脱碳[8] - 管理层对实现其可持续发展目标充满信心，并强调了在创新、多样性、原住民和解及安全（包括心理健康）领域的承诺[11] - 公司对通胀的暴露有限，收入方面受利率风险影响很小，大部分借款为固定利率，主要通胀压力体现在项目成本上，公司通过成本分摊机制和密切管理来应对[61][62] - 液化天然气需求强劲，近期亚洲价格超过50美元，对中国的交付量创纪录，公司看好其在价值链中的位置[80][103] - 可再生天然气机会巨大，公司预计到2022年底可将20至30 Bcf的RNG接入系统[105] 其他重要信息 - 第三季度业绩包括与今年早些时候向符合条件的员工提供的一次性自愿退休计划相关的5500万加元税后费用，以及与Keystone XL维护和其他成本相关的1100万加元税后费用[13] - 公司于10月发行了总额22.5亿美元的高级无担保票据，包括12.5亿美元的3年期固定利率票据（利率1%）和10亿美元的10年期固定利率票据（利率2.5%）[18] - 关于Keystone XL的成本回收，公司正与支持该项目的客户进行商业对话，预计将在明年第一季度解决任何未结余额，回收总额高达8亿美元[91] 若无法回收，将通过额外债务来填补[92] - 关于Coastal GasLink项目，项目已完成超过50%，公司正与客户LNG Canada密切合作以确保按时完工，并讨论了可能高达33亿加元的临时融资承诺[66][67][109][112] - 公司讨论了与美国潜在15%最低企业税相关的问题，认为鉴于公司拥有净经营亏损，可能不会产生重大现金税影响，但目前判断为时过早[97] - 公司强调了其研发工作，预计今年将把接入系统的RNG量翻倍，并可能超过50%，达到20至30 Bcf[105] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于股息增长率变更以及资产货币化或股权融资的作用[23] - 公司表示，考虑到220亿加元的资本计划以及每年至少50亿加元的新项目批准，目前不需要普通股融资[24] 如果机会超过此范围，会考虑股权融资，但必须从每股角度出发，为股东增值[24] - 公司会权衡所有股权资本来源，包括内部和外部，并考虑通过货币化成熟资产并将资本轮换到增长项目中，这是过去采用过的策略，未来也绝对会考虑[25][26] 问题: 关于类似VR和WR项目的总潜在机会和未来发布节奏[27] - 管理层表示，现代化现有基础设施是实现温室气体减排目标的一个杠杆，预计未来会有更多类似项目[27] 在美国天然气业务中，预计每年产生约10亿美元的增长资本，其中一部分将来自压缩机组电气化和替换老旧低效机组[28][29][31] 问题: 关于将股息增长指引调整为新范围后，是否仍确认EBITDA/现金流5%-7%的长期业务增长率[35] - 管理层确认，隐含的预期是收益和现金流的增长率将高于3%至5%的股息目标增长率[35] 公司预计长期收益和现金流增长率将高于3%至5%的范围，因此派息率预计会随着时间的推移从当前目标水平下降[37] 问题: 关于分析师日是否会有新的战略信息，以及氢能机会的进展[41][44] - 公司表示其价值主张将保持一致性，即提供稳定、持续的股息增长，并由现金流和收益增长支撑，同时保持强劲的资产负债表和行业最佳的派息率[42] 分析师日将提供更多关于未来机会的细节，特别是能源转型带来的机会[42] - 关于氢能，公司的技能和资产基础非常适合生产、储存和运输气体分子的机会[46] 与Nikola的合作是一个例子，公司可以参与提供可再生能源电力，并评估利用现有基础设施传输氢分子[47] 问题: 关于股息增长调整是短期还是长期变化，以及是否有特定的杠杆率目标[51] - 管理层表示这是一个动态评估过程，目标是随着时间的推移增强财务指标，特别是将债务/EBITDA降至4.75倍左右[52][53][54] 此次调整是为了保留更多现金流投资于增长计划，并逐步实现更低的杠杆目标[35] 问题: 关于Bruce Power的“2030项目”升级计划与主要部件更换计划的对比[55] - 升级计划是一个分为三阶段、历时十年的项目，旨在通过非核设施侧的改进，到2030年将现场峰值输出提高到7,000兆瓦[56] 执行不涉及核运营风险，每个阶段的资金将按阶段审批[56] 问题: 关于与评级机构的对话以及税收变化是否影响了股息决策[58] - 公司表示股息决策没有来自评级机构的压力，完全是基于自身审慎考虑[59] 税收变化目前处于早期阶段，未对股息决策产生影响[59] 问题: 关于通胀前景及公司的保护措施[60] - 公司对商品价格风险或容量风险敞口很小，收入方面受利率风险影响很低，大部分借款为固定利率[61] 通胀压力主要体现在项目成本上，公司通过成本分摊机制和严格管理来应对[62] 问题: 关于Coastal GasLink项目的进展、资本风险以及成本超支[66] - 公司表示项目已完成超过50%，正与LNG Canada密切合作以确保按时完工[67] 目前拥有所有必要的许可，建设预计不会中断[68] 公司披露了可能高达33亿加元的临时融资承诺，但预计CGL将能够增加其项目信贷额度，可能不需要全部金额，若需提供，公司将获得回报[109][112] 问题: 关于阿尔伯塔省碳网格的机会[69] - 公司表示这是一个行业性解决方案，处于早期阶段，正在与合作伙伴Pembina以及行业各方进行探讨，旨在重新利用其长寿命资产提供有竞争力的解决方案[69][70] 问题: 关于未来增长机会的构成（走廊内 vs. 走廊外）以及回报率[74][98] - 公司表示未来机会将更多由走廊内增长驱动，以降低许可和执行风险[75] 公司对实现7%至9%的税后无杠杆内部收益率目标充满信心，能源转型投资（如Bruce Power升级）的回报率可能高于此范围[98][99] 问题: 关于资金用途中Keystone XL成本回收的假设金额、流程和时间线，以及后备计划[89] - 回收总额高达8亿美元，公司正与客户进行商业对话，预计明年第一季度解决[91] 若无法回收，将通过额外债务填补[92] 管理层认为无法回收资本的风险极小，目前正寻求能创造更多价值的商业解决方案[93] 问题: 关于美国15%最低企业税提案的潜在影响[97] - 目前判断影响为时过早，但考虑到公司有净经营亏损，可能对现金税影响不大[97] 问题: 关于液化天然气生产商提供净零碳货物是否带来合作机会或气源偏好[102] - 公司表示目前尚未看到液化天然气客户对“绿色天然气”有明显的偏好[103] 公司的重点是建设为液化天然气终端供气的能力，并看好当前强劲需求下的价值链位置[103] 问题: 关于Coastal GasLink成本超支的财务风险敞口和临时融资[109] - 公司披露了可能高达33亿加元的临时融资承诺，其自身净敞口略高于10亿加元[109] 若需提供，该融资将是临时性的，且公司将获得回报[112] 问题: 关于Coastal GasLink的经验如何影响公司在抽水蓄能等大型项目上的风险缓解策略[113] - 公司表示将利用多元化业务的经验，在项目早期与合作伙伴（包括当地原住民）保持一致，并制定明确的合同和执行策略以管理风险[114]

业绩总结 - 2021年第二季度可比每股收益为1.07美元，较2020年同期的0.92美元增长了16.3%[20] - 2021年第二季度可比EBITDA为2246百万美元，较2020年同期的2199百万美元增加了47百万美元[24] - 2021年第二季度净收入为982百万美元，较2020年同期的1281百万美元下降了23.4%[20] - 2021年第二季度可比收益为1045百万美元，较2020年同期的863百万美元增长了21.1%[24] 用户数据 - 2021年第二季度加拿大天然气管道的可比EBITDA为684百万美元，较2020年同期的621百万美元增长了10.1%[22] - 2021年第二季度美国天然气管道的可比EBITDA为879百万美元，较2020年同期的824百万美元增长了6.7%[22] - 2021年第二季度墨西哥天然气管道的可比EBITDA为164百万美元，较2020年同期的181百万美元下降了9.4%[22] - 2021年第二季度液体管道的可比EBITDA为366百万美元，较2020年同期的432百万美元下降了15.3%[22] 未来展望 - 公司预计未来的股息增长率为5-7%[17] - 预计到2025年，资本项目将获得210亿美元的资金支持[36] - 未来每年预计增长率为5%至7%[38] 新产品和新技术研发 - 2021年6月初，完成15亿美元的三期中期票据发行，其中包括750百万美元的三年浮动利率票据、500百万美元的10年固定利率票据（年利率2.97%）和250百万美元的26年固定利率票据（年利率4.33%）[26] 市场扩张和并购 - 通过回购阿尔伯塔省政府的所有权利，产生了11亿美元的税后收益，部分抵消了2021年第一季度记录的22亿美元税后减值费用[27] - Keystone XL项目的849百万美元非追索项目级信贷设施已由阿尔伯塔省政府全额偿还，并已终止该设施[27] 其他新策略和有价值的信息 - 自2000年以来，平均年总股东回报率为12%[35] - 公司的资产组合价值为1000亿美元，具有公用事业属性[41] - 第二季度产生的可比运营资金为18亿美元，反映出能源基础设施组合的韧性和重要性[26]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度归属于普通股股东的净收入为9.82亿美元，或每股1美元，而2020年同期为13亿美元或每股1.36美元 [28] - 可比收益为10亿美元或每股1.07美元，高于2020年同期的8.63亿美元或每股0.92美元 [29] - 第二季度可比EBITDA为22亿美元，与2020年同期相似，尽管面临强劲的货币折算阻力 [30] - 第二季度可比运营资金为18亿美元 [43] - 上半年可比EBITDA、每股可比收益和可比运营资金均超过去年的创纪录业绩 [13] 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为6.84亿美元，比2020年第二季度增加6300万美元，主要由于NGTL系统的费率基础收益增加以及更高的流转折旧和所得税 [30] - 美国天然气管道业务可比EBITDA为7.17亿美元，比2020年增加1.22亿美元，主要受哥伦比亚天然气管道因申请更高运输费率带来的净收益增长驱动 [31] - 墨西哥天然气管道业务可比EBITDA为1.34亿美元，比去年增加400万美元，主要由于瓜达拉哈拉管道实施流量逆转后收益增加 [33] - 液体管道业务可比EBITDA下降6600万美元至3.66亿美元，原因是Keystone管道流量下降，但液体营销活动贡献增加部分抵消了下降 [33] - 电力和存储业务可比EBITDA增加2200万美元，主要由于布鲁斯电力公司因 outage 天数减少和合同价格提高导致产量增加 [34] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国天然气管道网络日均输送量为26 Bcf，比2020年同期增长5% [10] - NGTL系统的日均田间接收量为12.2 Bcf [10] - 液体管道方面，从供应盆地到墨西哥湾沿岸的管道已满负荷运行，但库欣到墨西哥湾沿岸或中西部的套利空间受到压缩 [100] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于推进目前210亿美元的有保障增长项目，预计到2025年投入运营 [15] - 增长组合的很大部分与不可替代的天然气管道网络相关，包括哥伦比亚天然气系统上价值7亿美元的VR项目，该项目将安装电动压缩以满足需求增长并减少排放 [15] - 公司目标是每年批准50亿至60亿美元的资金用于长期增长计划，包括在其广泛网络上每年15亿至20亿美元的维护资本 [19] - 公司正在探索风能、太阳能和储能项目的潜在机会，这些项目可产生1000兆瓦的零碳能源，以满足其部分美国管道资产的电力需求 [20] - 公司与Pembina合作共同开发阿尔伯塔碳网格，这是一个碳运输和封存系统，完全建成后每年能够运输超过2000万吨二氧化碳 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管存在能源市场波动、天气事件和COVID-19的持续影响，公司基础设施网络的利用率在2021年上半年保持强劲 [9] - 公司预计现有资产的稳健运营和财务表现将持续下去 [14] - 管理层对能源转型带来的机遇感到鼓舞，认为其现有资产基础、技术能力和财务实力使其无论能源转型的步伐或方向如何都能处于有利地位 [18] - 基于基础业务的持续强劲表现和有机增长计划，公司预计股息将以5%至7%的平均年率增长 [26] 其他重要信息 - Coastal GasLink项目已完成近50%，但成本预计将增加，导致与LNG Canada存在争议，商业讨论正在进行中 [16][62] - 公司投资了7.65亿美元用于管道完整性的维护资本，作为其对运营卓越持续承诺的一部分 [12] - 公司完成了TC PipeLines LP单位的收购以及系列13优先股的赎回 [41][42] - 公司完成了多批次中期票据发行，包括7.5亿加元的三年期浮动利率票据、5亿加元的10年期票据（利率2.97%）和2.5亿加元的26年期票据（利率4.33%） [44] - 阿尔伯塔省政府根据其担保条款全额偿还了Keystone XL项目级信贷设施的8.4亿美元未偿还余额，该设施已终止 [44] 问答环节所有的提问和回答 问题: VR项目的规模潜力和触发因素 [56] - 触发因素是多方面的，包括增量需求和关注减排，同时为客户提供额外吞吐量 [57] - 预计未来几年每年可能会有1到2个类似项目，具体金额取决于具体情况，如额外负荷来源和靠近电线杆和电线的机会 [58][60][61] 问题: Coastal GasLink争议的性质、范围以及出售收益被追回的可能性 [62] - 争议涉及成本和时间表的对齐问题，讨论是保密的，涉及股权合作伙伴 [62] - 如果近期无法达成决议，将对建设产生影响，但公司仍希望达成公平合理的结果 [63][64] - 目前无法分享细节，但公司致力于安全、经济地完成项目 [106] 问题: 安大略省抽水蓄能项目的步骤、时间表、商业属性和融资 [68][69] - 最近与国防部达成了协议，这是获得场地访问权的第一步，接下来将有技术步骤 [70] - 正在并行推进商业基础工作，资本结构尚在早期考虑阶段，可能涉及原住民所有权和绿色债券融资 [71][72][73][74] 问题: 股息增长考虑因素和资本分配 [75] - 公司的目标是提供适度增长且稳定的股息，以收益和现金流相应增长为支撑，目标派息率为收益的80%-85%和现金流的40%-45% [75] - 目前没有改变这一价值主张的计划，但如果机会持续增长，可能会重新考虑资本分配 [76][77] 问题: 阿尔伯塔碳网格的利益相关者反应和可能性 [85] - 客户参与度和行业反馈良好，目前正与客户和行业合作推进，同时进行工程和范围界定工作，并提交政府申请 [85] 问题: 资本分配与派息率在新机遇背景下的考量 [86] - 公司有成熟且成功的资本分配模式，如果出现获得超额回报的机会，会考虑保留更多现金流，但40%现金流作为股息、60%再投资的平衡是合理的 [87][88][89] - 股权数量被谨慎看待，但如有需要会考虑发行股权或保留更多现金流 [90] 问题: 可再生能源信息邀请书的评估和液体管道短期及长期展望 [96][99] - 风能部分收到54个独立项目投标，总计16.6吉瓦，约为请求量的27倍；太阳能加储能部分收到66个项目，总计12.4吉瓦，约为请求量的40倍 [97][98] - 液体管道方面，从供应盆地到墨西哥湾沿岸的管道已满负荷，库欣到墨西哥湾沿岸或中西部的套利空间压缩，预计这种情况将持续到今年下半年甚至明年初 [100][101] 问题: Coastal GasLink争议解决时间表和布鲁斯3号机组恢复服务时间表 [105][107] - 主要关注通过商业讨论尽快解决成本和时间表分歧，并确保管道安全、经济地建设 [106] - 布鲁斯3号机组已按CNSC的要求提交回应，目前离线，遵循CNSC的程序，期待积极结果 [107][108] 问题: 哥伦比亚管道费率和解的关键问题和已入账收入 [111] - 和解解决了费率案例中的所有问题，包括费率水平和现代化计划的延续，收入与迄今记录和报告的估计基本一致 [112][113] - 现代化计划在结构和规模上与先前计划基本一致，由于是20年来首次费率案例和疫情期间虚拟谈判，过程比预期长 [114] 问题: 可再生能源项目投资比例和资本成本考量 [115] - 每个项目和管辖区根据其自身价值评估，公司视自己为资产的长期所有者和运营商，预计会是混合模式，但具体比例尚早 [115][116] - 目标是为承运商提供最低成本的电力收购，并降低排放和可变成本 [117] 问题: TC Energy在清洁燃料投资主题中的定位和客户钻探活动展望 [121][126] - 机会遍布整个资产基础，因为核心业务是分子储存和运输，碳捕集、氢能、可再生天然气等领域都需要此能力 [122] - 可再生天然气目标超额完成，预计到2022年底或2023年初将有约30 Bcf进入系统 [124][125] - 美国阿巴拉契亚盆地产量增至约34 Bcf，生产商专注于负责任来源的天然气；加拿大行业也关注减排以应对碳税 [129][130][131] 问题: 加拿大天然气生产商寻求墨西哥湾沿岸长期市场准入的趋势及对东部干线的影响 [136] - 全球天然气需求预计增长，LNG是重要组成部分，公司拥有高度集成的资产组合，可通往墨西哥湾沿岸和西海岸，机会包括直接接入LNG设施和填补离开大陆的天然气留下的空白 [137][138][139] 问题: 加拿大在压缩站电气化和可再生能源方面的监管变化需求 [143] - 在加拿大，规定回报率义务是提供成本最低的方案，目前通常是燃气轮机；碳税升至约50-60加元/吨时，电动马达将具经济优势，还需考虑可靠性、靠近电网以及监管调整 [144][145] - 目前从美国开始，学习经验后再应用于加拿大机会 [146] 问题: 电动压缩对天然气管道可靠性的影响以及碳网格是否依赖管道合并 [154][159] - VR项目采用燃气和电动双驱动，确保100%可靠性 [156] - 可再生能源投资目前由非受监管的附属公司进行，与受监管附属公司签订公平商业安排 [158] - 碳网格项目可利用与Pembina双方的广泛管道网络，不依赖特定管道合并，如Brookfield成功收购Inter Pipeline，也会寻求合作 [160][162] 问题: 布鲁斯3号机组问题的技术细节和影响范围 [166] - 问题已确定，正遵循CNSC的系统流程处理，已进行大量研发，在CNSC流程完成前不便评论技术解决方案 [167] - 3号机组设计与其他机组略有不同，因此影响仅限于该机组 [169] 问题: 现有资产组合中是否有可剥离资产以优化足迹并为能源转型投资提供资金 [174] - 公司过去几年展示了资本回收的意愿和能力，会继续审视组合，寻找资产出售机会，为超出内部容量（约每年50-60亿美元）的投资提供资金 [175] - 但目前没有明显的大规模候选资产，因为资产间的网络价值和可选性很重要，拆解部分会减损整体价值 [176]

业绩总结 - 2021年第一季度可比每股收益为1.16美元，较2020年同期的1.18美元下降1.7%[8] - 2021年第一季度可比EBITDA为24.92亿美元，较2020年同期的25.35亿美元下降1.7%[8] - 2021年第一季度净收入为-10.57亿美元，主要受Keystone XL资产减值影响[21] - 2021年第一季度的净现金流为16.66亿美元，较2020年的17.23亿美元有所减少[50] - 2021年第一季度的可比收益为11.08亿美元，与2020年的11.09亿美元基本持平[47] 用户数据与财务状况 - 公司在第一季度产生的可比资金为20亿美元，显示出其能源基础设施组合的韧性和重要性[28] - 2021年第一季度的可比运营产生的资金为20.23亿美元，较2020年同期的20.94亿美元下降3.4%[8] - 公司自2000年以来的平均年总股东回报率为12%[33] 未来展望 - 公司预计2021年将完成41亿美元的项目[12] - 未来股息年均增长率预计为7%，基于第二季度每股股息0.87美元的年化计算，预计年股息为3.48美元[17] - 预计未来增长率为5-7%[18] - 2021年至2024年，公司已确保200亿美元的资金[34] 资产减值与风险 - Keystone XL项目在2021年第一季度确认了22亿美元的税后资产减值[11] - 截至2021年3月31日，Keystone XL项目的净财务风险约为10亿美元，包括与阿尔伯塔省政府的投资和担保[11] 投资组合 - 公司拥有1000亿美元的关键能源基础设施投资组合，具备公用事业属性[40]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第一季度净亏损为11亿美元或每股1.11美元，而2020年同期净利润为11亿美元或每股1.22美元，亏损主要源于与Keystone XL项目相关的22亿美元税后资产减值费用 [18] - 2021年第一季度可比收益为11亿美元或每股1.16美元，与2020年同期的11亿美元或每股1.18美元基本一致 [19] - 2021年第一季度可比EBITDA为25亿美元，与2020年基本持平 [20] - 2021年第一季度折旧与摊销为6.45亿美元，较2020年同期增加1500万美元，主要由于加拿大和美国天然气管道有新项目投入运营 [26] - 2021年第一季度利息支出为5.7亿美元，较2020年同期减少800万美元 [26] - 2021年第一季度可比所得税费用为2.04亿美元，低于2020年同期的2.11亿美元 [28] - 2021年第一季度归属于非控股权益的可比净收益为6900万美元，较2020年同期减少2700万美元，主要由于完成了对TC PipeLines LP的收购 [30] - 公司预计2021年全年可比每股普通股收益将与2020年的创纪录业绩大体一致 [12] - 公司预计2021年全年有效税率将处于中高十位数区间 [29] 各条业务线数据和关键指标变化 - **加拿大天然气管道**：第一季度可比EBITDA为6.86亿美元，较去年同期增加8900万美元，主要由于NGTL系统折旧和财务费用转嫁增加、费率基础收益增加、Coastal GasLink开发费收入确认以及加拿大干线转嫁所得税增加 [20] - **NGTL系统**：第一季度净收入同比增加1700万美元，反映了10.1%的股本回报率 [22] - **加拿大干线**：第一季度净收入同比增加1200万美元，主要由于根据2021-2026年干线和解协议，取消了每年2000万美元的税后TC Energy贡献额，以及2021年激励收益更高 [22] - **美国天然气管道**：第一季度可比EBITDA为8.33亿美元（合11亿加元），较去年同期增加6700万美元（合2300万加元），主要由于哥伦比亚天然气公司申请提高运输费率、2021年资本化的管道完整性成本增加、新增长项目贡献，部分被新项目相关财产税增加所抵消 [23] - **墨西哥天然气管道**：第一季度可比EBITDA为1.42亿美元（合1.8亿加元），较2020年第一季度减少5600万美元（合8900万加元），主要由于2020年确认了与Sur de Texas管道成功完工相关的5500万美元费用 [24] - **液体管道**：第一季度可比EBITDA下降5200万美元至3.93亿美元，主要由于Keystone管道系统运量下降的净影响，以及液体营销活动贡献增加（主要因利润率和运量更高） [24] - **电力与储能**：第一季度可比EBITDA同比下降1300万美元至1.81亿美元，主要由于Bruce Power业绩下降，原因是停机天数增加导致产量下降的净影响，部分被2021年第一季度退休后福利投资收益所抵消 [24] - 对于所有产生美元收入的业务，2021年第一季度平均汇率为1加元兑1.27美元，而2020年为1.34美元，美元走弱对可比EBITDA产生了负面影响 [25] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国天然气管道网络在第一季度日均运输量接近290亿立方英尺，同比增长4% [8] - 阿尔伯塔省NGTL系统的现场接收量日均超过120亿立方英尺 [8] - 电力与储能业务中，阿尔伯塔省热电联产厂的产量几乎翻倍，天然气储存设施的提取量较去年同期增长75% [8] - 第一季度投资约19亿美元，主要用于NGTL系统扩建、哥伦比亚天然气项目以及维护性资本支出 [31] - 2021年至2023年，总资金需求预计约为290亿美元，包括110亿美元股息、155亿美元资本支出（含维护性资本）、20亿美元用于TC PipeLines LP收购以及5亿美元用于即将进行的Series 13优先股赎回 [32] - 同期预计内部产生现金流为210亿美元，加上通过Pipe LP收购发行的20亿美元普通股和3月完成的5亿美元次级票据，剩余约55亿美元的资金缺口将通过增量债务、商业票据和Keystone XL项目回收款等方式筹集 [32] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司正在推进200亿美元的已确定项目，预计在2024年前投入运营 [12] - 此外，公司还有70亿美元的项目正在开发中，包括Bruce Power另外5个反应堆的翻新，该计划将持续到2032年，并有与安大略省ISO签订至2064年的长期合同支持 [13] - 中长期来看，公司预计随着全球能源消费增长和向低碳能源未来转型，将出现众多其他机会 [13] - 公司的目标是继续每年投资50亿至60亿美元，以实现长期增长计划 [13] - 除了200亿美元的已确定资本计划，公司预计每年将继续投资15亿至20亿美元用于庞大管道网络的维护和现代化计划，其中约85%可通过费率管制业务回收 [14] - 公司正在开发一系列重要的未来增长机会，目标是建立在长期成功历史之上，对最终引领低碳能源未来的能源形式保持中立，资本配置将随时间推移而转变以适应未来的能源结构 [15][16] - 公司正在与安大略省各利益相关方合作推进一个大型抽水蓄能机会，并已发布信息请求，寻求识别风电项目的潜在合同和/或投资机会，这些项目可产生高达620兆瓦的零碳能源，以满足部分美国管道资产的电力需求 [16] - 基于基础业务的持续强劲表现和有机增长计划，公司预计将继续以5%至7%的年均增长率增加股息 [17] - 公司认为其不可替代的资产布局、组织能力和大量机会使其能够继续按照长期风险偏好增长收益和现金流 [33] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管存在能源市场波动、天气事件和COVID-19的持续影响，但公司网络中的流量和利用率水平保持强劲，突显了其基础设施在北美经济运作和人民福祉中扮演的重要角色 [8] - 天然气将在替代高排放燃煤发电以及为可再生能源间歇性提供必要支持方面发挥关键作用，所有项目都得到服务成本监管或长期合同的支持 [12] - 随着世界能源消费增长和向低碳能源未来转型，预计中长期将出现众多其他机会 [13] - 在持续的能源转型讨论中，很容易忘记世界在可预见的未来将继续依赖大量天然气和石油，公司凭借现有的天然气管道网络，能够通过高度可执行的走廊内扩建来满足不断增长的需求 [15] - 公司认为未来机会丰富，挑战在于将资本分配给最符合其能力、风险偏好和回报要求的项目，并承诺在每一项投资决策中保持深思熟虑、审慎和纪律性 [17] - 公司强大的财务状况使其有能力通过有弹性且不断增长的内部现金流和一系列有吸引力的资本来源，为其200亿美元的已确定资本计划提供资金 [33] 其他重要信息 - 公司已投资1.5亿美元用于管道检测研发，并投资数十亿美元用于管道系统完整性，采用行业中最复杂先进的数据分析和风险评估方法 [9] - 由于2021年1月撤销总统许可的决定，公司随后与合作伙伴阿尔伯塔省政府同意正式暂停Keystone XL项目，并评估了该投资以及包括Heartland管道、TC终端和Keystone Hardisty终端在内的其他开发项目的减值，产生了22亿美元的税后资产减值费用 [10] - 这些成本将与合作伙伴分担，从而将公司截至3月31日的净财务风险敞口降至约10亿美元 [10] - 在Keystone XL项目中获得的经验并未丢失，公司确定了有意义的原住民股权机会，与工会劳工合作，并制定了稳健的计划以确保管道从2023年投入运营时起实现净零排放 [11] - 2021年3月，公司完成了对TC PipeLines LP的收购，以约21亿美元价值的3800万股TC Energy普通股进行交换 [31] - 同月，公司发行了5亿美元利率为4.2%的次级票据，打算在5月31日按面值赎回所有已发行流通的5亿美元Series 13优先股 [31] - 公司计划保持债务与EBITDA比率在4倍高位，营运资金与债务比率为15% [32] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于公司参与能源转型的愿景，现有资产可能如何被不同使用，以及这是否会改变现金流属性和风险状况，并创造新的服务机会 [37][38] - 公司预计将继续找到大量机会来配置资本，这些机会将得到监管或长期合同的支持，其商业批准方法将与过去保持一致 [39] - 有机会对现有资产进行电气化和减排，并投资于氢能、CCUS和可再生天然气运输等新技术 [39] - 在美国，近25%的压缩机组由低速机组组成，机龄在40至70年之间，电气化这些机组可减少超过100万吨的Scope 1排放，约占公司总排放的15% [40] - 公司客户构成目前约为40%本地分销公司、略低于40%生产商和约25%贸易商或其他，预计未来不会有太大变化 [40] - 在加拿大，联邦碳税的增长为减排提供了框架，目前略超过10%的压缩为电动，接下来30%至40%的压缩机是基于利用率、规模、机龄和电力 proximity 的优先候选对象 [41] - 此外，还有利用压缩废热发电的机会，并且NGTL系统和WCSB的位置使其在氢能和氢混合新兴市场中处于有利地位 [41] 问题: 关于是否考虑通过并购、资产剥离、重新利用或收购后期开发机会来加速能源转型 [42] - 公司最近发布了信息请求，为部分北美资产寻找620兆瓦的可再生风电，并将在5月晚些时候发布太阳能的信息请求 [43][44] - 在并购方面，公司认为并购并非实现增长目标所必需，但始终在评估市场，寻找机会以填补投资组合空白、巩固所有权、改善连通性并增加能力 [45] - 如果要增加能力，仍将属于“更多相同类别”，符合公司的风险偏好、回报要求和信用状况，不会向高风险领域移动，也不会对大规模高度投机性技术感兴趣 [45] 问题: 关于在CCUS投资和抽水蓄能方面，需要哪些政策支持 [48] - 公司认为加拿大近期预算中提出的税收激励措施是积极的一步，有助于政府和私营部门合作，加速CCUS技术的发展和规模化 [48] - 政府通过其加速器基金进行直接投资也是一个积极因素 [48] - 各司法管辖区的监管架构需要遵循政策趋势，并提供明确的规则，以便公司能够投资于减排设备和技术，并将其纳入费率基础 [48] - 对于抽水蓄能，美国在风能、太阳能和电池存储等成熟技术方面的监管和激励框架树立了良好榜样，创建了一个 robust、竞争激烈且定义明确的市场 [49] - 抽水蓄能的初始资本成本更高，开发风险更大，因此拥有一个清晰的框架对于公司继续投资此类资产至关重要 [50] 问题: 关于能源转型的财务设置方法，以及原住民投资的作用，是否会考虑将Keystone部分权益货币化给原住民团体 [54] - 在能源转型和资产负债表方面，公司寻求“更多相同”，风险偏好、长期年金流、信用状况和回报没有根本性变化，将是渐进式而非革命性的演变 [56] - 公司希望保持行业顶级信用，随着进入不同的业务线，现金流应与过去几十年看到的非常相似 [56] - 在原住民投资方面，公司继续寻找能使原住民社区受益并使其成为开发积极合作伙伴的机会 [57] - 在美国资产寻求可再生能源提案的信息请求中，与开发商合作的部分筛选标准将涉及他们在原住民参与方面的能力 [57] - 公司从与Natural Law Energy的合作中学到了很多，并认为可以围绕其资产与原住民社区建立更具战略性的关系 [57] 问题: 关于Keystone XL项目从阿尔伯塔省政府和托运人处预计将收到的总现金金额、时间表以及资产减记是否带来持续的积极税务影响 [58] - 现金部分包括约7亿美元的托运人回收款，在近期内通过 measured 出售过程获得数亿美元的资产货币化收益，以及约5亿美元的现金 wind down 成本，净现金流入，时间大概在2021年并延续到2022年 [59] - 在税务方面，减值损失被视为普通收入而非资本损失，因此更具可用性和价值，税务收益将在数年内确认，具体取决于税务损失所属的司法管辖区 [59] - 考虑到公司在加拿大的大量资本支出和加速税收庇护，实现加拿大普通所得税收益的时间可能更长，在美国则时间较短，但具体年限不确定，在美国肯定超过2年但不到10年 [59] 问题: 关于寻求620兆瓦风电的信息请求进展，以及公司是否有机会在此建设中投入大量资本支出 [62] - 目前处于早期阶段，公司已发出超过100份保密协议，回应率超过50% [62] - 公司的筛选方法不仅限于价格，还将结合与客户需求、TC Energy投资标准以及所服务当地社区相符的特定资质 [62] - 信息请求将于5月10日截止 [62] 问题: 关于Northern Border管道计划限制热值的理由、监管进程现状以及可能生效的时间 [63] - 限制热值主要是出于安全和运营完整性的操作要求，以防止高热值气体损坏本地分销公司的设施 [63] - 目前问题已短期自行缓解，Northern Border系统的流量环比下降约10%，边境系统的运力被来自加拿大的较低热值天然气所填补，因此目前没有热值问题 [63] - 如果未来情况变化，热值上升，公司将需要与生产商和本地分销公司客户重新商议，以建立安全港限制 [63] 问题: 关于Bruce Power翻新工程是否有潜力为美国东北部供电并带来输电机会，以及是否存在绿色氢能机会 [68] - 目前无法评论输电机会的可行性 [69] - Bruce Power是核创新研究所的合作伙伴，该研究所正在积极评估生产氢能以及小型模块化反应堆等项目 [69] - 根据安大略省的综合资源计划，该省需要额外的电力，特别是当Bruce和Darlington机组进行寿命延长计划期间及之后，鉴于核能的成本结构、基荷特性和零排放特性，目前认为这些电力将在安大略省有销路 [70] 问题: 关于墨西哥有机增长的总体潜力以及墨西哥业务在投资组合中的合适规模 [71] - 首要重点是按先前指导在年底前建成并投入运营Villa de Reyes项目 [71] - 同时，仍希望在大致相同的时间线上，获得修订后的Tuxpan-Tula线路通行权路径并重新开始施工，大约在开始施工两年后投入运营 [71] - 此后，墨西哥东南部尤卡坦半岛可能有额外的需求，公司通过延伸Sur de Texas管道以及西海岸潜在的墨西哥LNG出口（尽管时间线可能更长）处于有利的供应地位 [72] - 未来几年，每年数亿美元的投资机会似乎是合理的 [72] 问题: 关于Coastal GasLink和Bruce Power MCR 6号机组潜在的成本膨胀情况 [75] - 对于Coastal GasLink，由于春季解冻和北健康局的命令导致施工停工和劳动力减少，公司正在与LNG Canada合作重新审视施工计划，以优化建设并满足进度要求，同时尽可能控制成本，目前评估成本影响为时尚早 [75] - Bruce Power 6号机组按计划并按预算进行 [76] 问题: 关于液体业务（Keystone， Marketlink）的合同情况，是照付不议合同还是与运量相关 [77] - Keystone基础系统（从哈迪斯提出发）利用率强劲，除预留一定比例现货运力外，其余均为照付不议合同 [77] - Marketlink资产是为Keystone XL预建的，也签订了照付不议合同，但合同期限较短，以便在XL资产投产时到期 [78] - 目前，美国海湾海岸系统（Marketlink）约45%已签约，低于去年的62%，部分合同已到期 [78] - 该系统的收益主要由库欣和海湾海岸之间的价差驱动，疫情期间价差收窄，公司通过营销子公司优化资产，以较低利润率运输更多桶数以弥补收入 [79] - 剩余45%的合同是错开到期的，大部分原计划在2023年（XL计划投产时间）左右到期，公司正在当前环境中寻找重新签约的机会 [80]

财务数据和关键指标变化 - 2020年可比收益达到创纪录的39亿美元或每股420美元，较2019年的39亿美元或每股414美元增长15% [11] - 2020年可比EBITDA为94亿美元，与上年相似，而可比经营产生的资金达到创纪录的74亿美元，较2019年增长4% [11] - 2021年第一季度股息宣布为每股087美元，相当于年化每股348美元，较2020年宣布的金额增长74%，这是董事会连续第21年提高股息 [11] - 2020年第四季度净收入 attributable to common shares 为11亿美元或每股120美元，而2019年同期为11亿美元或每股118美元 [25] - 2020年第四季度可比收益达到11亿美元或每股115美元，较上年同期增加110亿美元或012美元 [26] - 2020年第四季度五个运营部门的可比EBITDA约为23亿美元，与2019年结果一致 [27] - 2020年折旧和摊销为652亿美元，较2019年第四季度增加27亿美元 [30] - 2020年第四季度利息支出为539亿美元，较上年同期减少56亿美元 [31] - 2020年第四季度AFUDC下降22亿美元至95亿美元 [32] - 2020年第四季度可比利息收入及其他为86亿美元，高于2019年同期的77亿美元 [32] - 2020年第四季度可比收益中包含的所得税费用为134亿美元，而去年同期为211亿美元 [33] - 2020年第四季度可比净收入 attributable to non-controlling interest 为69亿美元，较上年同期减少7亿美元 [33] - 2020年债务与EBITDA比率与高位4倍的目标一致，经营产生的资金（FFO）与债务比率约为15% [35] - 2021年可比每股收益预计与2020年实现的业绩基本一致 [37] 各条业务线数据和关键指标变化 加拿大天然气管道 - 2020年NGTL系统现场接收量平均为121亿立方英尺/天，加拿大干线交付量平均为45亿立方英尺/天，均与2019年运输量相似 [12] - 2020年将34亿美元的NGTL系统增长项目投入服务 [12] - 2020年第四季度加拿大天然气管道可比EBITDA为682亿美元，较上年同期增加64亿美元 [27] - NGTL系统净收入较2019年第四季度增加17亿美元，加拿大干线净收入同比减少2亿美元 [27] - 2021年加拿大天然气管道收益预计将更高，主要由于NGTL系统的持续增长 [37] 美国天然气管道 - 2020年广泛网络运输量创纪录，平均约为250亿立方英尺/天，较2019年交付量增长1% [15] - 在2021年2月的极地涡旋期间，创下超过1010亿立方英尺的3天峰值交付纪录 [15] - 2020年将19亿美元的项目投入服务 [16] - 2020年第四季度美国天然气管道可比EBITDA为706亿美元（加元919亿美元），较2019年同期增加58亿美元（加元64亿美元） [28] - 2021年美国天然气管道收益预计将增长，取决于向FERC提交的第4费率案的结果 [37] 墨西哥天然气管道 - 2020年五条运营管道运输量约为18亿立方英尺/天 [18] - 2020年第四季度墨西哥天然气管道可比EBITDA为128亿美元（加元166亿美元），与2019年第四季度结果一致 [28] - 2021年墨西哥收益预计将低于上年，由于2020年与Sur de Texas管道完工相关的费用 [37] 液体管道 - 2020年Keystone系统平均运输量为555,000桶/天 [19] - 2020年第四季度液体管道可比EBITDA下降64亿美元至408亿美元，主要由于液体营销活动贡献降低 [29] - 2021年液体收益预计将低于2020年，由于持续挑战性的市场条件影响Keystone管道系统的未签约量和液体营销业务利润率 [37] 电力与存储 - 2020年1月开始Unit 6的主要部件更换（MCR）计划，预计投资约26亿美元，Unit 6预计于2023年恢复服务 [20] - 2020年第四季度电力与存储可比EBITDA同比下降49亿美元至161亿美元 [29] - 2021年电力与存储的可比收益预计将下降，主要由于Bruce Power的贡献降低 [37] - Bruce Power可用性（不包括Unit 6）2020年为88%，预计2021年将在80%中段范围 [38] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司的基础设施在加拿大、美国和墨西哥被认定为必需服务，在北美经济运作和人民福祉中扮演重要角色 [8] - 公司继续推进资本计划，2020年将59亿美元的增长项目投入服务，并推进另外200亿美元的有保障资本项目（不包括Keystone XL） [10] - 公司还在推进超过80亿美元处于开发阶段的项目以及众多其他机会 [10] - Coastal GasLink项目成本预计将增加，进度将延迟，由于范围增加、许可延迟和COVID-19影响 [14] - 2021年预计将完成约42亿美元的项目，包括17亿美元与受监管管道相关的维护和现代化计划 [21] - 公司的目标是在其广泛的管道网络上每年继续投资15亿至20亿美元的维护和现代化计划，其中约85%可通过受监管业务收回 [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司约95%的可比EBITDA来自受监管和/或长期合同资产，使其免受与吞吐量和商品价格波动相关的短期波动影响 [9] - 公司正在推进200亿美元的有保障项目，预计到2024年投入服务，所有这些项目都以服务成本监管或长期合同为基础 [21] - 公司的目标是通过强大的内部产生的现金流和债务能力为其200亿美元的有保障资本计划提供资金，而无需增加股本 [35] - 公司预计未来股息将以每年5%至7%的平均速度增长，没有假设并购嵌入其增长率，并购也不是当前关注领域 [23] - 公司看到可再生能源和管理其间歇性所需的稳定资源方面的机会，以及使其车队电气化和氢等新兴技术的机会 [22] - 公司专注于持续改进，包括减少温室气体排放的潜在路径，并了解长期的转变基本面，以确保其业务在不断发展的能源格局中保持可持续和弹性 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管2020年面临近期历史上一些最大的全球挑战，公司仍安静可靠地继续交付数百万人每天依赖的能源 [8] - 公司预计其坚实的运营和财务业绩将继续，EBITDA持续增长，2021年普通股的可比收益预计将与2020年创纪录的业绩基本一致 [10] - 公司不认为与COVID-19相关的中断对其2021年整体资本计划有重大影响，但承认短期和长期都存在不确定性 [40] - 公司预计在2021年记录与Keystone XL项目暂停推进相关的减值费用 [39] - 公司相信其资产将继续为北美经济的运作提供基本服务，未来几十年对其服务的需求将保持强劲 [24] 其他重要信息 - 由于COVID-19，不列颠哥伦比亚省省卫生官员于2020年12月下旬发布命令，限制北部卫生局地区工业项目现场的工人数量，影响Coastal GasLink项目 [13] - 2021年1月20日，美国总统撤销了Keystone XL管道的现有总统许可，公司因此暂停了项目的推进并停止了成本资本化 [19] - 公司于2020年末就收购TC Pipelines LP所有流通普通单位达成最终协议和合并计划，该交易预计于第一季度末完成 [17] - 公司预计2021年将投资约70亿美元于增长项目、维护资本和对股权投资的出资，大部分归属于NGTL系统扩展、美国天然气管道项目、Bruce Power寿命延长计划和正常过程的维护资本 [40] 问答环节所有提问和回答 问题: Keystone XL项目后的液体管道业务战略和增长前景 [47] - 公司认为液体管道基础设施是不可替代的，由长期合同支持，任何替代方案都必须与将产生的收益和现金流增长竞争 [48] - 液体业务的基础资产连接战略供应盆地与高需求利用的墨西哥湾沿岸炼油市场，战略走廊不可替代，公司正在推进其他机会以增强客户服务 [49] - 关于Keystone XL的前进道路，这是一个复杂的过程，公司已立即开始安全负责任地逐步减少在加拿大和美国的建设活动，需要时间与合作伙伴和客户确定下一步措施 [49] 问题: 并购（M&A）方法和框架 [51] - 公司通常寻找周期中的困境点的高质量资产，这些资产由于现有所有者财务困境而变得可用，不寻求需要工作的低质量资产 [52] - 从长期来看，任何收购的资产必须满足交付合理股息增长的价值主张，具有低业务风险状况，由于公司目前交易价格低于内在价值，货币不利于进行任何重大交易 [52] - 公司倾向于保持战略控制和运营其拥有权益的资产，不倾向于考虑非控股和非运营权益 [53] 问题: 业务组合和长期战略重点 [59] - 公司投资组合构成源于符合其风险偏好的机会，认为未来更多多样性将有益，目标是在能源结构转型过程中繁荣 [59] - 看到在现有天然气业务中分配资本的重大机会，以及通过稳定资源或建设可再生能源来满足自身电力消耗的电力业务增长机会 [59] - 通过电气化压缩站等减少排放的资本分配可能向电力和存储迁移 [59] 问题: 资产货币化和公司融资策略 [61] - 公司密切跟踪私人市场资产估值，作为筹集资金资助增长计划的一种方式，但目前有信心通过内部产生的资金为其现有计划提供资金，不期望需要增加股本 [61] - 目前没有迫切需求出售任何资产，对当前投资组合感到满意，考虑结构简单性、资产中嵌入的期权性以及任何货币化的税收后果 [62] 问题: 能源转型背景下的资本存量轮换和投资组合演进 [68] - 公司相信全球能源需求将继续增长，天然气将继续在百分比基础上适度获得市场份额，但在能源当量上将是显著增长 [69] - 看到在天然气业务中分配增量资本的机会，服务的两个盆地（西加拿大沉积盆地和阿巴拉契亚盆地）极具竞争力和弹性，预计将获得市场份额 [69] - 电力与存储业务是另一个有趣增长领域，有机会通过电气化自身消耗（如用电动机替换天然气涡轮机）和建设可再生能源来分配资本 [69] 问题: 股息支付率和股票回购考量 [71] - 公司有多十年模型，基础业务具有弹性，现金流将在未来几十年存在，股息是可负担的且受重视 [72] - 机会集与十多年前一样强劲，股息增长指导为5%至7%，支付率预计将保持在可比每股收益80%至90%的参数内，相当于约40%的现金流 [72] - 如果估值持续很长时间会重新审视，但目前基础业务和机会集的所有基本要素都已到位 [72] 问题: 后Keystone XL时代的增长填补和资本配置门槛 [76] - 公司有信心每年建立5%至6%的增长，每年需要15亿至20亿美元的维护资本，85%至90%进入费率基础 [76] - Bruce Power MCR计划从2024年到2031年约60亿美元资本支出，加上美国和加拿大天然气管道业务的廊道扩展，每年各贡献约10亿美元新增长项目，接近50亿美元 [76] - 机会丰富，需要在优先事项之间做出选择，考虑 hurdle rates、风险回报、商业基础以及未来投资组合样貌 [76] - 门槛率多年来没有太大变化，管道空间通常在7%至8%范围内，仍看到天然气方面大量机会，液体方面可能有一些附加机会，但不是数十亿美元规模的项目 [79] 问题: 极地涡旋对运营和财务的影响，以及未来韧性投资 [82] - 管道和员工在寒冷天气中表现异常出色，创下吞吐量纪录，如3天峰值交付超过1010亿立方英尺 [83] - 对电气化，可能安装双驱动以在停电时切换，目前系统有约240,000马力的电力压缩，将继续在合理处增加电力驱动，同时减少温室气体足迹 [84] - 液体管道方面，由于许多炼油厂停电无法接收货物，需求崩溃，公司宣布不可抗力事件，安全停放管道中的体积，预计将很快清除，对全年收入或客户无重大影响 [85] 问题: 地理组合演变和北美以外投资的潜在标准 [87] - 公司定期评估当前足迹（加拿大、美国、墨西哥）的机会集是否足够大且与核心能力相交，迄今为止认为现有足迹有充足机会 [87] - 拥有商业关系、政治关系、监管机构关系的地方更容易管理利益相关者对能源基础设施开发日益增长的要求 [87] - 目前对在北美现有能力范围内每年产生50亿至60亿美元机会的能力充满信心，因此不积极考虑地理扩张 [87] 问题: 适应能源转型和疫情不确定性的投资流程和风险转移 [91] - 公司进行情景分析，运行模型至所有资本投资机会的寿命结束，评估在不同能源转型情景下的韧性 [91] - 对于受监管业务（尤其是天然气），监管结构允许赚取资本回报，如果盆地使用寿命缩短，可申请加速折旧以收回资本 [91] - 关于碳竞争力，在加拿大等有碳税机制的地方，可以将经济价值归因于排放，早期阶段将碳竞争力更正式地纳入资本配置 [91] - 对于COVID-19等事件风险，限制在项目早期阶段暴露的资本量，并与其他利益相关者进行 mindful risk sharing，以控制无法控制的风险 [92] 问题: Coastal GasLink项目现金流滞后和资本支出增加的影响 [95] - 资本支出增加将流入投入服务时的收费，收费回收在投入服务时开始 [96] - 项目层面有大量项目融资，由托运人的现金携带成本、公司及合作伙伴的股权出资补充，成本增加对TC Energy资产负债表和信用指标的影响相对不显著 [97] 问题: 资本配置和股票回购潜力，假设资本支出稳定 [98] - 随着时间推移，财务能力会增长，债务能力允许在不触发信用指标的情况下增长投资基础，无论是股票回购还是对未来类似计划的额外投资还有待观察 [99] 问题: 温室气体减排目标制定进展和考量 [103] - 公司决定花更多时间回来提供更细化的答案，包括中期目标和2050年目标，以及实施的策略，预计在2021年下半年提供清晰信息 [104] - 技术已存在以显著减少排放（如用电动机替换压缩机站的燃气轮机），但需要考虑可靠性（偏远地区无输电线路）和成本（避免对客户造成费率冲击） [104] - 自然轮换资本的机会是在设备达到使用寿命时，政策制定者提供的加速资本存量轮换的激励措施将影响减排能力 [104] 问题: 阿尔伯塔省电力市场资本配置与ESG目标平衡 [106] - 电力业务战略是投资于更多燃料多样性，但希望避免 merchant exposure，坚持核心业务，即寻找满足门槛率的长期合同关系 [107] - 稳定资产（如抽水蓄能）、长期合同资产（如可再生能源）以及为现有负载服务提供机会 [108] 问题: 哈迪斯蒂（Hardisty）遗留资产定位和已为KXL建造的资产利用 [111] - 哈迪斯蒂是Keystone系统的起点，与其他方终端资产的互连具有战略意义，公司正在制定这些资产的长期计划，寻找利用已建造设备的方法 [112] 问题: 可再生能源业务内部能力和扩展潜力 [113] - 公司在过去20年运营或目前运营核能、风能、太阳能、天然气，调度过煤炭、地热、径流式水电，这些人员仍在组织内 [113] - 为了重新整合团队和重建围绕此类机会的发起能力，聘请了具有20多年电力行业经验的Corey Hessen [113] - 对团队执行系统性、有效且符合风险状况的能力有信心，专注于做最擅长的事情，利用20多年 gained 的专业知识 [114] 问题: KXL项目钢材再利用或销售的潜力 [117] - 项目团队正在评估所有设备及其用途，钢材价值在某些情况下有所增加，备用材料存在市场，正在制定最佳逐步减少策略 [118] 问题: Columbia Gas费率案会计处理和新费率确认时间 [119] - 于2月1日将 motion rates 生效，在最终和解确定前将收取这些费率，届时将追溯重述收入至2月1日 [119] - 过程进展将告知在季度中做出的估计类型，随着时间推移，一旦达成和解或通过诉讼获得结果，一切将平滑 [120] 问题: 混合证券在融资中的作用和未来发行计划 [122] - 资本结构中优先股和混合证券的限制为15%，目前已接近该限制，在资产负债表没有增长的情况下，不期望该比例上升，幻灯片中的债务融资通常为高级债务 [123] 问题: 能源转型不确定性下的财务政策和杠杆率考量 [124] - 与评级机构持续对话，对当前投资组合强度感到满意，资产为长期年金流、 crown jewel 资产，非常类似公用事业 [124] - 如果评级机构开始归因更多风险，有加速折旧等机制解决，目前不确定性不促使降低杠杆，对 metrics 和现金流稳定性感到满意 [124]

TC Energy Corporation (NYSE:TRP) Q3 2020 Earnings Conference Call October 29, 2020 11:00 AM ET Company Participants David Moneta – Vice President-Investor Relations Russ Girling – President and Chief Executive Officer Don Marchand – Executive Vice President-Strategy and Corporate Development, and Chief Financial Officer François Poirier – Chief Operating Officer and President-Power and Storage Tracy Robinson – President-Canadian Natural Gas Pipelines and Coastal GasLink Stan Chapman – President-U.S. and Mex ...

业绩总结 - 2020年第三季度可比每股收益为0.95美元，年初至今为3.05美元[12] - 2020年第三季度净收入为8.93亿美元，2019年为9.70亿美元[40] - 2020年第三季度可比EBITDA为22.94亿美元，同比下降50百万美元，2019年为23.44亿美元[40] - 2020年前九个月可比EBITDA为70.28亿美元，较2019年同期的70.51亿美元下降0.3%[52] - 2020年前九个月可比收益为28.65亿美元，较2019年同期的28.81亿美元下降0.6%[52] 用户数据 - 加拿大天然气管道的可比EBITDA为6.66亿美元，较2019年的5.72亿美元增长[38] - 美国天然气管道的可比EBITDA为8.63亿美元，较2019年的7.96亿美元增长[38] - 墨西哥天然气管道的可比EBITDA为1.70亿美元，较2019年的1.53亿美元增长[38] 资金流动 - 2020年第三季度可比运营产生的资金总额为17亿美元，年初至今为53亿美元[12] - 2020年第三季度净现金运营提供为17.83亿美元，较2019年同期的15.85亿美元增长12.4%[54] - 2020年前九个月净现金运营提供为51.19亿美元，较2019年同期的52.56亿美元下降2.6%[54] - 2020年第三季度运营产生的资金为16.63亿美元，较2019年同期的14.45亿美元增长15.1%[54] 未来展望 - 预计2020年整体展望基本不变，约95%的可比EBITDA来自于受监管资产和/或长期合同[12] - 预计2021年及以后每年有5-7%的有机增长[31] - 公司预计股息将持续增长，支持其370亿美元的增长项目和110亿美元的发展组合[33] 新项目与投资 - Keystone XL管道项目预计在2023年投入服务，额外成本为80亿美元，预计每年产生约13亿美元的增量EBITDA[23] - 公司正在推进370亿美元的已确保资本项目[27] - 公司在2020年前九个月内将31亿美元的增长项目投入服务[12] 负面信息 - 2020年第三季度可比收益为8.93亿美元，较2019年同期的9.70亿美元下降7.9%[52] - 2020年第三季度的折旧和摊销费用为6.73亿美元，较2019年的6.10亿美元上升[40] - 2020年第三季度的利息支出为5.59亿美元，较2019年的5.73亿美元下降[40]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第二季度可比收益为8.63亿美元，或每股0.92美元，低于2019年同期的9.24亿美元或每股1美元 [20] - 2020年第二季度可比EBITDA为22亿美元，可比运营产生资金约为15亿美元 [20] - 2020年上半年可比收益为20亿美元，或每股2.10美元，高于2019年同期的19亿美元或每股2.07美元 [20] - 2020年上半年可比EBITDA为47亿美元，可比运营产生资金为36亿美元，与去年水平相似 [21] - 2020年第二季度归属于普通股的净收入为13亿美元，或每股1.36美元，高于2019年同期的11亿美元或每股1.21美元 [47] - 2020年上半年归属于普通股的净收入为24亿美元，或每股2.59美元，高于2019年同期的21亿美元或每股2.30美元 [47] - 第二季度业绩包括出售Coastal GasLink项目65%权益带来的4.08亿美元税后收益，以及出售安大略省燃气发电厂带来的8000万美元税后亏损 [48] - 公司预计2020年全年每股可比收益将与2019年的创纪录业绩相似 [16] - 公司预计2020年全年可比收益的有效税率将在15%至20%的中高区间 [61] - 公司董事会将季度股息提高至每股0.81美元，相当于年化每股3.24美元，较2019年增加8%，这是连续第20年提高股息 [41] - 历史上，股息平均约占可比收益的80%和可比运营产生资金的40% [42] - 公司预计到2021年股息将以年均8%至10%的速度增长，此后以5%至7%的速度增长 [43] 各条业务线数据和关键指标变化 - **天然气管道业务**：客户需求保持强劲，2020年上半年运输量与去年同期持平或更高 [22] - **加拿大天然气管道**：第二季度可比EBITDA为6.21亿美元，较2019年同期增加9300万美元，主要由于费率基础收益增加以及NGTL系统新增设施投入服务带来的折旧和财务费用转嫁 [51] - **美国天然气管道**：第二季度可比EBITDA为5.95亿美元（8.24亿加元），较2019年同期减少4600万美元（3300万加元），主要由于2019年8月出售部分Columbia中游资产以及Columbia Gas运营成本增加 [52] - **墨西哥天然气管道**：第二季度可比EBITDA为1.30亿美元（1.81亿加元），较2019年同期增加2300万美元（4000万加元），主要由于2019年9月开始运输服务带来的Sur de Texas股权收益，以及墨西哥比索走弱导致的利息支出减少 [53] - **液体管道业务**：尽管全球原油市场波动，上半年业绩依然稳健 [31] - 第二季度可比EBITDA下降1.5亿美元至4.32亿美元，主要由于Keystone无合同运量减少、液体营销业务利润率下降，以及2019年7月出售Northern Courier 85%股权权益 [54] - **电力与存储业务**：Bruce Power上半年业绩稳健 [36] - 第二季度可比EBITDA同比下降8400万美元，主要由于Bruce Power 6号机组按计划于1月停运进行MCR项目，以及出售安大略省燃气发电厂和Coolidge电厂，加上MacKay River热电联产设施在2020年停运 [55] 各个市场数据和关键指标变化 - **加拿大市场**：NGTL系统日均田间接收量约为12.3 Bcf，加拿大干线西部日均接收量为3.1 Bcf [22] - **美国市场**：更广泛的美国管道网络日均运输量约为25 Bcf [22] - **墨西哥市场**：墨西哥管道日均运输量约为1.6 Bcf [22] - 公司约95%的可比EBITDA来自受监管或长期合同资产，使其免受短期运量和商品价格波动的影响 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司正在推进370亿美元的已确定资本项目，预计将在2020年至2023年间陆续投入服务 [14][40] - 此外，还有110亿美元的项目处于后期开发阶段，包括Bruce Power另外五个反应堆的翻新 [15] - 公司拥有五个重要的增长平台：加拿大、美国、墨西哥天然气管道，液体管道，以及电力与存储业务 [44] - 公司预计将通过370亿美元的已确定资本计划，延续其长期增长收益、现金流和每股股息的记录 [45] - 公司看到了其庞大的关键资产足迹带来的众多“走廊内”有机增长机会，例如今天宣布的4亿美元Elwood Power和ANR Horsepower替换项目 [45] - 公司将继续保持纪律性，专注于安全、可持续性，并快速响应市场信号，以保持行业领先地位和韧性 [46] - 公司认为其资产基础非常适合在未来几十年连接不断增长的可再生天然气或氢能源源 [79] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - COVID-19对全球产生了重大影响，但公司的业务连续性计划确保了资产的有效运营和所有资本计划的执行 [10] - 公司提供的服务在加拿大、美国和墨西哥均被视为必需或关键服务 [11] - 尽管面临挑战，公司的运营基本未受影响，流量和利用率水平基本符合历史季节性常态 [13] - 公司在2020年上半年采取了重大措施来增强流动性，包括发行长期债务、建立额外的承诺信贷额度以及进行投资组合管理活动（如出售资产），流动性增加了超过110亿美元 [15] - 公司对未来前景保持信心，预计2020年全年每股可比收益将与2019年创纪录业绩相似 [16] - 公司预计将继续以年均8%至10%（至2021年）和5%至7%（此后）的速度增长股息 [43] 其他重要信息 - 公司完成了对安大略省三个燃气发电厂的出售，净收益约为28亿美元 [39] - 公司完成了Coastal GasLink项目65%权益的出售，并与新建立的长期项目融资信贷安排相结合，获得了约21亿美元的净收益 [30] - 公司正在推进Keystone XL管道的建设，该项目预计在2023年投入服务，需要约80亿美元的额外投资，预计每年将产生约13亿美元的增量EBITDA [34] - 阿尔伯塔省政府将投资约11亿美元股权，并全额担保42亿美元的项目级信贷安排，以支持Keystone XL [34] - 公司宣布了一项新的4亿美元（美国）投资，用于替换、升级和现代化ANR管道系统高利用率段的某些设施 [26] - 公司的Columbia Gas Transmission系统计划提交第4费率案，寻求自2021年2月1日起提高其最高分类费率，这是20多年来的首次费率案提交 [27] - 公司预计2020年资本支出约为103亿美元，资金来源包括内部产生的现金流（约70亿美元）、资产处置收益（约49亿美元）、阿尔伯塔省政府对Keystone XL的股权投资（11亿美元）以及长期债务发行等 [65][66] - 公司拥有超过130亿美元的承诺信贷额度，财务状况稳健 [67] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: Keystone XL项目的法律障碍和2023年投产时间表 [73] - 公司表示有两起诉讼，一起挑战总统许可，另一起挑战在湿地地区推进建设的能力，目前的计划和进度仍以2023年投产为目标，预计在今年剩余时间和明年解决这些问题 [74] 问题: 对抽水蓄能、氢能等“绿色”投资的兴趣 [75] - 公司表示其电力与存储业务的投资策略包括按燃料类型多元化，投资于存储项目以应对可再生能源占比增加带来的间歇性问题 [76] - 公司在安大略省有一个1000兆瓦的抽水蓄能项目（Meaford）正在开发，最终投资决定预计在2023年左右；在阿尔伯塔省还有一个已获许可的抽水蓄能项目，预计在2020年底前做出最终投资决定 [76] - 关于氢能，公司将继续关注技术进步，认为其现有资产基础非常适合在未来连接氢能源源，氢气可以与甲烷混合在现有管道中运输 [78][79] 问题: Columbia费率案的细节，包括资本回收和费率落后程度 [82] - 公司计划于次日提交Columbia费率案，这是20多年来的首次，除了回收已发生的成本和历史资本投资回报外，还提议进行30亿美元的现代化计划第三阶段投资，为期七年 [83][84] - 现代化资本支出可以在不进行进一步费率案的情况下逐年回收 [84] - 费率案将为基本系统客户设定费率，但不影响已投入服务的快速项目的需求费用，这些项目将继续按固定协商费率单独定价 [85] - 新费率将于2021年2月1日生效，但需接受退款调整，因此对2020年收益没有影响，公司打算与客户协作寻求和解 [86] 问题: 计划中的ATM（按市价发行）融资是否仍专用于Keystone XL，或有其他用途 [91] - 公司表示，ATM并非Keystone XL基本融资计划的一部分，主要是考虑到当前波动环境和庞大的资本计划而提供的财务灵活性，应视为额外的保障措施 [92] 问题: 如何实现Keystone管道在总统许可下提高的运能，涉及范围、成本和时机 [94] - 公司表示，2019年开放季节签约的额外5万桶/日运能可通过增加减阻剂实现，无需新建泵站或环路等额外资本 [95] 问题: 长期5%-7%增长率在多大程度上依赖于现有资产，以及开发新平台（如绿色能源）的重要性 [96] - 公司表示，除了Keystone XL和Coastal GasLink，增长预测并未考虑任何“巨型项目”，主要依靠现有10万公里路权带来的“走廊内”有机增长机会（如Elwood项目、现代化计划、Bruce Power后续机组翻新） [96][97] - 公司估计每年需要投资约40-50亿美元才能实现5%-7%的增长率，而通过再投资其自由现金流（约60%）于核心业务，可以找到这个规模的“走廊内”扩张机会 [99] - 公司认为，在当前环境下，新建大型绿地项目困难，但“走廊内”扩张项目更容易完成，且回报更高、阻力更小 [100] 问题: Keystone管道在已签约5万桶/日之外，剩余12万桶/日运能的商业化和提升时间表 [103] - 公司表示，新的修正许可允许在2021年安全验证后，逐步增加5万桶/日的运能，系统上仍有3.5万桶/日的现货运能，任何超出部分的增量将取决于市场需求和系统能力，可能涉及适度的资本投入 [103][104] 问题: Columbia费率案如果完全获批，对公司EBITDA的潜在影响 [105] - 管理层以尊重程序为由，拒绝在提交前提供具体指导 [105] 问题: 在ESG和能源转型背景下，对绿色项目的财务评估框架（折现率、终值） [109] - 公司表示，投资标准与传统项目类似，不会部署低于资本成本的资本，寻求体面的回报，现金流需有合同或费率监管支持 [110] - 公司将继续保持其历史风险偏好和投资纪律，折现率预计与现有项目类似 [111] - 公司看到能源转型中的巨大机遇，特别是解决可再生能源间歇性问题的存储项目，以及像Bruce Power这样的基荷电源 [113] 问题: 后疫情时代墨西哥市场的机遇与风险 [116] - 公司对墨西哥市场持长期乐观态度，认为将低成本美国天然气引入墨西哥经济是国家的战略要务，有利于宏观经济增长和电力市场目标 [117] - 公司在墨西哥的资产有长期（20年以上）、美元计价的合同和可靠的交易对手，符合其风险偏好 [118] - 未来机会在于通过连接更多电厂和工业负荷来提高资产利用率，进行“走廊内”扩张 [118] 问题: ANR管道4亿美元扩建项目，以及未来类似“小而精”扩张项目的讨论进展，是否从供应推动转向需求拉动 [120] - 公司表示，凭借其资产规模，预计每年能产生5亿至10亿美元的新项目，2020年有望达到高端 [121] - 从宏观角度看，燃气发电预计到2023年将增长3 Bcf/日，到2030年增长7 Bcf/日，公司期望能竞争并赢得公平份额 [122] - 公司目前正在ANR和Columbia系统上推进几个其他燃气发电项目，其中一个与Elwood项目类似，预计至少有一个在年底前敲定 [123] - 公司仍有能力捕捉LNG出口市场的增长，并可能通过现有基础设施改造服务于东南部市场的增量需求 [123] - Bakken Express项目因COVID-19对油价的影响而暂停，但公司仍乐观认为最终会完成该项目，尽管时间线可能推迟 [124] 问题: 加拿大NGTL系统容量优化开放季节的更多细节，客户在当前环境下的增长考虑，以及总容量推迟情况 [128] - 公司表示，开放季节是为了让已签约扩建容量的客户有机会提前、推迟或在某些情况下终止合同 [128] - 结果显示，所有容量仍然需要，只是部分需求的时间框架发生了变化，有些合同提前，有些容量被推迟一个季度或最多一年 [129] - 公司正在制定新的资本计划以反映这些变化，但好消息是客户仍然需要这些容量，并且与公司一样看好盆地的基本面 [129]

业绩总结 - 2020年第二季度可比收益为每股0.92美元[13] - 2020年第二季度可比净收入为8.63亿美元，相较于2019年同期的9.24亿美元下降了6.6%[42] - 2020年第二季度可比EBITDA为21.99亿美元，较2019年同期的23.24亿美元下降了5.4%[42] - 2020年第二季度的每股净收入为1.36美元，较2019年同期的1.21美元增长了12.4%[42] - 2020年上半年可比净收入为19.72亿美元，相较于2019年同期的19.11亿美元增长了3.2%[42] - 2020年上半年可比收益为1,972百万美元，较2019年同期的1,911百万美元增长3.2%[61] 用户数据 - 加拿大天然气管道的可比EBITDA为6.21亿美元，较2019年同期的5.28亿美元增长了17.7%[40] - 美国天然气管道的可比EBITDA为8.24亿美元，较2019年同期的8.57亿美元下降了3.9%[40] 资金与流动性 - 第二季度可比运营产生的资金总额为15亿美元[13] - 2020年第二季度的资金来源于运营的可比资金为15亿美元[44] - 2020年上半年净现金来自经营活动为3,336百万美元，较2019年同期的3,671百万美元下降9.1%[64] - 2020年第二季度通过资本市场融资的中期票据发行额为20亿美元，利率为3.80%[44] - 公司通过发行长期债务和增设信用额度等方式增强流动性超过110亿美元[13] 未来展望 - 预计2020年全年可比EBITDA约95%来自于受监管资产和/或长期合同[13] - 预计2021年和2022年将实现8%至10%的年度增长[35] 项目与并购 - 完成了28亿美元的安大略省天然气发电厂的出售[27] - 公司正在推进370亿美元的已确保资本项目[29] - Keystone XL管道项目预计每年将产生约13亿美元的增量EBITDA[23] 成本与费用 - 2020年第二季度的利息支出为5.61亿美元，较2019年同期的5.88亿美元下降了4.6%[42] - 2020年第二季度的折旧和摊销费用为6.35亿美元，较2019年同期的6.21亿美元上升了2.3%[42] - 2020年第二季度税收费用为125百万美元，较2019年同期的199百万美元下降37.2%[61]