财务数据和关键指标变化 - 2020年第二季度可比收益为8.63亿美元，或每股0.92美元，低于2019年同期的9.24亿美元或每股1美元 [20] - 2020年第二季度可比EBITDA为22亿美元，可比运营产生资金约为15亿美元 [20] - 2020年上半年可比收益为20亿美元，或每股2.10美元，高于2019年同期的19亿美元或每股2.07美元 [20] - 2020年上半年可比EBITDA为47亿美元，可比运营产生资金为36亿美元，与去年水平相似 [21] - 2020年第二季度归属于普通股的净收入为13亿美元，或每股1.36美元，高于2019年同期的11亿美元或每股1.21美元 [47] - 2020年上半年归属于普通股的净收入为24亿美元，或每股2.59美元，高于2019年同期的21亿美元或每股2.30美元 [47] - 第二季度业绩包括出售Coastal GasLink项目65%权益带来的4.08亿美元税后收益，以及出售安大略省燃气发电厂带来的8000万美元税后亏损 [48] - 公司预计2020年全年每股可比收益将与2019年的创纪录业绩相似 [16] - 公司预计2020年全年可比收益的有效税率将在15%至20%的中高区间 [61] - 公司董事会将季度股息提高至每股0.81美元，相当于年化每股3.24美元，较2019年增加8%，这是连续第20年提高股息 [41] - 历史上，股息平均约占可比收益的80%和可比运营产生资金的40% [42] - 公司预计到2021年股息将以年均8%至10%的速度增长，此后以5%至7%的速度增长 [43] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气管道业务：客户需求保持强劲，2020年上半年运输量与去年同期持平或更高 [22] - 加拿大天然气管道：第二季度可比EBITDA为6.21亿美元，较2019年同期增加9300万美元，主要由于费率基础收益增加以及NGTL系统新增设施投入服务带来的折旧和财务费用转嫁 [51] - 美国天然气管道：第二季度可比EBITDA为5.95亿美元（8.24亿加元），较2019年同期减少4600万美元（3300万加元），主要由于2019年8月出售部分Columbia中游资产以及Columbia Gas运营成本增加 [52] - 墨西哥天然气管道：第二季度可比EBITDA为1.30亿美元（1.81亿加元），较2019年同期增加2300万美元（4000万加元），主要由于2019年9月开始运输服务带来的Sur de Texas股权收益，以及墨西哥比索走弱导致的利息支出减少 [53] - 液体管道业务：尽管全球原油市场波动，上半年业绩依然稳健 [31] - 第二季度可比EBITDA下降1.5亿美元至4.32亿美元，主要由于Keystone无合同运量减少、液体营销业务利润率下降，以及2019年7月出售Northern Courier 85%股权权益 [54] - 电力与存储业务：Bruce Power上半年业绩稳健 [36] - 第二季度可比EBITDA同比下降8400万美元，主要由于Bruce Power 6号机组按计划于1月停运进行MCR项目，以及出售安大略省燃气发电厂和Coolidge电厂，加上MacKay River热电联产设施在2020年停运 [55] 各个市场数据和关键指标变化 - 加拿大市场：NGTL系统日均田间接收量约为12.3 Bcf，加拿大干线西部日均接收量为3.1 Bcf [22] - 美国市场：更广泛的美国管道网络日均运输量约为25 Bcf [22] - 墨西哥市场：墨西哥管道日均运输量约为1.6 Bcf [22] - 公司约95%的可比EBITDA来自受监管或长期合同资产，使其免受短期运量和商品价格波动的影响 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司正在推进370亿美元的已确定资本项目，预计将在2020年至2023年间陆续投入服务 [14][40] - 此外，还有110亿美元的项目处于后期开发阶段，包括Bruce Power另外五个反应堆的翻新 [15] - 公司拥有五个重要的增长平台：加拿大、美国、墨西哥天然气管道，液体管道，以及电力与存储业务 [44] - 公司预计将通过370亿美元的已确定资本计划，延续其长期增长收益、现金流和每股股息的记录 [45] - 公司看到了其庞大的关键资产足迹带来的众多“走廊内”有机增长机会，例如今天宣布的4亿美元Elwood Power和ANR Horsepower替换项目 [45] - 公司将继续保持纪律性，专注于安全、可持续性，并快速响应市场信号，以保持行业领先地位和韧性 [46] - 公司认为其资产基础非常适合在未来几十年连接不断增长的可再生天然气或氢能源源 [79] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - COVID-19对全球产生了重大影响，但公司的业务连续性计划确保了资产的有效运营和所有资本计划的执行 [10] - 公司提供的服务在加拿大、美国和墨西哥均被视为必需或关键服务 [11] - 尽管面临挑战，公司的运营基本未受影响，流量和利用率水平基本符合历史季节性常态 [13] - 公司在2020年上半年采取了重大措施来增强流动性，包括发行长期债务、建立额外的承诺信贷额度以及进行投资组合管理活动（如出售资产），流动性增加了超过110亿美元 [15] - 公司对未来前景保持信心，预计2020年全年每股可比收益将与2019年创纪录业绩相似 [16] - 公司预计将继续以年均8%至10%（至2021年）和5%至7%（此后）的速度增长股息 [43] 其他重要信息 - 公司完成了对安大略省三个燃气发电厂的出售，净收益约为28亿美元 [39] - 公司完成了Coastal GasLink项目65%权益的出售，并与新建立的长期项目融资信贷安排相结合，获得了约21亿美元的净收益 [30] - 公司正在推进Keystone XL管道的建设，该项目预计在2023年投入服务，需要约80亿美元的额外投资，预计每年将产生约13亿美元的增量EBITDA [34] - 阿尔伯塔省政府将投资约11亿美元股权，并全额担保42亿美元的项目级信贷安排，以支持Keystone XL [34] - 公司宣布了一项新的4亿美元（美国）投资，用于替换、升级和现代化ANR管道系统高利用率段的某些设施 [26] - 公司的Columbia Gas Transmission系统计划提交第4费率案，寻求自2021年2月1日起提高其最高分类费率，这是20多年来的首次费率案提交 [27] - 公司预计2020年资本支出约为103亿美元，资金来源包括内部产生的现金流（约70亿美元）、资产处置收益（约49亿美元）、阿尔伯塔省政府对Keystone XL的股权投资（11亿美元）以及长期债务发行等 [65][66] - 公司拥有超过130亿美元的承诺信贷额度，财务状况稳健 [67] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: Keystone XL项目的法律障碍和2023年投产时间表 [73] - 公司表示有两起诉讼，一起挑战总统许可，另一起挑战在湿地地区推进建设的能力，目前的计划和进度仍以2023年投产为目标，预计在今年剩余时间和明年解决这些问题 [74] 问题: 对抽水蓄能、氢能等“绿色”投资的兴趣 [75] - 公司表示其电力与存储业务的投资策略包括按燃料类型多元化，投资于存储项目以应对可再生能源占比增加带来的间歇性问题 [76] - 公司在安大略省有一个1000兆瓦的抽水蓄能项目（Meaford）正在开发，最终投资决定预计在2023年左右；在阿尔伯塔省还有一个已获许可的抽水蓄能项目，预计在2020年底前做出最终投资决定 [76] - 关于氢能，公司将继续关注技术进步，认为其现有资产基础非常适合在未来连接氢能源源，氢气可以与甲烷混合在现有管道中运输 [78][79] 问题: Columbia费率案的细节，包括资本回收和费率落后程度 [82] - 公司计划于次日提交Columbia费率案，这是20多年来的首次，除了回收已发生的成本和历史资本投资回报外，还提议进行30亿美元的现代化计划第三阶段投资，为期七年 [83][84] - 现代化资本支出可以在不进行进一步费率案的情况下逐年回收 [84] - 费率案将为基本系统客户设定费率，但不影响已投入服务的快速项目的需求费用，这些项目将继续按固定协商费率单独定价 [85] - 新费率将于2021年2月1日生效，但需接受退款调整，因此对2020年收益没有影响，公司打算与客户协作寻求和解 [86] 问题: 计划中的ATM（按市价发行）融资是否仍专用于Keystone XL，或有其他用途 [91] - 公司表示，ATM并非Keystone XL基本融资计划的一部分，主要是考虑到当前波动环境和庞大的资本计划而提供的财务灵活性，应视为额外的保障措施 [92] 问题: 如何实现Keystone管道在总统许可下提高的运能，涉及范围、成本和时机 [94] - 公司表示，2019年开放季节签约的额外5万桶/日运能可通过增加减阻剂实现，无需新建泵站或环路等额外资本 [95] 问题: 长期5%-7%增长率在多大程度上依赖于现有资产，以及开发新平台（如绿色能源）的重要性 [96] - 公司表示，除了Keystone XL和Coastal GasLink，增长预测并未考虑任何“巨型项目”，主要依靠现有10万公里路权带来的“走廊内”有机增长机会（如Elwood项目、现代化计划、Bruce Power后续机组翻新） [96][97] - 公司估计每年需要投资约40-50亿美元才能实现5%-7%的增长率，而通过再投资其自由现金流（约60%）于核心业务，可以找到这个规模的“走廊内”扩张机会 [99] - 公司认为，在当前环境下，新建大型绿地项目困难，但“走廊内”扩张项目更容易完成，且回报更高、阻力更小 [100] 问题: Keystone管道在已签约5万桶/日之外，剩余12万桶/日运能的商业化和提升时间表 [103] - 公司表示，新的修正许可允许在2021年安全验证后，逐步增加5万桶/日的运能，系统上仍有3.5万桶/日的现货运能，任何超出部分的增量将取决于市场需求和系统能力，可能涉及适度的资本投入 [103][104] 问题: Columbia费率案如果完全获批，对公司EBITDA的潜在影响 [105] - 管理层以尊重程序为由，拒绝在提交前提供具体指导 [105] 问题: 在ESG和能源转型背景下，对绿色项目的财务评估框架（折现率、终值） [109] - 公司表示，投资标准与传统项目类似，不会部署低于资本成本的资本，寻求体面的回报，现金流需有合同或费率监管支持 [110] - 公司将继续保持其历史风险偏好和投资纪律，折现率预计与现有项目类似 [111] - 公司看到能源转型中的巨大机遇，特别是解决可再生能源间歇性问题的存储项目，以及像Bruce Power这样的基荷电源 [113] 问题: 后疫情时代墨西哥市场的机遇与风险 [116] - 公司对墨西哥市场持长期乐观态度，认为将低成本美国天然气引入墨西哥经济是国家的战略要务，有利于宏观经济增长和电力市场目标 [117] - 公司在墨西哥的资产有长期（20年以上）、美元计价的合同和可靠的交易对手，符合其风险偏好 [118] - 未来机会在于通过连接更多电厂和工业负荷来提高资产利用率，进行“走廊内”扩张 [118] 问题: ANR管道4亿美元扩建项目，以及未来类似“小而精”扩张项目的讨论进展，是否从供应推动转向需求拉动 [120] - 公司表示，凭借其资产规模，预计每年能产生5亿至10亿美元的新项目，2020年有望达到高端 [121] - 从宏观角度看，燃气发电预计到2023年将增长3 Bcf/日，到2030年增长7 Bcf/日，公司期望能竞争并赢得公平份额 [122] - 公司目前正在ANR和Columbia系统上推进几个其他燃气发电项目，其中一个与Elwood项目类似，预计至少有一个在年底前敲定 [123] - 公司仍有能力捕捉LNG出口市场的增长，并可能通过现有基础设施改造服务于东南部市场的增量需求 [123] - Bakken Express项目因COVID-19对油价的影响而暂停，但公司仍乐观认为最终会完成该项目，尽管时间线可能推迟 [124] 问题: 加拿大NGTL系统容量优化开放季节的更多细节，客户在当前环境下的增长考虑，以及总容量推迟情况 [128] - 公司表示，开放季节是为了让已签约扩建容量的客户有机会提前、推迟或在某些情况下终止合同 [128] - 结果显示，所有容量仍然需要，只是部分需求的时间框架发生了变化，有些合同提前，有些容量被推迟一个季度或最多一年 [129] - 公司正在制定新的资本计划以反映这些变化，但好消息是客户仍然需要这些容量，并且与公司一样看好盆地的基本面 [129]