整体财务数据关键指标变化 - 2021年第四季度营收35.84亿美元，2020年同期为32.97亿美元；2021年全年营收133.87亿美元，2020年为129.99亿美元[34] - 2021年第四季度归属于普通股股东的净利润为11.18亿美元，2020年同期为11.24亿美元；2021年全年为18.15亿美元，2020年为44.57亿美元[34] - 2021年第四季度可比EBITDA为24.04亿美元，2020年同期为23.23亿美元；2021年全年为93.82亿美元，2020年为93.51亿美元[34] - 2021年第四季度可比收益为10.35亿美元，2020年同期为10.80亿美元；2021年全年为41.53亿美元，2020年为39.45亿美元[34] - 2021年第四季度运营活动提供的净现金为18.01亿美元，2020年同期为19.39亿美元；2021年全年为68.90亿美元，2020年为70.58亿美元[34] - 2021年第四季度可比运营产生的资金为20.73亿美元，2020年同期为20.79亿美元；2021年全年为74.06亿美元，2020年为73.85亿美元[34] - 2021年第四季度资本支出为21.23亿美元，2020年同期为22.31亿美元；2021年全年为71.34亿美元，2020年为89.00亿美元[34] - 2021年第四季度每股股息为0.87美元，2020年同期为0.81美元；2021年全年为3.48美元，2020年为3.24美元[34] - 2021年加权平均基本普通股流通量为9.73亿股，2020年为9.40亿股；期末已发行和流通股2021年为9.81亿股，2020年为9.40亿股[34] - 2021年第四季度归属于普通股股东的净收入为11.18亿美元，较2020年同期减少600万美元，每股净收入为1.14美元，减少0.06美元[54] - 2021年第四季度可比收益为10.35亿美元，较2020年同期减少4500万美元，每股可比收益为1.06美元，减少0.09美元[59] - 2021年全年可比收益为41.53亿美元，2020年为39.45亿美元[59] - 2021年第四季度可比EBITDA为24.04亿美元，较2020年同期增加8100万美元[63] - 2021年全年可比EBITDA为93.82亿美元，2020年为93.51亿美元[63] - 2021年第四季度利息费用中可比收益包含的利息费用增加8100万美元[157] - 2021年第四季度建设期间资金使用津贴减少2300万美元[158] - 2021年第四季度利息及其他收入较2020年同期减少2.86亿美元，可比收益中的利息及其他收入增加1700万美元[159][160] - 2021年第四季度所得税费用较2020年同期增加1.62亿美元，可比收益中的所得税费用增加1.25亿美元[162] - 2021年第四季度归属于非控股股东的净收入较2020年同期减少6100万美元[163] - 2021年第四季度优先股股息较2020年同期减少700万美元[166] - 2021年第四季度经营活动提供的净现金较2020年同期减少1.38亿美元[167][168] - 2021年第四季度可比运营资金较2020年同期减少600万美元[170] - 2021年全年总收入为133.87亿加元，较2020年的129.99亿加元有所增长[173] - 2021年全年净收入为20.46亿加元，较2020年的49.13亿加元有所下降[173] - 2021年全年投资活动使用的净现金为77.12亿加元，较2020年的60.52亿加元有所增加[175] - 2021年全年融资活动使用的净现金为8800万加元，较2020年的8亿加元有所减少[175] - 截至2021年12月31日，公司总资产为1042.18亿加元，较2020年的1003亿加元增长3.91%[178] - 2021年第四季度，公司总营收为35.84亿加元，较2020年同期的32.97亿加元增长8.70%[179][183] - 2021年全年，公司总营收为133.87亿加元[187] - 2021年第四季度，公司净利润为11.58亿加元，较2020年同期的12.32亿加元下降6.01%[179][183] - 2021年全年，公司净利润为20.46亿加元[187] - 截至2021年12月31日，公司流动负债为130.41亿加元，较2020年的119.87亿加元增长8.79%[178] - 截至2021年12月31日，公司长期债务为373.41亿加元，较2020年的349.13亿加元增长6.95%[178] - 2021年12月31日，公司发行并流通的普通股为9.81亿股，2020年为9.4亿股[178] - 2021年第四季度，公司来自权益投资的收入为2.17亿加元，2020年同期为0.85亿加元[179][183] - 2021年全年，公司来自权益投资的收入为8.98亿加元[187] - 2020年12月31日公司总收入为129.99亿加元，其中加拿大天然气管道收入44.69亿加元，美国天然气管道收入50.31亿加元，墨西哥天然气管道收入7.16亿加元，液体管道收入23.71亿加元，电力和存储收入4.12亿加元[191] - 2020年12月31日公司股权投资额收入为10.19亿加元[191] - 2020年12月31日公司净收入为49.13亿加元，归属于控股股东的净收入为46.16亿加元，归属于普通股的净收入为44.57亿加元[191] - 2021年12月31日公司总资产为1042.18亿加元，2020年12月31日为1003亿加元[194] - 2021年12月31日公司资产为44.42亿加元，较2020年的52.1亿加元有所下降[194] 特殊项目收支情况 - 2021年第四季度，公司因Keystone XL管道项目终止，资产减值税后减少6000万美元；出售Northern Courier剩余权益税后收益1900万美元；Keystone XL管道项目资产保存和存储成本税后1000万美元；养老金调整税后收益700万美元；出售安大略天然气发电厂产生额外所得税费用600万美元[56] - 2020年第四季度，公司因出售安大略天然气发电厂产生税后损失8100万美元；所得税估值备抵释放1800万美元；出售某些Columbia Midstream资产获得额外所得税返还1800万美元[60] 各业务线收益及指标变化原因 - 2021年第四季度，美国天然气管道业务收益增加，主要源于运输费率提高、运营成本降低和矿产权利业务改善；电力和存储业务可比EBITDA增加，主要源于加拿大电力交易活动和Bruce Power发电量增加；液体管道业务收益减少，主要源于Keystone管道系统美国墨西哥湾沿岸段运输量下降；加拿大天然气管道业务可比EBITDA减少，主要源于折旧和财务费用降低，但被激励收益和所得税增加部分抵消[67] - 2021年第四季度，所得税费用增加，主要源于外国税率差异降低、墨西哥通胀调整和加拿大受监管管道所得税增加；利息费用增加，主要源于Keystone XL管道项目资本化利息停止；AFUDC减少，主要源于Villa de Reyes项目暂停记录；非控股权益减少，主要源于收购TC PipeLines剩余股份；折旧和摊销减少，主要源于加拿大干线部分路段折旧完毕[68] - 公司部分业务以美元计价，美元兑加元汇率变化影响可比EBITDA和可比收益，但2021年第四季度美元变动对可比收益的净影响不显著[69] 各业务线财务数据关键指标变化 - 2021年美国天然气管道可比EBITDA为30.75亿美元，2020年为27.14亿美元；墨西哥天然气管道2021年为6.02亿美元，2020年为6.66亿美元；美国液体管道2021年为8.84亿美元，2020年为9.55亿美元[71] - 2021年第四季度加拿大天然气管道业务可比EBITDA为6.74亿美元，2020年同期为6.82亿美元，同比减少800万美元[114] - 2021年第四季度加拿大天然气管道业务可比EBIT为3.89亿美元，2020年同期为3.5亿美元，同比增加3900万美元[114] - 2021年第四季度NGTL系统净收入为1.64亿美元，2020年同期为1.46亿美元，同比增加1800万美元[117] - 2021年第四季度加拿大干线净收入为5700万美元，2020年同期为4200万美元，同比增加1500万美元[117] - 2021年第四季度美国天然气管道业务可比EBITDA为8.19亿美元，2020年同期为7.06亿美元，同比增加1.13亿美元[122] - 2021年第四季度美国天然气管道业务可比EBIT为6.44亿美元，2020年同期为5.61亿美元[122] - 2021年第四季度美国天然气管道业务折旧和摊销为1.75亿美元，2020年同期为1.45亿美元，同比增加3000万美元[122] - 2021年第四季度美国天然气管道业务分段收益为8.18亿加元，2020年同期为7.3亿加元，同比增加8800万加元[122] - 墨西哥天然气管道2021年第四季度可比EBITDA减少600万美元，可比EBIT和细分收益减少1400万美元[132][133] - 液体管道2021年第四季度可比EBITDA减少2800万美元，细分收益增加7300万美元[138][141] - 电力与存储2021年第四季度可比EBITDA增加1600万美元，细分收益增加1.48亿美元[145] - 布鲁斯电力2021年第四季度权益收入1.15亿美元，工厂可用性89%，计划停运天数64天，销售电量5345GWh[149] - 企业部门2021年第四季度细分亏损减少1.44亿美元，可比EBITDA和EBIT与同期基本一致[155][156] - 液体管道2021年第四季度折旧和摊销减少300万美元[141] - 墨西哥天然气管道和电力与存储2021年第四季度折旧和摊销与同期一致[134][146] - 2021年第四季度液体管道因出售北方信使剩余15%权益获得1300万美元税前收益[140] - 2021年12月31日加拿大天然气管道资产为252.13亿加元，较2020年的228.52亿加元有所增长[194] - 2021年12月31日美国天然气管道资产为455.02亿加元，较2020年的432.17亿加元有所增长[194] - 2021年12月31日墨西哥天然气管道资产为75.47亿加元，较2020年的72.15亿加元有所增长[194] - 2021年12月31日液体管道资产为149.51亿加元，较2020年的167.44亿加元有所下降[194] - 2021年12月31日电力和存储资产为65.63亿加元，较2020年的50.62亿加元有所增长[194] 公司项目相关情况 - 公司资本计划包含约240亿美元的有保障项目[76] - 截至2021年12月31日的年度，约23亿美元的加拿大和美国天然气管道产能资本项目投入使用，约18亿美元的维护资本支出发生[78] - 有保障项目预计总成本为236亿加元，截至2021年已发生成本76亿加元[82] - 2021年获批的两个交付市场项目VR项目和WR项目，预计成本分别为7亿美元和8亿美元，预计2025年下半年投入使用[87] - 公司预计为布鲁斯电力4、5、7和8号机组的MCR计划成本、2027年后剩余的资产管理计划成本以及增量提效计划支出约48亿美元[94] - 布鲁斯电力Project 2030第一阶段预计增加150兆瓦输出，第二阶段目标增加200兆瓦输出[95] - 安大略抽水蓄能项目预计提供1000兆瓦灵活清洁能源[96] - 萨德布鲁克太阳能和储能项目拟建设的发电设施将产生约81兆瓦电力，电池储能系统将提供高达40兆瓦时储能容量，预计每年减少约11.5万吨温室气体排放[99] - 峡谷溪抽水蓄能项目初始发电容量75兆瓦，未来可扩展至400兆瓦[100] - 公司与Pembina Pipeline Corporation合作开发的Alberta Carbon Grid建成后每年可运输超2000万吨二氧化碳[107] 前瞻性信息提示 - 新闻稿包含前瞻性信息，受重要风险和不确定性影响，实际结果可能与预期有重大差异[31] NGTL系统运营协议 - NGTL系统自2020年1月1日起按2020 - 2024年收入要求协议运营，ROE为10.1%，基于40%的假定普通股权益[117]

Third quarter 2021 conference call November 5, 2021 () TC Energy Forward-looking information and non-GAAP measures This presentation includes certain forward-looking information, including the sustainability commitments and targets contained in our 2021 Report on Sustainability and our GHG Emissions Reduction Plan, as well as future oriented financial information or financial outlook, which is intended to help current and potential investors understand management's assessment of our future plans and financi ...

TC Energy Corporation (NYSE:TRP) Q3 Earnings Conference Call November 5, 2021 11:00 AM ET Company Participants Francois Poirier – President and Chief Executive Officer Don Marchand – Former CFO Joel Hunter – Executive Vice President Glenn Menuz – Vice President and Controller Corey Hessen – President Power and Storage David Moneta – Vice President Investor Relations Bevin Wirzba – Executive Vice President of Strategy Stan Chapman – President U.S. and Mexico Natural Gas Pipelines Tracy Robinson – President C ...

Second quarter 2021 conference call July 29, 2021 () TC Energy Forward-looking information and non-GAAP measures 2 This presentation includes certain forward-looking information, including future oriented financial information or financial outlook, which is intended to help current and potential investors understand management's assessment of our future plans and financial outlook, and our future prospects overall. Statements that are forward-looking are based on certain assumptions and on what we know and ...

财务数据和关键指标变化 - 第二季度归属于普通股股东的净收入为9.82亿美元，或每股1美元，而2020年同期为13亿美元或每股1.36美元 [28] - 可比收益为10亿美元或每股1.07美元，高于2020年同期的8.63亿美元或每股0.92美元 [29] - 第二季度可比EBITDA为22亿美元，与2020年同期相似，尽管面临强劲的货币折算阻力 [30] - 第二季度可比运营资金为18亿美元 [43] - 上半年可比EBITDA、每股可比收益和可比运营资金均超过去年的创纪录业绩 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 加拿大天然气管道业务可比EBITDA为6.84亿美元，比2020年第二季度增加6300万美元，主要由于NGTL系统的费率基础收益增加以及更高的流转折旧和所得税 [30] - 美国天然气管道业务可比EBITDA为7.17亿美元，比2020年增加1.22亿美元，主要受哥伦比亚天然气管道因申请更高运输费率带来的净收益增长驱动 [31] - 墨西哥天然气管道业务可比EBITDA为1.34亿美元，比去年增加400万美元，主要由于瓜达拉哈拉管道实施流量逆转后收益增加 [33] - 液体管道业务可比EBITDA下降6600万美元至3.66亿美元，原因是Keystone管道流量下降，但液体营销活动贡献增加部分抵消了下降 [33] - 电力和存储业务可比EBITDA增加2200万美元，主要由于布鲁斯电力公司因 outage 天数减少和合同价格提高导致产量增加 [34] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国天然气管道网络日均输送量为26 Bcf，比2020年同期增长5% [10] - NGTL系统的日均田间接收量为12.2 Bcf [10] - 液体管道方面，从供应盆地到墨西哥湾沿岸的管道已满负荷运行，但库欣到墨西哥湾沿岸或中西部的套利空间受到压缩 [100] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于推进目前210亿美元的有保障增长项目，预计到2025年投入运营 [15] - 增长组合的很大部分与不可替代的天然气管道网络相关，包括哥伦比亚天然气系统上价值7亿美元的VR项目，该项目将安装电动压缩以满足需求增长并减少排放 [15] - 公司目标是每年批准50亿至60亿美元的资金用于长期增长计划，包括在其广泛网络上每年15亿至20亿美元的维护资本 [19] - 公司正在探索风能、太阳能和储能项目的潜在机会，这些项目可产生1000兆瓦的零碳能源，以满足其部分美国管道资产的电力需求 [20] - 公司与Pembina合作共同开发阿尔伯塔碳网格，这是一个碳运输和封存系统，完全建成后每年能够运输超过2000万吨二氧化碳 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管存在能源市场波动、天气事件和COVID-19的持续影响，公司基础设施网络的利用率在2021年上半年保持强劲 [9] - 公司预计现有资产的稳健运营和财务表现将持续下去 [14] - 管理层对能源转型带来的机遇感到鼓舞，认为其现有资产基础、技术能力和财务实力使其无论能源转型的步伐或方向如何都能处于有利地位 [18] - 基于基础业务的持续强劲表现和有机增长计划，公司预计股息将以5%至7%的平均年率增长 [26] 其他重要信息 - Coastal GasLink项目已完成近50%，但成本预计将增加，导致与LNG Canada存在争议，商业讨论正在进行中 [16][62] - 公司投资了7.65亿美元用于管道完整性的维护资本，作为其对运营卓越持续承诺的一部分 [12] - 公司完成了TC PipeLines LP单位的收购以及系列13优先股的赎回 [41][42] - 公司完成了多批次中期票据发行，包括7.5亿加元的三年期浮动利率票据、5亿加元的10年期票据（利率2.97%）和2.5亿加元的26年期票据（利率4.33%） [44] - 阿尔伯塔省政府根据其担保条款全额偿还了Keystone XL项目级信贷设施的8.4亿美元未偿还余额，该设施已终止 [44] 问答环节所有的提问和回答 问题: VR项目的规模潜力和触发因素 [56] - 触发因素是多方面的，包括增量需求和关注减排，同时为客户提供额外吞吐量 [57] - 预计未来几年每年可能会有1到2个类似项目，具体金额取决于具体情况，如额外负荷来源和靠近电线杆和电线的机会 [58][60][61] 问题: Coastal GasLink争议的性质、范围以及出售收益被追回的可能性 [62] - 争议涉及成本和时间表的对齐问题，讨论是保密的，涉及股权合作伙伴 [62] - 如果近期无法达成决议，将对建设产生影响，但公司仍希望达成公平合理的结果 [63][64] - 目前无法分享细节，但公司致力于安全、经济地完成项目 [106] 问题: 安大略省抽水蓄能项目的步骤、时间表、商业属性和融资 [68][69] - 最近与国防部达成了协议，这是获得场地访问权的第一步，接下来将有技术步骤 [70] - 正在并行推进商业基础工作，资本结构尚在早期考虑阶段，可能涉及原住民所有权和绿色债券融资 [71][72][73][74] 问题: 股息增长考虑因素和资本分配 [75] - 公司的目标是提供适度增长且稳定的股息，以收益和现金流相应增长为支撑，目标派息率为收益的80%-85%和现金流的40%-45% [75] - 目前没有改变这一价值主张的计划，但如果机会持续增长，可能会重新考虑资本分配 [76][77] 问题: 阿尔伯塔碳网格的利益相关者反应和可能性 [85] - 客户参与度和行业反馈良好，目前正与客户和行业合作推进，同时进行工程和范围界定工作，并提交政府申请 [85] 问题: 资本分配与派息率在新机遇背景下的考量 [86] - 公司有成熟且成功的资本分配模式，如果出现获得超额回报的机会，会考虑保留更多现金流，但40%现金流作为股息、60%再投资的平衡是合理的 [87][88][89] - 股权数量被谨慎看待，但如有需要会考虑发行股权或保留更多现金流 [90] 问题: 可再生能源信息邀请书的评估和液体管道短期及长期展望 [96][99] - 风能部分收到54个独立项目投标，总计16.6吉瓦，约为请求量的27倍；太阳能加储能部分收到66个项目，总计12.4吉瓦，约为请求量的40倍 [97][98] - 液体管道方面，从供应盆地到墨西哥湾沿岸的管道已满负荷，库欣到墨西哥湾沿岸或中西部的套利空间压缩，预计这种情况将持续到今年下半年甚至明年初 [100][101] 问题: Coastal GasLink争议解决时间表和布鲁斯3号机组恢复服务时间表 [105][107] - 主要关注通过商业讨论尽快解决成本和时间表分歧，并确保管道安全、经济地建设 [106] - 布鲁斯3号机组已按CNSC的要求提交回应，目前离线，遵循CNSC的程序，期待积极结果 [107][108] 问题: 哥伦比亚管道费率和解的关键问题和已入账收入 [111] - 和解解决了费率案例中的所有问题，包括费率水平和现代化计划的延续，收入与迄今记录和报告的估计基本一致 [112][113] - 现代化计划在结构和规模上与先前计划基本一致，由于是20年来首次费率案例和疫情期间虚拟谈判，过程比预期长 [114] 问题: 可再生能源项目投资比例和资本成本考量 [115] - 每个项目和管辖区根据其自身价值评估，公司视自己为资产的长期所有者和运营商，预计会是混合模式，但具体比例尚早 [115][116] - 目标是为承运商提供最低成本的电力收购，并降低排放和可变成本 [117] 问题: TC Energy在清洁燃料投资主题中的定位和客户钻探活动展望 [121][126] - 机会遍布整个资产基础，因为核心业务是分子储存和运输，碳捕集、氢能、可再生天然气等领域都需要此能力 [122] - 可再生天然气目标超额完成，预计到2022年底或2023年初将有约30 Bcf进入系统 [124][125] - 美国阿巴拉契亚盆地产量增至约34 Bcf，生产商专注于负责任来源的天然气；加拿大行业也关注减排以应对碳税 [129][130][131] 问题: 加拿大天然气生产商寻求墨西哥湾沿岸长期市场准入的趋势及对东部干线的影响 [136] - 全球天然气需求预计增长，LNG是重要组成部分，公司拥有高度集成的资产组合，可通往墨西哥湾沿岸和西海岸，机会包括直接接入LNG设施和填补离开大陆的天然气留下的空白 [137][138][139] 问题: 加拿大在压缩站电气化和可再生能源方面的监管变化需求 [143] - 在加拿大，规定回报率义务是提供成本最低的方案，目前通常是燃气轮机；碳税升至约50-60加元/吨时，电动马达将具经济优势，还需考虑可靠性、靠近电网以及监管调整 [144][145] - 目前从美国开始，学习经验后再应用于加拿大机会 [146] 问题: 电动压缩对天然气管道可靠性的影响以及碳网格是否依赖管道合并 [154][159] - VR项目采用燃气和电动双驱动，确保100%可靠性 [156] - 可再生能源投资目前由非受监管的附属公司进行，与受监管附属公司签订公平商业安排 [158] - 碳网格项目可利用与Pembina双方的广泛管道网络，不依赖特定管道合并，如Brookfield成功收购Inter Pipeline，也会寻求合作 [160][162] 问题: 布鲁斯3号机组问题的技术细节和影响范围 [166] - 问题已确定，正遵循CNSC的系统流程处理，已进行大量研发，在CNSC流程完成前不便评论技术解决方案 [167] - 3号机组设计与其他机组略有不同，因此影响仅限于该机组 [169] 问题: 现有资产组合中是否有可剥离资产以优化足迹并为能源转型投资提供资金 [174] - 公司过去几年展示了资本回收的意愿和能力，会继续审视组合，寻找资产出售机会，为超出内部容量（约每年50-60亿美元）的投资提供资金 [175] - 但目前没有明显的大规模候选资产，因为资产间的网络价值和可选性很重要，拆解部分会减损整体价值 [176]

First quarter 2021 conference call May 7, 2021 () TC Energy Forward looking information and non-GAAP measures 2 This presentation includes certain forward looking information, including future oriented financial information or financial outlook, which is intended to help current and potential investors understand management's assessment of our future plans and financial outlook, and our future prospects overall. Statements that are forward-looking are based on certain assumptions and on what we know and exp ...

TC Energy Corporation (NYSE:TRP) Q1 2021 Earnings Conference Call May 7, 2021 3:00 PM ET Company Participants David Moneta - Vice President, Investor Relations Francois Poirier - President and Chief Executive Officer Don Marchand - Executive Vice President, Strategy and Corporate Development and Chief Financial Officer Tracy Robinson - President, Canadian Natural Gas Pipelines and Coastal GasLink Stan Chapman - President, U.S. and Mexico Natural Gas Pipelines Bevin Wirzba - President, Liquids Pipelines Core ...

财务数据和关键指标变化 - 2020年可比收益达到创纪录的39亿美元或每股420美元，较2019年的39亿美元或每股414美元增长15% [11] - 2020年可比EBITDA为94亿美元，与上年相似，而可比经营产生的资金达到创纪录的74亿美元，较2019年增长4% [11] - 2021年第一季度股息宣布为每股087美元，相当于年化每股348美元，较2020年宣布的金额增长74%，这是董事会连续第21年提高股息 [11] - 2020年第四季度净收入 attributable to common shares 为11亿美元或每股120美元，而2019年同期为11亿美元或每股118美元 [25] - 2020年第四季度可比收益达到11亿美元或每股115美元，较上年同期增加110亿美元或012美元 [26] - 2020年第四季度五个运营部门的可比EBITDA约为23亿美元，与2019年结果一致 [27] - 2020年折旧和摊销为652亿美元，较2019年第四季度增加27亿美元 [30] - 2020年第四季度利息支出为539亿美元，较上年同期减少56亿美元 [31] - 2020年第四季度AFUDC下降22亿美元至95亿美元 [32] - 2020年第四季度可比利息收入及其他为86亿美元，高于2019年同期的77亿美元 [32] - 2020年第四季度可比收益中包含的所得税费用为134亿美元，而去年同期为211亿美元 [33] - 2020年第四季度可比净收入 attributable to non-controlling interest 为69亿美元，较上年同期减少7亿美元 [33] - 2020年债务与EBITDA比率与高位4倍的目标一致，经营产生的资金（FFO）与债务比率约为15% [35] - 2021年可比每股收益预计与2020年实现的业绩基本一致 [37] 各条业务线数据和关键指标变化 加拿大天然气管道 - 2020年NGTL系统现场接收量平均为121亿立方英尺/天，加拿大干线交付量平均为45亿立方英尺/天，均与2019年运输量相似 [12] - 2020年将34亿美元的NGTL系统增长项目投入服务 [12] - 2020年第四季度加拿大天然气管道可比EBITDA为682亿美元，较上年同期增加64亿美元 [27] - NGTL系统净收入较2019年第四季度增加17亿美元，加拿大干线净收入同比减少2亿美元 [27] - 2021年加拿大天然气管道收益预计将更高，主要由于NGTL系统的持续增长 [37] 美国天然气管道 - 2020年广泛网络运输量创纪录，平均约为250亿立方英尺/天，较2019年交付量增长1% [15] - 在2021年2月的极地涡旋期间，创下超过1010亿立方英尺的3天峰值交付纪录 [15] - 2020年将19亿美元的项目投入服务 [16] - 2020年第四季度美国天然气管道可比EBITDA为706亿美元（加元919亿美元），较2019年同期增加58亿美元（加元64亿美元） [28] - 2021年美国天然气管道收益预计将增长，取决于向FERC提交的第4费率案的结果 [37] 墨西哥天然气管道 - 2020年五条运营管道运输量约为18亿立方英尺/天 [18] - 2020年第四季度墨西哥天然气管道可比EBITDA为128亿美元（加元166亿美元），与2019年第四季度结果一致 [28] - 2021年墨西哥收益预计将低于上年，由于2020年与Sur de Texas管道完工相关的费用 [37] 液体管道 - 2020年Keystone系统平均运输量为555,000桶/天 [19] - 2020年第四季度液体管道可比EBITDA下降64亿美元至408亿美元，主要由于液体营销活动贡献降低 [29] - 2021年液体收益预计将低于2020年，由于持续挑战性的市场条件影响Keystone管道系统的未签约量和液体营销业务利润率 [37] 电力与存储 - 2020年1月开始Unit 6的主要部件更换（MCR）计划，预计投资约26亿美元，Unit 6预计于2023年恢复服务 [20] - 2020年第四季度电力与存储可比EBITDA同比下降49亿美元至161亿美元 [29] - 2021年电力与存储的可比收益预计将下降，主要由于Bruce Power的贡献降低 [37] - Bruce Power可用性（不包括Unit 6）2020年为88%，预计2021年将在80%中段范围 [38] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司的基础设施在加拿大、美国和墨西哥被认定为必需服务，在北美经济运作和人民福祉中扮演重要角色 [8] - 公司继续推进资本计划，2020年将59亿美元的增长项目投入服务，并推进另外200亿美元的有保障资本项目（不包括Keystone XL） [10] - 公司还在推进超过80亿美元处于开发阶段的项目以及众多其他机会 [10] - Coastal GasLink项目成本预计将增加，进度将延迟，由于范围增加、许可延迟和COVID-19影响 [14] - 2021年预计将完成约42亿美元的项目，包括17亿美元与受监管管道相关的维护和现代化计划 [21] - 公司的目标是在其广泛的管道网络上每年继续投资15亿至20亿美元的维护和现代化计划，其中约85%可通过受监管业务收回 [22] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司约95%的可比EBITDA来自受监管和/或长期合同资产，使其免受与吞吐量和商品价格波动相关的短期波动影响 [9] - 公司正在推进200亿美元的有保障项目，预计到2024年投入服务，所有这些项目都以服务成本监管或长期合同为基础 [21] - 公司的目标是通过强大的内部产生的现金流和债务能力为其200亿美元的有保障资本计划提供资金，而无需增加股本 [35] - 公司预计未来股息将以每年5%至7%的平均速度增长，没有假设并购嵌入其增长率，并购也不是当前关注领域 [23] - 公司看到可再生能源和管理其间歇性所需的稳定资源方面的机会，以及使其车队电气化和氢等新兴技术的机会 [22] - 公司专注于持续改进，包括减少温室气体排放的潜在路径，并了解长期的转变基本面，以确保其业务在不断发展的能源格局中保持可持续和弹性 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管2020年面临近期历史上一些最大的全球挑战，公司仍安静可靠地继续交付数百万人每天依赖的能源 [8] - 公司预计其坚实的运营和财务业绩将继续，EBITDA持续增长，2021年普通股的可比收益预计将与2020年创纪录的业绩基本一致 [10] - 公司不认为与COVID-19相关的中断对其2021年整体资本计划有重大影响，但承认短期和长期都存在不确定性 [40] - 公司预计在2021年记录与Keystone XL项目暂停推进相关的减值费用 [39] - 公司相信其资产将继续为北美经济的运作提供基本服务，未来几十年对其服务的需求将保持强劲 [24] 其他重要信息 - 由于COVID-19，不列颠哥伦比亚省省卫生官员于2020年12月下旬发布命令，限制北部卫生局地区工业项目现场的工人数量，影响Coastal GasLink项目 [13] - 2021年1月20日，美国总统撤销了Keystone XL管道的现有总统许可，公司因此暂停了项目的推进并停止了成本资本化 [19] - 公司于2020年末就收购TC Pipelines LP所有流通普通单位达成最终协议和合并计划，该交易预计于第一季度末完成 [17] - 公司预计2021年将投资约70亿美元于增长项目、维护资本和对股权投资的出资，大部分归属于NGTL系统扩展、美国天然气管道项目、Bruce Power寿命延长计划和正常过程的维护资本 [40] 问答环节所有提问和回答 问题: Keystone XL项目后的液体管道业务战略和增长前景 [47] - 公司认为液体管道基础设施是不可替代的，由长期合同支持，任何替代方案都必须与将产生的收益和现金流增长竞争 [48] - 液体业务的基础资产连接战略供应盆地与高需求利用的墨西哥湾沿岸炼油市场，战略走廊不可替代，公司正在推进其他机会以增强客户服务 [49] - 关于Keystone XL的前进道路，这是一个复杂的过程，公司已立即开始安全负责任地逐步减少在加拿大和美国的建设活动，需要时间与合作伙伴和客户确定下一步措施 [49] 问题: 并购（M&A）方法和框架 [51] - 公司通常寻找周期中的困境点的高质量资产，这些资产由于现有所有者财务困境而变得可用，不寻求需要工作的低质量资产 [52] - 从长期来看，任何收购的资产必须满足交付合理股息增长的价值主张，具有低业务风险状况，由于公司目前交易价格低于内在价值，货币不利于进行任何重大交易 [52] - 公司倾向于保持战略控制和运营其拥有权益的资产，不倾向于考虑非控股和非运营权益 [53] 问题: 业务组合和长期战略重点 [59] - 公司投资组合构成源于符合其风险偏好的机会，认为未来更多多样性将有益，目标是在能源结构转型过程中繁荣 [59] - 看到在现有天然气业务中分配资本的重大机会，以及通过稳定资源或建设可再生能源来满足自身电力消耗的电力业务增长机会 [59] - 通过电气化压缩站等减少排放的资本分配可能向电力和存储迁移 [59] 问题: 资产货币化和公司融资策略 [61] - 公司密切跟踪私人市场资产估值，作为筹集资金资助增长计划的一种方式，但目前有信心通过内部产生的资金为其现有计划提供资金，不期望需要增加股本 [61] - 目前没有迫切需求出售任何资产，对当前投资组合感到满意，考虑结构简单性、资产中嵌入的期权性以及任何货币化的税收后果 [62] 问题: 能源转型背景下的资本存量轮换和投资组合演进 [68] - 公司相信全球能源需求将继续增长，天然气将继续在百分比基础上适度获得市场份额，但在能源当量上将是显著增长 [69] - 看到在天然气业务中分配增量资本的机会，服务的两个盆地（西加拿大沉积盆地和阿巴拉契亚盆地）极具竞争力和弹性，预计将获得市场份额 [69] - 电力与存储业务是另一个有趣增长领域，有机会通过电气化自身消耗（如用电动机替换天然气涡轮机）和建设可再生能源来分配资本 [69] 问题: 股息支付率和股票回购考量 [71] - 公司有多十年模型，基础业务具有弹性，现金流将在未来几十年存在，股息是可负担的且受重视 [72] - 机会集与十多年前一样强劲，股息增长指导为5%至7%，支付率预计将保持在可比每股收益80%至90%的参数内，相当于约40%的现金流 [72] - 如果估值持续很长时间会重新审视，但目前基础业务和机会集的所有基本要素都已到位 [72] 问题: 后Keystone XL时代的增长填补和资本配置门槛 [76] - 公司有信心每年建立5%至6%的增长，每年需要15亿至20亿美元的维护资本，85%至90%进入费率基础 [76] - Bruce Power MCR计划从2024年到2031年约60亿美元资本支出，加上美国和加拿大天然气管道业务的廊道扩展，每年各贡献约10亿美元新增长项目，接近50亿美元 [76] - 机会丰富，需要在优先事项之间做出选择，考虑 hurdle rates、风险回报、商业基础以及未来投资组合样貌 [76] - 门槛率多年来没有太大变化，管道空间通常在7%至8%范围内，仍看到天然气方面大量机会，液体方面可能有一些附加机会，但不是数十亿美元规模的项目 [79] 问题: 极地涡旋对运营和财务的影响，以及未来韧性投资 [82] - 管道和员工在寒冷天气中表现异常出色，创下吞吐量纪录，如3天峰值交付超过1010亿立方英尺 [83] - 对电气化，可能安装双驱动以在停电时切换，目前系统有约240,000马力的电力压缩，将继续在合理处增加电力驱动，同时减少温室气体足迹 [84] - 液体管道方面，由于许多炼油厂停电无法接收货物，需求崩溃，公司宣布不可抗力事件，安全停放管道中的体积，预计将很快清除，对全年收入或客户无重大影响 [85] 问题: 地理组合演变和北美以外投资的潜在标准 [87] - 公司定期评估当前足迹（加拿大、美国、墨西哥）的机会集是否足够大且与核心能力相交，迄今为止认为现有足迹有充足机会 [87] - 拥有商业关系、政治关系、监管机构关系的地方更容易管理利益相关者对能源基础设施开发日益增长的要求 [87] - 目前对在北美现有能力范围内每年产生50亿至60亿美元机会的能力充满信心，因此不积极考虑地理扩张 [87] 问题: 适应能源转型和疫情不确定性的投资流程和风险转移 [91] - 公司进行情景分析，运行模型至所有资本投资机会的寿命结束，评估在不同能源转型情景下的韧性 [91] - 对于受监管业务（尤其是天然气），监管结构允许赚取资本回报，如果盆地使用寿命缩短，可申请加速折旧以收回资本 [91] - 关于碳竞争力，在加拿大等有碳税机制的地方，可以将经济价值归因于排放，早期阶段将碳竞争力更正式地纳入资本配置 [91] - 对于COVID-19等事件风险，限制在项目早期阶段暴露的资本量，并与其他利益相关者进行 mindful risk sharing，以控制无法控制的风险 [92] 问题: Coastal GasLink项目现金流滞后和资本支出增加的影响 [95] - 资本支出增加将流入投入服务时的收费，收费回收在投入服务时开始 [96] - 项目层面有大量项目融资，由托运人的现金携带成本、公司及合作伙伴的股权出资补充，成本增加对TC Energy资产负债表和信用指标的影响相对不显著 [97] 问题: 资本配置和股票回购潜力，假设资本支出稳定 [98] - 随着时间推移，财务能力会增长，债务能力允许在不触发信用指标的情况下增长投资基础，无论是股票回购还是对未来类似计划的额外投资还有待观察 [99] 问题: 温室气体减排目标制定进展和考量 [103] - 公司决定花更多时间回来提供更细化的答案，包括中期目标和2050年目标，以及实施的策略，预计在2021年下半年提供清晰信息 [104] - 技术已存在以显著减少排放（如用电动机替换压缩机站的燃气轮机），但需要考虑可靠性（偏远地区无输电线路）和成本（避免对客户造成费率冲击） [104] - 自然轮换资本的机会是在设备达到使用寿命时，政策制定者提供的加速资本存量轮换的激励措施将影响减排能力 [104] 问题: 阿尔伯塔省电力市场资本配置与ESG目标平衡 [106] - 电力业务战略是投资于更多燃料多样性，但希望避免 merchant exposure，坚持核心业务，即寻找满足门槛率的长期合同关系 [107] - 稳定资产（如抽水蓄能）、长期合同资产（如可再生能源）以及为现有负载服务提供机会 [108] 问题: 哈迪斯蒂（Hardisty）遗留资产定位和已为KXL建造的资产利用 [111] - 哈迪斯蒂是Keystone系统的起点，与其他方终端资产的互连具有战略意义，公司正在制定这些资产的长期计划，寻找利用已建造设备的方法 [112] 问题: 可再生能源业务内部能力和扩展潜力 [113] - 公司在过去20年运营或目前运营核能、风能、太阳能、天然气，调度过煤炭、地热、径流式水电，这些人员仍在组织内 [113] - 为了重新整合团队和重建围绕此类机会的发起能力，聘请了具有20多年电力行业经验的Corey Hessen [113] - 对团队执行系统性、有效且符合风险状况的能力有信心，专注于做最擅长的事情，利用20多年 gained 的专业知识 [114] 问题: KXL项目钢材再利用或销售的潜力 [117] - 项目团队正在评估所有设备及其用途，钢材价值在某些情况下有所增加，备用材料存在市场，正在制定最佳逐步减少策略 [118] 问题: Columbia Gas费率案会计处理和新费率确认时间 [119] - 于2月1日将 motion rates 生效，在最终和解确定前将收取这些费率，届时将追溯重述收入至2月1日 [119] - 过程进展将告知在季度中做出的估计类型，随着时间推移，一旦达成和解或通过诉讼获得结果，一切将平滑 [120] 问题: 混合证券在融资中的作用和未来发行计划 [122] - 资本结构中优先股和混合证券的限制为15%，目前已接近该限制，在资产负债表没有增长的情况下，不期望该比例上升，幻灯片中的债务融资通常为高级债务 [123] 问题: 能源转型不确定性下的财务政策和杠杆率考量 [124] - 与评级机构持续对话，对当前投资组合强度感到满意，资产为长期年金流、 crown jewel 资产，非常类似公用事业 [124] - 如果评级机构开始归因更多风险，有加速折旧等机制解决，目前不确定性不促使降低杠杆，对 metrics 和现金流稳定性感到满意 [124]

TC Energy Corporation (NYSE:TRP) Q3 2020 Earnings Conference Call October 29, 2020 11:00 AM ET Company Participants David Moneta – Vice President-Investor Relations Russ Girling – President and Chief Executive Officer Don Marchand – Executive Vice President-Strategy and Corporate Development, and Chief Financial Officer François Poirier – Chief Operating Officer and President-Power and Storage Tracy Robinson – President-Canadian Natural Gas Pipelines and Coastal GasLink Stan Chapman – President-U.S. and Mex ...

业绩总结 - 2020年第三季度可比每股收益为0.95美元，年初至今为3.05美元[12] - 2020年第三季度净收入为8.93亿美元，2019年为9.70亿美元[40] - 2020年第三季度可比EBITDA为22.94亿美元，同比下降50百万美元，2019年为23.44亿美元[40] - 2020年前九个月可比EBITDA为70.28亿美元，较2019年同期的70.51亿美元下降0.3%[52] - 2020年前九个月可比收益为28.65亿美元，较2019年同期的28.81亿美元下降0.6%[52] 用户数据 - 加拿大天然气管道的可比EBITDA为6.66亿美元，较2019年的5.72亿美元增长[38] - 美国天然气管道的可比EBITDA为8.63亿美元，较2019年的7.96亿美元增长[38] - 墨西哥天然气管道的可比EBITDA为1.70亿美元，较2019年的1.53亿美元增长[38] 资金流动 - 2020年第三季度可比运营产生的资金总额为17亿美元，年初至今为53亿美元[12] - 2020年第三季度净现金运营提供为17.83亿美元，较2019年同期的15.85亿美元增长12.4%[54] - 2020年前九个月净现金运营提供为51.19亿美元，较2019年同期的52.56亿美元下降2.6%[54] - 2020年第三季度运营产生的资金为16.63亿美元，较2019年同期的14.45亿美元增长15.1%[54] 未来展望 - 预计2020年整体展望基本不变，约95%的可比EBITDA来自于受监管资产和/或长期合同[12] - 预计2021年及以后每年有5-7%的有机增长[31] - 公司预计股息将持续增长，支持其370亿美元的增长项目和110亿美元的发展组合[33] 新项目与投资 - Keystone XL管道项目预计在2023年投入服务，额外成本为80亿美元，预计每年产生约13亿美元的增量EBITDA[23] - 公司正在推进370亿美元的已确保资本项目[27] - 公司在2020年前九个月内将31亿美元的增长项目投入服务[12] 负面信息 - 2020年第三季度可比收益为8.93亿美元，较2019年同期的9.70亿美元下降7.9%[52] - 2020年第三季度的折旧和摊销费用为6.73亿美元，较2019年的6.10亿美元上升[40] - 2020年第三季度的利息支出为5.59亿美元，较2019年的5.73亿美元下降[40]