财务数据和关键指标变化 - 2023年可比EBITDA较2022年增长11%，第四季度可比EBITDA同比增长16%，主要得益于加拿大天然气管道业务可比EBITDA增加，其中包括因沿海天然气管道项目达到特定里程碑获得的2亿美元激励付款 [61][68] - 2023年季度可比收益相对去年增长24%，主要源于可比EBITDA增加，但部分被较高的利息费用和哥伦比亚出售后归属于非控股股东的净收入增加所抵消 [68] - 2024年预计可比EBITDA在112亿 - 115亿美元之间，可比每股收益预计低于2023年，主要由于哥伦比亚出售后归属于非控股股东的净收入增加，总净资本支出预计约为80亿 - 85亿美元 [69] - 董事会宣布2024年第一季度普通股股息为每股0.96美元，按年计算相当于每股3.84美元，同比增长3.2%，这是连续第24年提高股息 [73] 各条业务线数据和关键指标变化 综合天然气管道业务 - 加拿大NGTL系统总交付量平均每天145亿立方英尺，投资基础同比增长9%；美国各管道实现创纪录的吞吐量，GTN系统11月交付量达到31亿立方英尺的历史新高；墨西哥管道日吞吐量也有所提高，平均每天27亿立方英尺，较2022年第四季度增长30% [66] - 2024年，加拿大可比EBITDA预计保持稳定，美国因2023年投入使用的资产和2024年预计投入使用的项目（如吉利斯通道和GTN XPress）而增加，墨西哥因2023年第三季度投入使用的BDR支线带来全年增量收入而增长 [70] 电力和能源解决方案业务 - 艾伯塔热电联产电力船队第四季度可用性达到99%，布鲁斯电力全年平均可用性为92%，远高于历史平均水平，其6号机组在2023年完成主要部件更换后提前恢复商业运营，4号机组已获得ISO对其MCR最终估算的批准 [66] - 由于布鲁斯电力6号机组恢复服务，2024年该业务可比EBITDA预计较2023年增加 [70] 液体管道业务 - 不考虑拟进行的分拆影响，2024年可比EBITDA预计与2023年持平 [70] - 2023年下半年，Marketlink系统需求增加超过15万桶/日，全年新增超过20万桶/日的增量合同 [85] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国目前每天出口约140亿立方英尺的LNG，预计到本十年末，北美地区的LNG出口量将增长至超过300亿立方英尺，其中加拿大约30 - 40亿立方英尺，墨西哥约20 - 30亿立方英尺 [130] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2024年战略重点与2023年相似，包括通过安全和卓越运营以及成功分拆South Bow实现资产价值最大化；专注项目执行，按时按预算交付，如布鲁斯电力的MCR 3和推进东南门户项目在2024年底实现机械完工；通过推进资产剥离计划和效率提升工作，在2024年底前实现并维持4.75的债务与EBITDA上限 [35] - 计划在2024年完成至少30亿美元的资产剥离，可能进行2 - 4笔交易，希望上半年至少宣布一笔交易，若有合理价值会及时交易，也会考虑超过30亿美元的目标以进一步降低杠杆 [2][82][136] - 推进South Bow液体管道业务分拆为独立投资级实体，预计上半年提交代理声明，年中进行股东投票，与年度股东大会同时举行 [67] - 继续利用管道网络的地理多样性，通过走廊内扩张满足电力、LNG出口和LDC客户需求，不倾向进行大量绿地扩张 [130][131] - 为减少监管滞后，将在美国允许的情况下更频繁地提交费率案例，如2025年在哥伦比亚推进 [134] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业和公司进行长期大额资本投资，监管、司法和立法过程的可预测性和稳定性至关重要，虽不确定最高法院对Chevron原则的裁决影响，但预计不会对费率案例提交和管道运营产生重大变化，可能需为项目发起和建设预留更长时间 [143] - 对2024年实现30亿美元资产剥离目标有信心，若市场不利，2025年需额外剥离资产或增加4亿美元以上的EBITDA以维持4.75的债务与EBITDA上限，也会考虑其他措施填补缺口 [54] - 看好South Bow的增长潜力，其可利用墨西哥湾沿岸和艾伯塔省的现有系统满足需求，实现自身资本结构以把握机会，预计2026年前可比EBITDA平均增长2% - 3%，为股东带来低风险、两位数回报 [72][85] 其他重要信息 - 沿海天然气管道项目在经过五年建设和5500万小时工作后，于2023年实现机械完工，并完成调试，项目开发商TC Energy获得2亿美元激励付款，项目成本预计约为145亿美元，2024年将继续进行施工后和复垦活动 [64] - 墨西哥东南门户海洋管道项目进展顺利，已完成所有离岸管道的混凝土配重涂层，剩余安装工作将在今年继续，项目按计划进行，预计成本为45亿美元 [65] - 公司在2024年有望将三个项目投入使用，包括弗吉尼亚电气化项目、吉利斯项目和GTN项目剩余部分（前提是获得有利的重新听证命令） [93] - 公司在项目开发成本分担方面有经验，美国项目通常与客户进行约50 - 50的成本分担，若客户未达到最终投资决策，将偿还100%的开发成本 [93] - 公司在电力和能源解决方案业务中，近期专注于核能和抽水蓄能项目，正在与安大略省讨论成本回收协议 [94] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 利率环境对资产出售时机的影响 - 交易有其自身节奏，当前利率环境会影响金融买家的估值，公司不急于出售，有时间到2024年底将债务与EBITDA降至4.75以下，货币政策下半年放松可能带来好处，但首要任务是年底前完成至少30亿美元的资产剥离，若有合理价值会及时交易 [2] 问题: 天然气输送量增加受数据中心需求驱动的情况及数据中心直接寻求天然气供应的情况 - 数据中心是高需求消费者，需要稳定可靠的能源来源，公司正在考虑多个选项，包括西部的一些小管道、弗吉尼亚的哥伦比亚系统以及威斯康星州的资产将通过当地分销公司间接为微软新数据中心供气，这是一个不断增长的需求来源 [19] 问题: 天然气业务生产力和成本效益计划的进展 - 公司的Project Focus计划目标是到2025年底实现7.5亿美元的效率提升，包括资本减少、费用降低和收入增加。去年已实现约2.3亿美元的运行效率，预计今年再实现2.7亿美元，累计达到约5亿美元，剩余部分将在2025年实现，进展符合计划 [8][23] 问题: 天然气管道备案、和解及Chevron原则挑战对监管关系和策略的影响 - 公司在获得项目许可方面取得了良好成功，如最近提前四个月获得弗吉尼亚一个项目的FERC批准。为减少美国的监管滞后，将继续更频繁地提交费率案例，2025年将在哥伦比亚推进。对于Chevron原则，预计不会对费率案例提交和管道运营产生重大变化，但可能需为项目发起和建设预留更长时间，需等待最高法院裁决后再做相应调整 [134][143] 问题: South Bow交易收益用于回购债务的情况 - 由于当前利率环境，South Bow交易预计获得约80亿美元收益，公司有能力以折扣价回购部分债务，预计回购金额超过South Bow的收益 [13] 问题: Bison XPress项目进展及对60 - 70亿美元资本计划的影响 - 项目按计划进行，有信心按时按预算投入使用，相关资金已包含在60亿美元的资本计划中，公司有信心执行该计划 [14] 问题: 墨西哥东南门户项目2024年的关键里程碑、最高风险因素及应急费用情况 - 项目成本和进度无变化，预计2025年夏季投入使用，成本约45亿美元。截至本周初，已铺设约225公里的海底管道，占墨西哥湾海底管道的34%，陆上工作在三个登陆点进展顺利。未来里程碑包括初夏完成海底管道深水部分、夏末完成浅水连接工作、秋季完成压缩机工作，随后进行调试活动。目前资本成本和应急费用无变化 [38] 问题: 如何达到墨西哥EBITDA占比10%的目标及该目标是短期还是长期目标 - 公司致力于降低墨西哥业务在合并EBITDA中的占比，分拆前目标为10%，分拆后若成功可能在12%左右。公司正在探索多种途径降低风险敞口，准备在2024年进行交易，但不会牺牲股东价值，将在未来两到三年内逐步降低至10% - 12%的水平 [39] 问题: 资产出售计划执行超过30亿美元的意愿 - 公司会保持交易纪律，目前有多个交易流程正在进行，希望上半年至少宣布一笔交易。若有有吸引力的估值，愿意考虑超过30亿美元的目标 [82][136] 问题: 液体业务今年及未来的表现以及对中期EBITDA指引的影响 - 未提及明确回复 [47] 问题: South Bow未来向TC偿还债务的情况是否会有变化 - 未提及明确回复 [48] 问题: Heartland项目获批后，2026年资本支出计划中各项目的贡献以及非FTA出口许可证暂停的影响 - 每年约20亿美元的可回收维护资本、8 - 9亿美元的布鲁斯电力资本以及主要的天然气管道增长资本是主要贡献。吉利斯项目可能受许可证暂停影响，但金额较小。公司资本计划到2026年基本确定，包括Heartland项目，将保持资本支出在60 - 70亿美元，倾向于较低水平，若项目延迟，剩余资本可用于加速去杠杆或进行股票回购 [52] 问题: 4.75的债务与EBITDA目标在市场不利情况下的应对及2025年的考虑 - 对2024年实现30亿美元资产剥离目标有信心，2025年需额外剥离资产或增加4亿美元以上的EBITDA以维持4.75的上限，也会考虑其他措施填补缺口，如提高效率计划带来的收入增加和成本降低 [54] 问题: Keystone资产恢复到以前压力水平的进展 - 公司运营表现出色，系统运营因子不断提高，年底和年初达到创纪录水平。已对超过80%的系统进行全面内检测，在进行内检测和物理挖掘后，未发现系统完整性问题。公司与美国和加拿大的监管机构密切合作，已解决他们提出的所有问题，但恢复到原运营压力的决定取决于监管机构。目前公司运营卓越，能够交付所有合同容量并运输现货批次 [120] 问题: Marketlink未来盈利扩张的潜力 - South Bow有机会满足墨西哥湾沿岸的巨大需求，2023年下半年Marketlink系统需求增加，使公司能够签订更多增量合同。公司通过增加Port Neches链接和实现到达潮水港的能力，为客户提供更多选择。公司战略是利用墨西哥湾沿岸和艾伯塔省的现有系统，实现自身资本结构以把握机会 [85] 问题: 项目开发成本分担方法及安大略省关键项目政府资金支持的进展 - 在加拿大，公司有机制将开发成本纳入关税结构进行报销，成本分担主要是美国的问题。在美国，公司长期以来在项目中采用成本分担机制，通常与客户进行约50 - 50的成本分担，若客户未达到最终投资决策，将偿还100%的开发成本。在电力和能源解决方案业务中，公司近期专注于核能和抽水蓄能项目，正在与安大略省讨论成本回收协议 [92][93][94] 问题: CGL项目承包商成本回收的情况，包括索赔是否全部提交、总索赔金额以及是否已纳入4.75杠杆目标 - 公司不会讨论个别索赔或具体金额，但会积极捍卫索赔并追求成本回收，预计有净回收。公司仍按145亿美元的成本目标推进项目，净回收已纳入今年的资金计划 [98][99] 问题: NGTL五年收入要求结算的进展以及新结算是否是进行所有权交易的前提 - 结算协议有效期至2024年底，与客户的讨论进展顺利，预计年中接近达成结算，今年晚些时候可提供更多信息。公司会将结算结果纳入对NGTL少数股权交易公平性的考量 [100][112] 问题: 2024年EBITDA指引的最大潜在可变性驱动因素以及高低端目标的影响因素 - 公司不承担大量商品价格或交易量风险，业绩驱动因素是资产的高可用性和项目按时按预算交付。若按计划执行，将处于指引范围内；若发现更多效率或提高运营可用性，可能达到高端；反之则可能处于低端 [103] 问题: Bruce Power 2024年的计划维护情况、Unit 6 MCR的经验教训以及MCR时间表的保守程度 - 2024年可用性预计与2023年相似，会有定期计划停机，已考虑在指引中。从Unit 6 MCR项目中吸取了很多经验教训，并应用于未来机组的规划和执行，目前Unit 3正在执行中已看到一些好处，Unit 4也将类似。公司还与行业交流并应用外部经验教训。预计4月会有年度价格上涨，届时会提供更多信息 [87] 问题: 美国LNG出口暂停对公司的影响以及未来美国天然气管道网络的增长来源 - 目前美国每天出口约140亿立方英尺的LNG，预计到本十年末北美地区将增长至超过300亿立方英尺。暂停影响约20个正在审批队列中的项目，但不影响已获批项目，如吉利斯项目和东支线XPress项目。公司资产运输约25%的可交付LNG终端，这两个项目将进一步提升该比例。公司管道网络的地理多样性是优势，若美国LNG出口暂停延长，墨西哥和加拿大可能有机会。公司将利用走廊内扩张，不倾向进行大量绿地扩张，电力、LNG出口和LDC客户需求增长将是主要驱动因素 [130][131] 问题: 美国天然气管道网络未来增长的来源 - 公司是唯一在北美三国拥有主导地位且可通往所有海岸的天然气传输公司，LNG需求增长将是重要增长来源。棕地项目经济通常优于绿地项目，在已服务LNG出口的地区有机会增加吞吐量 [148]