财务数据和关键指标变化 - 第二季度可比收益为10亿美元，即每股1美元，2021年同期为10亿美元，即每股1.06美元；可比EBITDA和可比运营资金分别为24亿美元和16亿美元，2021年同期为22亿美元和18亿美元 [36] - 2022年第二季度普通股净收入为8.89亿美元，即每股0.90美元，2021年同期净收入为9.75亿美元，即每股1美元 [37] - 第二季度来自运营部门的可比EBITDA同比增长5%，达到24亿美元 [38] - 利息支出增加，主要由于长期债务和次级附属票据发行、净到期、美元走强以及短期借款利率上升；可比利息收入和其他收入减少，主要由于第二季度用于管理美元计价收入外汇汇率波动净敞口的衍生品实现亏损 [42] 各条业务线数据和关键指标变化 - 墨西哥天然气管道可比EBITDA增加，主要因偿还比索计价贷款并发行美元计价贷款，降低了利息支出 [38] - 液体管道可比EBITDA减少，因Marketlink合同量降低，但Keystone管道系统长途合同量增加部分抵消了这一影响；液体营销在2022年第二季度实现了更高的利润率 [39] - 电力和存储部门的天然气存储EBITDA增加，因天然气存储团队积极管理天然气头寸，提前销售并锁定了2022年的整体收益，但预计下半年部分收益将被抵消 [40] - 电力和存储业务受Bruce Power积极贡献影响，但因计划停运天数增加导致产量降低部分抵消了积极影响 [41] 各个市场数据和关键指标变化 - 全球LNG需求预计到本十年末将从每天500亿立方英尺增长到约750亿立方英尺，欧洲和亚洲LNG需求预计到2030年将增长超40%，即每天200亿立方英尺 [21][22] - 预计到2030年，北美LNG出口将增长超90%，从每天130亿立方英尺增至250亿立方英尺，美国是全球最大的LNG出口国，占全球市场超1/4且预计未来几年将增加 [23] - 公司13条美国天然气管道流量平均每天254亿立方英尺，比2021年第二季度增长超3%；NGTL系统总系统交付量平均每天128亿立方英尺，比去年同期增长9% [29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续推进LNG项目组合，Grand Chenier XPress于1月投入使用，Louisiana XPress已部分交付并将于年底全面投入使用，Alberta XPress正在建设中，预计年底投入使用，North Baja XPress预计2023年春季上线，East Lateral XPress预计今年夏天获得客户最终投资决定，2024年底投入使用，这些项目新增产能每天33亿立方英尺，公司资本投资超10亿美元 [25] - 公司致力于执行有保障的资本计划，增加现有资产回报，在电力和能源解决方案业务中，已敲定约820兆瓦的合同，包括580兆瓦风能和240兆瓦太阳能，为Keystone美国部分提供电力，使其成为北美首批净零液体管道之一，并为工业和走廊需求提供可再生能源解决方案 [31][32] - 公司继续评估通过RFI流程收到的提案，预计2022年敲定更多合同，今年已将16亿美元资产投入使用，目标是每年批准50亿美元高质量、低风险增长机会 [33] - 公司资金计划谨慎，通过多种方式为资本计划提供资金，包括商业票据、增量债务、混合工具、股息再投资计划、资产出售和Keystone XL项目回收等，以维持财务实力和灵活性 [53] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管市场波动和全球事件不断，但公司价值主张不变，本季度取得重要进展，高质量、长期资产持续带来强劲运营和财务业绩，反映了类公用事业商业模式的优势 [10] - 公司重申2021 - 2026年可比EBITDA增长5%的展望，预计股息每年增长3% - 5%，有信心实现债务与EBITDA比率4.75的目标 [12][45] - 公司认为Coastal GasLink项目经济可行，预计2023年底机械完工，随后进行调试和商业运营，该项目为潜在的Coastal GasLink Phase 2发展奠定基础 [16] - 公司认为能源转型将继续成为增长催化剂，凭借无与伦比的资产足迹，将迎来大量机会，有能力平衡增长、风险和保持资产负债表实力 [128] 其他重要信息 - Coastal GasLink LP与LNG Canada达成修订协议，解决所有未决纠纷，项目资本成本估计增至112亿美元，公司将向Coastal GasLink LP进行19亿美元的股权出资，分阶段支付，不改变35%的所有权 [11][46][47] - 协议支持将现有项目级信贷额度扩大16亿美元至84亿美元，公司在附属贷款协议下的承诺将逐步减少 [50] - 2022年资本支出预计约85亿美元，主要因NGTL系统成本增加和Coastal GasLink股权出资约13亿美元 [51] - 公司预计2022 - 2024年总需求约290亿美元，包括资本支出180亿美元和股息110亿美元，预计内部产生现金流210亿美元，3月发行8亿美元混合工具，剩余约70亿美元资金需求将通过多种方式筹集 [52][53] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请提供Coastal GasLink更新成本的更多背景信息，已锁定多少成本，是否有额外应急措施，成本估计的信心水平如何？ - 项目已完成约70%，所需材料已到场，2个标段已机械完工，所有合同策略已招标，新估计成本112亿美元包含应对剩余潜在风险的应急措施，有信心在2023年底实现机械完工 [61] 问题2: 是否正在与LNG Canada积极讨论Phase 2，何时做出最终投资决定（FID）可最大程度节省成本？ - 正在与LNG Canada积极讨论Phase 2可行性，进行前期工作以确定项目范围和规模，FID时间由客户LNG Canada决定，公司正在支持其评估工作 [62][63] 问题3: 资本支出计划中的180亿美元是否考虑了通胀压力和应急措施，是否有项目可能成本增加或推迟？ - 资本支出已考虑相关因素，主要成本压力来自NGTL系统扩张项目，Bruce Power项目按计划进行，美国资本投资未受通胀影响，预计成本估计不会有重大变化 [65] 问题4: 资产出售在资金计划中的优先级如何，在当前环境下出售资产以减少债务是否有吸引力？ - 资金计划采用综合策略，优先考虑优化资本结构，降低资本成本，最大化股东价值和满足杠杆目标，公司有一些非核心资产可考虑变现 [67][68] 问题5: 更新资金计划时，考虑墨西哥管道开发项目对开启股息再投资计划（DRIP）有何影响？ - DRIP开启主要与NGTL和Coastal GasLink支出增加有关，预计通过DRIP筹集约12.5亿美元普通股权益，以支持资本计划，目前对墨西哥项目暂无评论 [69] 问题6: Coastal GasLink的基础回报较原预期降低多少，Phase 2的成本和回报框架是否已确定，若没有进一步液化扩张，是否有机制提高CGL回报？ - Phase 1未达到初始回报目标，但达成协议使项目处于最佳推进状态，Phase 1和Phase 2回报不相关，Phase 2与LNG Canada的讨论和协议为股东带来有竞争力的回报 [76] 问题7: 为何选择开启DRIP作为最佳资金工具，而非资产变现，若当前市场条件持续，DRIP是否仍是最佳资金来源？ - 考虑到NGTL和Coastal GasLink在2023年的支出增加，开启DRIP 4个季度有助于降低杠杆，DRIP成本低于离散股权，且可按季度调整，未来若资本计划扩张，会考虑变现非核心资产 [79][80] 问题8: 修订后的Coastal GasLink协议有哪些降低风险的具体变化？ - 协议的关键风险缓解措施包括提高透明度和清晰度，加速争端解决机制，确保项目最终交付过程中的适当一致性，使公司、股权合作伙伴和原住民合作伙伴对项目路径更有信心 [83] 问题9: 除已列出项目外，公司如何参与未来行业LNG项目，是否可通过并购或资产收购受益？ - 公司凭借无与伦比的资产足迹，预计每年可产生约10亿美元的新增长产品，LNG是重点领域，主要通过有机增长参与，目前正积极与各方合作，利用自身优势把握LNG增长机会 [86][87][89] 问题10: 关于墨西哥Villa de Reyes项目，完成时间的预期如何，是否会在该项目完成前推进另一个墨西哥项目？ - 公司与CFE有积极建设性关系，在分配增量资本前，需解决剩余合同分歧，Villa de Reyes项目北部和横向段已准备好投入使用，南部段若解决一些问题，预计2023年初投入使用 [91][92] 问题11: 若今年晚些时候或明年初有大型墨西哥管道项目获批，导致资本支出超过每年50亿美元，如何考虑增量投资组合轮换或股权发行的时间？ - 评估资本投资时，公司采用综合策略，优先考虑优化资本结构，降低资本成本，最大化每股收益和现金流，根据具体情况选择合适的资金来源 [93][94] 问题12: 在2026年前5%的EBITDA增长目标中，如何考虑碳成本上升的因素，如何实现长期减排目标？ - 公司在EBITDA增长展望中已考虑碳抵消或缓解成本，减排将成为公司未来增长的驱动力，在不同司法管辖区，部分成本可转嫁，部分需自行缓解 [98][99] 问题13: 如何看待墨西哥市场，是否是实现价值的好时机，有哪些潜在机会？ - 墨西哥政府和CFE认识到天然气传输对降低电力成本和解决社会经济差距的重要性，将与私营部门合作作为实现政策的重要工具，公司在墨西哥资产可输送约15%的天然气，预计进口量将从每天80亿立方英尺增加到120亿立方英尺，有机会扩大Sur De Texas管道、建设骨干系统和参与LNG项目 [101][103][104] 问题14: 管理层是否考虑近期暂停股息增长以支持资产负债表？ - 公司有信心实现5%的EBITDA增长，支持每股收益和现金流增长，维持3% - 5%的股息增长，并将杠杆率降至4.75，因此没有计划放缓股息增长 [107] 问题15: 非核心资产可能有哪些，Coastal GasLink解决纠纷后，原住民对参与项目的兴趣如何？ - 公司未具体指出非核心资产，但表示有一些小型非核心资产可在需要时变现，原住民参与项目的选择权协议条款不受协议影响，参与比例仍为10%，协议为他们提供了清晰的路径 [109][110] 问题16: 是否考虑在未来最终投资决定（FID）的项目中寻求高于7% - 9%的回报率，以匹配不断上升的资金成本？ - 公司机会丰富，注重资本纪律和项目风险回报关系，有信心推进低风险项目，实现7% - 9%的无杠杆税后内部收益率（IRR），在考虑增量资本时，会确保收益回报与资本成本之间有合理差距 [114][115] 问题17: 位于Bakken的潜在Bison项目进展如何，天气干扰是否有影响？ - 该项目非约束性开放季节于5月结束，结果令人满意，公司将在今年下半年将谈判转化为协议，未来将分享更多信息 [118] 问题18: 上季度提到的Marketlink开放季节情况如何，未来前景如何？ - Marketlink和Port Neches lateral开放季节均成功获得合同，公司策略是重新建立短期和长期合同，中期至长期来看，Marketlink资产将恢复良好表现，Port Neches link项目低于预算且提前完成，将增加对Motiva炼油厂的交付 [120][121] 问题19: 考虑到相对充足的资本支出积压和有吸引力的风险调整后回报，如何看待为墨西哥项目引入合作伙伴？ - 公司认为墨西哥EBITDA在合并投资组合中的贡献达到10%左右是合适的近期至中期目标，为实现这一目标，若引入合作伙伴有助于项目推进和提升整体价值，公司会考虑出售少数股权 [124][125] 问题20: 2023年资本计划是否有灵活性，是否会减少对可再生项目的投资或推迟资本支出？ - 推迟资本支出有一定挑战，因为项目从批准到获得监管批准和许可证需要时间，且已与承包商和设备供应商做出承诺，若项目增值，公司更倾向于通过资本轮换和引入合作伙伴来实现长期股东价值，而非推迟近期资本项目 [126]