文章核心观点 - 介绍投资组合特点及对TC Energy Corporation的操作情况，还提及相关投资团队信息 [1][3] 投资组合相关 - Conservative Income Portfolio目标是寻找最具价值且安全边际最高的股票，还会用最优价格期权降低投资波动性 [1] - Enhanced Equity Income Solutions Portfolio旨在降低波动性，同时实现7 - 9%的收益率 [1] - Covered Calls Portfolio旨在提供低波动性的收益投资，注重资本保全 [2] - 固定收益投资组合专注于购买有高收益潜力且相对同类证券被严重低估的证券 [2] 投资团队相关 - Trapping Value团队分析师有超40年经验，专注于产生期权收入和资本保全，与Preferred Stock Trader合作运营Conservative Income Portfolio [3] - 投资集团有两个创收投资组合和一个债券阶梯 [3] 公司操作相关 - 一段时间前认为TC Energy Corporation估值下降到可执行防御性备兑看涨期权的程度，并进行了操作 [1] 持仓相关 - 分析师在TRP股票上有实益多头头寸，在所述债券上有多头头寸 [4][5]

文章核心观点 - TC Energy Corporation 2024年第四季度调整后每股收益超预期，但同比下降，营收超预期但同比减少，各业务板块表现不一，公司宣布提高股息，并对2025年作出业绩指引，同时有多项项目进展；此外还介绍了Liberty Energy、Halliburton Company、Kinder Morgan等公司2024年第四季度业绩情况 [1][2][3][4] 第四季度业绩情况 TC Energy Corporation - 调整后每股收益75美分，超Zacks共识预期的68美分，受墨西哥天然气管道、电力和能源解决方案业务板块强劲业绩推动，但低于去年同期的99美分，因加拿大和美国天然气管道业务板块业绩不佳 [1][2] - 季度营收26亿美元，超Zacks共识预期1.3亿美元，但同比下降17.8%；可比EBITDA为26亿加元，略低于去年的27亿加元 [3] - 董事会宣布截至2025年3月31日季度的普通股每股季度股息为85加分，较上一季度增长3.3%，年化股息达每股3.40加元 [4] - 2024年第四季度，Bruce Power可用性达99%，热电联产电厂机队可用性达98% [5] Liberty Energy - 2024年第四季度调整后净收入每股10美分，略超Zacks共识预期的9美分，但低于去年同期的54美分，因成本和费用同比下降，但设备和服务执行不佳及业务活动减少 [26] - 截至12月31日，现金及现金等价物约2000万美元，长期债务1.905亿美元，债务资本比为8.8% [27] Halliburton Company - 2024年第四季度调整后每股净收入70美分，与Zacks共识预期持平，但低于去年同期的86美分，显示北美地区业务活动疲软，部分被墨西哥湾流体业务改善抵消 [28] - 截至2024年12月31日，现金及现金等价物约26亿美元，长期债务72亿美元，债务资本比为40.4%；第四季度经营活动现金流15亿美元，自由现金流11亿美元 [29] Kinder Morgan - 第四季度调整后每股收益32美分，低于Zacks共识预期的33美分，主要因某些系统业务量下降、资产剥离及原油、二氧化碳和NGL业务量减少；第四季度DCF为13亿美元，高于去年的12亿美元 [30] - 截至2024年12月31日，现金及现金等价物8800万美元，季度末长期债务298亿美元；预计2025年净收入28亿美元，同比增长8%，调整后每股收益1.27美元，同比增长10%，预计宣布每股股息1.17美元，同比增长2%，预计预算调整后EBITDA为83亿美元，同比增长4% [31] 各业务板块表现 加拿大天然气管道业务 - 可比EBITDA为8.51亿加元，同比下降17.7%，未达预期的8.63亿加元，主要因Coastal GasLink收益降低，包括2023年确认的2亿加元激励付款 [6] - 日平均交付量256亿立方英尺，较2023年第四季度增长7%；2025年2月9日，NGTL系统总交付量创177亿立方英尺的新纪录；第四季度加拿大干线平均日交付量63亿立方英尺，较2023年同期增长11% [7] 美国天然气管道业务 - 可比EBITDA为10亿加元，较去年同期下降2%，未达预期的12亿加元，主要因2024年8月15日出售PNGTS、美国天然气营销业务利润率降低及Iroquois股权收益减少 [8] 墨西哥天然气管道业务 - 可比EBITDA为2.34亿加元，较去年同期的2.08亿加元增长12.5%，超预期的1.35亿加元，主要因Sur de Texas股权收益增加，受益于比索计价的财务敞口和较低的所得税费用 [9] - 平均流量27亿立方英尺/日；2024年11月20日，Sur de Texas管道单日流量创超17亿立方英尺的新纪录 [10] 电力和能源解决方案业务 - 可比EBITDA为3.41亿加元，较去年同期的2.66亿加元增长28.2%，超预期的2.311亿加元，主要因Bruce Power贡献增加，得益于发电量增加、合同价格提高和停电成本降低 [11] 支出和资产负债表情况 - 截至2024年12月31日，资本投资23亿加元，现金及现金等价物26亿加元，长期债务450亿加元，债务资本比为60% [12] 2025年业绩指引 - 持续经营业务可比EBITDA预计在107 - 109亿加元之间，受东南门户管道等新项目及2024年投入运营项目全年贡献推动 [13] - 预计NGTL系统贡献增加，但部分被Bruce Power因4号机组主要部件更换导致的发电量减少抵消 [14] - 持续经营业务可比每股收益预计低于2024年，主要因可比EBITDA增加、东南门户管道AFUDC降低、利息收入减少、NGTL系统折旧率提高、有效税率提高及Coastal GasLink管道资本化利息减少的综合影响 [15] - 预计资本支出总额在61 - 66亿加元之间，扣除非控股权益后净额在55 - 60亿加元之间 [16] 关键发展和项目更新 - 2024年10月1日成功完成液体管道业务分拆交易 [17] - 2025年1月20日，东南门户管道项目实现机械完工，目标2025年5月1日投入使用 [17] - 2024年11月，Coastal GasLink管道宣布商业运营，可追溯至2024年10月1日向客户收费 [18] - 批准哥伦比亚湾系统的Pulaski和Maysville项目，预计2029年完成，总估计成本7亿美元，将为两座现有电厂提供0.2 Bcf/d的天然气发电容量 [19] - 批准3亿美元的弗吉尼亚东南部能源存储项目，预计2030年投入使用，将支持现有LDC冬季高峰日负荷增长，降低高峰日价格风险，提高哥伦比亚天然气系统运营灵活性 [20] - 2024年12月，0.1亿美元的GTN XPress项目成功投入使用 [21] - Bruce Power宣布2030项目3a阶段，TC Energy需为此阶段提供约1.75亿加元资本，完成后预计将优化现有机组，使Bruce Power峰值输出提高到7000 MW [22] - 2025年1月31日，Bruce Power 4号机组停运开始主要部件更换计划，同日向IESO提交5号机组主要部件更换的最终成本和进度估计 [23] - 与Saugeen Ojibway Nation合作推进安大略抽水蓄能项目的前期开发工作，安大略省政府2025年1月24日宣布投资至多2.85亿加元进行详细成本估算和环境评估以确定项目可行性 [24]

文章核心观点 - 替代能源 - 其他行业中Clearway Energy（CWENA）和TC Energy（TRP）两只股票相比，CWENA因盈利前景好、估值指标优，是更具价值的选择 [1][7] 选股方法 - 寻找优质价值机会的模型是结合风格评分系统价值类别中的高评级和强大的Zacks排名，Zacks排名针对盈利预测修正趋势为正的公司，风格评分根据特定特征对公司进行评级 [2] 公司Zacks排名情况 - Clearway Energy的Zacks排名为2（买入），TC Energy的Zacks排名为3（持有），该系统强调盈利预测修正为正的公司，表明CWENA盈利前景改善程度可能更大 [3] 价值投资者分析指标 - 价值投资者分析多种传统指标寻找被低估公司，风格评分价值等级考虑多种关键基本面指标，如市盈率、市销率、盈利收益率、每股现金流等 [4] 公司估值指标对比 - CWENA的远期市盈率为16.86，TRP为17.96；CWENA的PEG比率为0.42，TRP为4.49；CWENA的市净率为0.89，TRP为1.70 [5][6] 公司价值等级情况 - 基于多种估值指标，CWENA的价值等级为A，TRP的价值等级为C [6]

财务数据和关键指标变化 - 2024年公司可比EBITDA从持续经营业务增长6%，达到超100亿美元 [8][30] - 2024年第四季度可比收益为11亿美元，较2023年第四季度下降8% [27] - 2024年公司净资本支出减少10%，并确定2026 - 2027年额外减少13亿美元资本支出 [9] - 自2022年以来，公司通过资产剥离等使债务与EBITDA比率降低0.6倍，2024年底债务与EBITDA比率为4.8倍，若按平均汇率计算约为4.65倍，目标上限为4.75倍 [35][36] - 公司董事会宣布2025年第一季度普通股股息为每股0.85美元，年化后为每股3.40美元，较2024年第四季度股息增长3.3% [37] - 公司2025年可比EBITDA基本情况预计为107 - 109亿美元，同比增长7% - 9%；2027年目标为117 - 119亿美元，意味着三年增长率为5% - 7% [30] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气管道业务 - 去年11月至今年2月，各国天然气资产均创输送新纪录 [25] - 加拿大天然气业务因2023年第四季度向Coastal GasLink支付2亿美元激励金，2024年未重复该支出而出现最大差异 [26] - 墨西哥业务因比索贬值（收入以美元支付）而实现收益 [27] 电力与能源解决方案业务 - Bruce Power表现出色，可用性达99%，推动该业务部门季度EBITDA增长28% [25] - 该业务团队业绩强劲主要得益于Bruce Power可用性同比提高14% [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 安大略省IESO预计到2050年总装机容量将短缺约69000兆瓦，主要受工业扩张、数据中心发展和人口增长驱动 [16] - 公司业务发展团队目前收到约10吉瓦的数据中心需求请求，该领域潜在机会约20亿美元 [60][61] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略重点包括通过安全和卓越运营实现资产价值最大化、执行选择性增长项目组合（2025年使85亿美元资产投入使用）、确保财务实力和灵活性 [39][40] - 公司宣布五个新增长项目，投资倍数在5 - 7倍，包括哥伦比亚湾系统的Pulaski和Maysville项目（投资超7亿美元）、弗吉尼亚东南部能源存储项目（投资3亿美元）等 [13] - 公司将继续评估待批准项目，确保资本灵活性以竞争更高回报项目，目标是通过最大化收益与资本成本之间的差距创造价值 [19] - 公司认为天然气和电力预计将推动2035年前最终能源消费增长的75%，包括LNG出口增长三倍、发电增长等，与公司北美业务布局契合 [12] - 公司在数据中心领域有竞争优势，其业务覆盖范围可触及60%正在开发的数据中心，连接八个顶级公用事业公司和超100个发电厂，目前正推进多个相关项目 [59][60] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为墨西哥总统的Plan Mexico 2030与公司业务有很强的一致性，公司与CFE的合作将是实现该计划目标的关键部分 [11][12] - 公司认为30天的潜在关税暂停将有助于与北美领导人达成有利于消费者的协议，由于97%的可比EBITDA受监管成本服务框架或照付不议合同保护，预计关税对财务业绩无重大影响 [20][21] - 公司对Bruce Power的核项目前景乐观，认为核能源将在安大略省满足数据中心和工业需求方面发挥重要作用，Bruce C项目虽处于早期，但有很大发展潜力 [69][70][75] 其他重要信息 - 公司宣布Stan Chapman退休，同时任命Tina Faraca为天然气管道业务执行副总裁兼首席运营官，Greg Grant为电力与能源解决方案执行副总裁 [41][42][44] - 公司与Saugeen Ojibway Nation将在安大略省抽水蓄能项目上开展前期开发工作，安大略省政府将投资最多2.85亿美元进行成本估算和环境评估 [17] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 东南门户项目5月1日投入使用是否比之前预期提前，商业合同如何保障回报，与CFE在网络同步方面的沟通情况 - 5月1日投入使用与之前关于该项目收益的指导一致 [49] - 梅里达和巴利亚多利德两座相关电厂已机械完工，待天然气供应到位即可投入使用；CFE计划在2025年第四季度通过Mayakan管道一期扩建为梅里达电厂供气，2027年第三季度通过二期扩建为巴利亚多利德电厂供气；CFE正与公司及第三方讨论在东南门户管道上建设短支线以提前供气 [50] - 公司与CFE有30年合同，基础设施使用寿命长；投入使用声明与下游第三方容量可用性无关；公司与CFE讨论在下游连接设施建成前使用管道进行存储服务；投入使用将触发CFE额外2%股权的程序；公司与CFE在5月1日投入使用上达成一致 [51][52][53] 问题2: 公司对开发集成式天然气发电项目的看法 - 公司有超30年建设天然气发电厂的经验，目前是艾伯塔省和新不伦瑞克省天然气发电厂的所有者和运营商，但在大型发电用燃气轮机采购方面无优先地位 [56][57] - 公司对数据中心需求非常乐观，不打算发展独立的IPP公司，仅考虑以互补、捆绑式产品提供新的发电项目 [58] - 公司在数据中心领域有竞争优势，业务发展团队收到约10吉瓦需求请求，有20亿美元潜在机会，正推进多个相关项目，包括ANR Heartland项目、弗吉尼亚州数据中心项目等 [59][60][62] 问题3: 布鲁斯C项目迈向最终投资决策（FID）的下一步计划、时间安排以及是否可加速成本回收 - 鉴于安大略省预计到2050年装机容量短缺69吉瓦，公司对核能在该地区的作用非常乐观 [69] - 布鲁斯C项目仍处于早期，需多年开发和评估工作，公司不太可能承担新建设项目的重大成本和进度风险，更倾向于采用传统的成本服务费率制定模式 [71] - 核电厂址在核能增长方面有竞争优势，包括运营许可证、周边社区接受度、场地空间和优秀管理团队等；公司预计在MCR项目于2031 - 2032年完成后，逐步转向新建设项目 [72][73][74] 问题4: 公司在标普重申BBB + 负面展望评级后，改善评级展望的途径 - 公司与各评级机构保持定期沟通，标普关注的重点是东南门户项目按时按预算完成，以及公司在60 - 70亿美元资本范围内按时按预算执行计划，这也是公司有机去杠杆化和取得评级机构认可的关键 [77][78][79] 问题5: 加拿大主线系统的闲置容量情况，恢复使用的成本和时间，以及公司对60 - 70亿美元资本目标的承诺 - 由于天然气需求强劲，主线系统的闲置容量与2015年相比有很大变化，西部主线的恢复工作已在2023 - 2024年完成，合同量从约30亿立方英尺/天增加到50亿立方英尺/天，目前所有可用主线容量已全部签约；有一条线路目前不可用，公司将根据市场需求重新评估恢复的时间、成本和潜在容量 [85][86] - 公司对加拿大LNG出口和CGL二期项目前景乐观，但该项目的FID决策由客户LNG Canada做出；公司大部分可自由支配资本将投向美国，但艾伯塔省的数据中心项目有机会，目前有10吉瓦的互联请求 [88][90][91] 问题6: 关税对资本分配决策的影响及公司可能的调整 - 公司未来资本分配决策将考虑关键原材料和投入价格的变化，大部分可自由支配资本将投向美国项目，这些项目不受关税影响，美国有足够的国内产能满足公司项目需求 [93] - 公司预计加拿大和美国项目的材料受影响较小，主要是管件和法兰，墨西哥项目不受影响；公司采取措施减轻成本上升风险，美国已批准项目的管道已采购，价格固定 [95] 问题7: 公司业务运营的潜在上行空间以及新项目在2026 - 2030年的发展节奏 - Bruce Power表现出色，超出计划预期；公司关注外汇汇率、费率案例策略、EBITDA和成本降低等因素对前景的影响 [104][105] - 近期公司将利用2026年的闲置资本空间，推进短期现金流项目，考虑提前使用2027 - 2028年的资本支出以创造更多容量；公司有信心在近期对布鲁斯Power的另一个机组做出FID决策；公司将通过大量小项目、低风险项目在未来七八个季度内逐步填满剩余的资本储备，目标是保持资本纪律，控制在60 - 70亿美元范围内 [108][109][111] 问题8: 此前宣布的四个新项目进展以及煤炭改天然气转换机会情况 - 美国宣布的三个项目（两个煤炭改天然气转换项目和一个弗吉尼亚项目）进展顺利，处于开发FERC申请的早期阶段，土地所有者通知工作进展良好，将按披露的时间交付 [118][119] - 公司在其业务范围内看到许多煤炭改天然气转换机会，有42个运营中的燃煤电厂在其资产15英里范围内，其中9个计划在2031年前退役，总容量约9吉瓦，50英里范围内约19吉瓦的电厂预计在2033年前退役；公司正在推进多个相关项目，并积极讨论约7.5吉瓦的额外转换机会，将遵循60 - 70亿美元的资本计划并实现5 - 7倍的投资倍数 [120][121] 问题9: 墨西哥业务的潜在分离或出售情况以及幻灯片中项目分类变化原因 - 公司目标是让所有管道输送天然气并产生现金流，预计东南门户项目5月1日、图拉 - 维拉德雷耶斯项目年底前实现这一目标；之后将考虑资本市场解决方案（如IPO）或少数股权出售，时间预计在2026年上半年；公司还将通过发展加拿大和美国业务以及进行墨西哥层面或资产层面的融资来降低在墨西哥的风险 [125][126][127] - 幻灯片中项目分类变化可能是颜色编码问题，公司将在会后提供澄清 [132] 问题10: 哥伦比亚费率案例的客户反馈和预计时间，以及艾伯塔省数据中心业务所指内容 - 公司去年提交了哥伦比亚天然气系统的费率案例，费率将于今年4月生效；目前正在等待FERC的“顶表”，之后将与客户进行认真的谈判，预计在今年第三或第四季度达成互利的解决方案 [137][138] - 艾伯塔省数据中心业务指的是不受NGTL监管，而是由艾伯塔省能源监管机构监管的管道业务，与发电业务无关 [140] 问题11: 安大略省抽水蓄能项目的未来发展路径以及公司对下一波LNG业务的规划 - 安大略省政府的资金用于推进该项目的开发，包括环境评估，预计2028年做出最终投资决策；项目还需进行大量工作，包括合同签订、岩土工程等，需有高质量的3级估算和完成环境工作；项目为1000兆瓦、12小时的电池，安大略省政府对中国零部件的禁令使该项目更具吸引力；公司不会承担该项目的成本和进度风险，且项目需在资本分配中竞争 [145][146][148] - 公司在美国路易斯安那州有良好的业务布局，正在推进East Lateral Xpress项目和Gillis项目以服务LNG出口终端；在加拿大，CGL管道已投入使用，正在等待终端投入使用，并继续推进二期项目，FID决策由LNG Canada做出 [150][152]

文章核心观点 - 分析TC Energy季度财报表现及股价走势，探讨未来发展并提及同行业Enovix Corporation业绩预期 [1][4][9] TC Energy季度财报表现 - 季度每股收益0.75美元，超Zacks共识预期0.68美元，去年同期为0.99美元，此次财报盈利惊喜达10.29% [1] - 上一季度预期每股收益0.70美元，实际为0.76美元，盈利惊喜8.57% [1] - 过去四个季度公司均超共识每股收益预期 [2] - 截至2024年12月季度营收25.6亿美元，超Zacks共识预期5.46%，去年同期为31.1亿美元 [2] - 过去四个季度公司均超共识营收预期 [2] TC Energy股价走势 - 自年初以来股价上涨约1.9%，而标准普尔500指数上涨4% [3] TC Energy未来展望 - 股价短期走势及未来盈利预期取决于管理层财报电话会议评论 [3] - 盈利前景可助投资者判断股票走向，包括当前季度共识盈利预期及预期变化 [4] - 近期盈利预估修正趋势与短期股价走势强相关，可通过Zacks Rank追踪 [5] - 财报发布前盈利预估修正趋势喜忧参半，当前Zacks Rank为3（持有），预计短期内与市场表现一致 [6] - 下一季度共识每股收益预估为0.71美元，营收24.6亿美元；本财年共识每股收益预估为2.64美元，营收101.9亿美元 [7] 行业情况 - Zacks行业排名中，替代能源 - 其他行业目前处于250多个Zacks行业前29%，前50%行业表现优于后50%超2倍 [8] Enovix Corporation业绩预期 - 预计2月19日公布2024年12月季度财报，预计季度每股亏损0.17美元，同比变化+39.3% [9] - 过去30天该季度共识每股收益预估上调3.9% [9] - 预计营收895万美元，较去年同期增长21.2% [10]

业绩总结 - 2024年实现了6%的可比EBITDA增长，较2023年有所提升[13] - 2024年全年可比EBITDA为10,049百万美元，较2023年的9,472百万美元增长6.1%[60] - 2024年净收入为1,182百万美元，较2023年的1,615百万美元下降26.9%[60] - 2024年净收入（来自持续运营）为1,280百万美元，较2023年的1,401百万美元下降8.6%[60] - 2024年净现金提供为2,084百万美元，较2023年的1,860百万美元增长12.0%[64] - 2024年调整后的可比EBITDA为11,378百万美元，较2023年的10,970百万美元增长3.7%[69] - 2024年第四季度的可比EBITDA为2,715百万加元，同比增长13%[35] - 2024年第四季度的可比EBITDA为2,619百万美元，较2023年同期的2,715百万美元略有下降[60] 财务状况 - 2024年年末债务与EBITDA比率为4.8倍，较2023年年末下降0.3倍[13] - 2024年调整后的债务为54,802百万美元，较2023年的56,086百万美元下降2.3%[69] - 当前股息收益率为5.1%，预计未来股息增长在3%至5%之间[49] 资本支出与投资 - 2024年总净资本支出为74亿美元，较原先预期低约10%[13] - 2025年净资本支出目标为60至70亿加元，支持高价值项目的批准能力[26] - 2025年预计美国天然气管道的净资本支出约为20亿美元[56] 项目与市场展望 - Southeast Gateway项目机械完成，预计于2025年5月1日投入使用，最终成本约为39亿美元，低于原估计的13%[15] - Coastal GasLink管道于2024年10月1日正式投入商业服务[13] - 北美天然气需求预计到2035年将增加40 Bcf/d[17] - 预计到2030年，墨西哥的总能源发电能力将增长15%，达到413 TWh[16] - 预计到2050年，安大略省需要增加约69,000 MW的电力容量以满足需求和脱碳目标[20] - 计划在2028年前实现4,800 MW的核电容量，项目目标为2025年1月31日提交基础估算[24] 未来预期 - 2025年预计的可比EBITDA范围为10.7至10.9十亿加元[53] - 2025年预计加拿大天然气管道的可比EBITDA将高于2024年，主要受NGTL系统的五年谈判收入要求结算的推动[56] - 2025年预计墨西哥天然气管道的可比EBITDA将低于2024年，主要受运输费率增加的影响[57] - 2024年可比EBITDA预计为80亿美元[73] - 2025年可比EBITDA预计为100亿美元[73] - 2027年可比EBITDA预计在107亿至109亿美元之间[73] - 2024年分段收益预计为117亿至119亿美元[73] 运营表现 - Bruce Power的可用性达99%，显示出安全和运营卓越的强大能力[35]

文章核心观点 2025年2月14日TC Energy Corporation向加拿大证券监管机构提交文件，同时向美国证券交易委员会提交截至2024年12月31日的40 - F表格 [1] 公司信息 - 公司拥有超6500名能源问题解决专家，有独特的天然气基础设施资产网络，能输送、生产和储存能源并通过LNG出口输送到北美及全球的家庭和企业，还战略持有发电资产并进行低风险投资 [3] - 公司普通股在多伦多证券交易所和纽约证券交易所交易，股票代码为TRP [4] 文件提交情况 - 公司向加拿大证券监管机构提交文件，向美国证券交易委员会提交截至2024年12月31日的40 - F表格 [1] - 提交文件副本可在sedarplus.ca、sec.gov（40 - F表格）和公司网站tcenergy.com的投资者板块获取，股东可致电1.800.661.3805免费索取经审计的合并财务报表纸质版 [2] 联系方式 - 媒体咨询：联系邮箱media@tcenergy.com，电话403 - 920 - 7859或800 - 608 - 7859 [6] - 投资者与分析师咨询：联系邮箱investor_relations@tcenergy.com，电话403 - 920 - 7911或800 - 361 - 6522 [6] - 可下载PDF文件的链接：http://ml.globenewswire.com/Resource/Download/6b530914 - f2e2 - 4c16 - 87d3 - 1a082b13e600 [6] 提交文件内容 - 截至2024年12月31日的经审计合并财务报表及相关管理层讨论与分析（年度报告） [6] - 截至2024年12月31日的公司年度信息表 [6]

公司人员情况 - 公司拥有超6500名能源问题解决专家[30] 公司债务相关数据 - 2024年、2023年、2022年报告的总债务分别为593.66亿加元、632.01亿加元、583亿加元[36] - 2024年、2023年、2022年调整后的债务分别为548.02亿加元、560.86亿加元、541.12亿加元[36] - 截至2024年12月31日，对25亿加元优先股进行50%债务处理[37] 公司财务指标比率 - 2024年、2023年、2022年调整后债务与调整后可比EBITDA比率分别为4.8、5.1、5.4[36] 公司业务分拆情况 - 2024年10月1日，公司完成液体管道业务分拆为新上市公司South Bow Corporation的交易[40] - 2024年10月1日，公司完成液体管道业务分拆，成立新上市公司South Bow Corporation，股东每持有一股公司普通股可换得一股新公司普通股和0.2股South Bow普通股[186] 公司财务指标使用情况 - 公司使用非GAAP财务指标，包括可比EBITDA、可比收益等[33][51][52] 公司营收及净收入情况 - 2024年第四季度营收35.77亿美元，2023年同期为35.04亿美元；2024年全年营收137.71亿美元，2023年全年为132.67亿美元[54] - 2024年第四季度归属于普通股的净收入为9.71亿美元，2023年同期为14.63亿美元；2024年全年为45.94亿美元，2023年全年为28.29亿美元[54] 公司EBITDA及相关收益情况 - 2024年、2023年、2022年调整后的可比EBITDA分别为113.78亿加元、109.7亿加元、99.67亿加元[36] - 2024年第四季度持续经营业务的可比EBITDA为26.19亿美元，2023年同期为31.07亿美元；2024年全年为111.94亿美元，2023年全年为109.88亿美元[54] - 2024年第四季度持续经营业务可比EBITDA为26.19亿美元，2023年同期为27.15亿美元，减少9600万美元[82][84] - 2024年全年持续经营业务可比EBITDA为100.49亿美元，2023年为94.72亿美元；可比收益为38.65亿美元，2023年为38.96亿美元[77][82] 公司股息情况 - 2024年第四季度每股普通股股息为0.8225美元，2023年同期为0.93美元；2024年全年为3.7025美元，2023年全年为3.72美元[54] 公司现金流及资金情况 - 2024年第四季度经营活动提供的净现金为20.84亿美元，2023年同期为18.60亿美元；2024年全年为76.96亿美元，2023年全年为72.68亿美元[56] - 2024年第四季度可比运营资金为16.65亿美元，2023年同期为24.05亿美元；2024年全年为78.90亿美元，2023年全年为79.80亿美元[56] 公司资本支出情况 - 2024年第四季度资本支出为23.07亿美元，2023年同期为29.85亿美元；2024年全年为79.04亿美元，2023年全年为122.98亿美元[56] - 2024年全年净资本支出经调整后为74亿美元，总资本支出约82亿美元[90] - 2025年预计总资本支出约61 - 66亿美元，净资本支出约55 - 60亿美元[91] 公司各业务盈利情况 - 2024年全年加拿大天然气管道业务盈利20.16亿美元，2023年亏损9000万美元[61] - 2024年全年美国天然气管道业务盈利40.53亿美元，2023年为35.31亿美元[61] 公司债务清偿收益情况 - 2024年10月公司债务清偿税前净收益2.28亿美元，源于购买和注销特定高级无担保票据和中期票据及赎回可赎回票据，加权平均折扣7.73%[76][78] 公司风险管理及损失情况 - 2024年第四季度风险管理活动未实现收益（损失）总计为-2.29亿美元，2023年同期为6700万美元[80] 公司预期信贷损失及减值费用情况 - 2024年第四季度与TGNH相关的预期信贷损失拨备税前损失为3600万美元（税后2500万美元）[76] - 2024年第四季度项目Tundra开发成本税前减值费用为3600万美元（税后2700万美元）[76] 公司股权出售情况 - 2024年第二季度公司向CFE出售TGNH 13.01%的非控股股权[86] - 2024年8月15日公司出售了PNGTS 61.7%的股权，导致收益减少[126][127][133] 公司未来业绩预计情况 - 预计2025年可比EBITDA高于2024年，可比每股收益低于2024年[90] 公司资本计划情况 - 资本计划包含约250亿美元的有保障项目[95] 公司项目投入情况 - 2024年约68亿美元项目投入使用，发生约23亿美元维护资本支出，约3亿美元现代化资本支出投入使用[97] 公司有保障项目成本情况 - 截至2024年12月31日，有保障项目预计成本249亿美元，已发生成本98亿美元[101] 加拿大天然气管道业务财务指标情况 - 2024年第四季度加拿大天然气管道业务可比EBITDA为8.51亿美元，2023年同期为10.34亿美元[118] - 2024年第四季度加拿大天然气管道业务可比EBIT为5.06亿美元，2023年同期为6.92亿美元[118] - 2024年加拿大天然气管道业务细分收益为20.16亿美元，2023年为 - 9000万美元[118] - 2024年12月31日止三个月，NGTL系统净收入为1.9亿美元，2023年同期为1.98亿美元[121] - 2024年12月31日止三个月，加拿大干线净收入为6800万美元，2023年同期为6100万美元[121] - 2024年NGTL系统平均投资基数为193.34亿美元，加拿大干线为36.97亿美元[121] - 加拿大天然气管道可比EBITDA在2024年第四季度较2023年同期减少1.83亿美元[123] 美国天然气管道业务财务指标情况 - 美国天然气管道可比EBITDA在2024年第四季度较2023年同期减少4100万美元，分段收益减少3700万美元[126][129][132] - 2024年12月31日止三个月，美国天然气管道可比EBITDA为8.59亿美元；全年美国天然气管道为32.94亿美元[174] 墨西哥天然气管道业务财务指标情况 - 墨西哥天然气管道可比EBITDA在2024年第四季度较2023年同期增加1400万美元，分段收益增加6400万美元[135][137][138] - 2024年12月31日止三个月，墨西哥天然气管道为1.67亿美元；全年墨西哥天然气管道为7.3亿美元[174] 电力和能源解决方案业务财务指标情况 - 电力和能源解决方案可比EBITDA在2024年第四季度较2023年同期增加7500万美元，分段收益增加1300万美元[140][141] 布鲁斯电力业务财务指标及运营情况 - 布鲁斯电力2024年第四季度可比EBITDA为2.77亿美元，2023年同期为1.68亿美元；2024年全年为8.9亿美元，2023年为6.8亿美元[140][145] - 布鲁斯电力2024年第四季度工厂可用性为99%，2023年同期为85%；2024年全年为92%，与2023年持平[145] - 布鲁斯电力2024年第四季度计划停运天数为0天，2023年同期为78天；2024年全年为160天，2023年为106天[145] - 布鲁斯电力2024年第四季度未计划停运天数为3天，2023年同期为15天；2024年全年为32天，2023年为62天[145] 公司企业分段亏损情况 - 公司2024年第四季度企业分段亏损较2023年同期减少1800万美元[151] 公司可比EBITDA亏损情况 - 2024年第四季度公司可比EBITDA亏损700万美元，2023年同期亏损1800万美元[152] 公司折旧和摊销情况 - 2024年第四季度折旧和摊销与2023年同期基本一致[153] 公司利息费用及相关情况 - 2024年第四季度利息费用为6.79亿美元，较2023年同期减少9800万美元；可比收益中的利息费用为8.36亿美元，较2023年同期增加5900万美元[155][156] 公司建设期间资金使用津贴情况 - 2024年第四季度建设期间资金使用津贴为2.33亿美元，较2023年同期增加1.01亿美元[157] 公司外汇净损失及收益情况 - 2024年第四季度外汇净损失为6900万美元，2023年同期外汇净收益为8900万美元；可比收益中的外汇净损失为4400万美元，2023年同期外汇净收益为4000万美元[158][159][160] 公司利息收入及其他情况 - 2024年第四季度利息收入及其他为1.2亿美元，与2023年同期基本一致[160][161] 公司所得税费用情况 - 2024年第四季度所得税费用为2.23亿美元，较2023年同期增加3500万美元；可比收益中的所得税费用为1.68亿美元，较2023年同期减少8500万美元[162][163] 公司非控股股东应占净亏损情况 - 2024年第四季度非控股股东应占净亏损为1.83亿美元，较2023年同期增加5500万美元；可比收益中的非控股股东应占净亏损为1.63亿美元，较2023年同期增加3500万美元[165][168][169] 公司优先股股息情况 - 2024年第四季度优先股股息为2800万美元，较2023年同期增加400万美元[170] 美元走势对可比收益影响情况 - 2024年12月31日止三个月，美元走势对可比收益的净影响在考虑自然抵消和经济对冲后并不显著[172] 汇率情况 - 2024年12月31日，美元兑加元平均汇率为1.40，兑墨西哥比索汇率为20.87；2023年12月31日，美元兑加元平均汇率为1.36，兑墨西哥比索汇率为16.91[174][178] 公司经营活动净现金及可比运营资金情况 - 2024年12月31日止三个月，经营活动提供的净现金为20.84亿美元，较2023年同期增加2.24亿美元；全年为76.96亿美元[181][183] - 2024年12月31日止三个月，可比运营资金生成额为16.65亿美元，较2023年同期减少7.4亿美元；全年为78.9亿美元[181][184] 公司业务分离相关负债及成本情况 - 分离协议规定，公司将为South Bow承担86%的Milepost 14事件和Keystone管道系统可变收费纠纷的净负债和成本，最高赔偿3000万美元[189] 管道系统事件情况 - 2022年12月，Keystone管道系统发生Milepost 14事件，泄漏12937桶原油；截至2023年12月31日，累计计提环境负债7.94亿美元[190][191] 管道系统事件费用计提情况 - 2024年第四季度，公司为Milepost 14事件潜在增量成本预估计提3700万美元税前费用[194] - 2024年12月31日止年度，公司因FERC对Keystone管道系统投诉的决定确认额外税前费用1200万美元[196] 液体管道业务分离成本情况 - 2024年和2023年，液体管道业务分离成本分别为1.97亿美元（税后1.67亿美元）和4000万美元（税后3400万美元）[198] 已终止经营业务净亏损及收益情况 - 2024年第四季度，已终止经营业务净亏损9800万美元，每股亏损0.09美元，2023年同期净利润2.14亿美元，每股盈利0.21美元[203][204] - 2024年全年已终止经营业务净利润3.95亿美元，2023年为6.12亿美元[203] 已终止经营业务可比EBITDA及收益情况 - 2024年第四季度可比EBITDA为零，2023年同期为3.92亿美元；可比收益为零，2023年同期为2.11亿美元，每股0.20美元[214] - 2024年全年可比EBITDA为11.45亿美元，2023年为15.16亿美元；可比收益为5.65亿美元，2023年为7.56亿美元[211] 已终止经营业务细分收益情况 - 2024年第四季度已终止经营业务的细分收益净亏损1.09亿美元，2023年同期净收益3.01亿美元[216][218] - 2024年全年已终止经营业务的细分收益为7.16亿美元，2023年为10.39亿美元[216] 已终止经营业务利息费用及收入情况 - 2024年第四季度已终止经营业务的利息费用为零，2023年同期为6800万美元；全年2024年为2.18亿美元，2023年为2.97亿美元[220] - 2024年第四季度已终止经营业务的利息收入及其他为 - 1000万美元，2023年同期为200万美元；全年2024年为2100万美元，2023年为 - 3000万美元[222]

文章核心观点 - 公司2024年战略优先事项成效显著，持续运营业务可比EBITDA和细分收益增长，东南门户管道项目机械完工且成本低于预算，董事会批准季度股息增长，2025年将继续聚焦资产价值最大化、项目执行和财务稳健 [1][16][17] 财务亮点 2024年第四季度持续运营业务财务结果 - 可比收益11亿加元或每股1.05加元，2023年同期为12亿加元或每股1.15加元 [2] - 归属于普通股股东的净收入11亿加元或每股1.03加元，2023年同期为12亿加元或每股1.20加元 [2] - 可比EBITDA为26亿加元，2023年同期为27亿加元 [2] - 细分收益为19亿加元，2023年同期为20亿加元 [2] 2024年全年持续运营业务财务结果 - 可比EBITDA为100亿加元，2023年为95亿加元 [2] - 细分收益为80亿加元，2023年为51亿加元 [2] 2024年全年含液体管道业务九个月贡献的财务结果 - 可比收益44亿加元或每股4.27加元，2023年为47亿加元或每股4.52加元 [2] - 归属于普通股股东的净收入46亿加元或每股4.43加元，2023年为28亿加元或每股2.75加元 [2] - 可比EBITDA为112亿加元，2023年为110亿加元 [2] - 细分收益为87亿加元，2023年为61亿加元 [2] 股息调整 - 董事会批准将2025年3月31日季度的季度普通股股息提高3.3%，至每股0.85加元，按年计算相当于每股3.40加元 [2][26] 2025年持续运营业务展望 - 可比EBITDA预计在107 - 109亿加元，受新项目和既有项目贡献推动，部分被布鲁斯电力发电量减少抵消 [2] - 可比每股收益预计低于2024年，受多种因素综合影响 [2] - 资本支出预计毛额在61 - 66亿加元，净资本支出在55 - 60亿加元 [3] 运营亮点 管道输送量 - 加拿大天然气管道交付量平均为25.6 Bcf/d，较2023年第四季度增长7% [7] - 2025年2月9日，NGTL系统总交付量创17.7 Bcf新纪录 [7] - 加拿大干线第四季度交付量平均为6.3 Bcf/d，较2023年第四季度增长11% [7] - 美国天然气管道日均流量为27.0 Bcf/d，2025年1月20日创37.9 Bcf历史新高 [7] - ANR于2025年1月20日创10.0 Bcf历史新高 [7] - 墨西哥天然气管道流量平均为2.7 Bcf/d，2024年11月20日，Sur de Texas管道单日流量超1.7 Bcf/d创纪录 [7] 电厂可用性 - 布鲁斯电力2024年第四季度可用性达99% [7] - 热电联产电厂机队2024年第四季度可用性达98% [7] 业务拆分与项目进展 - 2024年10月1日成功分拆液体管道业务 [7] - 2025年1月20日东南门户管道项目实现机械完工，目标2025年5月1日投入使用 [1][7][18] - 2024年11月沿海天然气管道宣布商业运营，可追溯收费 [7][21] - 批准哥伦比亚海湾系统的Pulaski和Maysville项目，预计2029年投入使用，总成本约7亿美元 [7] - 批准3亿美元的东南弗吉尼亚能源存储项目，预计2030年投入使用 [7] - 2024年12月GTN XPress项目投入使用 [7] - 布鲁斯电力宣布2030项目3a阶段，公司需出资约1.75亿加元 [7] - 2025年1月31日布鲁斯电力4号机组停运进行MCR计划，预计2028年恢复运行，5号机组MCR成本和进度估算已提交 [7][20] - 与潜在合作伙伴推进安大略抽水蓄能项目前期开发工作 [7] 首席执行官信息 2024年成果 - 成功分拆液体管道业务，接近债务与EBITDA杠杆目标，东南门户项目机械完工，运营和财务表现良好 [16] 2025年优先事项 - 继续通过安全和卓越运营最大化资产价值，执行增长项目，确保财务实力和灵活性 [17] 项目亮点 东南门户管道项目 - 2025年1月20日机械完工，最终成本约39亿美元，低于原预算13%，目标2025年5月1日投入使用 [18] 布鲁斯电力项目 - 2025年1月31日4号机组停运进行MCR计划，预计2028年恢复运行，3号机组MCR按计划推进，5号机组MCR成本和进度估算已提交 [20] 其他项目 - 2024年约70亿加元项目投入使用，2025年预计约85亿加元项目投入使用 [20] - 2024年11月沿海天然气管道宣布商业运营，可追溯收费 [21] 贸易谈判与关税影响 - 公司持续评估美加墨贸易谈判和拟议关税影响，2025年2月3日实施30天关税暂停，预计有助于达成有利协议 [22] - 公司97%的可比EBITDA受监管框架或合同支撑，预计财务表现不受重大影响 [23] - 公司将根据能源需求增长情况分配资本，多元化业务组合提供灵活性 [25] 非GAAP和补充财务指标 非GAAP指标 - 包括可比EBITDA、可比收益、可比每股收益和可比运营资金生成等，无标准化定义，计算时调整特定项目 [33] 债务与EBITDA比率 - 非GAAP比率，使用调整后债务和调整后可比EBITDA计算，反映偿债能力 [33][34] 净资本支出 - 补充财务指标，反映资本成本，用于评估资本支出管理表现 [35] 指标调整 调整后债务 - 2024年为548.02亿加元，计算涉及对优先股、次级附属票据、现金及现金等价物和经营租赁负债的调整 [37][38] 调整后可比EBITDA - 2024年为113.78亿加元，计算涉及对持续和非持续运营业务EBITDA、经营租赁成本和股权投资分配的调整 [38] 调整后债务与调整后可比EBITDA比率 - 2024年为4.8 [39]

文章核心观点 - TC Energy Corporation（TRP）将于2月14日公布第四季度财报，Zacks共识预期每股收益为67美分，营收为24.3亿美元；公司过往业绩表现良好，但此次模型预测不会实现盈利超预期；同时推荐了其他可能盈利超预期的能源公司 [1][9] TC Energy Corporation过往业绩 - 上一季度（Q3），公司调整后每股收益76美分，超出Zacks共识预期6美分，主要得益于各业务板块强劲表现；季度营收40亿美元，超出Zacks共识预期1.68亿美元 [3] - 过去四个季度，公司盈利均超共识预期，平均超预期幅度为12.72% [4] 第四季度业绩预期 - Zacks对2024年第四季度盈利的共识预期在过去30天内无变化，预计同比下降22.03%；营收预计同比下降31.31% [4] - 模型预测第四季度营收将从去年同期的31.12亿美元降至24.302亿美元，各业务板块表现不佳，如加拿大天然气管道业务预计同比下降18.1%等 [6] - 公司降低成本的努力可能对即将公布的盈利产生积极影响，预计第四季度工厂运营成本等多项费用同比下降 [8] 盈利预测模型情况 - 公司此次盈利超预期的可能性不大，盈利ESP为0.00%，Zacks排名为3 [9][10] 可考虑的能源公司 - CNX Resources（CNX）盈利ESP为+3.60%，Zacks排名2，2025年每股收益预计同比增长4.18% [11] - Calumet, Inc.（CLMT）盈利ESP为+7.11%，Zacks排名2，2025年每股收益预计同比增长104.46% [12] - California Resources（CRC）盈利ESP为+2.59%，Zacks排名3，定于3月3日公布财报，过去四个季度盈利均超预期，平均超预期幅度为13.11% [12][13]