财务数据和关键指标变化 - 公司本季度创下新的收益纪录,可比EBITDA同比增长11% [7] - 可比收益同比增长4%,主要由于可比EBITDA增加,但被非控股权益收益增加和利息费用上升所抵消 [21][22] - 公司维持2024年可比EBITDA11.2-11.5亿美元的指引,主要由于NGTL系统增长、去年新项目投产的全年影响以及今年预计投产7亿美元新项目 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气管道业务: - 加拿大NGTL系统日均输送量15.3 Bcf,创新高17.3 Bcf [12] - 美国日均输送量30 Bcf,同比增5% [12] - 墨西哥日均输送量近3 Bcf,同比增13% [13] - 电力业务: - 布鲁斯电站可用性92%,预计2024年将维持在90%以上的水平 [14][15] - 阿尔伯塔联合循环电厂可用性98.7% [15] - 液体管道业务: - Keystone管道系统可靠性96%,支撑可比EBITDA同比增28% [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国电力需求创新高,公司资产支持电力需求增长,向发电商的日均供气增加11% [13] - 数据中心等新增长动力将推动未来天然气需求持续增长,预计2030年前可能增加6-8 Bcf/d [48][49] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将继续专注于资产安全运营、项目按时高质量交付,如东南门户项目和布鲁斯电站3号机组大修项目 [32] - 公司将通过出售资产加快去杠杆,计划2024年完成30亿美元资产出售目标,已完成1.1亿美元PNGTS出售 [9][25] - 液体管道业务将于今年第三或第四季度独立上市,不会产生重大协同损失 [17][26] - 公司将继续投资于核电和抽水蓄能等无排放电力项目,同时也会适当考虑天然气发电机会 [50][53] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对天然气需求增长持乐观态度,尤其是数据中心等新增长点 [48][49] - 公司有信心在2024年实现4.75倍债务/EBITDA的目标,并将继续出售资产以此为目标 [25][32] - 公司对独立上市的液体管道业务South Bow前景充满信心 [17][26] 其他重要信息 - 公司宣布任命Sean O'Donnell为新任CFO,接替离职的Joel Hunter [10][28][30] - 公司已获得南部门户项目所有关键许可,管道铺设进度超70%,预计2025年投产 [11] - 公司将于6月4日召开年度股东大会,就液体管道业务分拆事宜进行投票 [19] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Ben Pham 提问** 询问公司资产出售计划的进展情况,包括NGTL系统联邦贷款担保等因素的影响 [36][37][38] **Francois Poirier 回答** 公司资产出售计划进展顺利,包括墨西哥CFE投资TGNH等,未来还会在加拿大和墨西哥继续出售资产 [37][38][39][40] 问题2 **Rob Hope 提问** 询问天然气需求增长对公司天然气管道和电力业务的影响,以及是否会增加电力投资 [44][45][46][47] **Stan Chapman 和 Annesley Wallace 回答** 公司天然气管道业务受益于电力需求增长,未来会继续加强与LDC客户的联系,满足数据中心等新增长点 [45][46][47][49][50][51] 公司电力业务将继续专注于核电和抽水蓄能,对天然气发电机会持开放态度 [50][51][53] 问题3 **Bevin Wirzba 回答** South Bow的资本结构将包括3年至30年不等的债务,平均期限约10年,资本结构设计旨在实现4.75倍债务/EBITDA目标 [84][85][110][111] 公司将利用South Bow交易所得资金偿还部分TC Energy现有债务,不会显著改变TC Energy的平均债务期限 [112][113]

财务概况 - 2023年总债务为632.01亿美元，较2022年的583亿美元增加了8.4%[1] - 调整后的债务为560.88亿美元，较2022年的541.15亿美元增加了3.4%[1] - 2023年可比EBITDA为109.88亿美元，较2022年的99.01亿美元增长了11.0%[1] - 调整后的可比EBITDA为109.83亿美元，较2022年的99.78亿美元增长了10.3%[1] - 调整后的债务与调整后的可比EBITDA比率为5.1，较2022年的5.4有所改善[1] - 2024年可比EBITDA预计将高于2023年，支持增长的因素包括每股收益和现金流的增长[21] - 预计到2024年底，债务与EBITDA的比率将保持在4.75倍的上限目标[36] 运营表现 - 第一季度可比EBITDA同比增长11%，显示出公司在运营上的持续改善[17] - 第一季度可比EBITDA较2023年第一季度增长11%[42] - 第一季度可比EBITDA增长14%[46] - 第一季度净收入较2023年第一季度增长2%[51] - NGTL系统的平均日交付量为15.3 Bcf/d，较2023年第一季度增长5%[51] - Cogeneration发电厂的可用性达到约98.7%[53] - Bruce Power的可用性为92%[53] - Keystone系统的运营可靠性达到96%[64] 收益与支出 - 2024年第一季度的总分段收益为22.66亿，较2023年的21.70亿增长4.4%[82] - 2024年第一季度的净收入为13.97亿，较2023年的13.47亿增长3.7%[82] - 2024年第一季度的可比EBITDA为30.90亿，较2023年的27.75亿增长11.3%[82] - 2024年第一季度的可比收益为12.84亿，较2023年的12.33亿增长4.1%[83] - 2024年第一季度的利息支出为8.37亿，较2023年的7.62亿增加9.8%[82] - 2024年第一季度的所得税费用回收为2.93亿，较2023年的3.41亿减少14.1%[82] - 2024年第一季度的每股可比收益为1.24，较2023年的1.21增长2.5%[83] - 2024年第一季度的外汇损益净额为2700万，较2023年的1.07亿下降74.8%[82] - 2024年第一季度的折旧和摊销费用为7.19亿，较2023年的6.77亿增加6.2%[82] - 2024年第一季度的非控股权益净收入损失为1.71亿，较2023年的1100万显著增加[82] 未来展望与战略 - 资产剥离计划已推进至30亿美元，其中PNGTS交易预计带来约7.4亿美元的税前股权收益[21] - 当前股息收益率为7.8%，预计未来将保持3-5%的股息增长[6] - 2024年计划投入约70亿美元的资产[42] - 计划在2024年底前实现4.75倍的债务与EBITDA比率上限目标[79]

人员风险投资与会议出席情况 - 某独立人士在TC Energy的风险投资为1689793美元，2023年董事会定期会议出席率100%（5/5），特别会议出席率100%（4/4），审计委员会会议出席率100%（4/4），健康、安全、可持续性和环境委员会会议出席率100%（3/3）[40] - 某独立人士在TC Energy的风险投资为967498美元，2023年董事会定期会议出席率100%（5/5），特别会议出席率100%（4/4），审计委员会会议出席率100%（4/4），人力资源委员会会议出席率100%（8/8），特别委员会会议出席率100%（8/8）[44] - 某独立人士在TC Energy的风险投资为2090536美元，2023年董事会定期会议出席率100%（5/5），特别会议出席率100%（4/4），审计委员会会议出席率100%（4/4），人力资源委员会会议出席率100%（8/8），特别委员会会议出席率100%（8/8）[49] - 2023年董事会及委员会会议出席情况：部分人员在董事会定期会议出席率有100%；特别会议出席率有100%、75%；治理委员会会议出席率有100%；健康、安全、可持续发展和环境委员会会议出席率有100%；特别委员会会议出席率有88%[52][55][59][66] - 部分人员的风险投资金额：有人员风险投资金额分别为3,587,836美元、1,257,483美元、5,745,162美元、2,087,944美元、2,509,325美元[52][55][59][63][66] - 2023年董事会5次定期会议出席率100%，4次特别会议出席率75% [103] - 2023年审计委员会4次会议出席率100% [103] - 2023年健康、安全、可持续性和环境委员会3次会议出席率100% [103] - 2023年特别委员会8次会议出席率88% [103] - 2023年所有董事会和委员会会议平均出席率为97%[123] 人员年度会议投票情况 - 2023年Michael R. Culbert在TC Energy年度会议投票中，赞成票670063432（99.44%），反对票3790876（0.56%）；2022年赞成票688868536（99.64%），反对票2494507（0.36%）；2021年赞成票657941215（99.81%），反对票1262093（0.19%）[41] - 2023年William D. Johnson在TC Energy年度会议投票中，赞成票670426693（99.49%），反对票3427614（0.51%）；2022年赞成票688999400（99.66%），反对票2363644（0.34%）[46] - 2023年Susan C. Jones在TC Energy年度会议投票中，赞成票670291004（99.47%），反对票3563305（0.53%）；2022年赞成票688959378（99.65%），反对票2403666（0.35%）；2021年赞成票657752726（99.78%），反对票1450582（0.22%）[50] - 2023年年度会议投票结果：2023年赞成票667,990,495（99.13%）、668,274,678（99.17%），反对票2,756,843（0.41%）、5,579,628（0.83%）；2022年赞成票683,751,075（98.90%）、686,049,234（99.23%），反对票7,611,969（1.10%）、5,313,810（0.77%）；2021年赞成票639,280,144（96.98%）、656,227,734（99.55%），反对票19,923,164（3.02%）、2,975,574（0.45%）[53][57] - 2023年年度会议投票中赞成票668,355,232（99.18%），反对票5,499,075（0.82%）[110] - 2022年年度会议投票中赞成票684,230,909（98.97%），弃权票7,132,135（1.03%）[110] - 2021年年度会议投票中赞成票656,284,177（99.56%），弃权票2,919,131（0.44%）[110] - 2023年人力资源与薪酬方面年度会议赞成票数608,256,198，占比90.27%，反对票数65,597,334，占比9.73%[114] - 2022年重大项目年度会议赞成票数614,128,533，占比88.83%，反对票数77,234,511，占比11.17%[114] - 2021年重大项目年度会议赞成票数599,020,724，占比90.87%，反对票数60,182,584，占比9.13%[114] - 2023年Thierry Vandal相关年度会议赞成票数667,078,800，占比98.99%，反对票数6,774,508，占比1.01%[117] - 2022年Thierry Vandal相关年度会议赞成票数686,500,888，占比99.30%，反对票数4,862,157，占比0.70%；2021年赞成票数655,958,612，占比99.51%，反对票数3,244,696，占比0.49%[117] - 2023年Dheeraj "D" Verma相关年度会议赞成票数670,577,149，占比99.51%，反对票数3,277,158，占比0.49%[120] - 2022年Dheeraj "D" Verma相关年度会议赞成票数690,031,021，占比99.81%，反对票数1,332,024，占比0.19%[120] 人员股份及递延股票单位持有情况 - Michael R. Culbert持有TC Energy股份2024年为10500，2023年为5500；递延股票单位2024年为22744，2023年为14797[41] - William D. Johnson持有TC Energy递延股票单位2024年为19034，2023年为10898，需在2026年6月14日前满足股份持有要求[46] - Susan C. Jones持有TC Energy股份2024年为14166，2023年为6666；递延股票单位2024年为26962，2023年为18386[50] - 部分人员持有的TC Energy证券情况：John E. Lowe 2024年持有30,000股股票、40,585个递延股票单位（DSUs），2023年持有25,000股股票、33,201个DSUs；David MacNaughton 2024年持有24,739个DSUs，2023年持有16,320个DSUs；Una Power 2024年持有34,717个DSUs，2023年持有24,904个DSUs[53][57][64] - 2024年TC Energy股份持有量为6,360，2023年为1,560 [104] - Mary Pat Salomone持有的TC Energy递延股票单位（DSUs）2024年为44,867，2023年为37,878 [106] - Indira Samarasekera持有的TC Energy递延股票单位（DSUs）2024年为44,077，2023年为35,005 [109] 公司管道事件及业务战略审查 - 2022年12月发生涉及Keystone Pipeline向堪萨斯州华盛顿县一条小溪泄漏石油的管道事件[37] - 2020年11月，公司管理层对液体管道业务战略替代方案进行审查，包括业务增长再投资、优化业务获取现金流和退出业务[127] - 2021年1月，拜登撤销关键项目总统许可，6月项目终止，公司对液体管道业务进行全面战略审查[127] - 2021年6月，公司与另一家北美中游公司开始评估潜在合资结构，最终未达成原则性协议[128] - 2022年4月，公司评估直接收购潜在合资伙伴可比液体资产，5月对方反馈不考虑出售[128] - 2022年11月，公司宣布2023年通过资产剥离筹集超50亿美元，支持300多亿美元资本项目积压并降低杠杆[128] - 2023年2月，公司认为液体管道业务全部或部分出售无法使股东价值最大化，提出剥离该业务[128] - 2023年4月，管理层向董事会表示液体管道业务剥离是实现股东价值最大化的最佳途径[129] - 2023年7月27日，董事会决定推进剥离安排，公司公开宣布该安排[130] 公司业务发展预期 - 剥离完成后，公司2024年杠杆目标为债务/息税折旧摊销前利润4.75倍，南弓预计为投资级[130] - 2023年第二季度，公司300多亿美元担保资本计划专注于天然气管道业务和电力能源解决方案[130] - TC Energy预计交付约30%的北美天然气需求，继续开发约310亿美元的担保资本计划，2024年后预计每年批准的净资本支出为60 - 70亿美元[132] - TC Energy预计股息年增长率为3% - 5%[133] 公司人员任职情况 - John E. Lowe自2024年起担任董事会主席，自2015年起担任董事，还在多家公司担任过职务[53] - David MacNaughton自2020年起担任董事，现任Palantir Canada总裁，有丰富政府及企业任职经历[56] - François L. Poirier自2021年1月起担任TC Energy总裁兼首席执行官，此前有投资银行等工作经历[60] - Una Power自2019年起担任董事，在多家公司担任过职务，有丰富财务相关经验[64] 公司股份相关规定 - 普通股持有人在股东大会有一票表决权，有权获得股息和公司解散时剩余财产[70] - 安排普通股持有人每股有两票表决权，有权获得股息和公司解散时剩余财产，可按一比一转换为普通股[71] - 第一优先股各系列在股息支付和资产分配上优先于普通股和其他低级股[74] - 公司赎回第一优先股需至少提前30天书面通知股东[75] - 第一优先股持有人批准相关事项需在会议上由至少66 2/3%的参会投票股份通过[79] - 公司可随时购买注销第一优先股，价格不超赎回价加购买成本[75] - 第二优先股可由董事决定分系列发行[80] - 第二优先股在股息支付和资产分配上优先于普通股和其他低级股，但次于第一优先股[81] - 第二优先股固定股息为累积股息[80] - 公司购买注销第二优先股规则与第一优先股类似[83] - 若会议开始半小时内第一优先股多数持有人未出席或委托代表出席，会议将延期至少15天[79] - 第一优先股持有人通常无参会和投票权，特定情况下可由董事赋予[78] - 公司赎回二级优先股需提前至少30天书面通知股东，通知内容包含赎回价格和日期等[85] - 二级优先股持有人相关决议需在会议上由至少多数的已发行二级优先股持有人出席或委托代表出席，并获得不少于三分之二的赞成票[88] - 特别股持有人有权优先获得固定、非累积现金股息，金额为赎回金额乘以股息支付日的优惠利率[90] - 公司清算、解散或结业时，特别股持有人有权在普通股持有人之前获得相当于赎回金额的款项[91] - 公司赎回特别股需支付赎回金额，包括特定计算的每股金额和所有已宣告但未支付的股息[92] - 特别股持有人可要求公司赎回股份，公司需在撤回日期支付赎回金额[93] - 公司赎回特别股后，股份将被视为已赎回并同时注销[93] - 只要有特别股发行在外，公司在特定情况下不得对普通股进行分红或赎回等操作[93] - 特别股持有人无权收到股东大会通知、出席会议或投票[87][93] - 为所得税法目的，赎回、收购或注销特别股的指定金额为发行时确定的公平市场价值[93] - 公司发行第一优先股和第二优先股的总数不得超过已发行和流通普通股总数的20%[139] - 公司赎回第一优先股需至少提前30天书面通知股东[143] - 第一优先股持有人会议需至少多数已发行股份持有人出席或委托代表出席，决议需获得不少于三分之二出席并投票股份持有人的赞成票[144] - 若会议开始半小时后多数已发行第一优先股持有人未出席或委托代表出席，会议将延期至少15天，延期会议通知至少提前10天发出[144] - 公司董事发行的第一优先股和第二优先股总数不得超过已发行和流通普通股总数的20%[145] - 公司清算、解散或结业时，所有系列的第二优先股在股息支付和资产分配方面优先顺序低于第一优先股[147] - 公司赎回第二优先股需至少提前30天向登记持有人发出书面通知[152] - 赎回通知应注明赎回价格和日期，若部分赎回需注明赎回数量[152] - 公司在指定赎回日期或之后支付赎回价格，赎回的股份将被注销[152] - 若仅部分赎回证书代表的股份，公司将承担费用发行新证书[152] - 自指定赎回日期起，被赎回的第二优先股停止享有股息，除非未按规定支付赎回价格[152] - 公司有权在发出赎回通知后将赎回价格存入指定银行或信托公司的特别账户[152] - 二级优先股持有人批准相关事项需在会议上由至少三分之二（66 2/3%）出席或委托代表投票的持有人通过决议[153] - 特别股持有人有权优先获得固定、非累积现金股息，金额为赎回金额乘以股息支付日的优惠利率[154] - 公司清算、解散或结业时，特别股持有人有权先于普通股等其他类别股份持有人获得相当于赎回金额的款项[

财务数据和关键指标变化 - 2023年可比EBITDA较2022年增长11%，第四季度可比EBITDA同比增长16%，主要得益于加拿大天然气管道业务可比EBITDA增加，其中包括因沿海天然气管道项目达到特定里程碑获得的2亿美元激励付款 [61][68] - 2023年季度可比收益相对去年增长24%，主要源于可比EBITDA增加，但部分被较高的利息费用和哥伦比亚出售后归属于非控股股东的净收入增加所抵消 [68] - 2024年预计可比EBITDA在112亿 - 115亿美元之间，可比每股收益预计低于2023年，主要由于哥伦比亚出售后归属于非控股股东的净收入增加，总净资本支出预计约为80亿 - 85亿美元 [69] - 董事会宣布2024年第一季度普通股股息为每股0.96美元，按年计算相当于每股3.84美元，同比增长3.2%，这是连续第24年提高股息 [73] 各条业务线数据和关键指标变化 综合天然气管道业务 - 加拿大NGTL系统总交付量平均每天145亿立方英尺，投资基础同比增长9%；美国各管道实现创纪录的吞吐量，GTN系统11月交付量达到31亿立方英尺的历史新高；墨西哥管道日吞吐量也有所提高，平均每天27亿立方英尺，较2022年第四季度增长30% [66] - 2024年，加拿大可比EBITDA预计保持稳定，美国因2023年投入使用的资产和2024年预计投入使用的项目（如吉利斯通道和GTN XPress）而增加，墨西哥因2023年第三季度投入使用的BDR支线带来全年增量收入而增长 [70] 电力和能源解决方案业务 - 艾伯塔热电联产电力船队第四季度可用性达到99%，布鲁斯电力全年平均可用性为92%，远高于历史平均水平，其6号机组在2023年完成主要部件更换后提前恢复商业运营，4号机组已获得ISO对其MCR最终估算的批准 [66] - 由于布鲁斯电力6号机组恢复服务，2024年该业务可比EBITDA预计较2023年增加 [70] 液体管道业务 - 不考虑拟进行的分拆影响，2024年可比EBITDA预计与2023年持平 [70] - 2023年下半年，Marketlink系统需求增加超过15万桶/日，全年新增超过20万桶/日的增量合同 [85] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国目前每天出口约140亿立方英尺的LNG，预计到本十年末，北美地区的LNG出口量将增长至超过300亿立方英尺，其中加拿大约30 - 40亿立方英尺，墨西哥约20 - 30亿立方英尺 [130] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2024年战略重点与2023年相似，包括通过安全和卓越运营以及成功分拆South Bow实现资产价值最大化；专注项目执行，按时按预算交付，如布鲁斯电力的MCR 3和推进东南门户项目在2024年底实现机械完工；通过推进资产剥离计划和效率提升工作，在2024年底前实现并维持4.75的债务与EBITDA上限 [35] - 计划在2024年完成至少30亿美元的资产剥离，可能进行2 - 4笔交易，希望上半年至少宣布一笔交易，若有合理价值会及时交易，也会考虑超过30亿美元的目标以进一步降低杠杆 [2][82][136] - 推进South Bow液体管道业务分拆为独立投资级实体，预计上半年提交代理声明，年中进行股东投票，与年度股东大会同时举行 [67] - 继续利用管道网络的地理多样性，通过走廊内扩张满足电力、LNG出口和LDC客户需求，不倾向进行大量绿地扩张 [130][131] - 为减少监管滞后，将在美国允许的情况下更频繁地提交费率案例，如2025年在哥伦比亚推进 [134] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业和公司进行长期大额资本投资，监管、司法和立法过程的可预测性和稳定性至关重要，虽不确定最高法院对Chevron原则的裁决影响，但预计不会对费率案例提交和管道运营产生重大变化，可能需为项目发起和建设预留更长时间 [143] - 对2024年实现30亿美元资产剥离目标有信心，若市场不利，2025年需额外剥离资产或增加4亿美元以上的EBITDA以维持4.75的债务与EBITDA上限，也会考虑其他措施填补缺口 [54] - 看好South Bow的增长潜力，其可利用墨西哥湾沿岸和艾伯塔省的现有系统满足需求，实现自身资本结构以把握机会，预计2026年前可比EBITDA平均增长2% - 3%，为股东带来低风险、两位数回报 [72][85] 其他重要信息 - 沿海天然气管道项目在经过五年建设和5500万小时工作后，于2023年实现机械完工，并完成调试，项目开发商TC Energy获得2亿美元激励付款，项目成本预计约为145亿美元，2024年将继续进行施工后和复垦活动 [64] - 墨西哥东南门户海洋管道项目进展顺利，已完成所有离岸管道的混凝土配重涂层，剩余安装工作将在今年继续，项目按计划进行，预计成本为45亿美元 [65] - 公司在2024年有望将三个项目投入使用，包括弗吉尼亚电气化项目、吉利斯项目和GTN项目剩余部分（前提是获得有利的重新听证命令） [93] - 公司在项目开发成本分担方面有经验，美国项目通常与客户进行约50 - 50的成本分担，若客户未达到最终投资决策，将偿还100%的开发成本 [93] - 公司在电力和能源解决方案业务中，近期专注于核能和抽水蓄能项目，正在与安大略省讨论成本回收协议 [94] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 利率环境对资产出售时机的影响 - 交易有其自身节奏，当前利率环境会影响金融买家的估值，公司不急于出售，有时间到2024年底将债务与EBITDA降至4.75以下，货币政策下半年放松可能带来好处，但首要任务是年底前完成至少30亿美元的资产剥离，若有合理价值会及时交易 [2] 问题: 天然气输送量增加受数据中心需求驱动的情况及数据中心直接寻求天然气供应的情况 - 数据中心是高需求消费者，需要稳定可靠的能源来源，公司正在考虑多个选项，包括西部的一些小管道、弗吉尼亚的哥伦比亚系统以及威斯康星州的资产将通过当地分销公司间接为微软新数据中心供气，这是一个不断增长的需求来源 [19] 问题: 天然气业务生产力和成本效益计划的进展 - 公司的Project Focus计划目标是到2025年底实现7.5亿美元的效率提升，包括资本减少、费用降低和收入增加。去年已实现约2.3亿美元的运行效率，预计今年再实现2.7亿美元，累计达到约5亿美元，剩余部分将在2025年实现，进展符合计划 [8][23] 问题: 天然气管道备案、和解及Chevron原则挑战对监管关系和策略的影响 - 公司在获得项目许可方面取得了良好成功，如最近提前四个月获得弗吉尼亚一个项目的FERC批准。为减少美国的监管滞后，将继续更频繁地提交费率案例，2025年将在哥伦比亚推进。对于Chevron原则，预计不会对费率案例提交和管道运营产生重大变化，但可能需为项目发起和建设预留更长时间，需等待最高法院裁决后再做相应调整 [134][143] 问题: South Bow交易收益用于回购债务的情况 - 由于当前利率环境，South Bow交易预计获得约80亿美元收益，公司有能力以折扣价回购部分债务，预计回购金额超过South Bow的收益 [13] 问题: Bison XPress项目进展及对60 - 70亿美元资本计划的影响 - 项目按计划进行，有信心按时按预算投入使用，相关资金已包含在60亿美元的资本计划中，公司有信心执行该计划 [14] 问题: 墨西哥东南门户项目2024年的关键里程碑、最高风险因素及应急费用情况 - 项目成本和进度无变化，预计2025年夏季投入使用，成本约45亿美元。截至本周初，已铺设约225公里的海底管道，占墨西哥湾海底管道的34%，陆上工作在三个登陆点进展顺利。未来里程碑包括初夏完成海底管道深水部分、夏末完成浅水连接工作、秋季完成压缩机工作，随后进行调试活动。目前资本成本和应急费用无变化 [38] 问题: 如何达到墨西哥EBITDA占比10%的目标及该目标是短期还是长期目标 - 公司致力于降低墨西哥业务在合并EBITDA中的占比，分拆前目标为10%，分拆后若成功可能在12%左右。公司正在探索多种途径降低风险敞口，准备在2024年进行交易，但不会牺牲股东价值，将在未来两到三年内逐步降低至10% - 12%的水平 [39] 问题: 资产出售计划执行超过30亿美元的意愿 - 公司会保持交易纪律，目前有多个交易流程正在进行，希望上半年至少宣布一笔交易。若有有吸引力的估值，愿意考虑超过30亿美元的目标 [82][136] 问题: 液体业务今年及未来的表现以及对中期EBITDA指引的影响 - 未提及明确回复 [47] 问题: South Bow未来向TC偿还债务的情况是否会有变化 - 未提及明确回复 [48] 问题: Heartland项目获批后，2026年资本支出计划中各项目的贡献以及非FTA出口许可证暂停的影响 - 每年约20亿美元的可回收维护资本、8 - 9亿美元的布鲁斯电力资本以及主要的天然气管道增长资本是主要贡献。吉利斯项目可能受许可证暂停影响，但金额较小。公司资本计划到2026年基本确定，包括Heartland项目，将保持资本支出在60 - 70亿美元，倾向于较低水平，若项目延迟，剩余资本可用于加速去杠杆或进行股票回购 [52] 问题: 4.75的债务与EBITDA目标在市场不利情况下的应对及2025年的考虑 - 对2024年实现30亿美元资产剥离目标有信心，2025年需额外剥离资产或增加4亿美元以上的EBITDA以维持4.75的上限，也会考虑其他措施填补缺口，如提高效率计划带来的收入增加和成本降低 [54] 问题: Keystone资产恢复到以前压力水平的进展 - 公司运营表现出色，系统运营因子不断提高，年底和年初达到创纪录水平。已对超过80%的系统进行全面内检测，在进行内检测和物理挖掘后，未发现系统完整性问题。公司与美国和加拿大的监管机构密切合作，已解决他们提出的所有问题，但恢复到原运营压力的决定取决于监管机构。目前公司运营卓越，能够交付所有合同容量并运输现货批次 [120] 问题: Marketlink未来盈利扩张的潜力 - South Bow有机会满足墨西哥湾沿岸的巨大需求，2023年下半年Marketlink系统需求增加，使公司能够签订更多增量合同。公司通过增加Port Neches链接和实现到达潮水港的能力，为客户提供更多选择。公司战略是利用墨西哥湾沿岸和艾伯塔省的现有系统，实现自身资本结构以把握机会 [85] 问题: 项目开发成本分担方法及安大略省关键项目政府资金支持的进展 - 在加拿大，公司有机制将开发成本纳入关税结构进行报销，成本分担主要是美国的问题。在美国，公司长期以来在项目中采用成本分担机制，通常与客户进行约50 - 50的成本分担，若客户未达到最终投资决策，将偿还100%的开发成本。在电力和能源解决方案业务中，公司近期专注于核能和抽水蓄能项目，正在与安大略省讨论成本回收协议 [92][93][94] 问题: CGL项目承包商成本回收的情况，包括索赔是否全部提交、总索赔金额以及是否已纳入4.75杠杆目标 - 公司不会讨论个别索赔或具体金额，但会积极捍卫索赔并追求成本回收，预计有净回收。公司仍按145亿美元的成本目标推进项目，净回收已纳入今年的资金计划 [98][99] 问题: NGTL五年收入要求结算的进展以及新结算是否是进行所有权交易的前提 - 结算协议有效期至2024年底，与客户的讨论进展顺利，预计年中接近达成结算，今年晚些时候可提供更多信息。公司会将结算结果纳入对NGTL少数股权交易公平性的考量 [100][112] 问题: 2024年EBITDA指引的最大潜在可变性驱动因素以及高低端目标的影响因素 - 公司不承担大量商品价格或交易量风险，业绩驱动因素是资产的高可用性和项目按时按预算交付。若按计划执行，将处于指引范围内；若发现更多效率或提高运营可用性，可能达到高端；反之则可能处于低端 [103] 问题: Bruce Power 2024年的计划维护情况、Unit 6 MCR的经验教训以及MCR时间表的保守程度 - 2024年可用性预计与2023年相似，会有定期计划停机，已考虑在指引中。从Unit 6 MCR项目中吸取了很多经验教训，并应用于未来机组的规划和执行，目前Unit 3正在执行中已看到一些好处，Unit 4也将类似。公司还与行业交流并应用外部经验教训。预计4月会有年度价格上涨，届时会提供更多信息 [87] 问题: 美国LNG出口暂停对公司的影响以及未来美国天然气管道网络的增长来源 - 目前美国每天出口约140亿立方英尺的LNG，预计到本十年末北美地区将增长至超过300亿立方英尺。暂停影响约20个正在审批队列中的项目，但不影响已获批项目，如吉利斯项目和东支线XPress项目。公司资产运输约25%的可交付LNG终端，这两个项目将进一步提升该比例。公司管道网络的地理多样性是优势，若美国LNG出口暂停延长，墨西哥和加拿大可能有机会。公司将利用走廊内扩张，不倾向进行大量绿地扩张，电力、LNG出口和LDC客户需求增长将是主要驱动因素 [130][131] 问题: 美国天然气管道网络未来增长的来源 - 公司是唯一在北美三国拥有主导地位且可通往所有海岸的天然气传输公司，LNG需求增长将是重要增长来源。棕地项目经济通常优于绿地项目，在已服务LNG出口的地区有机会增加吞吐量 [148]

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]