财务数据和关键指标变化 - 2021年全年可比收益达到创纪录的42亿美元或每股4.27美元，高于2020年的39亿美元或每股4.20美元 [14] - 2021年全年可比EBITDA为94亿美元，可比经营现金流为74亿美元，均与上年业绩相似 [14] - 第四季度可比收益为10亿美元或每股1.06美元，低于2020年同期的11亿美元或每股1.15美元 [30] - 第四季度可比EBITDA为24亿美元，较2020年同期的23亿美元增长3% [31] - 2021年业绩受到美元走弱影响，导致可比EBITDA减少约4亿美元 [14] - 2022年全年可比每股收益预计将与2021年的创纪录业绩保持一致 [44] - 2022年全年可比EBITDA预计将略高于2021年 [39] - 公司预计到2026年EBITDA年均增长率为5% [20][46] 各条业务线数据和关键指标变化 - 加拿大天然气管道：NGTL系统在2022年1月5日创下81亿立方英尺的区域内输送记录 [12] 2022年EBITDA预计将更高，主要得益于NGTL系统的持续增长 [39] - 美国天然气管道：2022年1月20日，美国网络创下349亿立方英尺的日输送记录，约占美国日供应量的四分之一 [12] 第四季度可比EBITDA增长，主要由于哥伦比亚管道自2021年2月1日起运输费率提高 [32] 2022年EBITDA预计将保持稳定 [40] - 墨西哥天然气管道：2022年EBITDA预计将同比增长，主要由于Villa de Reyes管道将在年内分阶段投入运营 [41] - 液体管道：Keystone系统在2021年创下日均60.2万桶的输送量记录，较2020年增长6% [13] 第四季度可比EBITDA下降，主要由于Keystone管道系统美国墨西哥湾沿岸段输送量降低 [32] 2022年EBITDA预计将下降，主要由于Keystone系统美国墨西哥湾沿岸段持续面临挑战性市场条件以及液体营销业务利润率下降 [41] - 电力与储能：Bruce Power工厂在2021年实现了86%的工厂可用率，热电联产资产在极端天气下实现了98.9%的峰值可用率 [13] 2022年可比EBITDA预计与2021年基本一致 [42] Bruce Power（除6号机组外）2022年可用率预计在80%出头范围 [42] 各个市场数据和关键指标变化 - 北美天然气需求：对服务的需求保持强劲，资产表现优异，体现在网络输送量上 [12] 事实表明北美天然气需求持续增长 [101] - 巴肯盆地：产量已恢复至接近每日30亿立方英尺，在Northern Border系统中巴肯盆地气量与加拿大气量占比约为72%，为过去三至五年最高 [93] 预计需要增加约每日5亿立方英尺的外输能力 [94] - 汇率影响：第四季度美元兑加元平均汇率为1.26，而2020年同期为1.30，美元走弱对以加元报告的EBITDA造成相当大的拖累 [33] 2022年预测的美元收入大部分以1.26的汇率对冲，而2021年为1.35 [43] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 资本计划：正在推进一项240亿美元的资本计划，其中约70亿美元为2021年批准的新高质量增长机会 [15] 整个计划符合历史风险与回报偏好，由长期合同或服务成本监管支撑，预计整个投资组合的加权平均无杠杆税后内部收益率约为8% [15] - 增长机会：公司定位良好，未来几年每年可批准超过50亿美元的新项目，风险调整后的回报状况与历史水平一致 [19] 2022年目标是批准额外超过50亿美元的高质量增长机会 [24] - 能源转型：正在推进可再生能源、氢能和碳捕集利用与封存领域的多项长期能源转型增长计划 [10] 正在评估Keystone系统美国段电气化的可再生能源提案，预计2022年上半年敲定合同 [16] 正在推进两个抽水蓄能项目，预计今年将对资本成本约3亿美元的阿尔伯塔省Canyon Creek项目做出最终投资决定 [18] - 资本配置与财务：计划保持总债务相对稳定，利用内部产生的现金为股息和资本计划提供资金，目标是长期债务与EBITDA比率为4.75 [76][126] 预计2022年至2024年的总资金需求约为255亿美元，包括145亿美元的资本支出和110亿美元的股息 [38] - 成本与通胀：通胀影响相当有限，约95%的EBITDA来自合同和受监管资产，包含各种传导和成本分摊机制 [68] 每100个基点的通胀率变化，对税前利润的影响不到1000万美元 [68] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 运营表现：资产表现非常出色，强劲的运营和财务业绩继续反映其多元化的低风险业务战略，并证明了其无与伦比的资产布局的关键性 [28][47] - 未来展望：基于财务业绩的强劲表现和未来的光明前景，董事会宣布2022年第一季度股息为每股0.90美元，相当于年化每股3.60美元，较2021年增长3.4%，这是董事会连续第22年提高股息 [20][21] 预计未来股息将以年均3%至5%的速度增长 [21] - 可持续发展：公司设定了雄心勃勃的范围1和范围2温室气体减排目标，目标是到2030年将排放强度降低30%，并到2050年实现运营净零排放 [11] 其他重要信息 - 管理层变动：Bevin Wirzba的职责已扩大，负责战略和企业发展以及加拿大天然气和液体管道业务，Greg Grant和Richard Prior向其汇报 [25] Tracy Robinson已离开公司 [25] - 投资者关系负责人退休：David Moneta计划于2022年3月底退休 [132] - Coastal GasLink项目：截至年初，现场进度已完成近60% [111] 已提供33亿美元的过桥贷款以确保项目资金充足，截至年底该设施下有2.38亿美元未偿还 [108][109] 正在与客户LNGC进行建设性对话，以保持项目进展的一致性 [115] - Keystone XL项目：合同追偿款作为应收款列在资产负债表上 [125] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于可再生能源采购和额外开发如何提高回报及对EBITDA的影响 [54] - 通过整合Keystone系统泵站区域的负荷，可以创造规模经济，以更低的成本输送电力 [54] - 作为购电协议对手方，公司可以在不拥有资产的情况下，将不同数量的负荷部分转售给不同的采购方，作为中间商赚取利润，从而在不投入长期资本的情况下提高回报 [55] - 公司有时可选择在项目商业运营日获得设施股权，但不承担建设风险，此类投资将与其他业务资本需求竞争 [56] - 由于在走廊内已拥有客户，可以大幅降低开发成本，目前已有约1.3吉瓦的承购量处于意向书阶段，正在与交易对手进行最终谈判 [57][58] 问题: 关于电力营销业务是否需要扩张 [60] - 公司目前并历史上一直从阿尔伯塔省和休斯顿开展电力营销业务，以服务加拿大和美国客户，现有架构足以满足未来运营和现有客户负荷需求 [60][61] 问题: 关于业务空白区域状态、运营成本增加及利润率影响 [66] - 通胀影响有限，约95%的EBITDA有合同和监管支撑，包含成本传导和分摊机制，每100基点通胀变化对税前利润影响小于1000万美元 [68] - 在天然气管道领域，公司在WCSB和阿巴拉契亚盆地处于领先地位，有充足的走廊内增长机会，无需急于服务其他盆地 [69] - 在电力侧，将重点在美国投资可再生能源以实现自有压缩机站电气化，同时每年在Bruce Power投资约10亿美元 [70] 问题: 关于安大略省抽水蓄能项目的最新进展 [71] - 项目正在推进中，已开始与独立电力系统运营商进行第二阶段评估讨论，继续与国防部进行现场评估工作，并正在与土著利益相关者敲定合作伙伴关系 [72] 问题: 关于资本配置、杠杆率以及如何利用资产负债表进行大型项目或收购 [75] - 计划保持总债务相对稳定，利用内部产生的现金为股息和资本计划提供资金，从而逐步达到4.75的长期债务与EBITDA目标比率 [76] - 保持强大的资产负债表和快速响应能力对于帮助客户减排和把握能源转型机会非常重要 [77] - 预计每年新增项目约50亿美元，以此作为可持续的前进节奏 [78] 问题: 关于资产轻型策略是否可能更广泛地应用于现有资产 [79] - 通过整合和匹配第三方负荷来提高回报是一种资产轻型方法 [80] - 在墨西哥和液体业务中，目标是通过商业和营销手段提高已部署资本的使用率，从而改善投资资本回报率 [81][82] 问题: 关于Bruce Power下一阶段MCR的定价策略及成本确定性 [84] - 公司采用系统化方法确定MCR的各个因素，与包括独立电力系统运营商在内的所有利益相关者密切合作，评估每个阶段并包含所有合理结果和成本，与独立电力系统运营商关系良好，已将COVID相关风险纳入考量 [85] - Bruce Power团队提前多年规划，处于正确轨道，与独立电力系统运营商有牢固关系以确保公平定价 [86] - 6号机组按计划和预算进行，预计2023年按计划完成，不可抗力索赔正在核算中并将提交给独立电力系统运营商 [87] 问题: 关于ATM计划的现状 [88] - 没有计划续期ATM，该计划最初是为Keystone XL设立，未使用过，将任其到期 [89] 问题: 关于MVPL管道和巴肯盆地的看法 [92] - 巴肯产量已恢复至接近每日30亿立方英尺，在Northern Border系统中占比约72%，为多年最高，处理能力和乙烷提取能力有所增加 [93] - 看好巴肯盆地外输能力需求，预计需增加约每日5亿立方英尺，Bison管道具有独特优势，可能于今年春季举行公开招标 [94] 问题: 关于公司在可再生能源开发过程中的最佳切入点 [97] - 策略将是全面的，取决于机会所在的管辖区和所服务的客户 [97] - 在美国，市场已有许多擅长早期开发的组织，公司难以复制这些技能，但可以在合同谈判、连接负荷与客户方面发挥专长，未来将拥有资产或部分资产，也会根据管辖区需要采取资产轻型方式 [98] 问题: 关于2022年50亿美元项目批准目标的细分和可见度 [99] - 每年有15亿至20亿美元的维护性资本支出，可在受监管业务上获得回报，可见度高 [100] - 预计天然气业务（加美）因资产电气化和天然气需求增长将有超过10亿美元的新项目 [101] - 电力业务有机会，包括Canyon Creek的3亿美元项目以及许多其他小型项目，分布广泛，不过度依赖任何单一业务 [102] - 此外还有大型机会，如CGL二期、安大略省40亿美元的抽水蓄能项目、墨西哥的额外基础设施等 [103] 问题: 关于ANR费率案中16%的ROE请求依据 [105] - 该ROE处于代理组的上三分之一区间，反映了ANR相对更多地暴露于生产商和商品价格，以及在向中大陆地区输送气量方面面临更多天然气竞争，并非异常值 [106] 问题: 关于Coastal GasLink过桥贷款的还款时间、提供资金的原因以及项目最新状态 [107] - 33亿美元过桥贷款是临时的，旨在证明项目资金充足，公司可获得市场回报，将维持至信贷额度增加，项目完成前的资金缺口将另行确定 [108][109][110] - 项目现场进展良好，年初已完成近60%，支撑项目需求的基本面从未如此强劲，正与客户和合作伙伴密切合作以确保安全执行并领先于LNG设施 [111] 问题: 关于Coastal GasLink潜在成本增加的影响及规模 [113] - 与客户的共同目标是安全交付管道并领先于LNG工厂建设，项目最复杂的土建工程部分已完成，对剩余工程有清晰的执行计划和风险缓解措施 [114] - 正在与LNGC进行建设性商业讨论，以保持项目进展的一致性 [115] 问题: 关于Coastal GasLink与第一民族的股权合作进展 [120] - 沿线土著社区给予了前所未有的支持，已成功与20个原住民社区达成协议并实施，正在推进以股权参与模式引入土著社区的谈判，因为公司与土著伙伴价值观一致，认为股权合作对项目是正确的 [121][122] 问题: 关于2025年后自由现金流转折点及KXL追偿款的量化范围 [123] - KXL合同追偿款作为应收款列在资产负债表上，将根据条款实现 [125] - 目标稳态债务与EBITDA比率为4.75，并量入为出，预计每年资本支出50亿美元的节奏，在支付股息后将有稳定的长期债务空间，将逐步达到该杠杆水平 [126] - 目前看好面前的机会集，相信即使在能源转型领域配置资本也能维持风险偏好和历史回报率，如果能够做到，将为股东创造价值并乐于配置资本 [127]