财务数据和关键指标变化 - 2021年前9个月，公司可比每股收益为3.21加元，较去年同期增长5%，可比经营产生的资金总额为53亿加元[5] - 第三季度归属于普通股股东的净收入为7.79亿加元，合每股0.80加元，而2020年同期为9.04亿加元，合每股0.96加元[13] - 第三季度可比收益为9.72亿加元，合每股0.99加元，而2020年同期为8.93亿加元，合每股0.95加元[14] - 第三季度五个业务板块的可比EBITDA为22亿加元，与2020年同期相似，尽管面临强劲的货币折算逆风[14] - 第三季度可比经营产生的资金总额为16亿加元，资本计划投资了17亿加元[18] - 公司预计2021年全年可比每股收益将略高于去年的创纪录水平[5] - 公司预计2021年全年正常化税率将在15%至20%的中高区间[18] - 公司预计2021年至2023年三年间的总资金需求约为300亿加元，其中股息及其他110亿加元，资本支出（含维护性资本）165亿加元，TC PipeLines收购20亿加元，以及5亿加元的系列13优先股赎回[19] - 预计同期内部产生的现金流为210亿加元，通过TC PipeLines收购发行的普通股20亿加元，10月发行的30亿加元等值高级无担保票据，6月发行的15亿加元中期票据，以及3月完成的5亿加元次级后偿票据发行[19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 加拿大天然气管道：第三季度可比EBITDA为6.31亿加元，较2020年第三季度减少3500万加元，主要原因是加拿大干线一段管道的折旧停止以及较低的财务费用转嫁，部分被较高的激励收益所抵消[14] - 美国天然气管道：第三季度可比EBITDA增加5900万美元至7.06亿美元，主要由于哥伦比亚天然气公司自2021年2月1日起申请提高运输费率，并于10月29日向FERC提交了和解协议[15] - 液体管道：第三季度可比EBITDA下降2800万加元至3.87亿加元，原因是液体营销活动贡献减少，主要由于利润率降低[15] - 电力和储能：第三季度可比EBITDA下降9000万加元，主要由于Bruce Power因计划外停机天数增加和运营费用升高导致收益降低，部分被较高的实现电价所抵消[15] - 货币影响：对于所有以美元计价的业务，包括美国和墨西哥天然气管道以及部分液体管道，EBITDA在2021年第三季度按平均汇率1.26加元折算为加元，而2020年同期为1.33加元[15] 尽管以美元计价的整体可比EBITDA增加了5300万美元，但货币同比走弱对2021年加元报告的EBITDA构成了相当大的拖累[16] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司未在本次电话会议中按地理市场细分披露具体财务数据 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司正在推进总额达220亿加元的已确定资本项目，其中包括今天宣布的8亿美元的W.R.项目[6] 公司预计到年底，已确定资本项目将增长至250亿加元[12] - 公司计划在年底前批准70亿加元的高质量增长机会，包括哥伦比亚现代化计划（Mod 3）、Bruce Power 3号机组的主要部件更换计划以及“2030项目”升级计划[7] 这70亿加元新投资的加权平均税后内部收益率预计为8.3%，处于公司每年批准项目7%至9%目标范围的上限[7] - 展望未来，公司预计未来几年每年将批准超过50亿加元的新项目，并希望以与历史水平一致的风险调整后回报率超过这一目标[8] - 为审慎地为增长机会提供资金、维持强劲的财务状况并增强保守的公用事业式派息率，公司修改了近期的股息增长展望，现在预计普通股股息将以年均3%至5%的速度增长[9] - 公司发布了2021年可持续发展报告、ESG数据表和温室气体减排计划，目标是到2030年将排放强度降低30%，并在2050年实现运营净零排放[10][11] - 公司战略强调通过现有走廊内项目实现增长，以降低许可和执行风险，并利用其在能源转型中的资产和技能，包括管道电气化、可再生能源、抽水蓄能、碳运输和封存以及氢能生产中心[8][75][76] - 在美国天然气业务中，公司预计每年产生约10亿美元的增长资本，重点是通过电气化和更换老旧低效设备实现现有基础设施现代化，同时利用天然气发电替代退役的煤电[28][30][31] - 在加拿大，公司正在NGTL系统进行大规模扩建计划，预计到2024年结束，之后每年约有10亿至15亿加元的有机类投资，并关注脱碳和电气化机会[81][82] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为社会对其服务的需求坚定不移，其多元化的北美能源基础设施资产组合表现良好[5] - 能源转型为公司提供了巨大的繁荣机会，减少自身排放也将创造投资机会[42] - 公司预计未来将出现许多类似的高质量机会，在可靠地提供所需能源的同时实现资产脱碳[8] - 管理层对实现其可持续发展目标充满信心，并强调了在创新、多样性、原住民和解及安全（包括心理健康）领域的承诺[11] - 公司对通胀的暴露有限，收入方面受利率风险影响很小，大部分借款为固定利率，主要通胀压力体现在项目成本上，公司通过成本分摊机制和密切管理来应对[61][62] - 液化天然气需求强劲，近期亚洲价格超过50美元，对中国的交付量创纪录，公司看好其在价值链中的位置[80][103] - 可再生天然气机会巨大，公司预计到2022年底可将20至30 Bcf的RNG接入系统[105] 其他重要信息 - 第三季度业绩包括与今年早些时候向符合条件的员工提供的一次性自愿退休计划相关的5500万加元税后费用，以及与Keystone XL维护和其他成本相关的1100万加元税后费用[13] - 公司于10月发行了总额22.5亿美元的高级无担保票据，包括12.5亿美元的3年期固定利率票据（利率1%）和10亿美元的10年期固定利率票据（利率2.5%）[18] - 关于Keystone XL的成本回收，公司正与支持该项目的客户进行商业对话，预计将在明年第一季度解决任何未结余额，回收总额高达8亿美元[91] 若无法回收，将通过额外债务来填补[92] - 关于Coastal GasLink项目，项目已完成超过50%，公司正与客户LNG Canada密切合作以确保按时完工，并讨论了可能高达33亿加元的临时融资承诺[66][67][109][112] - 公司讨论了与美国潜在15%最低企业税相关的问题，认为鉴于公司拥有净经营亏损，可能不会产生重大现金税影响，但目前判断为时过早[97] - 公司强调了其研发工作，预计今年将把接入系统的RNG量翻倍，并可能超过50%，达到20至30 Bcf[105] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于股息增长率变更以及资产货币化或股权融资的作用[23] - 公司表示，考虑到220亿加元的资本计划以及每年至少50亿加元的新项目批准，目前不需要普通股融资[24] 如果机会超过此范围，会考虑股权融资，但必须从每股角度出发，为股东增值[24] - 公司会权衡所有股权资本来源，包括内部和外部，并考虑通过货币化成熟资产并将资本轮换到增长项目中，这是过去采用过的策略，未来也绝对会考虑[25][26] 问题: 关于类似VR和WR项目的总潜在机会和未来发布节奏[27] - 管理层表示，现代化现有基础设施是实现温室气体减排目标的一个杠杆，预计未来会有更多类似项目[27] 在美国天然气业务中，预计每年产生约10亿美元的增长资本，其中一部分将来自压缩机组电气化和替换老旧低效机组[28][29][31] 问题: 关于将股息增长指引调整为新范围后，是否仍确认EBITDA/现金流5%-7%的长期业务增长率[35] - 管理层确认，隐含的预期是收益和现金流的增长率将高于3%至5%的股息目标增长率[35] 公司预计长期收益和现金流增长率将高于3%至5%的范围，因此派息率预计会随着时间的推移从当前目标水平下降[37] 问题: 关于分析师日是否会有新的战略信息，以及氢能机会的进展[41][44] - 公司表示其价值主张将保持一致性，即提供稳定、持续的股息增长，并由现金流和收益增长支撑，同时保持强劲的资产负债表和行业最佳的派息率[42] 分析师日将提供更多关于未来机会的细节，特别是能源转型带来的机会[42] - 关于氢能，公司的技能和资产基础非常适合生产、储存和运输气体分子的机会[46] 与Nikola的合作是一个例子，公司可以参与提供可再生能源电力，并评估利用现有基础设施传输氢分子[47] 问题: 关于股息增长调整是短期还是长期变化，以及是否有特定的杠杆率目标[51] - 管理层表示这是一个动态评估过程，目标是随着时间的推移增强财务指标，特别是将债务/EBITDA降至4.75倍左右[52][53][54] 此次调整是为了保留更多现金流投资于增长计划，并逐步实现更低的杠杆目标[35] 问题: 关于Bruce Power的“2030项目”升级计划与主要部件更换计划的对比[55] - 升级计划是一个分为三阶段、历时十年的项目，旨在通过非核设施侧的改进，到2030年将现场峰值输出提高到7,000兆瓦[56] 执行不涉及核运营风险，每个阶段的资金将按阶段审批[56] 问题: 关于与评级机构的对话以及税收变化是否影响了股息决策[58] - 公司表示股息决策没有来自评级机构的压力，完全是基于自身审慎考虑[59] 税收变化目前处于早期阶段，未对股息决策产生影响[59] 问题: 关于通胀前景及公司的保护措施[60] - 公司对商品价格风险或容量风险敞口很小，收入方面受利率风险影响很低，大部分借款为固定利率[61] 通胀压力主要体现在项目成本上，公司通过成本分摊机制和严格管理来应对[62] 问题: 关于Coastal GasLink项目的进展、资本风险以及成本超支[66] - 公司表示项目已完成超过50%，正与LNG Canada密切合作以确保按时完工[67] 目前拥有所有必要的许可，建设预计不会中断[68] 公司披露了可能高达33亿加元的临时融资承诺，但预计CGL将能够增加其项目信贷额度，可能不需要全部金额，若需提供，公司将获得回报[109][112] 问题: 关于阿尔伯塔省碳网格的机会[69] - 公司表示这是一个行业性解决方案，处于早期阶段，正在与合作伙伴Pembina以及行业各方进行探讨，旨在重新利用其长寿命资产提供有竞争力的解决方案[69][70] 问题: 关于未来增长机会的构成（走廊内 vs. 走廊外）以及回报率[74][98] - 公司表示未来机会将更多由走廊内增长驱动，以降低许可和执行风险[75] 公司对实现7%至9%的税后无杠杆内部收益率目标充满信心，能源转型投资（如Bruce Power升级）的回报率可能高于此范围[98][99] 问题: 关于资金用途中Keystone XL成本回收的假设金额、流程和时间线，以及后备计划[89] - 回收总额高达8亿美元，公司正与客户进行商业对话，预计明年第一季度解决[91] 若无法回收，将通过额外债务填补[92] 管理层认为无法回收资本的风险极小，目前正寻求能创造更多价值的商业解决方案[93] 问题: 关于美国15%最低企业税提案的潜在影响[97] - 目前判断影响为时过早，但考虑到公司有净经营亏损，可能对现金税影响不大[97] 问题: 关于液化天然气生产商提供净零碳货物是否带来合作机会或气源偏好[102] - 公司表示目前尚未看到液化天然气客户对“绿色天然气”有明显的偏好[103] 公司的重点是建设为液化天然气终端供气的能力，并看好当前强劲需求下的价值链位置[103] 问题: 关于Coastal GasLink成本超支的财务风险敞口和临时融资[109] - 公司披露了可能高达33亿加元的临时融资承诺，其自身净敞口略高于10亿加元[109] 若需提供，该融资将是临时性的，且公司将获得回报[112] 问题: 关于Coastal GasLink的经验如何影响公司在抽水蓄能等大型项目上的风险缓解策略[113] - 公司表示将利用多元化业务的经验，在项目早期与合作伙伴（包括当地原住民）保持一致，并制定明确的合同和执行策略以管理风险[114]