Corporate Presentation AUGUST 2025 South Bow at a Glance A strategic liquids pipelines franchise connecting resilient supply to the strongest demand markets in North America OPERATIONAL HIGHLIGHTS | 4,900 | km | Pipeline footprint | | --- | --- | --- | | 1.25 | MMbbl/d | Crude oil delivered safely and reliably | | 7.6 | MMbbl | Terminal storage capacity | FINANCIAL HIGHLIGHTS1 | 208 million | Shares outstanding | | --- | --- | | $5.5 billion | Market capitalization | | $10.9 billion | Enterprise value2 | | ...

财务数据和关键指标变化 - 2025年第二季度EBITDA创纪录 主要来自收购的美国天然气公用事业业务和天然气传输业务成功达成费率结算 [9] - 调整后EBITDA同比增长7% 每股收益增长12% 每股DCF与2024年持平 [25] - 截至6月30日 债务与EBITDA比率为4.7倍 主要由于2024年完成的美国天然气公用事业收购带来完整季度收益 [9] - 预计2025年全年EBITDA将处于指引区间上限 每股DCF中点目标有望达成 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 液体管道业务 - 主干线日均运输量达300万桶 2025年前8个月中有6个月处于分配状态 [10] - Flanagan South管道开放季获得超额认购 预计今年晚些时候就主干线优化第一阶段做出最终投资决定 [11] - Gray Oak管道12万桶/日的扩建部分已投入运营 预计2026年中全面投产 [19] 天然气传输与中游业务 - 在德克萨斯州东部和Aiken Creek天然气储存设施进行扩建 服务北美不断增长的工业电力和LNG需求 [12] - 在密西西比州批准了Texas Eastern的31号线扩建项目 全部由20年照付不议协议保障 [20] - 完成对Permian盆地Matterhorn Express管道10%权益的收购 并将Traverse管道项目从1.75 BCF/天扩大至2.5 BCF/天 [10] 天然气分销与储存业务 - 安大略省第二阶段费率重置流程完成 费率将延续至2028年 [22] - 俄亥俄州2023年提交的费率案件获得裁决 获得近10%的股本回报率 [22] - 本季度在北卡罗来纳州和犹他州提交了新费率申请 预计明年生效 [22] 可再生能源业务 - 在德克萨斯州圣安东尼奥附近批准了9亿美元的Clear Fork太阳能项目 与Meta签订长期承购协议 [12] - 815兆瓦的Sequoia太阳能开发项目进展顺利 预计2025年部分投产 2026年全面投产 [24] - 在欧洲海上资产贡献减少 但北美风力资源增强部分抵消了这一影响 [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司系统连接了100%的墨西哥湾沿岸运营中的LNG出口能力 [14] - 天然气系统位于29个新数据中心50英里范围内 覆盖北美45%的天然气发电 [15] - 天然气分销业务是北美最大的天然气公用事业 每天向700多万客户输送可靠天然气 [15] - 在原油市场 公司作为领先运营商为客户提供新的和扩大的出口选择 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 采用"全能源"方法满足不断增长的天然气和电力需求 通过多个业务单元、服务和地区 [12] - 约80%的EBITDA来自具有收入通胀因素或回收成本监管机制的资产 支撑稳定增长的股息和收益 [13] - 超过98%的EBITDA来自具有监管回报或长期照付不议合同的资产 几乎不暴露于商品价格波动 [13] - 通过回收资本为股东创造价值 第一民族合作伙伴对西海岸系统的投资带来7亿美元现金收益 [31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对与政策制定者和监管机构的持续对话感到乐观 认为双方在推进满足不断增长能源需求的项目和立法方面保持一致 [7] - 尽管2025年市场动荡 但波动性展示了公司稳定商业模式和低风险商业框架的价值 [12] - 税收政策方面 奖金折旧的延长对公司近期增长有利 已批准或后期阶段的可再生能源项目预计不会受到"一揽子法案"的负面影响 [13] - 大宗商品市场价格波动持续 但公司低风险业务模式几乎不受商品价格动态影响 [13] 其他重要信息 - 公司已连续30年增加股东股息 预计未来五年将向股东返还约400-450亿美元 [32] - 拥有320亿美元的已确定资本计划 为到本世纪末5%的增长提供可见性 [35] - 年度投资能力为90-100亿美元 优先考虑6-8倍建设倍数的棕地项目和公用事业类项目 [33] - 在印第安纳州南部连接器项目启动开放季 将利用现有足迹和EPCO管道权益为客户提供墨西哥湾沿岸需求的完整路径选择 [18] 问答环节所有的提问和回答 关于天然气扩张服务增量电力需求的机会 - 公司看到全业务线的机会 包括公用事业元素和表后类型项目 在宾夕法尼亚州、北卡罗来纳州、密西西比州、乔治亚州和犹他州都有进展 [40][41] - 天然气传输业务有35个以上机会 涉及110亿立方英尺天然气 其中10多个具体数据中心机会处于后期开发阶段 [42] - 公司系统50英里范围内有29个新数据中心和78个煤电厂 还有服务LNG的墨西哥湾沿岸机会 [43] 关于Woodfibre LNG项目 - 项目资本成本增加源于建筑规范变更、许可延迟、增加员工住房等因素 但合同结构仍允许获得低两位数回报 [47][48] - 合作伙伴承担资本成本风险但获得销售LNG商品的好处 公司将在项目接近投产时设定基于更高资本金额的费率 [46] 关于加拿大能源政策与原油管道前景 - 客户目前更倾向将原油输往南方市场 公司正在推进多个增量项目服务墨西哥湾沿岸需求 [54] - 西海岸管道机会取决于政府政策 目前排放上限和西海岸油轮禁令阻碍了投资 [56] - 与美国相比 加拿大在加速许可和建设能源主权方面进展缓慢 [58] 关于俄亥俄州费率案件影响 - 案件主要涉及养老金资产处理 公司已申请重审认为俄亥俄州公用事业委员会存在法律错误 [61][63] - 仍获得近10%的股本回报率和增加的股权厚度 资本骑手机制确保快速资本回报 [62] - 不影响公司在俄亥俄州的资本配置策略 仍看好该业务长期增长 [66] 关于太阳能项目进展 - 客户需求从ESG驱动转向电力需求驱动 与Meta、AT&T和亚马逊等蓝筹客户签订PPA [71][72] - 除已宣布项目外 还有更多后期阶段项目很可能继续符合税收抵免资格 [73] - 加拿大政策环境更稳定 如萨斯喀彻温省的Seven Stars风电项目 [75] 关于Homer City项目 - 这是一个4吉瓦以上的项目 涉及天然气供应协议等多方面工作 可能是Texas Eastern的支线或扩建 [77] - Texas Eastern在马塞勒斯供应区有10 BCF/天的未充分利用接收潜力 可进行经济性管道扩建 [80] - 预计将通过多个小型经济性增量项目而非大型绿地管道满足数据中心需求 [83] 关于Southern Illinois Connector项目 - 更多是重新签约而非新出口 将现有系统原油进一步输往路易斯安那炼油厂 [129] - 开放季将持续到8月 旨在为Spearhead管道滚动合同并为干线增加长期稳定路径 [130] - 利用现有管道和合资伙伴 以高效方式扩展网络 [130] 关于Mainline扩建 - 主要障碍已清除 Flanagan South开放季获得超额认购 正在与行业就资本纳入费率基础达成协议 [134] - 历史上有多次干线扩建先例 预计就资本处理与行业达成一致 [135] - 扩建资本将在2028年后干线协议续签时被适当考虑纳入费率基础 [135] 关于Whitewater合资企业机会 - 对与Whitewater的合作感到满意 已扩大Traverse管道规模 看到服务LNG市场的更多机会 [139] - 可考虑在合资框架外自行开发项目 取决于客户需求和比较优势 [142] - 随着产区气油比上升 该地区天然气需求持续增长 [143] 关于与Meta等大客户的合作关系 - 合作关系从供应链层面提升至更战略层面 因能源对客户业务日益重要 [148] - Meta在Clear Fork公告中表示很高兴与公司合作 预示更多合作机会 [150] - 大客户倾向与大型能源供应商合作 看重公司在40多个州的业务覆盖 [152] 关于俄亥俄州公用事业减值 - 减值主要涉及养老金资产处理 公司已申请重审认为存在法律错误 [157] - 不影响业务基本面 仍获得近10%的股本回报率和增加的股权厚度 [163] - 预计将更频繁地申请费率听证 但监管框架仍具吸引力 [161] 关于Ingleside终端机会 - 终端吞吐量稳步增长 正在增加可互换服务 优化船舶装载 [171] - 考虑将原油出口优势复制到NGL和清洁氨等其他商品 [174] - 如复制到其他地点 更可能是墨西哥湾沿岸而非加拿大西海岸 [175]

Enbridge (ENB) Q2 2025 Earnings Call August 01, 2025 09:00 AM ET Speaker0Good morning, and welcome to the Enbridge Inc. Second quarter twenty twenty five financial results conference call. My name is Rebecca Morley, and I'm the vice president of investor relations and insurance. Joining me this morning are Greg Ebel, president and CEO Pat Murray, executive vice president and chief financial officer, and the heads of each of our business units, Colin Grunding, Liquids Pipelines, Cynthia Hanson, Gas Transmiss ...

财务数据和关键指标变化 - 第二季度可比EBITDA同比增长12%，2025年全年可比EBITDA预期上调至108亿至110亿美元，较2024年增长约9% [8] - 哥伦比亚天然气系统与客户达成原则性协议，临时费率较预申报费率提高26% [9] - 2025年预计将有85亿美元资产投入运营，较预算低15% [12] - 2024年项目平均税后IRR为11%，2025年至今已批准项目预期IRR提升至12% [14] - 2027年EBITDA目标为117亿至119亿美元，隐含5%-7%三年增长率 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 加拿大天然气业务EBITDA增长，主要因Coastal GasLink投产及监管成本转嫁 [20] - 美国天然气业务EBITDA增长，主因哥伦比亚天然气费率上调及新客户合同贡献 [20] - 墨西哥业务EBITDA增长，因Southeast Gateway管道完工，但Sur de Tejas权益收益受汇率和税负影响 [20] - 电力与能源解决方案业务EBITDA增长，因Bruce Power发电量增加且平均实现价格达110美元/兆瓦时（同比+8美元） [20] - Bruce Power可用率从历史中低80%提升至2025年预期的低90% [16][19] 各个市场数据和关键指标变化 - 北美天然气需求预测上调至2035年增长45 Bcf/日（原预测40 Bcf/日），驱动因素为LNG出口、发电和工业需求 [10] - 数据中心价值链中与超30家合作方进行商业对话，部分需求超原计划 [11] - 墨西哥北部资产利用率持续上升，未来可能通过压缩站扩建提升容量 [69][70] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 聚焦三大优先事项：资产价值最大化、高效资本配置、财务稳健性 [27] - 项目执行策略以棕地扩建为主，平均项目规模降至4.5亿美元，资本效率提升 [60] - 电力业务中Bruce Power通过组件更换计划提升可靠性，预计2035年权益收入翻倍 [17] - 加拿大NGTL多年度增长计划已承诺7亿美元（总框架33亿美元），目标2030年前增加1 Bcf/日容量 [114][116] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业结构性需求增长受AI数据中心、电气化及煤改气推动，项目储备充足 [11][55] - 加拿大能源政策环境改善，Bill C5法案助力基础设施投资 [75][76] - 美国《预算协调法案》对公司影响有限，因业务模式以受监管服务为主 [109][110] 其他重要信息 - 甲烷排放强度目标：2035年较2019年降低40%-55%，过去五年绝对排放量减少12% [25][26] - 杠杆率目标2026年降至4.75倍，2025年预计为4.9倍 [22][67] 问答环节所有的提问和回答 哥伦比亚天然气费率细节 - 费率分三期设定，具体阶梯上调细节将在最终文件中披露 [31][32] 数据中心容量规划 - 新奥尔巴尼地区管道网络具备扩容潜力，可优化现有容量或扩建 [36] - 威斯康星等项目因需求增长考虑扩容，整体机会管道达5.5 Bcf/日 [80] 加拿大资产费率风险 - 主干线2026年后费率谈判将延续激励共享机制，优化运营与客户共赢 [47][48] 资本配置优先级 - 美国项目IRR高于加拿大，资本分配将倾向美国业务 [117] - 2026年后项目储备填补进展良好，已消耗原80亿美元未分配额度三分之一 [94][95] 合作伙伴策略 - 棕地项目通常独立推进，大型项目（如Bruce C）考虑引入战略或财务伙伴 [119][122] 评级机构沟通 - S&P关注SGP如期投产及资本纪律，公司已满足其2024年关键要求 [125][126]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度可比EBITDA同比增长12%，2025年全年可比EBITDA预期上调至108亿至110亿美元，较2024年增长约9% [7] - 哥伦比亚天然气系统与客户达成原则性协议，临时费率较预申报费率提高26% [7] - 已完成或投入服务的容量项目约58亿美元，包括Southeast Gateway和East Lateral Express项目 [7] - 2024年项目平均税后无杠杆IRR为11%，高于几年前的8.5%，2025年至今新项目预期IRR为12% [12][13] - Bruce Power的可用率从往年80%中段提升至2025年预期的90%低段，实现电价从每兆瓦时102美元增至110美元 [14][19] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 加拿大天然气EBITDA增长主要来自Coastal GasLink投产及监管成本转嫁 [18] - 美国天然气EBITDA增长源于哥伦比亚天然气费率上调及新客户合同 [18] - 墨西哥业务因Southeast Gateway管道完工收入增加，但Sur de Tejas权益收益受比索升值和所得税影响下降 [18] - 北美天然气需求预测从400亿立方英尺/天上调至450亿立方英尺/天，主要受LNG出口、发电和工业需求驱动 [8] 电力与能源解决方案 - Bruce Power发电量增加及电价上涨推动EBITDA增长 [19] - 阿尔伯塔热电联产机组可用率超90%，但电价维持在40美元/兆瓦时低位 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国市场：Pulaski和Maysville项目因需求增长扩大规模，与30多家数据中心价值链企业进行商业洽谈 [9][13] - 加拿大市场：NGTL多年度增长计划已承诺7亿美元投资，目标2030年前增加10亿立方英尺/天输送能力 [105][108] - 墨西哥市场：北部资产利用率持续上升，未来可能通过压缩站扩建提升容量 [65][66] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 战略聚焦三点：资产价值最大化、资本高效增长组合执行、财务灵活性维护 [24] - 2025年计划投入85亿美元资产服务，较预算低15%，主要项目包括Virginia、Wisconsin可靠性项目等 [10][11] - 项目组合以棕地扩建为主，平均规模4.5亿美元，利用现有资产和客户关系降低风险 [13][56] - 数据中心需求驱动增长，正评估加拿大境内"电表后端"机会，但美国市场优先与公用事业公司合作 [95][96] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业趋势：电气化、煤改气及AI数据中心加速对可靠低碳基荷电源的需求 [9] - 加拿大政策：Bill C5法案增强能源投资信心，LNG Canada二期可能带动Coastal GasLink扩建 [70][71] - 资本配置：美国项目风险调整后回报显著高于加拿大，未来资本将优先分配至美国 [109] 其他重要信息 - 可持续发展：过去五年甲烷绝对排放减少12%，同时天然气业务EBITDA增长40%，新设2035年甲烷强度减排目标40%-55% [22] - 资产负债表：预计2026年杠杆率降至4.75倍，2027年EBITDA目标117亿至119亿美元 [20][21] 问答环节所有的提问和回答 哥伦比亚天然气费率细节 - 费率分三期设定，具体上调幅度将在最终申报文件中披露，暂不依赖资本支出条件 [27][29] 数据中心容量规划 - 新奥尔巴尼地区上游管道具备扩容能力，Meta等企业需求增长可能触发扩建 [31][32] 2027年EBITDA指引 - 当前指引维持117-119亿美元，待下半年费率案件和项目储备更明确后可能更新 [37][38] 加拿大干线收费机制 - 2021-2026年结算机制实现双赢，未来谈判将延续优化运营与合理回报平衡 [40][44] 宾夕法尼亚州市场份额 - 资产覆盖主要需求中心，通过棕地扩建和长期合约维持竞争力 [49][53] 墨西哥北部资产利用 - 现有资产可通过低成本压缩站扩建满足需求增长，资本配置将平衡区域占比 [64][67] 合作伙伴策略 - 小型棕地项目独立推进，大型项目（如Bruce C）考虑引入战略或财务伙伴 [110][114] 信用评级进展 - S&P关注Southeast Gateway按时投产和资本纪律，预计秋季更新评估 [117][118]

财务表现 - 公司2025年第二季度营收为1136亿美元 同比下降157% [1] - 每股收益(EPS)为066美元 高于去年同期的064美元 [1] - 营收低于Zacks一致预期1421亿美元 偏差达-2003% [1] - EPS超出Zacks一致预期065美元 偏差为+154% [1] 运营指标 - NGL分馏量每日1667百万桶 高于分析师预估164335百万桶 [4] - 天然气处理量每日7266百万桶 超出分析师预估71934百万桶 [4] - NGL管道运输量每日4562百万桶 低于分析师预估465569百万桶 [4] - 天然气运输量每日20405BBtu 高于分析师预估2025719BBtu [4] 业务板块表现 - NGL管道服务板块毛运营利润13亿美元 低于分析师预估142亿美元 [4] - 石化产品服务板块毛运营利润354亿美元 低于分析师预估37152亿美元 [4] - 天然气管道服务板块毛运营利润417亿美元 大幅超出分析师预估33523亿美元 [4] - 原油管道服务板块毛运营利润403亿美元 高于分析师预估38481亿美元 [4] 市场表现 - 公司股价过去一个月上涨16% 低于标普500指数49%的涨幅 [3] - 当前Zacks评级为4级(卖出) 预示短期可能跑输大盘 [3]

核心财务表现 - 公司2025年第二季度调整后每股收益为28美分，与市场预期一致，较去年同期的25美分有所增长 [1] - 季度总收入达40.4亿美元，超出市场预期的38.8亿美元，较去年同期的35.7亿美元显著提升 [1] 业务板块分析 天然气管道 - 该板块调整后EBDA（含股权投资摊销）从去年同期的12.2亿美元增至13.5亿美元，主要得益于德州州内系统和田纳西天然气管道贡献增加 [3] 产品管道 - 第二季度EBDA为2.89亿美元，低于去年同期的2.98亿美元，主因商品价格疲软及旧合同到期，但运输费率提高和原油/凝析油运输量各增长2%部分抵消了下降 [4] 终端业务 - 季度EBDA达3亿美元，高于去年同期的2.81亿美元，主要受琼斯法案油轮舰队费率上涨推动，但煤炭处理收益下降形成部分抵消 [5] CO2业务 - EBDA为1.45亿美元，低于去年同期的1.62亿美元，主因CO2和D3 RIN价格下跌，但可再生天然气销量增长形成部分抵消 [5] 运营数据 - 运营维护费用从去年同期的7.41亿美元增至7.73亿美元，总运营成本从25.3亿美元上升至28.9亿美元 [6] - 项目储备净额增长6%至93亿美元（扣除已完成的7.5亿美元项目） [6] 资本结构 - 截至2025年6月30日，现金及等价物为8200万美元，长期债务达317亿美元 [7] 2025年展望 - 重申全年净利润28亿美元（同比增长8%）、调整后每股收益1.27美元（增长10%）及股息1.17美元/股（增长2%）的预期 [8] - 预算调整后EBITDA为83亿美元（同比增长4%），净债务与调整后EBITDA比率预计为3.8倍 [8][10] - 预测基准为2025年WTI原油均价68美元/桶和亨利港天然气均价3美元/MMBtu [10] 行业对比 - 行业其他推荐标的包括MPLX LP（固定收费合同模式稳定）、Viper Energy（二叠纪盆地特许权优势）和W&T Offshore（墨西哥湾资产储备丰富） [12][13][14]

财务数据和关键指标变化 - 本季度调整后EBITDA增长6%，调整后每股收益增长12% [7] - 预计全年将超过原预算，至少包括Outrigger收购的贡献 [8] - 本季度净债务为323亿，净债务与调整后EBITDA比率为4.0倍，较第一季度的4.1倍有所下降，预计年底该比率四舍五入后为3.9倍 [21] - 本季度宣布每股股息0.025美元，年化每股1.17美元，较2024年股息增长2% [19] - 本季度归属于KMI的净收入为7.15亿美元，较2024年第二季度增长24%，每股收益为0.32美元，较去年增加0.06美元 [19] - 调整后净收入为6.19亿美元，调整后每股收益为0.28美元，分别较去年增长13%、12% [20] - 2025年预算调整后EBITDA较2024年增长4%，仅包括Outrigger收购，EBITDA增长将增至5%，调整后每股收益增长将保持在10% [22] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务部门 - 本季度运输量较2024年第二季度增长3%，主要得益于田纳西州天然气管道的LNG交付以及德州州内系统的新合同和LNG交付 [14] - 本季度天然气收集量较2024年下降6%，主要影响来自海恩斯维尔系统，环比总收集量下降1% [14] - 预计全年收集量平均比2024年高3%，但比2025年预算低3% [15] 产品管道部门 - 本季度精炼产品和原油及凝析油的运输量较2024年第二季度均增长2% [15] - 预计2025年全年精炼产品运输量比2024年高约2%，与预算持平 [15] 码头业务部门 - 液体租赁容量维持在94%的高位，休斯顿航道和纽约港的市场条件继续支持高费率和高利用率 [16] - 琼斯法案油轮船队目前已全部租出，预计到2026年100%租出，到2027年97%租出，已将部分船只以更高市场费率出租，并将合同平均期限延长至四年 [16][17] CO2部门 - 本季度石油产量下降3%，NGL产量增长13%，CO2产量下降8% [18] - 预计全年石油产量比2024年低4%，比2025年预算低1% [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 全球天然气需求预计未来25年增长25%，美国LNG出口将在满足国际需求中发挥关键作用，预计今年夏天美国LNG进料气需求将比2024年增加35亿立方英尺/天，到2030年将增加一倍以上 [3][5] - Woodmax估计美国天然气需求到2030年将增长20% [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略保持不变，拥有并运营稳定的收费资产，利用资产产生的现金流投资有吸引力的回报项目，并向股东返还资金，同时保持稳健的资产负债表 [13] - 公司认为自身竞争力源于现有资产布局、项目建设和交付的良好记录以及优质的客户服务 [28][29] - 公司在项目投资上会考虑风险回报，根据合同类型、期限和合作伙伴信用等因素确定回报阈值 [37][38] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气行业处于良好发展机遇期，市场基本面强劲，美国天然气需求增长、联邦许可环境改善、税收改革带来现金税优惠等因素对公司有利，尽管存在关税问题，但预计对项目经济影响不大 [9][10] - 公司对未来投资机会持乐观态度，认为天然气市场的积极态势将持续数十年 [6] 其他重要信息 - 公司项目积压从88亿美元增加到93亿美元，本季度新增13亿美元项目，约7.5亿美元项目投入使用，新增项目包括Trident二期和路易斯安那线德州接入项目等 [11] - 目前约50%的积压项目将服务于电力需求，积压项目倍数约为5.6倍，较第一季度略有改善 [12] - 穆迪将公司信用评级置于正面展望，此前标普已将公司置于正面展望，公司信用利差已有所改善 [23] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 商业环境是否因需求顺风而改变，公司赢得项目的原因及未来战略的启示 - 公司认为自身竞争力源于现有资产布局、项目建设和交付的良好记录以及优质的客户服务 [28][29] 问题2: 向西扩张建设天然气基础设施的进展，以及Copper State Connector项目的成本、经济和后续扩建潜力 - 亚利桑那州有天然气需求，但Copper State项目竞争激烈，关税变化增加了项目难度，项目需满足公司回报阈值，成本可能在40 - 50亿美元左右 [31][32][33] 问题3: 如何看待5亿美元投资Kinderhawk项目，该项目是否因高风险而有更高回报 - 公司投资决策基于风险回报，长期、高信用的合同回报要求较低，有商品或产量风险的项目回报要求较高 [37][38] 问题4: 如何看待电表后机会，以及其对未来资本支出的影响 - 目前在数据中心领域，受监管的公用事业公司行动较多，公司也在与独立发电商（IPP）进行沟通，具体战略由Seethel负责介绍 [40][41] 问题5: 天然气积压项目中服务电力和LNG的比例未来趋势 - 难以准确预测比例变化，LNG需求增长是主要驱动力，但电力需求也很广泛，公司认为Woodmax对电力需求增长的估计可能不准确 [48][49] 问题6: 新税收规则带来的增量现金流及对项目投资和资本成本的影响 - 税收改革从2025年开始有好处，2026 - 2027年有显著收益，之后也有好处但未量化，增量现金流不改变公司投资策略，公司会为好项目寻找融资 [52][53][54] 问题7: 德州阿肯色州电力项目的需求和增量细节，以及佐治亚电力IRP申请对东南部扩张机会的影响 - 该项目支持电力需求，公司在阿肯色州和中西部走廊看到增量机会，佐治亚电力相关项目处于早期讨论阶段，基本面良好，公司有机会扩大扩张计划 [60][61][63] 问题8: Trident和Mississippi Crossings管道扩张的需求驱动因素 - 扩张与LNG需求相关，Trident管道扩张只需增加压缩设备，后续阶段可能需要更多工作，项目决策取决于合同执行和回报情况 [68][70] 问题9: NGPL新增项目的情况 - 新增项目为服务电力需求的项目，分别位于阿肯色州和西康普顿 [72] 问题10: LNG项目签约天然气管道需求的时间 - 项目获得最终投资决策（FID）时需落实融资和天然气供应，之后随着项目推进，会考虑更具成本效益和多元化的供应方案 [76][77][78] 问题11: 二叠纪天然气管道产能增加对公司费率的影响 - GCX和PHP管道10年合同将于2029 - 2030年到期，现有管道费率有吸引力，即使不续约，公司也能从网络中提取价值，未来新项目将谨慎决策，需有良好合同和长期保障 [81][83][84] 问题12: 海恩斯维尔5亿美元收集项目的投产时间、产量增长时间线，以及对海恩斯维尔外输管道的考虑 - 计划明年第四季度使所有设施投入使用，产量将逐步增加，公司看到海恩斯维尔盆地的需求，正在探索下游连接市场和供应的机会，相关项目需有合同保障且经济可行 [87][88][89] 问题13: 许可改善措施对大型项目时间表的影响 - 一年的建设等待期豁免政策正在征求意见，若成为永久性政策，可能对部分项目有好处，但目前对公司益处不大，先前通知限额提高有助于加快小型项目许可流程，公司已为大型项目申请豁免 [90][91][92] 问题14: 海恩斯维尔扩张项目的新增容量和需求来源，以及田纳西天然气管道能否满足Plaquemines设施扩张需求 - 扩张项目需求来自大型客户和私营企业，Woodmac预计海恩斯维尔产量将翻倍，若Plaquemines设施扩张，公司可通过现有项目缓解瓶颈，从多个管道引入增量天然气 [96][98][99] 问题15: 巴肯地区的战略，以及LNG市场未来是否会出现供应过剩和签约放缓 - 公司在巴肯地区的整合进展顺利，正在解决网络瓶颈问题，目前与LNG客户的讨论未出现放缓，美国LNG市场因法律环境、基础设施、项目执行记录和供应资源等优势，有望继续增长 [103][106][108] 问题16: 除海恩斯维尔外的LNG增量机会，以及预计满足增长需求的盆地 - 除海恩斯维尔外，Lean Eagle Ford盆地因天然气低氮质量对LNG生产有利，公司也在评估从尤蒂卡盆地向南方输送天然气的机会，满足需求需综合利用多个盆地资源 [113][114][115] 问题17: 全年EBITDA预算超预期的领域 - 下半年表现超预期的领域包括天然气容量销售、Outrigger收购贡献、天然气业务的寄存和借贷服务以及琼斯法案油轮船队贡献，与上半年情况一致 [117] 问题18: 扩大利息扣除对融资和资产负债表的影响 - 税收改革不会影响公司融资策略，公司可内部融资25亿美元用于增长项目，外部融资主要用于再融资到期债券 [120][121]

市场趋势与需求预测 - 预计到2040年，全球能源需求将增长30%[15] - 国际能源署预测，天然气需求将在2040年前增长超过45%[15] - 预计到2046年，美国非煤炭的碳氢化合物需求将从2017年的66.6 qbtu增长到72.1 qbtu[21] - 2017年美国天然气日均产量为26.3 Bcfd，预计2019年将达到30.3 Bcfd[34] - 2017年美国原油日均产量为9.3 mmbbld，预计2019年将达到10.8 mmbbld[36] 业绩与财务状况 - Kinder Morgan在2018年计划将每股现金流(DCF)增长至2.05美元，预计EBITDA达到75亿美元[59] - Kinder Morgan的2018年股息计划增加60%，达到每股0.80美元，维持2.6倍的最佳覆盖率[59] - Kinder Morgan在2018年预计将有118亿美元的五年项目积压，预计产生约16亿美元的累计EBITDA[61] - KMI的市场股本为431亿美元，净债务为366亿美元，企业价值为797亿美元[71] - KMI的2018年预算EBDA为80.93亿美元，其中93%来自管道和终端业务[76][77] 资本支出与项目投资 - Kinder Morgan在2018年计划将32亿美元的增长项目投入商业服务，其中29亿美元为收费项目，平均合同期限约为16年[59] - KMI在2018年计划进行20亿美元的股票回购，约占其当前市值的5%[106] - 2018-2021年识别的增长项目总额为38亿美元[121] - 预计2018-2022年期间识别的增长项目总额为16亿美元[187] 运营与市场份额 - Kinder Morgan在美国天然气消费中运输约40%的天然气，成为全球市场的重要参与者[46] - Kinder Morgan的天然气运输和存储网络的可交付性和可靠性将成为未来的重点[31] - KMI的现金流中96%与商品价格无关，66%为基于费用的“取或付”现金流[79][80] - KMI的2018年预算中，天然气管道占73%，产品管道占61%[77] 负债与财务健康 - Kinder Morgan的净债务与调整后EBITDA比率预计为5.1倍[59] - 自2015年第三季度以来，KMI的净债务减少了近60亿美元，杠杆率从2015年的5.6倍降至2018年的5.1倍[74][87] - KMI的债务中约有104亿美元为浮动利率债务，占比约28%[109] 新技术与产品开发 - Kinder Morgan的CO2运输量为1.2 Bcfd，是北美最大的CO2运输商[65] - 2018年CO2的生产能力为西科罗拉多州每日13亿立方英尺，石油日产量为57千桶[188] 其他重要信息 - Kinder Morgan的管理层持有约14%的股份，与投资者利益保持一致[71] - 2018年液体终端的利用率预算为96%[180] - 2018年终端的收入稳定性来自于74%的固定取付合同[176]

业绩总结 - 公司在2021年的调整后EBITDA预算为68亿美元，较2020年预测下降约2%[15] - 2021年可分配现金流（DCF）预算为44亿美元，较2020年预测下降约3%[15] - 2020年调整后EBITDA预算为76亿美元，实际预测下降超过8%[17] - 2020年可分配现金流（DCF）预算为51亿美元，实际预测下降超过10%[17] - 2019年净收入为22.39亿美元，调整后EBITDA为76.18亿美元[103] - 2019年调整后收益为21.61亿美元，调整后现金流为49.93亿美元[103] 用户数据 - 客户主要为最终用户，约75%的客户为投资级或具有实质信用支持的客户[38] - 2020年，93%的收入来自于“按需支付”及其他基于费用的合同[85] 未来展望 - 预计全球生物燃料需求将在2019年至2040年间增长约146%[46] - 2020年，天然气管道部门的合同再签约风险预计为：2021年-2.9%，2022年-2.2%[66] 新产品和新技术研发 - 2019年，产品和终端部门处理的生物燃料量分别为：乙醇超过1亿桶，生物柴油超过700万桶，可再生柴油超过200万桶[45] 市场扩张和并购 - 公司的天然气运输网络覆盖约70,000英里，移动约40%的美国天然气消费和出口[64] - 公司在2020年有26亿美元的商业保障资本项目在进行中[23] 负面信息 - 公司2020年年末净债务与调整后EBITDA比率为4.6倍[17] - 2019年CO2部门的自由现金流为3.58亿美元，较2018年的4.89亿美元减少13100万美元[109] 其他新策略和有价值的信息 - 公司市值超过300亿美元，成为标准普尔500指数中十大能源公司之一[13] - 公司当前股息收益率为7%，每股股息为1.05美元[14] - 自2016年以来，股息和资本支出均由运营现金流资助[48] - 2020年，西德克萨斯中间基准原油价格为每桶56.07美元，预计2021年为52.00美元[80] - 公司的现金流稳定，约74%的收入为“取或付”或对冲收益，当前股息收益率超过7%[48]