季度财务业绩 - 公司第三季度每股收益为0.56美元 与市场预期一致 但低于去年同期0.76美元的水平 [1] - 公司第三季度营收为26.9亿美元 超出市场预期1.87% 但低于去年同期29.9亿美元 [2] - 在过去四个季度中 公司有两次每股收益超出预期 三次营收超出预期 [1][2] 近期股价表现与市场比较 - 公司股价年初至今上涨约8.2% 表现逊于同期标普500指数15.6%的涨幅 [3] - 公司当前的Zacks评级为第3级（持有） 预计其近期表现将与市场同步 [6] 未来业绩预期 - 市场对下一季度的共识预期为每股收益0.70美元 营收29.5亿美元 [7] - 对本财年的共识预期为每股收益2.61美元 营收109.1亿美元 [7] - 业绩发布前 公司的盈利预期修订趋势好坏参半 [6] 行业表现与同业比较 - 公司所属的Zacks替代能源-其他行业 在250多个行业中排名处于后37% [8] - 同业公司Gevo预计在下一份报告中公布季度每股亏损0.04美元 同比改善55.6% [9] - Gevo的每股亏损预期在过去30天内被上调了20% 其季度营收预期为4378万美元 同比大幅增长2122.3% [9][10]

财务数据和关键指标变化 - 2025年前九个月可比EBITDA同比增长8% [5] - 第三季度可比EBITDA为27亿美元，同比增长10% [34] - 第三季度天然气管道网络EBITDA增长13%，但电力与能源解决方案部门EBITDA下降18% [34] - 加拿大天然气业务EBITDA增加6800万美元，主要由于激励收益增加、折旧增加以及NGPL系统所得税增加 [34] - 美国业务EBITDA增加6000万美元，主要来自Columbia Gas和解案 [34] - 墨西哥业务EBITDA增长主要由于Southeast Gateway项目贡献，这是其首个完整季度的EBITDA贡献 [33] - 非监管天然气存储组合EBITDA受益于阿尔伯塔省波动性和存储价差增加 [35] - 公司重申2025年可比EBITDA展望，预计2024年至2025年增长7%-9%，2025年至2026年预计增长6%-8% [36] - 2028年可比EBITDA展望为126亿至131亿美元，隐含2023年至2028年复合年增长率约5%-7% [36] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气管道业务：2025年系统内设定了14项新的天然气管道流量记录 [9]，美国天然气业务LNG流量本季度增长15%，并创下40亿立方英尺/日的新峰值输送记录 [32]，墨西哥网络年内至今可用性接近100%，2025年日均天然气进口量较2024年高出4% [32] - 电力与能源解决方案业务：Bruce Power第三季度可用性为94%，符合2025年全年低90%范围的预期可用性 [34]，Bruce Power的权益收入因今年早些开始双机组MCR停运计划而同比下降 [35]，但MCR计划执行顺利，略超前于计划 [35] - 项目执行：2025年投入服务的项目资本支出预计比预算低约15% [6]，年内有9个新项目投入服务 [34]，过去几年中，25个已批准项目中有23个按时或提前交付，且年度资本支出跟踪比预算低15% [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 北美天然气需求展望：过去12个月天然气预测上调50亿立方英尺/日，预计到2035年天然气需求将增加450亿立方英尺/日，主要由电气化、LNG出口和数据中心扩张驱动 [9] - 加拿大市场：阿尔伯塔省系统过去五年燃气发电量增长80% [15]，数据中心互联队列在过去一年增长两倍 [15] - 美国市场：未来十年预计约400亿瓦燃煤发电退役，大部分将由天然气发电替代 [15]，1700亿瓦现有燃煤产能相当于超过200亿立方英尺/日的潜在天然气需求 [16]，PJM和MISO等关键电力增长市场到本十年末的天然气发电容量预测较去年翻倍 [16]，近60%的美国数据中心增长预计在公司资产覆盖范围内 [16] - 墨西哥市场：资产供应该国20%的燃气电厂，并将为未来五年内投入服务的80%新公开招标天然气发电项目供气 [16]，与CFE有30年合作关系 [16]，墨西哥政府计划到2030年上线80亿瓦新天然气发电容量 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 增长战略：专注于 predominantly brownfield in-corridor expansions，利用现有足迹，最小化执行风险，并得到与公用事业和投资级客户的长期合同支持 [11]，战略由四个增长支柱锚定：发电、北美LNG、本地分销公司（LDCs）以及连接盆地的供应优势 [18] - 项目投资回报：今日宣布的新项目加权平均建造倍数（build multiple）为59倍 [6]，已批准项目组合的隐含加权平均税后IRR约为125%，高于几年前的85% [12]，未来项目目标EBITDA建造倍数在5-7倍范围 [11] - 技术创新：采用AI平台自动化文件验证和合规流程，将审查时间从数小时缩短至数分钟 [21]，使用AI优化管道排放、容量优化和短期营销 [21] - 政策环境：加拿大监管环境改善，支持国家利益项目如LNG Canada二期 [8]，美国政策行动简化NEPA范围、加速机构审查流程和实施FERC及能源部许可改革 [8]，墨西哥经济预计显著扩张，计划通过公私合作伙伴关系吸引超过2700亿美元投资 [8] - 竞争优势：公司是唯一能够向加拿大、美国和墨西哥每个主要LNG出口海岸线输送天然气的运营商，运输约30%所有用于LNG出口的原料气 [10]，是中游同行中唯一在核发电领域拥有重大权益的公司 [10]，拥有超过94000公里管道网络 [15]，是最大的天然气存储运营商之一，提供综合管道和存储解决方案 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 经营环境：政策顺风使增长计划能够更及时、更具成本效益地交付 [7]，能源需求强劲基本面在过去12个月产生了超过50亿美元新的高质量可执行项目 [10] - 未来前景：公司有信心通过2028年，实现5%-7%的EBITDA复合年增长率 [36]，开发队列中有170亿美元潜在价值的机遇 [18]，预计到2026年底，将对一系列项目做出最终投资决定（FID），以填满到2030年每年60亿美元净投资分配目标 [38]，预计未来十年天然气和电力将占最终能源消费增量的约75% [12] 其他重要信息 - 安全绩效：安全事件率持续处于五年低点 [5] - 资本分配：2025年净资本支出预计处于55亿至60亿美元区间的低端 [7]，三年计划需要约310亿美元总资金，约80%来自运营现金流，20%来自债券和混合工具发行 [39]，强健的运营现金流和资产负债表能力意味着无需发行股权即可交付该计划 [40] - 杠杆目标：公司有清晰路径实现长期债务与EBITDA比率475倍的目标 [7]，预计到2028年增量EBITDA增长将在或低于475倍杠杆目标下创造额外资产负债表能力 [39] 问答环节所有的提问和回答 问题: 长期EBITDA增长轨迹和5%-7%复合年增长率可持续性 - 公司表示，关键在于能否持续将资本配置在目前约125%的内部收益率水平上 [44]，项目正变得更大、更复杂，若能保持高回报，则中期增长点甚至可能更好，但目前对2029年及以后的清晰度需要更多时间 [44] 问题: 随着杠杆率下降，资本支出是否有能力扩大至每年70亿或80亿美元 - 公司目标是在未来12个月内填满到2030年每年60亿美元的项目储备 [46]，有机会考虑超过60亿美元，但受限于人力资本和执行卓越性的保持，以及475倍杠杆率上限 [46]，考虑到项目准备时间，可能在2028或2029年才能实现超过60亿美元的资本支出 [48] 问题: 项目规模变大、更复杂的原因及公司意愿 - 公司看到与发电行业增长相关的机遇，规模从05十亿立方英尺到超过1十亿立方英尺不等 [51]，项目平均规模约5亿美元，未来可能宣布接近10亿美元或略超的项目，但仍为廊道内扩建，执行复杂性未增加 [52]，项目推迟是因为需求增长快，公用事业客户希望扩大项目范围 [53] 问题: 170亿美元项目储备规模未来进展及是否会拒绝项目 - 公司澄清并未因资产负债表或资本原因拒绝任何项目 [54]，即使在批准所有待定项目后，在60亿美元水平下仍有35亿美元空间 [55]，随着EBITDA增长，年度资本支出自然可以随之增长，机会集允许公司考虑提高支出水平 [56] 问题: 战略上选择专注于输电而非与客户竞争发电的原因 - 公司认为通过关键公用事业客户的互联获取数据中心增长是低风险、高回报的途径 [59]，在美国，客户并未强烈要求开发 behind-the-meter 项目，且此类项目存在合同期限或长交货期物品采购等限制因素，不符合公司风险偏好 [59] 问题: Bruce C项目最终投资决定路径、关键里程碑及成本风险管理 - Bruce C项目继续推进，已于8月收到IAAC的启动通知 [61]，下一步是与ISO合作及下一轮资金申请，最终投资决定预计在2030年代初 [61]，从MCR项目中获得的经验教训，如机器人技术应用，将用于提高未来效率 [62] 问题: 2028年指引中是否已考虑费率案件或存在上行空间 - 公司有多个费率案件在进行中，加拿大干线结算于2026年底到期，NGTL结算于2029年底到期 [66]，预测中已包含对这些费率案件的保守估计，拟议的增长已纳入预测 [66] 问题: 资本节约的可持续性及面临的成本压力 - 市场压力尚未产生实质性影响，但行业积压正在增加，公司持续监控供应商和承包商 [68]，通过长期关系和组合策略吸引顶级承包商 [68]，项目组合风险降低，小型项目更易执行，在通胀环境中采取更保守的成本估算方法 [69]，若所有竞争对手受相同通胀影响，公司预计能保持5-7倍的EBITDA建造倍数 [84] 问题: 近期获得标普评级展望上调至稳定的原因 - 公司表示这是因为其兑现了去年投资者日提出的计划，包括按时完成Southeast Gateway项目并将资本支出控制在60-70亿美元范围内 [89] 问题: 2026年指引6%-8%增长的具体驱动因素及为何可能被视为保守 - 超过80亿美元新资产投入服务是基线驱动因素 [91]，费率案件是区间范围的最大驱动因素，资产可用性、商业和技术创新是较小但增长的影响因素 [91]，对新资产和新交易对手方的表现持保守态度 [91] 问题: 项目回报率提高的具体驱动因素及客户接受度 - 驱动因素包括项目执行能力提升、市场管道容量利用率提高以及北美增长规模庞大 [96]，公司能够筛选出高风险调整回报的项目 [96] 问题: 在考虑提高资本支出前，希望低于475倍杠杆目标建立多少缓冲 - 公司目标主要是资本效率，在475倍或以下的每股指标是衡量股东总回报的方式 [99]，目前选择低于60亿美元支出是为了让资产负债表有时间喘息，并非追逐低回报项目 [99]，若项目回报存在、团队能按时按预算交付、且符合杠杆目标，则是增加支出的条件 [100] 问题: 项目按时按预算执行的主要原因 - 首要驱动因素是人力资本，内部领导执行力提升、更早进行风险尽职调查、更早与利益相关者接触、与第三方承包商谈判确保A级团队 [104]，公司文化强调"一个团队"方法和心理安全感，便于早期识别和管理挑战 [106] 问题: 电力业务互补服务的机会及是否考虑 behind-the-meter 电力 - 阿尔伯塔省是自然考虑区域，因其拥有完整的能源供应链 [109]，公司拥有强大的增长渠道，将非常选择性，有些项目风险过高，但数据中心需求增长对公司现有天然气和电力足迹有利 [109] 问题: 输送更多加拿大天然气至墨西哥湾沿岸的 brownfield 扩建机会 - LNG机会持续演变，公司已向墨西哥湾沿岸项目投入服务8个LNG相关项目 [112]，通过ANR等系统有将西部加拿大天然气输送至墨西哥湾沿岸的走廊，将继续评估 [112]，加拿大西海岸的LNG出口也是巨大机会 [112] 问题: Coastal GasLink 扩建进展 - Coastal GasLink已投入服务，正在与LNG Canada密切合作评估二期工程 [114]，最终投资决定取决于LNG Canada，但公司正联合评估管道扩建需求 [114]，LNG Canada二期已被联邦政府列为国家利益项目，许可进程进行中 [115] 问题: 5%-7% EBITDA 复合年增长率的具体构成部分 - 主要部分来自未来两年资本投入服务 [118]，期间可能有半打费率案件进行，这是区间范围的最大驱动因素 [118]，资产可用性、商业和技术创新是较小但增长的影响因素 [118] 问题: 股息增长预期 - 3%-5%的股息增长区间保持不变 [120]，鉴于新项目回报高于资本成本，公司将尽可能多地将资本导向新项目，这意味着股息增长将维持在区间低端，因为项目是资本的最佳用途 [121]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度可比EBITDA为27亿美元，同比增长10% [31] - 前九个月可比EBITDA同比增长8% [5] - 2025年全年可比EBITDA增长预期维持在7%-9%，2026年增长预期为6%-8% [33] - 2028年可比EBITDA展望为126亿至131亿美元 [33] - 天然气管道业务EBITDA在第三季度增长13%，但电力和能源解决方案业务EBITDA下降18% [31] 各条业务线数据和关键指标变化 - 加拿大天然气业务EBITDA增加6800万美元，主要因激励性收益增加、折旧及NGPL系统所得税增加，部分被较低的流转财务费用抵消 [31] - 美国天然气业务EBITDA增加6000万美元，主要因Columbia Gas和解案，部分被较高的运营和维护成本抵消 [31] - 墨西哥业务EBITDA增加，主要因Southeast Gateway项目贡献，部分被Topolobampo因比索走强导致的股权收益下降所抵消 [31] - 电力和能源解决方案业务股权收入下降，因今年开始双机组MCR停运计划，而2024年第三季度仅单机组停运 [31] - Bruce Power在第三季度可用性达94%，符合2025年全年低90%范围的预期 [31] - 非监管天然气存储组合EBITDA受益于阿尔伯塔省波动性和存储价差增加 [32] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国天然气业务LNG流量本季度增长15%，并创下40亿立方英尺/日的新峰值输送记录 [30] - 墨西哥网络年内至今可用性接近100%，日均天然气进口量较2024年增长4%，并在8月创下超过80亿立方英尺/日的单日进口峰值记录 [30] - 在阿尔伯塔省，过去五年天然气发电量增长80% [14] - 墨西哥资产供应全国20%的燃气电厂，并将供应未来五年投运的80%新公开招标天然气发电项目 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦于安全、运营卓越、低风险高回报增长及财务实力 [39] - 增长项目主要为利用现有足迹的棕地扩建，最小化执行风险，并由与公用事业和投资级客户的长期合同支持 [11] - 过去12个月已批准51亿美元新增长项目，资本化电力发电和数据中心的广泛需求 [7] - 公司是唯一在加拿大、美国和墨西哥每个主要LNG出口海岸线输送天然气的运营商，处理约30%的LNG出口原料气 [10] - 公司是唯一拥有核发电重大权益的中游同行，通过Bruce Power参与 [10] - 到2035年，预计北美60%的天然气产量将通过TC Energy连接的盆地输送 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 北美政策环境日益支持，加拿大监管环境改善，美国简化NEPA范围、加速机构审查及实施FERC和能源部许可改革 [8] - 墨西哥经济在强劲基本面和“墨西哥2030计划”下有望显著扩张，计划到2030年上线8吉瓦新天然气发电能力 [8] - 天然气需求预测在过去12个月上调50亿立方英尺/日，现预计到2035年需求增加450亿立方英尺/日，由电气化、LNG出口和数据中心扩张驱动 [9] - 公司看到更多顺风而非逆风，包括监管改革和客户需求拉动 [73] 其他重要信息 - 2025年净资本支出预计处于55亿至60亿美元区间的低端 [7] - 项目执行卓越，本年度投运的项目趋势为低于预算约15% [5][21] - 公司使用AI平台自动化文件验证和合规工作流，将审查时间从数小时缩短至分钟，并用于减少排放和优化商业决策 [20] - 公司拥有1180亿立方英尺的非监管天然气存储能力，能在动态市场中产生增量EBITDA [24] - 公司预计到2028年底无需发行股权即可交付计划 [38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 长期EBITDA增长轨迹及5%-7%复合年增长率可持续性 [41] - 项目回报率（IRR）提高至约12.5%是关键，若回报率保持，则中期增长点可维持甚至更好，但项目变得更大更复杂，需要更长时间才能明确 [42] 问题: 随着杠杆率降低，资本支出是否有能力扩大至每年70亿或80亿美元 [43] - 目标是在12个月内填满到2030年每年60亿美元的项目储备，在满足人力资本和维持4.75倍杠杆率目标的前提下，有机会考虑超过60亿美元，但可能要到2028或2029年才能实现 [44][45] 问题: 项目变得更大更复杂的具体情况 [49] - 项目规模从05亿立方英尺到超过10亿立方英尺不等，大型项目因供应链限制需要更多时间，但公司能同时捕获较小机会 [49] - 项目平均规模约5亿美元，可能增至10亿美元左右，但仍是在走廊内扩建，执行复杂度未增加，需求增长快导致项目范围扩大和推迟 [50] 问题: 170亿美元项目储备规模未来如何发展 [51] - 公司未因资产负债表或资本原因拒绝任何项目，在60亿美元水平下仍有35亿美元空间，随着EBITDA增长，储备和资本支出自然可增长，明年可能考虑提高60亿美元的水平 [53][54] 问题: 战略上选择专注于传输而非发电的原因 [57] - 通过关键公用事业客户互联获取数据中心项目的投资组合提供了低风险、有吸引力的回报方法，美国客户对开发表后项目需求不大，且存在合同期限和长交货期等限制因素 [57] 问题: Bruce C项目的现状和关键里程碑 [58] - Bruce C项目继续推进，已于8月收到IAAC的启动通知，下一步是与ISO合作及下一轮资金，最终投资决定在2030年代初，从MCR项目中汲取的经验教训（如机器人技术）将应用于Bruce C [59][60] 问题: 2028年指引中是否已考虑费率案例或存在上行空间 [63] - 多个费率案例正在进行中，加拿大干线和解持续到2026年底，NGTL和解到2029年底，预测中已包含保守估计，拟议的增长已嵌入预测 [63] 问题: 资本成本节约的可持续性及面临的挑战 [64] - 市场压力尚未产生实质性影响，但行业积压正在增加，公司通过长期关系和组合吸引顶级供应商，在通胀环境中对成本采取更保守态度，但随着风险降低和项目更易预测，有望持续卓越执行 [65][66][67] 问题: 指引是否保守，考虑到更多顺风 [73] - 确实感觉更多顺风，但希望再观察一年以确保这些顺风持续到本十年末，因此三年指引看起来保守 [73][74] 问题: 墨西哥资产货币化的最新想法 [75] - 无更新想法，墨西哥是 phenomenal 业务，待SGP投运后观察几个季度，等待USMCA clarity 和 CFE 进展，计划2026年审视资本市场和合作伙伴机会 [76][77] 问题: 资本轮转计划的参与度 [80] - 首要来源是EBITDA增长，通过商业和创新（如AI）优化系统提高ROIC，在考虑外部资本或去杠杆前先执行这些措施，若有股权需求，偏向资本轮转优先 [81][82] 问题: 前瞻性回报预期及是否稳定 [83] - 过去12个月回报稳定，5-7倍EBITDA构建倍数指引从去年投资者日至今得以执行，170亿美元项目管道可见度高，预计该结果可实现 [83] 问题: 成本上升环境下回报能否保持 [84] - 若所有竞争对手受相同通胀环境影响，则处于公平竞争环境，成本将反映在所有标书中，预计能保持5-7倍EBITDA构建倍数的回报 [85] 问题: S&P评级上调至稳定的原因 [89] - 公司实现了去年投资者日提出的计划，包括SGP按时投运及资本支出控制在60-70亿美元范围内，机构希望看到几个季度的业绩表现，公司已交付甚至更好 [90] 问题: 2026年指引接近8%而非6%的驱动因素 [91] - 有超过80亿美元资产投运驱动增长，在新资产上存在客户驱动事件、天气驱动事件、表现优于预期等可选性，但对新客户方面会保守，待新库存全部运行后再看 [92] 问题: 项目回报率提高的具体驱动因素 [95] - 项目执行能力提升、市场管道容量利用率提高、北美增长规模大允许选择高回报项目是主要驱动因素 [96] 问题: 杠杆率构建及资本支出趋向区间高端的缓冲空间 [98] - 目标是资本效率，在475倍或以下时每股指标是衡量总股东回报的方式，未来几年资本支出低于60亿美元是为让资产负债表喘息，若项目回报存在、团队能按时按预算交付且符合475倍或更低的杠杆率，则可从60亿增至70亿或80亿 [99][100] 问题: 项目按时按预算执行的首要原因 [104] - 人力资本是首要驱动，内部领导执行力提升、风险尽职调查更早、更早与利益相关方接触、与第三方承包商谈判确保A团队，所有这些促成了按时按预算执行 [105] - 文化方面，单团队方法和心理安全环境使团队能及早识别挑战以管理风险，对高质量项目执行至关重要 [106] 问题: 电力和能源解决方案市场的互补服务机会 [107] - 阿尔伯塔省是自然区域，因拥有能源供应链足迹，从天然气存储到电力，但会非常选择性，因已有大量增长管道，一些项目风险偏高，阿尔伯塔省数据中心队列超过20吉瓦，无论公司开发或其他开发商建设新需求，都对现有天然气和电力足迹有利 [108][109] 问题: 加拿大天然气南送及Coastal GasLink扩张机会 [112] - LNG机会持续演变，过去几年已投运八个LNG项目，Coastal GasLink已投运，认为向西海岸输送WCSB天然气有巨大机会，通过ANR管道系统等评估从西加拿大到墨西哥湾的扩建，西海岸加拿大扩建将是巨大机会 [113][114] - Coastal GasLink已投运，正与LNG Canada密切合作评估第二阶段，FID取决于对方，但正联合评估管道扩建需求，LNG Canada第二阶段已被联邦政府认定为符合国家利益的项目，许可进程进行中，决定权在LNG设施支持者 [115][116] 问题: 5%-7% EBITDA增长指引的构成部分 [119] - 主要部分来自未来两年资本投运，多个费率案例进行中是范围的最大驱动，资产可用性、商业和技术是较小但增长的影响因素，AI、机器人技术、预防性维护显示出现金流生产力和贡献的早期迹象 [119][120] 问题: 股息增长预期范围 [121] - 3%-5%范围保持一致，鉴于新项目回报高于资本成本，将尽可能多资本投入新项目，这意味着股息增长在可预见未来将保持在该范围低端 [122]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度可比EBITDA为27亿美元，同比增长10% [29] - 前九个月可比EBITDA同比增长8% [4] - 2025年全年可比EBITDA增长预期维持在7%-9% [32] - 2026年预计可比EBITDA同比增长6%-8% [33] - 2028年可比EBITDA展望为126亿至131亿美元 [33] - 天然气管道网络EBITDA增长13%，但电力与能源解决方案部门EBITDA下降18% [30] - 加拿大天然气业务EBITDA增加6800万美元，主要因激励收益和折旧增加 [30] - 美国业务EBITDA增加6000万美元，主要来自Columbia Gas和解案 [30] - 墨西哥业务EBITDA增长主要因Southeast Gateway项目贡献，部分被Topolobampo电厂权益收益下降所抵消 [30] - Bruce Power权益收益因双机组MCR计划而同比下降 [31] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气管道系统在2025年创下14项新的流量记录 [7][29] - 美国天然气业务LNG流量本季度增长15%，峰值输送量达40亿立方英尺/日 [29] - 墨西哥网络年内可用性接近100%，日均天然气进口量较2024年增长4% [29] - Bruce Power可用性达94%，符合2025年全年低90%范围的预期 [30] - 加拿大天然气发电量在过去五年增长80% [12] - 墨西哥资产供应全国20%的燃气电厂，并将供应未来五年80%的新建公开招标天然气发电项目 [13] - 非管制天然气储存组合EBITDA受益于阿尔伯塔省的波动性和储存价差 [31] 各个市场数据和关键指标变化 - 北美政策环境日益支持，加拿大监管环境改善，美国简化NEPA和FERC流程 [5][6] - 墨西哥计划到2030年新增80吉瓦天然气发电容量，公司资产处于战略位置以支持 [6][7] - 天然气需求预测上调至2035年增加450亿立方英尺/日，主要由电气化、LNG出口和数据中心推动 [7] - 公司输送约30%通往LNG出口的原料气 [8] - 美国预计未来十年有400吉瓦煤电退役，大部分将由天然气替代，潜在需求超过200亿立方英尺/日 [12][13] - 近60%的美国数据中心增长位于公司资产覆盖范围内 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 战略聚焦于低风险、高回报的棕地扩建，利用现有足迹并签订长期合同 [9][10] - 过去12个月批准了51亿美元新增长项目，加权平均建造倍数为59倍 [4][5] - 公司是唯一在加拿大、美国、墨西哥每个主要LNG出口海岸线都有输送能力的运营商 [8] - 公司是中游同行中唯一拥有核电重大权益的企业，Bruce Power容量预计到205年增长近三倍 [8][23] - 开发组合中潜在价值达170亿美元的机会，主要由电力增长、LNG、本地分销公司和供应迁移驱动 [15][16] - 采用AI和技术创新提升安全、合规和商业决策，如完整性AI平台和商业智能平台 [17][18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 政策顺风推动增长计划，强化现有网络价值 [6][7] - 项目执行卓越，2025年投入服务的项目预算低15% [4][19] - 资本分配框架目标为5-7倍EBITDA建造倍数，隐含税后IRR约125% [9][10] - 未来十年天然气和电力预计占最终能源消费增长的75%，公司资产组合高度契合增长最快领域 [10][11] - 人力资本是扩大资本计划的首要考量，确保项目执行卓越 [42][43] - 监管框架支持可能加速项目交付时间线 [34] 其他重要信息 - 安全事故率处于五年低点 [4] - 2025年净资本支出预计处于55亿至60亿美元区间的低端 [5] - 三年计划需要约310亿美元资金，80%来自运营现金流，20%来自债券和混合发行 [36] - 无需发行股权即可交付计划，因运营现金流和资产负债表能力强劲 [37] - S&P将公司展望从负面调整为稳定，认可公司执行计划的能力 [77] - 股息增长维持在3%-5%区间的低端，以将资本优先投入高回报项目 [98] 问答环节所有的提问和回答 问题: 长期EBITDA增长轨迹和5%-7%复合年增长率能否持续 [40] - 项目回报率IRR提升至约125%是关键，若回报率保持，则中期增长点可持续甚至可能更好 [41] - 项目变得更大更复杂，需要更长时间才能清晰，但增长前景乐观 [41] 问题: 杠杆率降低后资本支出是否有扩大空间 [42] - 目标是在未来12个月内填满至2030年每年60亿美元的项目储备 [42] - 有机会考虑超过60亿美元，但受人力资本和执行能力限制，且475倍杠杆率目标保持不变 [42] - 现实时间可能在2028或2029年才能实现扩大 [43] 问题: 项目规模、复杂性及监管环境影响 [46] - 项目规模从05亿立方英尺/日到超过10亿立方英尺/日不等，与超大规模客户合作需要更多时间 [46] - 项目平均规模约5亿美元，可能增至10亿美元左右，但仍为走廊内扩建，执行不复杂 [48] - 需求增长快，公用事业客户要求扩大项目范围 [49] 问题: 170亿美元项目储备的未来规模 [50] - 未因资产负债表或资本原因拒绝任何项目，仍有35亿美元空间 under 60亿美元水平 [50] - EBITDA增长自然带动储备和年度资本支出增长，机会集允许超越60亿美元 [51] 问题: 战略上专注输气而非与客户竞争发电 [52] - 通过关键公用事业客户互联获取数据中心增长是低风险、高回报途径 [52] - 美国未见客户强烈要求开发表后项目，因合同期限或供应链限制与风险偏好不符 [52] 问题: Bruce C项目的FID路径和MCR经验应用 [54] - Bruce C已收到IAAC开工通知，下一步与ISO合作获取下一轮资金 [54] - MCR计划中的机器人等技术创新将应用于后续项目，提升效率 [55] 问题: 2028年指南是否包含费率案例或潜在上行 [57] - 多个费率案例进行中，预测中已包含保守估计 [57] - 拟议的提升已嵌入预测 [57] 问题: 资本节省的可持续性和成本压力 [58] - 市场压力尚未产生实质性影响，但行业积压增加，正监控供应商和承包商 [59] - 通过长期关系和组合吸引顶级承包商，项目风险降低，成本估算更可预测 [60] - 在通胀环境中采取更保守成本估算，但回报率应能保持 [62] 问题: 三年指南的保守性与顺风因素 [66] - 目前顺风多于逆风，如监管改革和客户需求 [66] - 因想确认这些顺风在十年末前是否持久，故未提供五年指南 [67] 问题: 墨西哥资产货币化更新 [68] - 无更新，仍致力于2026年评估替代方案，待USMCA和CFE进展明朗 [69] 问题: 资本轮转计划和回报率展望 [72] - 优先通过EBITDA增长和现有资产ROIC提升去杠杆，而非外部资本或股权 [73] - 若需股权，偏向资本轮转 [73] - 5-7倍建造倍数指引稳定，项目回报可见度高 [74] - 即使成本上升，竞争环境相同，回报率应能保持 [75] 问题: S&P升级至稳定的原因 [77] - 公司兑现了去年投资者日提出的计划，如SGP按时投运和资本范围控制 [77] 问题: 2026年指南的6%与8%差异因素 [78] - 80亿美元新资产投入服务是基础，客户驱动事件、天气、表现超预期带来灵活性 [79] - 对新资产和新交易对手方持保守态度 [79] 问题: 项目回报率提升的具体驱动因素 [81] - 项目执行能力提升、市场管道容量利用率提高、北美增长量大是主要因素 [82] - 战略足迹优势允许筛选高风险回报机会 [83] 问题: 杠杆率缓冲与资本支出范围上移 [84] - 目标为资本效率，在475倍或以下按每股指标权衡股东总回报 [84] - 若项目回报存在、团队能按时按预算执行、且符合475倍杠杆率，则可考虑增长 [85] 问题: 项目按时按预算执行的主要原因 [86] - 人力资本是首要驱动，内部领导力提升、风险尽职调查、早期利益相关方参与是关键 [87] - 团队文化和心理安全环境促进早期挑战识别和风险管理 [88] 问题: 电力业务互补服务机会 [89] - 阿尔伯塔省是自然区域，因拥有能源供应链足迹，但会选择性参与，避免过高风险 [90] - 现有增长管道充足，将优先考虑低风险项目 [91] 问题: 加拿大天然气南送和美国LNG机会 [92] - LNG机会持续演化，西海岸出口是重点，通过ANR等系统评估南送可能 [93] - 墨西哥湾约10个LNG项目提议中，西加拿大建设是巨大机会 [93] 问题: Coastal GasLink扩建更新 [94] - 正与LNG Canada密切评估二期所需管道扩建，FID取决于对方，但已被列为国家利益项目，许可进程顺利 [94] 问题: 5%-7% EBITDA增长的构成部分 [96] - 资本投入服务是基线，多个费率案例是范围主要驱动，资产可用性、商业和技术是较小但增长中的影响因素 [96] 问题: 股息增长指引 [97] - 3%-5%范围不变，但因新项目回报高，将维持区间低端，以优先资本投入增长 [98]

业绩总结 - 2025年前9个月可比EBITDA同比增长约8%[15] - 2025年可比EBITDA来自持续运营的金额为26.54亿美元，较2024年的24.12亿美元增长[97] - 2026年预计可比EBITDA为116亿至118亿美元[86] - 2025年可比每股收益为0.77美元，较2024年的0.86美元有所下降[98] - 2024年和2023年的净现金提供运营分别为77.96亿美元和72.68亿美元，增长约9.5%[108] 用户数据 - 2025年，天然气管道系统的日均流量为26.3 Bcf/d，同比增长1%[74] - 2025年，墨西哥天然气管道的日均流量为3.3 Bcf/d，同比增长2%[74] - 2025年，LNG设施的日均交付量为3.7 Bcf/d，同比增长15%[74] - 公司在过去12个月内创下14项天然气管道流量记录[21] 未来展望 - 2025年预计净资本支出为55亿至60亿美元，当前进展趋向于下限[15] - 2025年预计资本支出为70亿美元，2026年预计为80亿美元，2027年预计为90亿美元，2028年预计为100亿美元[78] - 预计到2035年天然气需求将增长45 Bcf/d[21] - 2024年至2035年，天然气需求预计增加33 Bcf/d[21] - 2025年预计天然气消费将占未来十年最终能源消费增长的75%以上[34] - 2025年预计在北美将新增14GW的天然气发电能力[48] 新产品和新技术研发 - 公司战略资产配置以支持10个天然气发电厂的建设[20] - 2025年，Bruce Power的可用性为94%，预计2025年将保持在低90%[74] - 2025年，预计Bruce Power的净分配将达到80亿美元[70] 财务健康 - S&P确认公司BBB+评级并将展望调整为稳定[15] - 预计长期目标为4.75倍的债务与EBITDA比率[15] - 公司债务组合中86%为固定利率债务，平均利率约为5%[93] - 公司计划在未来几年内将资本支出与可比EBITDA的比率维持在5至7倍的范围内[86] 负面信息 - 2024年液体管道业务分离成本的净税后影响为1.85亿美元，较2023年的4,000万美元显著增加[110] - 2024年因出售PNGTS和非核心资产的当前所得税（回收）费用为1.48亿美元，2023年无此项费用[110] - 2024年焦点项目成本的净当前所得税费用为210万美元，较2023年的540万美元有所减少[110]

公司业绩表现 - 加拿大管道运营商TC Energy第三季度利润未达预期 [1] - 业绩表现疲软主要受美国业务以及电力和能源解决方案业务拖累 [1]

财务表现 - 公司第三季度收入同比增长11% [1] - 增长动力包括售后市场服务业务需求增加以及飞机交付量提升 [1] - 第三季度比去年同期多交付了4架飞机 [1]

公司战略与增长前景 - 将五年至七年可比EBITDA年增长率展望延长至2028年，预期增长率为5%至7% [1] - 过去12个月内批准了超过50亿美元的低风险、增值型新增长项目，第三季度新批准7亿美元项目 [1] - 战略重点在于通过长期合同支持的高回报、低风险资本配置框架，实现持续价值交付而不增加额外风险 [1] - 公司业务前景受到北美能源格局强劲结构性趋势的支撑，包括需求增长和有利的监管势头 [9][12] 财务业绩与展望 - 2025年第三季度可比EBITDA为27亿美元，较2024年同期的24亿美元增长 [4] - 2025年第三季度可比收益为8亿美元或每股0.77美元，低于2024年同期的9亿美元或每股0.86美元 [4] - 2025年全年可比EBITDA预期范围为108亿至110亿美元，2026年预期为116亿至118亿美元，同比增长6%至8% [4] - 2028年可比EBITDA预期范围为126亿至131亿美元，2025年至2028年期间年复合增长率预计为5%至7% [4][13] - 2025年资本支出预计处于61亿至66亿美元区间的低端，净资本支出预计为55亿至60亿美元，反映了资本效率 [4] 运营亮点 - 加拿大天然气管道输送量平均为230亿立方英尺/日，较2024年第三季度增长2% [4] - 对美国LNG设施的输送量平均为37亿立方英尺/日，较2024年第三季度增长15%，并于2025年8月7日创下40亿立方英尺/日的单日记录 [4] - Bruce Power电厂在2025年第三季度实现94%的可利用率，热电联产电厂群可利用率为87.7% [4] - 年初至今已有约80亿美元项目按时并在预算内投入运营，预计到2025年底将有82亿美元项目投入运营 [11] 重点项目进展 - NGTL系统的VNBR项目Valhalla段提前投入运营，资本成本约2亿美元，将为NGTL系统增加约4亿立方英尺/日的输送能力 [6][11] - Columbia系统的VR项目于2025年11月投入运营，总成本约5亿美元，旨在增加从弗吉尼亚州格林斯维尔县到诺福克输送点的输送能力 [6][11] - ANR系统的WR项目于2025年11月投入运营，总成本约7亿美元，为威斯康星州的多个输送点提供干线输送能力 [6][11] - 新批准的7亿美元项目包括TCO Connector（3亿美元）和Midwest Connector（1亿美元）项目，预计分别于2030年和2031年投入运营，合计提供约6亿立方英尺/日的输送能力以服务新的燃气发电需求 [6][12] 行业需求与机遇 - 预计到2035年，北美天然气需求将增加450亿立方英尺/日，主要驱动力是LNG出口增长两倍以及数据中心和煤转气带来的前所未有的电力需求 [11][12] - 监管转变预示着更清晰、更快速的审批许可，公司凭借其大陆规模的现有业务和专注的天然气及电力业务组合，处于有利地位以抓住长期、低风险的结构性增长机遇 [12] - 公司目前有170亿立方英尺/日的项目正在开发中，专注于为股东创造持久价值 [12] 股东回报 - 董事会批准了2025年第四季度每股0.85加元的普通股季度股息，按年计算相当于每股3.40加元 [14]

业绩预期 - TC Energy预计在截至2025年9月的季度营收为26.4亿美元，同比下降11.8% [3] - 公司预计季度每股收益为0.56美元，同比下降26.3% [3] - 过去30天内，市场对TC Energy的季度每股收益共识预期被下调了2.93% [4] 业绩惊喜预测 - TC Energy的“最准确预估”低于“Zacks共识预估”，导致其收益惊喜预期为-1.07% [12] - 结合其Zacks排名第3级，难以确定预测TC Energy将超出每股收益预期 [12] - 收益惊喜预期模型对正值的预测能力显著，负值则难以预测业绩超预期 [9][11] 历史业绩表现 - 在上一个报告季度，TC Energy实际每股收益为0.59美元，超出预期0.56美元，惊喜度为+5.36% [13] - 在过去四个季度中，公司有三次业绩超出每股收益共识预期 [14] 行业比较 - 同属替代能源-其他行业的Excelerate Energy预计季度每股收益为0.3美元，同比下降14.3% [18] - Excelerate Energy预计季度营收为3.0662亿美元，同比增长58.5% [19] - Excelerate Energy过去30天共识每股收益预期上调5.2%，但其收益惊喜预期为-3.21% [19]

公司活动安排 - TC Energy公司将于2025年11月6日举行电话会议和网络直播 讨论其第三季度财务业绩 [1] - 电话会议将于山区时间上午6:30或东部时间上午8:30开始 由公司总裁兼首席执行官François Poirier和执行副总裁兼首席财务官Sean O'Donnell等高管主持 [2] - 电话会议接入号码为1-833-752-3826（加拿大/美国免费）或1-647-846-8864（国际长途） 无需密码 建议提前15分钟拨入 [3] - 参与者也可通过预先注册获得专属PIN码 以绕过接线员排队 [3] - 电话会议的重播服务将在会议结束后两小时提供 直至2025年11月13日午夜东部时间 重播接入码为9548696 [4] - 网络直播将在公司网站或指定URL上提供 会议结束后可回放 [4] 公司业务概览 - TC Energy是北美能源基础设施领域的领导者 业务覆盖加拿大、美国和墨西哥 [5] - 公司每日输送北美大陆使用的清洁燃烧天然气的30%以上 [5] - 公司业务还包括对发电领域的战略性持股和低风险投资 为北美地区提供可负担、可靠和可持续的电力 并支持液化天然气出口至全球市场 [5] - 公司普通股在多伦多证券交易所和纽约证券交易所上市 交易代码为TRP [6]