For the full-year 2024, the company’s revenue rose 5% to around $82.7 billion, while net income jumped 28% to around $4.4 billion, or $1.29 in basic earnings per share, compared to the same period last year. Right now, the company’s market cap is around $56.3 billion, while its shares trade at $16.21 per share with a generally upward trajectory.First on my list is Energy Transfer LP. It’s one of the biggest pipeline companies here in the United States. The company delivers natural gas and other energy produ ...

文章核心观点 - 投资研究机构Porter & Co提出一个核心论点，认为当前围绕OpenAI的“循环经济”式人工智能资本投资热潮可能崩溃，这构成了一个需要对冲的重大市场风险 [1][2][4] - 文章详细探讨了针对这一潜在风险的期权对冲策略，特别是通过购买纳斯达克100指数看跌期权来构建投资组合保护 [5][6] - 在对冲风险的同时，文章也分析了Porter & Co提出的所谓“终极AI选股与铲子交易”，并指出其具体标的为Viper Energy，但对其与AI主题的直接关联性提出质疑 [42][48] AI投资生态与潜在风险 - OpenAI的商业模式被描述为“纸牌屋”，其筹集巨额资金用于向拥有数据中心和提供芯片的合作伙伴购买硬件和服务，但其收入或现金流远不足以覆盖这些资本支出 [2] - OpenAI通过共同投资、股权投资、合作伙伴关系、债务等多种方式，将其供应商和合作伙伴变成了交易对手方，形成了一个相互关联的生态网络 [2] - 担忧在于，如果OpenAI未来因缺乏愿意的资助者而无法履行其购买“算力”的承诺，这个关系网可能开始断裂，导致意外后果，并可能因情绪转变和恐惧上升引发市场崩盘 [2] - 一些公司采用六年计划对NVIDIA GPU芯片组和服务器进行折旧，但技术进步的速度可能使设备比这更早过时或运营无利可图 [3] - 这种AI生态系统可能在某个时点内爆，导致的崩盘可能堪比全球金融危机，而非仅仅是互联网泡沫破裂 [4] 期权对冲策略详解 - Porter & Co的免费建议是“买入纳斯达克100看跌期权”，如果市场恶化，该对冲押注可能带来1000%的回报 [6] - 以景顺QQQ信托（QQQ）为例，该ETF自ChatGPT发布近三年来回报率约为125%，而标普500指数回报率为73% [9] - 在2022年熊市中，标普500指数从峰值下跌约20%，而纳斯达克100指数下跌约35%，表明后者在下行时可能波动更大 [10] - 看跌期权购买成本高昂：举例而言，购买一份行权价435美元、期限一年（2026年12月18日到期）的QQQ看跌期权，成本约为每股9美元，相当于为防范一年内价格下跌超过30%支付了当前价值1.5%的费用 [16] - 防范更小幅下跌的成本更高：一份行权价560美元（防范10%下跌）、期限一年的QQQ看跌期权成本约为每股28美元，占所保护股份价值的4.5% [17] - 可以通过策略组合（如买入看跌期权同时卖出更低行权价的看跌期权）来降低对冲成本，但也会限制潜在的保护收益 [17] - Porter的评论暗示其通常每季度调整对冲，花费投资组合的约1-1.5%来获得此类保护 [18] 投资组合对冲的实际应用与成本 - 对冲成本取决于投资者需要避免的损失程度，类似于购买高免赔额的家庭保险可以降低保费 [39] - 举例说明：一个100万美元的投资组合中，有30万美元（30%）投资于高估值科技股，若担心其在AI热潮破灭时可能暴跌50-80%，可以购买相应数量的QQQ看跌期权来保护这部分资产 [33] - 若要完全保护这30万美元的科技股在六个月内免受任何损失，可以购买5份（每份100股）行权价625美元的QQQ看跌期权，成本为1.5万美元，相当于为这部分风险资产支付了5%的对冲成本，这被认为非常昂贵 [35][36] - 若选择只防范跌幅超过20%（即资产价值从30万美元降至24万美元以下），购买行权价500美元的看跌期权成本大幅降低至约3000美元，相当于所保护资产的1%，但保护期仅六个月 [37] - 持续进行对冲（滚动期权）可能会长期拖累投资组合回报，作者本人因心理因素进行对冲，估计其每年对回报的拖累约为1% [24][30] “终极AI选股与铲子交易”分析 - Porter & Co在对冲建议之外，还推荐了所谓的“终极AI选股与铲子交易”，并暗示其标的是一家不知名的特许权使用费公司，拥有二叠纪盆地最深、最廉价的碳氢化合物储量，利润率高于许多大型科技公司，提供6%的股息，交易市盈率仅为19倍 [43] - 文章指出该标的几乎可以肯定是Viper Energy（VNOM）[43] - Viper Energy是一家专注于拥有和收购矿产和特许权权益的公司，主要位于二叠纪盆地，是Diamondback Energy的子公司 [43][44][45] - 截至2025年，Viper的特许权使用费收入为9.24亿美元，其中84%来自石油，天然气仅占约4% [48] - 文章质疑将Viper Energy specifically定位为AI“选股与铲子”投资的观点，指出AI贸易在此语境下主要与电力相关，而Viper主要受益于石油生产，而非天然气 [48] - 文章指出，如果寻求与天然气价格直接挂钩的特许权公司，可以考虑Black Stone Minerals（BSM）或Dorchester Minerals（DMLP）等合伙企业，或Texas Pacific Land（TPL）[50] - 作为对AI电力需求主题的替代投资，可以考虑中游运营和管道公司，如Energy Transfer（ET）、Enterprise Products Partners（EPD）和MPLX（MPLX），它们受益于天然气运输需求的增长，但不直接从高气价中获利 [51] - 对于寻求更高风险敞口的投资者，可以直接投资天然气生产商，如EQT（EQT）、Antero Resources（AR）或Range Resources（RRC）[52]

2026年财务指引 - 预计2026年调整后EBITDA为202亿至208亿美元 [1] - 预计2026年每股可分配现金流（DCF）为5.70至6.10美元 [1] - 计划在2026年投入约100亿美元的增长性资本支出，不包括维护性资本支出 [2] 2026年各业务分部预期 - 液体管道业务EBITDA预计约为96亿美元 [2] - 天然气输送业务EBITDA预计约为55亿美元 [2] - 天然气分销与存储业务EBITDA预计约为45亿美元 [2] 股息与资产负债表 - 季度股息提高3%至0.97美元（年化3.88美元），于2026年3月1日生效 [3] - 目标维持强劲资产负债表，年末债务与EBITDA比率目标为4.5至5倍 [2] 2025年及长期展望 - 预计2025年调整后EBITDA将处于194亿至200亿美元区间的上半部分 [4] - 预计2025年每股DCF将处于5.50至5.90美元区间的中点 [4] - 重申2023-2026年EBITDA复合年增长率（CAGR）展望为7%-9%，调整后每股收益（EPS）为4%-6%，每股DCF约为3% [4] - 预计2026年后EBITDA、EPS和每股DCF增长率均为约5% [4] 近期业绩与市场表现 - 第三季度调整后每股收益为0.33美元，低于0.39美元的预期 [5] - 第三季度营收为106.33亿美元，低于108.60亿美元的共识预期 [5] - 公司股价在发布日上涨0.35%至48.29美元 [5] 增长驱动因素 - 约有80亿美元的新项目将在2026年投入运营，均基于低风险的商业框架 [4] - 预计天然气分销和输送业务近期的费率解决方案和费率案例将在2026年带来强劲增长 [4]

2026年财务指引 - 公司公布2026年调整后息税折旧摊销前利润指引范围为202亿至208亿加元[1] - 2026年每股可分配现金流指引为5.70至6.10加元[1] - 2026年指引相比2025年指引中点值增长4%[1] 股息增长 - 季度普通股股息从0.9425加元增加至0.97加元，增幅3%[1] - 年度化股息从3.77加元增至3.88加元[1] - 这是公司第31次连续年度股息增加[1] - 新股息将于2026年3月1日生效[1] 2025年业绩预期 - 重申2025年全年EBITDA和每股DCF指引[1] - 预计2025年EBITDA将处于194亿至200亿加元范围的上半部分[1] - 预计2025年每股DCF将处于范围中点[1] 各业务部门EBITDA贡献 - 液体管道业务预计贡献约96亿加元EBITDA[1] - 天然气输送业务预计贡献约55亿加元EBITDA[1] - 天然气分销与储存业务预计贡献约45亿加元EBITDA[1] - 可再生能源发电业务预计贡献约7亿加元EBITDA[1] - 抵消与其他项目贡献约2亿加元EBITDA[1] 增长驱动因素 - 2026年将有约80亿加元新项目投入运营[1] - 天然气分销和输送业务近期费率结算和费率案件支持增长[1] - 预计部署约100亿加元增长资本[1] - 2023至2026年复合年增长率展望：EBITDA增长7-9%，调整后每股收益增长4-6%，每股DCF增长约3%[1] 财务策略 - 2026年预计发行约100亿加元债务，主要用于 refinancing 50亿加元到期债务[1] - 预计2026年底债务与EBITDA比率将维持在4.5-5.0倍目标范围内[1] - 无需外部股权融资[1] - 已对部分预期固定利率期限债务发行进行对冲[1] 长期增长展望 - 2026年后预计调整后EBITDA、每股收益和每股DCF每年增长约5%[1] - 增长由新项目投入服务以及现有资产的高利用率和优化驱动[1]

加拿大能源行业表现 - 加拿大油气股指数（XEG-T）自2020年以来上涨410%，并悄然创下包含股息在内的历史新高[2][4] - 油砂公司已完成大量项目投资，在当前油价环境下处于有利地位，而美国页岩油生产商正在衰退[4] - 管道公司如TC Energy（TRP-T）和Enbridge因油气运输量增加而受益，Enbridge也接近创下历史新高[6][8] 具体公司投资观点 - 看好大型综合油气公司加拿大自然资源（CNQ）、帝国石油（IMO）和森科能源（SU），以及主要参与天然气的Tourmaline（TOU-T）[5] - 分析师推荐表现优异的公用事业公司，包括AltaGas、布鲁克菲尔德基础设施（BIP-UN-T）和Emera[9][12] - Fortis Inc（FTS-T）第三季度净利润4.09亿加元，每股0.81加元，宣布2026-2030年288亿加元资本计划，并将季度股息提高4.1%[16][17] 公用事业板块分析 - 加拿大受监管公用事业公司第三季度业绩稳健，盈利持久性强，部分公司如Fortis、Hydro One和布鲁克菲尔德基础设施已公布更强的增长轨迹[11] - 该行业提供持久、低风险的增长以及持续增长的股息，预计为投资者带来高个位数至低双位数的长期总回报[12] - 布鲁克菲尔德基础设施模型加权平均估值比当前价格高7.9%[19] 美国公用事业公司 - 南方公司（SO-N）第三季度营业收入78亿美元，同比增长7.5%，净利润18亿美元（每股1.60美元）[22][23][24] - 南方公司运营的Vogtle核电站3号和4号机组新增超过2200兆瓦无碳发电能力，是美国最大的清洁核能生产商[25][27] - 杜克能源（DUK-N）第三季度营业收入85亿美元，净利润14亿美元（每股1.81美元），并将2025年调整后每股收益指引收窄至6.25-6.35美元[28][29][30] 防御性投资与行业趋势 - 核电被视为满足能源需求的可靠、无排放趋势，通过HURA-TETF进行投资[32] - 公用事业和管道公司被视为防御性投资，加拿大消费必需品ETF（XST-T）长期表现优于TSX综合指数[34] - 加拿大材料板块（XMA-T）是2025年加拿大股票表现优于美国的主要驱动力[8]

公司概况 * 公司为 South Bow，是一家独立的上市公司，于2023年7月宣布分拆，并于2024年10月8日在纽约证券交易所上市[5][6] * 公司已完成分拆，并终止了所有重要的过渡服务协议，成为一家完全独立的新公司[6][7] * 公司业务核心是连接全球最强的重油供应地（加拿大）与最强的重油需求地（美国中西部和墨西哥湾沿岸），是一个不可替代的运输走廊[3][4][8][9] 核心业务与市场定位 * 公司运营着唯一基于市场的、批量运输且拥有市场费率的管道系统，运输时间快且非常可靠[9] * 公司的基础业务具有持久性：服务的加拿大盆地是少数仍在增长的产油区，而美国的需求市场（PADD 2 和 PADD 3）非常强劲且稳定[8][9][71] * 墨西哥湾沿岸市场有巨大潜力：目前PADD 3地区约三分之二的原油来自加拿大，未来可能再替代高达70万桶/日的进口原油[72] * 公司收入来源目前有三个，但主要由Keystone系统主导，30%收入来自加拿大，70%来自美国[38] 财务表现与目标 * 公司致力于支付有意义且可持续的股息，这是其价值主张的重要组成部分[14][44] * 公司的总回报表现在同行业基础设施公司中名列前茅，包括资本增值和可持续的股息[14] * 财务目标明确：致力于将杠杆率从高水平降至4倍，目标在2027年（原计划2028年）达成，目前已提前9-12个月[30][45][54] * 目标是维持并争取将投资级评级从BBB-提升至BBB[45][54] * 2026年 normalized EBITDA 指引为26亿美元，较2025年指引增加2000万美元[99] * 2025年可分配现金流指引从最初的5.35亿美元上调至7亿美元，主要得益于税收优化（约1.75亿美元的税收节省）[53][99][100] * 公司的价值主张是为股东提供两位数回报，包括7-8%的股息收益率和2-3%的EBITDA增长[42] 运营与安全 * 安全绩效卓越：2025年已实现150万工作小时无任何可记录的事故或伤害[17][18] * 系统可靠性高：系统运行系数从过去的80%中期提高到目前的94%，使公司能够运输更多原油并获得更多合同[35] * BlackRod项目已按时、按预算实现机械完工，安全记录良好，预计将在2026年第一季度投入商业运营[12][88][89] * 资产完整性是重中之重：每年投资约1.5亿美元用于管道完整性项目，拥有约50名全职专家[56] * 公司管道完整性表现持续改善，5年平均表现较10年平均改善约40%，但目前处于行业第二四分位，目标是成为行业领先的十分位[34][57] Milepost 171 事件与应对 * 2024年发生Milepost 171事件，公司在2分钟内启动系统关闭，9分钟内隔离管道，7天内获得监管机构PHMSA批准重启，创下记录[62][63] * 初步调查显示为轴向裂纹（沿管道纵向焊缝），可能是在管道制造厂运输至现场过程中 induced[64] * 事件后公司立即采取补救措施，重新分析所有完整性检测数据，进行了6次内检测和37次完整性开挖，并计划在2026年开始逐步取消压力限制[66][67][104] * 公司对约4900公里管道中的约4700公里进行了年度检测，几乎覆盖整个系统[68] 增长战略 * 增长战略包括有机增长和无机增长（并购），目标是利用现有基础，在未来三到五年内将企业价值增长两到三倍（从约100亿增至约300亿）[41][50][120] * 有机增长机会包括：利用已投入的资本（如通往墨西哥湾沿岸的管道系统、阿尔伯塔省的走廊）、阿尔伯塔省内的管道连接、系统优化等[46][48][90][138] * 正在筛选大量机会，规模从数百万美元到数十亿美元不等，涉及阿尔伯塔省内优化、新管道建设乃至省外输出[83] * 增长将保持严格的资本配置原则和风险偏好，专注于低风险、长期合同业务，不会为了快速增长而牺牲风险状况[37][94][95] * 任何大型有机或无机机会都将通过资产负债表外资金单独融资，不会影响基础价值主张（股息、去杠杆化）的自我融资能力[53][97] 客户与市场前景 * 与客户的关系得到改善，成为客户综合价值链的一部分，并为客户创造价值[4] * 加拿大西部沉积盆地资源丰富，拥有1600亿桶储量和550万桶/日的产量，未来10年有再增长100万桶/日的潜力，前50万桶可能来自优化，无需大量新投资[69][74] * 当前的政策环境（加拿大和美国）比多年来更具建设性，客户对增长和出口能力的讨论活跃[80] * 公司的竞争优势包括：最直接的路径、基于市场的费率、牢固的服务产品、最快的运输时间、批量系统为炼油厂提供确定性等[76][77] 公司文化与团队 * 公司价值观包括：安全第一、做正确的事、为所做之事自豪、团队致胜[17][21][23][24] * 公司采用精益模式，致力于简化流程（包括安全流程和官僚程序），降低成本结构，使可变通行费更具竞争力，惠及客户和公司[10][19][28][36] * 管理团队和董事会在战略上高度一致，董事会成员在同一天开始任职，与管理层整合良好[5][31] * 公司强调纪律、专注和透明度，不会轻易改变方向，致力于兑现承诺[7][27][108]

项目概述 - 北美领先的管道运营商Enbridge Inc (ENB) 批准了一项价值14亿美元的重大扩建项目，即Mainline Optimization Phase 1项目 [1] - 该项目旨在扩大Mainline和Flanagan South管道的运输能力，以满足不断增长的客户需求 [1] - 扩建项目将使加拿大原油能够更多地运输至美国中西部和墨西哥湾沿岸的炼油厂和出口市场 [1][2] 产能扩张细节 - 项目将为加拿大石油生产商累计增加25万桶/日的管道运输能力 [2] - 其中，通过终端升级和上游系统增强，将为Mainline网络增加15万桶/日的额外能力 [2] - 另外，通过在网络沿线增加泵站和提高终端能力，将使Flanagan South管道的产能提高10万桶/日 [2] - 扩建后的产能预计将于2027年投入使用 [2] 现有系统与项目背景 - Enbridge的Mainline系统目前能力为300万桶/日，负责将原油从加拿大西部运输至美国中西部和加拿大东部 [3] - 第三季度，Mainline系统输送量达到创纪录的310万桶/日 [3] - 该项目旨在以资本高效的方式扩大加拿大石油运输商的出口能力，并改善系统连通性 [3] 潜在的第二阶段扩张 - 公司正在考虑Mainline网络的第二阶段扩建，可能再增加高达25万桶/日的产能 [4] - 公司计划在明年正式评估第二阶段扩建的商业兴趣 [4] - 尽管加拿大政府寻求市场多元化，但近90%的加拿大原油出口至美国，且美国市场对加拿大原油需求持续强劲 [4] 行业需求展望 - 去年加拿大石油产量达到创纪录的510万桶/日 [5] - Enbridge预计到本十年末，产量将增长50万至60万桶/日 [5] - 公司的扩建项目旨在满足预计到本十年末的需求增长 [5]

公司业务与规模 - 公司总部位于加拿大阿尔伯塔省卡尔加里，运营近58,000英里天然气管道 [1] - 公司管理7家发电设施，具备为超过400万户家庭供应电力的能力 [1] - 数据中心扩张已成为重要的增长驱动力 [1] 技术表现与评级 - 公司相对强度评级提升至71，显示技术表现正在改善 [1][3] - 公司相对强度评级进一步跃升至81 [3] - 公司相对强度评级达到80以上的基准 [3] - 公司清除了技术基准，相对强度评级达到80以上 [3] 投资亮点 - 公司为寻求能源板块稳定收入的投资者提供强劲选择 [1] - 管道运营商提供高股息收益率和股价稳定性的罕见组合 [3]

核心财务表现 - 第三季度调整后每股收益为0.33美元，低于市场预期的0.39美元，且低于去年同期的0.40美元 [1] - 季度总收入为106亿美元，低于去年同期的109亿美元，也未达到108.6亿美元的市场预期 [1] - 可分配现金流为25.7亿加元，低于去年同期的26亿加元 [8] 各业务部门业绩 - 液体管道部门调整后EBITDA为23.1亿加元，低于去年同期的23.4亿加元，主要因Flanagan South管道和Spearhead管道贡献下降 [4] - 天然气传输部门调整后盈利为12.6亿加元，高于去年同期的11.5亿加元，主要得益于美国天然气传输资产有利的合同与费率案例和解以及Venice Extension项目的贡献 [5] - 天然气分销与储存部门盈利为5.6亿加元，高于去年同期的5.22亿加元，主要受美国天然气公用事业业务及Enbridge Gas North Carolina收购项目的全季度贡献推动 [6] - 可再生能源发电部门盈利为1亿加元，高于去年同期的8600万加元 [6] - 抵消及其他部门调整后EBITDA为3800万加元，低于去年同期的9600万加元 [7] 资产负债表 - 截至第三季度末，公司长期债务为1006亿加元 [9] - 现金及现金等价物为14亿加元 [9] - 长期债务的当期部分为18亿加元 [9] 公司展望 - 公司重申2025年基础业务调整后EBITDA指导范围为194亿至200亿美元，每股可分配现金流指导范围为5.50至5.90美元 [10] - 重申2023-2026年中期增长展望，预计调整后EBITDA年增长率为7%-9%，每股可分配现金流年增长率近3% [10]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA创纪录，增长由美国天然气公用事业业务全季度贡献及天然气传输业务有机增长驱动 [7] - 预计全年EBITDA将处于指导区间194亿至200亿美元的上半部分，DCF每股指标预计在指导范围中点 [7][26] - 债务与EBITDA比率为48倍，维持在45至5倍的杠杆目标范围内 [7] - 第三季度每股收益从55美分下降至46美分，主要由于天然气公用事业业务的收益季节性较低 [24] - 与2024年第三季度相比，调整后EBITDA增加6600万美元，DCF每股相对持平 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 液体管道业务：主干线运输量达平均310万桶/日，创第三季度纪录，系统在整个季度内满载 [8][10] - 天然气传输业务：第三季度表现强劲，受益于有利的合同签订和美国天然气传输资产的费率案件结果 [25] - 天然气分销与存储业务：业绩同比上升，得益于Enbridge Gas North Carolina的全季度贡献及俄亥俄州公用事业业务的快速周转资本 [25] - 可再生能源业务：业绩同比提升，风能资产和近期投入运营的Orange Grove太阳能设施贡献增加 [25] - 中大陆和美国墨西哥湾沿岸段贡献较低，因价差收窄和Pad 2炼油需求强劲 [25] 各个市场数据和关键指标变化 - 加拿大市场：Western Canadian Sedimentary Basin需求强劲，主干线优化项目将增加近50万桶/日的产能 [13][14][15] - 美国墨西哥湾沿岸市场：Southern Illinois Connector项目将新增10万桶/日的全路径产能至德克萨斯州Nederland [12][13] - 美国东北部市场：AGT增强项目将增加Algonquin管道容量，为供应紧张的该地区提供更多天然气 [16] - 二叠纪盆地市场：Eiger Express管道项目已获批，预计2028年投入服务，输送能力为25 BCF/日 [16] - 液化天然气市场：公司已批准超过100亿美元直接毗邻运营或计划出口设施的项目，预计到2030年将新增超过17 BCF/日的LNG相关天然气需求 [18][20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采用全业务模式，通过高度合同化的现金流和低商品价格风险，在所有经济周期中提供卓越的风险调整后回报 [9][10] - 增长战略侧重于棕地、高战略性和经济性项目，由能源基本面支持，本季度新增30亿美元资本至已保障资本计划 [8][29] - 预计到本十年末实现5%的增长，由350亿美元的已保障资本支持 [31] - 行业竞争格局显示，政策对关键项目新投资的支持正在改善，创造了鼓励协调、对话和增长的商业环境 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 北美能源格局持续演变，能源需求由LNG发展、发电、数据中心和基荷增长驱动 [31] - 公司业务模式类似公用事业，现金流可预测，由长期协议和监管机制支撑，已连续30年增加股息 [31] - 尽管存在高利率等不利因素，但主干线运输量、外汇汇率以及今年早些对Matterhorn Express管道权益的收购仍是全年指导的顺风 [27] - 对中期前景保持信心，预计在26年之后仍能实现5%的EBITDA增长 [65][68] 其他重要信息 - 公司宣布人事变动，Cynthia Hansen计划于2026年底退休，Matthew Akman将过渡为GTM业务总裁 [5] - 公司在威斯康星州和密歇根州的Line 5项目许可重新获得动力，预计威斯康星州重启将于2027年完成 [43] - 计划于12月3日发布2026年投资者指导 [32] - 公司与Oxy成立合资企业，在路易斯安那州开发Pelican CO2中心，每年提供230万吨的CO2运输和封存，并有25年照付不议承购协议支持 [15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 天然气分销与存储业务中数据中心和发电需求加速的原因、区域和时间框架 - 加速需求遍及所有业务区域，包括安大略省、俄亥俄州和犹他州的基荷需求、数据中心和煤改气转换 [35][36][37] - 数据中心和发电机会约占GDS资本机会的20%，其余增长来自核心公用事业现代化、重大项目和存储机会 [37][38][39] - 收购资产时未完全预见数据中心机会，特别是在俄亥俄州，工业增长和人工智能的次级及三级效益正在推动所有商品需求 [40][41] 问题: Line 5项目的建设启动计划及密歇根州未决事项的影响 - 威斯康星州和密歇根州隧道项目的许可重新获得动力，得益于白宫对能源安全的关注 [43] - 威斯康星州重启正在等待行政法法官对近期听证会的裁决，预计2027年完成，隧道项目将晚几年 [43] 问题: 主干线优化第二阶段是否意味着为加拿大生产商提供出口能力的节奏加快 - 项目节奏并非突然加速，而是基于加拿大盆地相对优势的基本面和客户持续需求 [48][49] - 第二阶段已从15万桶/日提升至25万桶/日，将利用Dakota Access Pipeline的现有产能，与Energy Transfer合作 [14][52] - 公司拥有多种解决方案服务客户，如果政策解锁，西向解决方案可能成为重点 [50] 问题: 2027年大量资本投入服务后，资本支出维持90-100亿/年的能力是否存在时间或排序问题 - 公司持续为后期项目补充资本，如2029年的深水天然气项目和2029-2030年的存储项目，对维持90-100亿/年的支出能力充满信心 [56][57][58] - 2026年已预留部分容量给MLO-1和MLO-2项目，团队在过去六个月为十年后期增长增加了清晰度 [58][59] 问题: 对2026年指导更新的前瞻性评论或思考方向 - 公司对中期5%的EBITDA增长潜力保持信心，得益于天然气、液体和可再生能源方面的项目进展 [65][66][67] - 目标是为十年后期增长率增加清晰度，对已提出的增长率充满信心，并将继续增加项目储备 [68][69] 问题: 随着LNG Canada投产，不列颠哥伦比亚省天然气存储市场的客户对话基调及前景 - 公司是不列颠哥伦比亚省唯一的存储供应商，近期宣布了Aitken Creek存储的40 BCF扩张，其中50%已通过长期合同签约 [72] - LNG Canada二期等讨论为存储和西海岸系统扩张创造了机会，但需要BC省和加拿大政府的支持以确保项目吸引资本 [73] 问题: 在热点竞争市场管理数据中心和发电项目成本风险的方式 - 天然气分销项目受费率基础机制保护，只要支出合理，回报有保障 [79] - 公司通过联盟协议、储备设备和管理供应链来应对成本风险，偏好短周期、许可简单的项目以降低风险 [80][81] - 政策环境改善也有助于降低许可相关的资本支出风险 [81] 问题: 主干线优化第二阶段与Dakota Access Pipeline的监管互动及相关更新 - 项目不需要新的跨境总统许可，相信DAPL的环境影响报告将在能源安全精神下获得通过 [83] 问题: 与加拿大重大项目办公室的互动及为BC省80亿加元项目获取进一步支持的可能性 - 目前项目多为短周期、许可简单，尚未需要求助重大项目办公室，但保持沟通，必要时会寻求帮助 [89][90] 问题: 主干线优化第三阶段的潜在形态及在不使用大口径管道情况下从盆地增加产能的潜力 - 团队正在研究MLO-3和MLO-4等后续方案，以备加拿大和美国达成更大贸易协议时加速部署 [91][92] 问题: 可再生能源（特别是太阳能）投资组合的现状及与Meta等公司达成更多类似Clearfork交易的潜力 - 在政策多变的背景下保持投资纪律，但客户需求依然强劲，特别是对数据中心的太阳能项目 [97][98] - 公司拥有互联就绪、位置优越的项目，如怀俄明州的Project Cowboy，将继续在风险状况和低风险业务模式一致的前提下寻找机会 [98][99] 问题: Southern Illinois Connector项目的益处及2028年启动的确认 - 项目为干线系统开辟了德克萨斯州Nederland的新市场，利用Spearhead管道现有产能，执行信心高 [100][101] 问题: Southern Illinois全路径下游量低迷的原因及100千桶/日产能与之前200千桶/日开放季节的差异 - 下游量疲软是暂时现象，因上中西部炼油需求异常强劲，吸收了更多主干线运输量 [106][107] - 第四季度已见改善，长期对该路径充满信心，100千桶/日是项目经济效益的最佳点 [108][109] 问题: Woodfibre LNG项目合同机制在接近投运日期时的运作方式 - 最终费率将在投运日期附近确定，合同条款确保公司回报基于该费率，对成本超支风险有限 [113][114] - 项目施工已完成50%，有信心在2027年投运，加拿大预算中对低排放LNG项目的加速折旧可能有助于回报 [114][115] 问题: 在BC海岸投资及看到Williams等公司战略合作后，对LNG的进一步投资兴趣 - 公司机会丰富，但倾向于避免承担商品价格风险的LNG设施投资，更专注于管道和存储等熟悉且回报稳定的领域 [118][119] 问题: 鉴于监管和政治环境支持，对原油产量增长预测的当前看法 - 百万桶/日增长至2035年的预测保持稳定，若加拿大联邦政策支持成为全球能源超级大国，存在上行空间 [123][124] - 商业计划基于基本情景，MLO等项目与十年末前的产量增长预期一致 [124] 问题: Pelican CO2枢纽项目的回报率及低碳机会在内部的资本竞争情况 - 项目回报至少与液体管道项目相当，得益于税收激励结构和长期承购协议，政策支持明确 [126][127] - 公司对低碳基础设施投资采取谨慎、渐进的方式，与合作伙伴Oxy的回报参数相似 [129] 问题: 考虑与其他管道（如Pathtrain）合作以增加南下产能的可能性 - 合资是公司的重要策略，已与Energy Transfer、Enterprise Products等多家公司合作，对进一步合作持开放态度 [137][138] 问题: 中期内将DCF每股增长与EBITDA增长对齐的计划及关键驱动因素 - 近年来DCF每股增长落后主要与现金税有关，预计现金税将趋于稳定，未来两者将趋于一致 [141] 问题: Egan和Moss Bluff天然气存储扩张的产能承诺情况、合同期限及长短期限权衡 - Egan首个洞穴约50%已签约，合同期限通常在2-5年，公司根据市场需求管理组合以优化结构 [147][148] - 对LNG需求充满信心，但会根据地点灵活处理，如Aiken Creek部分产能签订了10年合同 [149][150] 问题: 对Plains收购Epic原油管道剩余权益的看法及Corpus市场格局对Ingleside和Gray Oak资产的影响 - 观察到此交易，已是Plains在Cactus 2项目的合作伙伴，期待未来更多合作 [152][153] - Ingleside是北美首要出口终端，具有增长优势，Gray Oak也很出色，对该系统充满信心 [153]