文章核心观点 - 介绍iREIT+HOYA Capital投资服务及分析师对TC Energy的关注和自身投资经验 [1][2] 分组1：投资服务介绍 - iREIT+HOYA Capital是Seeking Alpha上专注收益的投资服务，聚焦能产生收益的资产类别，提供可持续投资组合收益、多元化和通胀对冲机会，可免费试用两周并查看专属收益组合的优质想法 [1] 分组2：公司分析相关 - 分析师Gen Alpha在9月的文章中分析过TC Energy，强调其在天然气强劲需求下的价值主张及在建项目 [2] - 分析师有超14年投资经验，拥有金融MBA学位，关注防御性股票，投资期限为中长期 [2]

项目概述 - 项目Tundra由Minnkota Power Cooperative主导 旨在从北达科他州Center的Milton R Young Station燃煤电厂捕获二氧化碳排放 这是该州应对气候变化战略的关键组成部分 项目最初设计捕获电厂两个燃煤机组之一的排放 预计将显著减少电厂的碳足迹 [2] - 该项目被视为提高该地区燃煤电力环境可持续性的重要一步 可能成为美国其他地区类似项目的典范 [3] TC Energy退出项目 - TC Energy已退出项目Tundra 这一决定标志着北达科他州碳捕获项目的重大转变 预计将推迟最终建设决策 给项目未来带来新挑战 [1] - TC Energy在声明中确认退出 表示将继续支持Minnkota的努力 但更倾向于专注于更符合公司商业利益的项目 公司未透露退出的具体原因或对项目的财务承诺 [4] 项目面临的挑战 - Minnkota对项目Tundra的未来持乐观态度 但承认面临重大挑战 特别是在确保足够资金以推进建设方面 项目进展严重依赖资金和各种经济及监管障碍的解决 [5] - 联邦法规对项目时间表产生重大影响 新规定要求燃煤电厂到2032年捕获90%的二氧化碳排放 这增加了项目的财务负担和监管不确定性 项目总成本从估计的14亿美元增加到20亿美元 [6][7] 项目资金支持 - 项目Tundra获得了大量联邦财政支持 包括能源部4860万美元的拨款 以及2023年底宣布的3.5亿美元额外拨款 北达科他州政府也提供了2.5亿美元的贷款支持 [9] - 这些财政资源只有在最终建设决策做出后才能完全使用 目前只有一小部分资金用于工程研究 大部分拨款仍处于搁置状态 [10] 碳捕获行业影响 - TC Energy的退出引发了对美国碳捕获和储存技术可行性的重要问题 特别是在北达科他州等煤炭资源丰富的地区 尽管CCS长期被视为减轻化石燃料能源生产环境影响的一种解决方案 但其高成本和不确定的监管未来导致行业领导者越来越持怀疑态度 [11] - 北达科他州官员一直是碳捕获技术最直言不讳的支持者之一 但项目Tundra面临的挑战凸显了扩大CCS解决方案的更广泛困难 随着能源公司探索可再生能源和天然气等替代方案 采用碳捕获技术的燃煤发电的未来仍不确定 [12] 项目未来 - TC Energy的退出使项目Tundra的未来依赖于Minnkota Power Cooperative确保资金和应对监管及经济挑战的能力 尽管有大量联邦和州支持 但项目的高成本和不断变化的能源政策可能需要重新评估其可行性 [13]

公司公告 - TC Energy Corporation宣布不打算在2024年12月31日赎回其累计可赎回第一优先股系列1（Series 1 Shares）和系列2（Series 2 Shares）[1] - Series 1 Shares持有人可选择保留股份并继续获得固定利率季度股息 或将股份按1:1比例转换为Series 2 Shares并获得浮动利率季度股息[1] - Series 2 Shares持有人可选择保留股份并继续获得浮动利率季度股息 或将股份按1:1比例转换为Series 1 Shares并获得固定利率季度股息[1] 股息信息 - 选择保留Series 1 Shares的持有人将获得4.939%的年度固定股息率 适用于2024年12月31日至2029年12月31日的五年期[2] - 选择将Series 1 Shares转换为Series 2 Shares的持有人将获得5.401%的浮动季度股息率 适用于2024年12月31日至2025年3月31日的三个月期 浮动股息率每季度重置[2] - 选择保留Series 2 Shares的持有人将获得5.401%的浮动季度股息率 适用于2024年12月31日至2025年3月31日的三个月期 浮动股息率每季度重置[3] - 选择将Series 2 Shares转换为Series 1 Shares的持有人将获得4.939%的固定季度股息率 适用于2024年12月31日至2029年12月31日的五年期[3] 转换程序 - Series 1 Shares和Series 2 Shares的受益所有人如需行使转换权 应尽快与其经纪商或其他代理人联系 并确保遵循其指示 以在2024年12月16日东部标准时间下午5点前完成转换[4] - 未在截止日期前提供通知或与经纪商或其他代理人沟通的受益所有人 将保留其Series 1 Shares或Series 2 Shares 并获得适用于该股份的新股息率[5] 转换条件 - 如果TC Energy确定在2024年12月31日后Series 1 Shares的流通量将少于100万股 则所有剩余的Series 1 Shares将在2024年12月31日自动按1:1比例转换为Series 2 Shares[6] - 如果TC Energy确定在2024年12月31日后Series 2 Shares的流通量将少于100万股 则所有剩余的Series 2 Shares将在2024年12月31日自动按1:1比例转换为Series 1 Shares[6] - TC Energy将在2024年12月23日前发布相关新闻稿[6] 未来转换机会 - Series 1 Shares和Series 2 Shares的持有人将有机会在2029年12月31日及之后的每五年再次转换其股份 只要股份仍在流通[7] 公司概况 - TC Energy拥有6500多名能源问题解决者 其广泛的天然气基础设施资产网络独一无二 公司无缝地移动、生成和储存能源 并通过液化天然气出口将其输送到北美和全球的家庭和企业[8] - TC Energy的普通股在多伦多证券交易所（TSX）和纽约证券交易所（NYSE）交易 代码为TRP[9]

文章核心观点 - TC Energy Corporation (TRP) 宣布将获得一笔1.99亿加元的一次性付款，作为与Coastal GasLink管道项目相关的新商业协议的一部分 这标志着公司在能源基础设施领域的战略愿景和增长计划的重要进展 [1][4] TRP的Coastal GasLink项目 - Coastal GasLink管道是加拿大能源基础设施的关键组成部分，旨在将天然气输送到LNG Canada在Kitimat的出口终端 该终端预计将成为全球能源市场的重要参与者，首批液化天然气（LNG）计划于2025年年中发货 [2] - 尽管面临监管罚款和运营障碍，项目仍保持在145亿加元的预算内，展示了TC Energy在复杂项目管理中的韧性和能力 [3] TRP的1.99亿加元付款和商业协议 - 1.99亿加元的付款标志着TRP与LNG Canada及其他Coastal GasLink客户达成的商业协议 该协议允许TRP在管道完全运营后从2024年10月1日起追溯收取通行费，确保公司能够覆盖项目开发初期的成本 [4] - 付款还认可了特定工作的完成和未决成本的结算，突显了公司持续努力与市场动态保持一致并管理大型基础设施项目的财务复杂性 [5] TC Energy的投资者日关键战略见解 - TRP的投资者日强调了公司的长期战略，包括François Poirier总裁兼CEO强调的Coastal GasLink管道在塑造能源基础设施未来中的战略重要性 预计到2035年，天然气和电力将占能源使用增长的75%，这意味着TRP的投资组合处于有利地位，可以利用这一重大机会 [6] - 公司专注于有纪律的增长和低风险投资，支持320亿加元的资本计划，表明其致力于提供稳定和可靠的能源解决方案 通过在可持续发展和盈利能力之间保持战略平衡，TRP旨在继续成为北美能源领域的关键参与者 [7] Coastal GasLink和北美能源的未来 - Coastal GasLink管道不仅是一个基础设施项目，而且是加拿大能源未来的关键组成部分 通过连接不列颠哥伦比亚省东北部的大型天然气储备与LNG出口终端，该管道在满足北美内外日益增长的天然气需求方面发挥着关键作用 [8] - Kitimat的出口终端战略性地位于服务国际市场，特别是亚洲，LNG需求激增 该管道将使加拿大能够利用全球清洁能源替代品的增长市场，使该国成为向更可持续能源过渡的关键参与者 [9] - 随着Coastal GasLink项目进入最后阶段，TC Energy的重点是确保管道安全、高效地完成，并完全符合监管要求 公司致力于遵守严格的环境标准，并与社区和利益相关者合作，确保项目对地区具有长期利益 [10] - 总体而言，通过其有纪律的增长方法和对基础设施的重大投资，TC Energy有望继续塑造北美能源领域的未来 成功完成Coastal GasLink管道不仅将支持LNG Canada的增长，还将在满足北美长期能源需求方面发挥核心作用 [11]

公司与Hanwha Power Systems的合作 - TC Energy与Hanwha Power Systems签署谅解备忘录，旨在利用超临界二氧化碳（sCO2）技术将西弗吉尼亚州天然气压缩机站的废热转化为可再生能源 [1] - 该合作项目旨在通过sCO2技术捕获燃气轮机压缩机的废热，并将其转化为可用能源，且不产生额外的温室气体排放 [2] - sCO2技术通过使用超临界二氧化碳作为闭环系统中的流体，能够从废热中提取更多能量，效率远高于传统热回收方法 [3] sCO2技术的应用与优势 - sCO2技术不仅适用于天然气行业，还可应用于可再生能源和工业发电等多个领域 [3] - 该技术无需额外燃料，用水量更少，且无需冷却系统，显著提高了能源效率并减少了碳足迹 [2] - sCO2技术为全球能源市场提供了一种经济高效的清洁能源发电方式，无需额外燃料，对运营商和消费者都具有吸引力 [5] TC Energy的可持续发展战略 - 该项目是TC Energy减少对化石燃料依赖、向清洁能源组合转型战略的一部分 [4] - 公司计划将无碳能源整合到其基础设施中，支持实现净零排放的目标 [4] - 西弗吉尼亚项目展示了能源发电可以不依赖燃烧额外化石燃料，而是利用废热 [4] sCO2技术的未来前景 - 随着TC Energy与Hanwha Power Systems不断完善技术，该技术有望在北美推广，并应用于可再生能源和工业发电厂等其他行业 [6] - sCO2技术将成为向碳中和能源系统转型的重要组成部分 [6] 其他能源公司概况 - Petrofac Limited（POFCY）市值为6473万美元，业务涵盖陆上工程与建设、海上项目与运营、工程与咨询服务以及综合能源服务 [8] - Targa Resources Corp（TRGP）市值为4392亿美元，过去一年股价上涨1301%，提供中游能源基础设施服务，包括天然气和天然气液体的收集、处理、运输、储存和销售 [9] - TechnipFMC plc（FTI）市值为1319亿美元，目前每股年度股息为20美分，股息率为064%，为能源行业提供产品、服务和全面集成的技术解决方案 [10]

公司动态 - TC Energy Corporation (TRP) 计划将其西部加拿大天然气管道系统的股权出售给原住民社区的交易面临延迟和复杂情况 可能无法按原计划完成 这是加拿大历史上最大的原住民股权交易之一 [1] - 公司原计划以约10亿加元（7.15亿美元）的价格将天然气传输线（NGTL）系统的股权出售给约72个原住民社区 交易预计在今年第三季度完成 [2] - NGTL系统在加拿大西部天然气运输中扮演重要角色 公司希望通过此次交易筹集资金以支持其运营和项目 同时为原住民社区提供参与关键能源基础设施的机会 [3] 交易延迟原因 - 交易延迟的主要原因是融资所需的债券未能及时到位 原住民联合体被告知由于债券融资的复杂性 公司无法按计划推进交易 [4] - 公司CEO Francois Poirier在投资者电话会议中表示 尽管与原住民社区的讨论仍在进行 但交易结构可能与最初预期不同 原住民参与形式可能不再是直接的股权持有 [5] - 公司此前希望通过此次交易减少债务并进一步将原住民社区融入加拿大能源行业的商业格局 [6] 替代方案 - 尽管交易面临挑战 公司仍在与原住民团体进行谈判 可能探索替代参与形式 如联合经营或利润分享协议 使原住民社区从NGTL系统运营中获益 而无需直接持有股权 [7] - 可能的替代方案包括联合经营 使社区获得项目收入的一部分 或通过利润分享协议和影响利益协议确保原住民群体从影响其土地的项目中获得经济利益 [8] - 这种策略转变反映了加拿大能源行业的趋势 即公司寻求与原住民社区建立有意义的合作伙伴关系 以避免法律挑战或环境反对 同时确保社区从项目中获得经济利益 [9][10] 公司财务状况 - 此次交易延迟发生在公司进行业务重组和精简的时期 近年来 公司因加拿大天然气管道项目的成本超支而面临挑战 导致一系列资产出售 这是公司减少债务和加强财务状况的广泛战略的一部分 [11] - 公司CEO表示 公司不需要完成此次股权出售来达到减债目标 表明公司通过多种途径管理财务健康 确保债务义务得到满足 [12] 行业影响 - 此次交易未能按计划执行对加拿大能源行业具有广泛影响 原住民在大型基础设施项目中的所有权已成为加拿大可持续发展和和解讨论的关键部分 [13] - NGTL系统出售本应成为其他能源公司的示范 表明大型基础设施项目可以结构化为能源行业和受项目直接影响的社区带来利益 如果交易失败 可能会减缓行业内的类似努力 使公司在与原住民社区的谈判中更加谨慎 [14] - 如果公司与原住民联合体能够达成替代形式的协议 这可能为更灵活和创新的合作伙伴关系铺平道路 这些合作不一定依赖直接所有权 但仍能为社区带来经济和社会利益 这将是加拿大能源发展的新范式 平衡经济增长与尊重原住民权利和土地 [15] 总结 - TC Energy在将其NGTL系统股权出售给原住民社区的交易中遇到的挫折突显了此类项目的挑战 尽管原计划可能无法实现 但替代参与模式仍可能使公司和原住民社区受益 这一情况强调了在能源公司与受影响社区之间建立信任和可持续合作伙伴关系的重要性 旨在实现加拿大能源行业的包容性和责任感 [16]

文章核心观点 - 北美领先能源基础设施公司TC Energy Corporation公布2025财年指引，预计可比EBITDA在107 - 109亿加元（约76.3 - 77.8亿美元），高于2024年预期，公司战略投资关键增长项目，有望实现可持续增长 [1][16] 增长驱动因素 - 天然气需求增长推动2025财年EBITDA预计上升，天然气作为可靠灵活能源，在向清洁能源转型中需求加速，公司战略布局满足需求 [3] 关键项目情况 - 公司在新项目开发上投资15亿加元，包括四个关键增长项目，与天然气需求增加和核电发展相契合 [4] - 公司的Pulaski和Maysville项目位于Columbia Gulf系统，各投资4亿加元，用于现有电厂煤改气，减少碳排放，增加燃气发电能力，支持区域电力供应 [5][6] - 公司计划建设的东南弗吉尼亚能源存储项目是一个3亿加元的液化天然气调峰设施，可在冬季用电高峰满足能源需求，增强基础设施灵活性和可靠性 [7][8] - 公司向安大略省共同拥有的布鲁斯电力核设施投资1.75亿加元，目标是将其峰值产能提高到7000兆瓦，加强能源组合多元化 [9][10] 财务支撑因素 - 公司约97%的预计收入受费率监管和长期照付不议合同保障，费率监管保护投资、可回收成本，照付不议合同保证客户付费，提供稳定收入流 [12][13] 公司前景展望 - 公司对天然气和核能的战略投资使其在未来持续成功，未来计划继续多元化能源组合，有望巩固其在北美能源领域的影响力 [14][15] 相关股票信息 - TC Energy当前Zacks排名为5（强力卖出），能源行业中Petrofac Limited、Targa Resources Corp.和TechnipFMC plc排名为2（买入） [17] - Petrofac估值6484万美元，业务涵盖四个领域 [17] - Targa Resources估值433.9亿美元，过去一年股价上涨134.4%，是美国领先的中游能源基础设施服务提供商 [18] - TechnipFMC估值121.3亿美元，目前年股息为每股20美分，即0.70%，是能源行业产品和服务供应商 [19]

文章核心观点 - TC Energy第三季度业绩超预期，各业务板块表现良好，同时完成业务分拆、降低债务、调整项目成本等多项举措；其他能源公司业绩有喜有忧，部分公司宣布股息分配 [1][2][18] TC Energy Corporation (TRP) 业绩情况 - 2024年第三季度调整后每股收益76美分，超Zacks共识预期的70美分，略高于去年同期的75美分 [1] - 季度营收40亿美元，超Zacks共识预期1.68亿美元，同比增长36% [2] - 可比EBITDA为28亿加元，高于去年同期的26亿加元 [2] TC Energy Corporation (TRP) 业务动态 - 10月1日成功分拆液体管道业务 [3] - 10月利用债务发行等资金来源减少约76亿美元长期债务 [3] - 将东南门户管道项目资本成本估计降至39 - 41亿美元，原估计为45亿美元，预计2025年年中投入商业运营 [4] - 获得加拿大能源监管机构对NGTL系统五年协商收入要求和解的批准，2025年1月1日生效；向联邦能源监管委员会提交关于哥伦比亚天然气的费率案，申请提高最高运输费率，预计2025年4月1日生效 [5] - 年初至今完成约16亿加元资产剥离，包括以约11亿加元（8亿美元）出售波特兰天然气输送系统 [6] TC Energy Corporation (TRP) 股息分配 - 董事会宣布每股普通股季度股息为82.25加拿大分，2025年1月31日支付给2024年12月31日收盘时登记在册的股东 [7] TC Energy Corporation (TRP) 运营表现 - 2024年第三季度，Keystone管道系统运营可靠性达95%，布鲁斯电力可用性达98%，热电联产电厂机队可用性达85% [8] TC Energy Corporation (TRP) 各业务板块EBITDA情况 - 加拿大天然气管道业务可比EBITDA为8.45亿加元，同比增长8.2%，超预期 [9] - 美国天然气管道业务可比EBITDA为10亿加元，同比增长7.5%，未达预期 [10] - 墨西哥天然气管道业务可比EBITDA为2.65亿加元，同比增长14.2%，超预期 [11] - 液体管道业务可比EBITDA为3.6亿加元，高于去年同期，超预期 [12] - 电力和能源解决方案业务可比EBITDA为3.26亿加元，同比增长27.3%，超预期 [13] TC Energy Corporation (TRP) 支出与资产负债表 - 截至2024年9月30日，资本投资达21亿加元 [14] - 现金及现金等价物38亿美元，长期债务556亿加元，债务资本比为64% [14] TC Energy Corporation (TRP) 2024年指引 - 预计可比EBITDA在112 - 115亿加元区间上限；分拆后预计在99 - 101亿加元区间 [15] - 预计可比普通股每股收益与2023年年报指引一致 [15] - 资本支出预计毛额在81 - 84亿加元，净额在74 - 77亿加元，低于此前预期 [16] 其他能源公司业绩情况 - Liberty Energy调整后净收入每股45美分，未达Zacks共识预期的55美分，低于去年同期 [18] - Kinder Morgan第三季度调整后每股收益25美分，未达Zacks共识预期的27美分，与去年同期持平 [20] - Schlumberger第三季度每股收益89美分，超Zacks共识预期的88美分，高于去年同期 [22] 其他能源公司股息分配 - Liberty Energy董事会宣布每股普通股股息8美分，12月20日支付给12月6日登记在册的股东，较上一季度增长14%，本季度通过回购和分红向股东返还5100万美元 [19] - Kinder Morgan宣布2024年第三季度每股现金股息28.75美分，较2023年第三季度增长2%，11月15日支付给10月31日登记在册的股东 [21] Schlumberger财务情况 - 第三季度自由现金流18.1亿美元 [23] - 截至9月30日，现金及短期投资约44.6亿美元，长期债务118.6亿美元 [23]

文章核心观点 TC Energy公司将于2024年11月19日举办年度投资者日活动，展示2025年战略重点、长期战略展望和增长目标 [1] 活动信息 - 活动时间为2024年11月19日周二上午8点（美国东部标准时间，即上午6点山区标准时间） [2] - 活动将进行网络直播（视频），可在公司网站Investor Day 2024 (tcenergy.com)观看，演示文稿和网络直播录像将存档并可回放 [2] 公司介绍 - 公司拥有7000多名能源问题解决专家，致力于安全运输、生产和储存北美依赖的能源，为全球能源挑战提供解决方案，为投资者带来可持续回报并为社区创造价值 [3] - 公司普通股在多伦多（TSX）和纽约（NYSE）证券交易所交易，股票代码为TRP [4] 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Gavin Wylie / Hunter Mau，邮箱investor_relations@tcenergy.com，电话403 - 920 - 7911或800 - 361 - 6522 [6] - 相关PDF文件可在http://ml.globenewswire.com/Resource/Download/e08e806a - 20ad - 4a9d - 819c - 6dfac618260b下载 [6]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度可比息税折旧摊销前利润（EBITDA）较去年第三季度增长6%，这使公司在2024年剩余时间处于有利地位，预计2024年可比EBITDA将处于全年展望范围的上限[7] - 2024年净资本支出预计在74亿美元至77亿美元之间，相较于最初80亿美元至85亿美元的预期，中点降低约8%[10] - 2024年可比收益为11亿美元，较2023年第三季度增长4%[21] - 公司2024年每股普通股收益预计将低于2023年，主要受资产剥离计划中的非控制性权益（NCI）调整影响[22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 加拿大天然气业务（Canada Gas）：由于NGTL和Foothills的系统持续扩张，获得了更高的基于费率的收益[19] - 美国天然气业务（US Gas）：将增长和现代化项目投入使用，包括为墨西哥湾沿岸液化天然气（LNG）市场服务的Gillis Access项目，但8月波特兰天然气销售的关闭部分抵消了成果[19] - 墨西哥业务：在Sur de Texas的股权收益较高，主要是由于美元兑比索走强[19] - 电力和能源解决方案业务（Power and Energy Solutions）：布鲁斯电力（Bruce Power）的可用性从一年前的94%提高到98%，该业务的贡献有所改善[20] - 液体业务（Liquid segment）：由于WCSB出口能力增加，营销活动利润率降低，导致业务减少，但美国墨西哥湾沿岸系统的销量增加部分抵消了这一影响[20] 各个市场数据和关键指标变化 - 北美天然气需求到2035年将每天增加约400亿立方英尺（BCF），需求增长由液化天然气（LNG）出口、燃煤电厂退役、公用事业可靠性需求以及人工智能和数据中心不断增长的电力消耗驱动[13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司在2024年专注于安全、卓越运营和项目执行等优先事项，已成功将液体管道业务分拆为South Bow，并将继续执行这些优先事项[7][8][27] - 公司已将12亿美元的项目投入使用，预计2024年将有约70亿美元的资产投入使用，2025年将有85亿美元的资产投入使用[10] - 公司正在推进多个战略举措以实现资产的长期价值最大化，包括在项目执行方面取得重大进展，如布鲁斯电力3号机组（Bruce Power Unit 3 MCR）和东南门户（Southeast Gateway）项目[8][9] - 公司预计2024年底债务与EBITDA之比达到4.75倍，目前正朝着这个目标前进，这得益于强劲的EBITDA表现、资本支出的修订展望以及2024年完成的16亿美元资产销售[11][24] - 公司认为自身是北美唯一一家在三个地区都有业务的能源基础设施公司，凭借强大的基础业务、众多机会和有纪律的资本分配，能够实现稳健增长、低风险和可重复的业绩[14] - 在资本支出方面，公司目前坚定于每年60亿美元至70亿美元的支出计划，以实现有机去杠杆化并建立缓冲空间，同时也会考虑引入合作伙伴或调整资本以提高EBITDA增长和投资回报率[51][52] - 在墨西哥，公司在考虑在2025年末或2026年上半年引入合作伙伴或其他方式来降低风险敞口，以管理客户集中风险并在基础设施建成后实现更多增长机会[70] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 北美天然气将在增加全球可靠和可持续能源供应方面发挥关键作用，不断增长的需求为天然气基础设施的增量建设创造了充满机会的环境[13][14] - 公司业务前景强劲，需求增长将需要连接新的供需中心以及维护和现代化现有基础设施，公司的业务模式在过去二十年实现了可重复增长，2024年是一个重要的转折点，公司正在经历资本效率提高、低风险增长项目、有机去杠杆化周期的开始以及各系统对天然气和电力需求的空前增长[25] 其他重要信息 - 公司将在11月19日的投资者日分享更多信息，包括2025年的资本支出计划、EBITDA增长预期以及如何在不同项目间分配资本等[8][25][26][35][45][51][69][79] 问答环节所有的提问和回答 问题：能否分解在天然气扩张机会中，煤炭转天然气、发电厂需求、厂后发电各自占需求的比例，以及不同类型项目的经济差异？ - 回答：北美天然气增长由五个核心驱动因素支撑，到2035年增量需求为40 BCF，其中液化天然气出口增长最大，电力生产方面，煤炭转天然气退役和数据中心需求增长带来机遇，公司看到13 BCF/日的增长机会，不同客户类别的回报不是公司考虑投资的主要因素，公司有有限的资本，希望投资于平衡资产负债表实力、股息增长和可重复业绩[30][31][33] 问题：公司是否认为自己在资本支出方面受到限制，需要精选项目，如何看待公司长期资本支出轨迹？ - 回答：公司正在进入有机去杠杆化阶段，目前优先建立缓冲空间，在达到目标之前不太可能增加资本计划规模，但在本十年后期仍有足够资本进行分配[35] 问题：能否详细说明资本支出方面成本优化的关键驱动因素，以及在费用方面是否有提高EBITDA的进展？ - 回答：资本支出从80 - 85亿美元降至74 - 77亿美元，其中约2.7亿美元的节省与焦点计划相关，其余是项目和维护资本支出执行良好带来的成本降低；在费用方面，焦点计划约30%的价值与运营和维护费用降低相关，未来将通过收费和费率案例传递给客户[37][38] 问题：能否详细说明东南门户项目成本下降的原因，商业服务是否可能早于2025年中期开始，下游发电资产的状况如何？ - 回答：成本节省源于良好的项目执行，采购方面节省1.4亿美元，建设和土木工程活动节省2.3亿美元，释放额外应急资金1.3亿美元；公司正在与CFE持续会面，以确定项目完成活动的相关事宜，包括收费和加速项目完成日期及付款日期；CFE的发电厂总体上按计划进行，重点关注的两个发电厂预计2025年第一季度投入使用[42][43] 问题：公司如何在2025年及以后平衡杠杆，是通过自身增长还是考虑额外资产出售？ - 回答：2024年通过EBITDA表现、资本效率、资本支出和资产出售达到杠杆目标，目前处于高EBITDA、资本支出节省状态；未来几年有25亿美元的资本支出节省和一些EBITDA节省，2025年的杠杆目标将受益于类似趋势，更多细节将在投资者日公布[44][45][47] 问题：是否会精选项目或寻找非股权融资来在60 - 70亿美元内建设更多项目，是先引入合作伙伴再建设还是先建设再寻找资金解决方案？ - 回答：公司认为有合作伙伴有助于维持现有地位并管理资本支出，目前坚定于60 - 70亿美元的资本支出计划，以实现有机去杠杆化并建立缓冲空间，同时对未来增长充满信心；如果有机会引入合作伙伴或调整资本以提高EBITDA增长和投资回报率，公司会考虑[51][52] 问题：东南门户项目剩余1.4公里浅水区建设是否是唯一重大风险，是否会影响EBITDA？ - 回答：1.4公里的建设基本是最后的主要工作，之后将进行预调试和调试活动，2025年中期投入使用；协议中有成本分担，将根据最终资本支出调整收费，公司已在EBITDA预测中考虑了修订后的资本支出[54][55] 问题：是否考虑数据中心相关机会中的垂直整合，进入厂后燃气发电厂，以及EPA 111(d)规则对与客户讨论的影响？ - 回答：公司在电力和能源解决方案战略中不打算建造独立的燃气发电厂，但如果有助于天然气传输业务投资则会考虑，且项目必须与投资组合中的其他机会竞争；关于EPA规则，公司将遵守规定，该规则将在行业内统一应用，天然气发电仍将是满足数据中心电力需求的广泛解决方案[57][58][59] 问题：是否有关于出售NGTL的讨论的最新消息？ - 回答：公司继续与本土合作伙伴寻找解决方案，但出于尊重暂不提供更多评论；公司不需要通过资产出售来达到4.75倍的杠杆目标，EBITDA的出色表现和资本支出节省减轻了出售资产的压力[61][62] 问题：能否提供未来12 - 18个月其他增长项目（如哥伦比亚湾扩建或NGTL系统第二阶段）的进展更新？ - 回答：未来12个月左右，约85亿美元的资本将投入使用，主要由SGP引领，美国的两个大项目也按时按预算进行[64] 问题：如何看待布鲁斯的扩张计划及其在整体投资组合中的定位？ - 回答：布鲁斯电力的翻新计划进展顺利，3号机组按计划进行，4号机组已获批准，计划2025年第一季度开始翻新，公司对在布鲁斯电力的投资感到满意，这是60 - 70亿美元资本计划的一部分，每年有10亿美元的投资且回报良好[65] 问题：2025年及以后的资本支出预算中有多少已承诺，多少未承诺以用于增加天然气需求增长相关项目？ - 回答：2025年大部分资本已承诺，在其他年份有一些空间，公司将在11月19日的投资者日展示更多数据，公司能够提供资本分配的高透明度信息[68] 问题：在液体业务分拆和东南门户接近完成后，如何平衡墨西哥的机会与业务风险？ - 回答：在墨西哥，除了去杠杆化目的外，公司将管理客户集中风险和整体风险敞口，计划在2025年末或2026年上半年引入合作伙伴或其他方式来降低风险，在基础设施建成后有更多增长机会，但在考虑额外资本之前需要降低风险敞口[70] 问题：能否提供安大略抽水蓄能项目在获取商业框架方面的最新进展？ - 回答：公司对该项目仍然感到兴奋，看到项目对安大略省的经济利益，6月任命了新的能源和电气化部长，目前正在制定成本回收协议以推进项目到下一阶段[74][75] 问题：布鲁斯电力本季度高可用性的驱动因素是什么，以及MCR后的可用性情况？ - 回答：本季度布鲁斯电力的高可用性不是外部驱动因素，是因为本季度没有计划停机，目前只有一个机组在进行MCR；进入第四季度情况类似，但2025年将恢复到90%左右的可用性，因为将有计划停机[77][78] 问题：如果东南门户提前投入使用，是否有可能服务其他市场客户，该项目对去杠杆化有多大贡献？ - 回答：仍有预调试和调试工作要做，预计年底或稍晚实现机械完工，目标是2025年中期投入使用，该项目的天然气将供应给尤卡坦半岛的发电设施；关于去杠杆化的具体贡献，将在投资者日提供详细的建模指标，大致上该项目全年将提供约7.5亿加元的EBITDA[83][84] 问题：公司的投资组合如何在当前环境下利用核能方面的机会？ - 回答：公司在电力和能源解决方案战略中对核能的投资重点是布鲁斯电力，有强大的电力购买协议至2064年，允许继续投资并获得良好回报，公司致力于布鲁斯C的翻新计划；从更广泛的角度看，公司认为在布鲁斯电力有足够的投资机会，不需要在其他地方扩展核能业务[86][88]