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Enbridge公布了强劲的2022年财务业绩，并推进了战略重点
美国卡尔加里2023年2月10日电/中新网-Enbridge Inc.（Enbridge or the Company）（多伦多证券交易所代码：ENB）（纽约证券交易所代码：ENB）今天公布了强劲的2022年第四季度及全年财务业绩，重申了其2023年财务展望，并提供了季度业务更新。
亮点
（除非另有说明，所有财务数字均为未经审计的加元。*确定非公认会计原则财务指标。请参阅非公认会计原则和解附录。)
•全年GAAP收益26亿美元或每股普通股1.28美元，而2021年GAAP收益为58亿美元或每股普通股2.87美元
•调整后收益*为57亿美元，合每股普通股2.81美元*，而2021年为56亿美元，合每股普通股2.74美元*
•调整后的利息、所得税、折旧及摊销前利润（EBITDA）*为155亿美元，而2021年为140亿美元
•经营活动提供的现金112亿美元，与93亿美元2021年
•可分配现金流量（DCF）*为110亿美元，合每股普通股5.42美元*100亿美元或者$4.962021年每股普通股
•2022年结束时财务状况良好，债务与EBITDA之比为4.7倍
•重申2023全年EBITDA指导范围为159亿美元至165亿美元，每股DCF为5.25美元至5.65美元
•将2023年季度股息提高3.2%，达到每股0.88 75美元（年化3.55美元），这是连续第28年增加
•将Gray Oak Pipeline的持股比例再增加10%，使Enbridge的持股比例达到68.5%
•与卑诗省管道托运人达成并经CER批准的通行费结算，为期五年，至2026年结束
•与Texas Eastern Transmission，LP（TETLP）托运人达成并经联邦能源管理委员会（FERC）批准的费率案件和解）
•完成此前宣布的15亿美元木纤维液化天然气投资
•成功投入使用，2022年4B美元的常规和可再生项目
•在整个企业推进180亿美元的增长和扩张项目组合
•高级低碳战略宣布与Oxy Low Carbon Ventures建立合作伙伴关系，在Corpus Christi地区运输和隔离二氧化碳
•在Enbridge Gas Inc.（EGI）提交未来五年的调整基准和制定激励利率申请
•宣布延长Enbridge的正常课程发行商出价（NCIB）至多15亿美元
•在加拿大发行9亿美元的可持续发展债券（SLB），进一步加强Enbridge对其减排目标的承诺
1
首席执行官评论
总裁兼首席执行官Greg Ebel评论如下：
"今年年底，我们的业务在利用率、运营和安全方面都表现出色。尽管2022年存在不确定性和波动性，但我们的全年业绩仍处于指引范围的前一半，这反映了我们四大核心业务的实力以及低风险业务模式的弹性。
"我们在实现我们的战略重点方面取得了重大进展，这证明了整个安桥团队。我们又投入了40亿美元的资本，并批准了80亿美元的新的有机增长。我们出售了非核心资产，这表明我们致力于以有吸引力的估值回收资本，我们的资产负债表继续保持良好状态，债务与EBITDA之比为4.7倍，位于我们区间的下半部分。这些行动为我们2023年及以后的发展做好了准备。
"展望未来，世界显然需要各种形式的能源来满足需求。与此同时，全球必须减少排放。平衡这些优先事项至关重要，仍然是我们战略的基础。
"我们将继续扩大、现代化和减少传统业务的排放，以满足客户的需求，并增加对低碳机会的投资，以补充我们现有的资产。我们的资产负债表实力、严格的资本配置方法以及久经考验的执行能力将使我们能够推动增长并为股东创造价值。我们广泛的足迹使我们处于一个令人羡慕的位置，向我们的客户提供安全、可靠、负担得起和可持续的能源。
"我很高兴也很荣幸能带领Enbridge团队进入下一阶段的发展。我要感谢Al Monaco和整个领导团队将Enbridge转变为一家多元化的能源输送公司。作为一个团队，我们将在这一传统基础上再接再厉，继续将Enbridge定位为我们的客户、投资者、员工和我们所服务的社区的首选能源供应商。"
财务结果摘要
下表汇总了截至2022年12月31日和2021年12月31日止三个月和一年的财务业绩：
| 截至12月31日的三个月， | 截至12月31日的12个月， | |||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | |||||||||||
| （未经审计；百万加元，每股金额除外；百万股） | ||||||||||||||
| GAAP归属于普通股股东的收益 | (1,067) | 1,840 | 2,589 | 5,816 | ||||||||||
| GAAP每股普通股收益 | (0.53) | 0.91 | 1.28 | 2.87 | ||||||||||
| 经营活动提供的现金 | 3,613 | 1,890 | 11,230 | 9,256 | ||||||||||
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经调整EBITDA1
|
3,911 | 3,687 | 15,531 | 14,001 | ||||||||||
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调整后收益1
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1,271 | 1,376 | 5,692 | 5,551 | ||||||||||
|
调整后每股普通股收益1
|
0.63 | 0.68 | 2.81 | 2.74 | ||||||||||
|
可分配现金流1
|
2,663 | 2,487 | 10,983 | 10,041 | ||||||||||
| 加权平均已发行普通股 | 2,025 | 2,024 | 2,025 | 2,023 | ||||||||||
1非公认会计原则财务措施。请参阅非公认会计原则和解附录。
与2021年同期相比，2022年第四季度归属于普通股股东的GAAP收益减少了29亿美元或每股1.44美元，其中包括某些非经常性或其他非经营因素，主要原因是资本成本增加导致与天然气输送报告单位相关的25亿美元非现金商誉减值，但以下详细讨论的经营业绩因素部分抵消了这一影响.
2
按2022年全年计算，归属于普通股股东的GAAP收益受到上述商誉减值以及非现金减值的负面影响，2022年的未实现衍生工具公允价值净损失为13亿美元（税后9.64亿美元），而2021年的未实现收益为1.97亿美元（税后1.5亿美元），这反映了用于管理外汇风险的衍生金融工具的市值变化。部分抵消了a非现金收益11亿美元（税后7.32亿美元），因为该公司与Phillips 66（P66）的合资合并交易完成，重新调整我们在Gray Oak和DCP Midstream有限责任公司的有效经济利益。
归属于普通股股东的公认会计原则收益的同期可比性受到某些其他不寻常、不经常发生的因素或其他非经营因素的影响，这些因素列于附录a本新闻稿。参考年度管理层的讨论与分析与年终财务报表一起提交的2022年会计准则财务业绩的详细讨论。
与2021年同期相比，2022年第四季度的调整后EBITDA增加了2.24亿美元。这主要是由于投入使用的新资产贡献增加，包括3号线更换项目的美国部分，该项目于2021年第四季度投入使用，收购Enbridge Ingleside能源中心（EIEC），以及由于TETLP最近的费率案件和解而确认了费率增加带来的收入。以美元计价的收益换算也导致了该期间较高的EBITDA。2022年第四季度，加元兑USD的平均汇率为1.36美元，而2021年同期为1.26美元。
截至2022年12月31日的年度调整后EBITDA增加15亿美元与2021年相比。这主要是由于上述经营因素的影响，以及美元计价收益的折算。2022年，加元兑USD的平均汇率为1.30美元，而2021年为1.25美元。
2022年第四季度调整后收益减少1.05亿美元，合每股0.05美元，主要原因是浮动利率债务利率上升导致融资成本增加，以及2021年第四季度投入使用的新资产折旧费用增加；部分被调整后EBITDA贡献增加所抵消。
截至2022年12月31日的年度调整后收益增加1.41亿美元与2021年相比。这主要是由于调整后EBITDA增加，部分被上面讨论的更高的融资成本。
2022年第四季度的DCF增加了1.76亿美元，合每股0.08美元，这主要是由于包括Alliance Pipeline在内的合资企业投资的强劲经营业绩以及对Gray Oak和Cactus II管道的经济兴趣增加导致的调整后EBITDA贡献增加和股权分配增加，但部分被较高的维护资本支出、较高的融资成本和较高的应税收入带来的较高现金税所抵消。
与2021年相比，截至2022年12月31日止年度的现金流量增加了9.42亿美元。这主要是由与上述相同的经营因素所驱动的。
详细的财务资料和分析见下文2022年第四季度和年终财务业绩.
财务展望
该公司重申其2023年财务指导，其中包括调整后的EBITDA在159亿美元至165亿美元之间，每股DCF在5.25美元至5.65美元之间。
3
预计2023年的增长将受到强劲的Mainline利用率、TETLP费率结算的全年贡献、EGI的费率自动扶梯和客户增加、2022年投入使用的项目的全年贡献以及外汇汇率的影响的推动，但部分被融资成本上升和出售某些区域油砂资产的权益分配给非控股权益所抵消。
Enbridge将2023年季度股息提高3.2%，至每股0.88 75美元（年化3.55美元），从2023年3月1日开始派发股息给2023年2月15日登记在册的股东。
融资更新
2022年第四季度，Enbridge公司发行了20亿美元的债务融资，其中包括：
•6亿美元5年期优先票据；
•9亿美元的10年期优先票据（SLB）；和
•5亿美元的30年期优先票据。
这些债券发行基本上以优惠利率进行了对冲，收益用于偿还现有债务、为资本项目提供资金以及用于其他一般公司用途。SLB条款与Enbridge在2021年公布的SLB框架一致，该框架将排放量和多样性指标纳入融资条款。这种融资方式进一步强化了Enbridge对实现其在2020年11月ESG目标中设定的ESG目标的持续承诺。目前，该公司与可持续发展相关的融资总额约为43亿加元。
第四季度，TETLP在美国私人债务市场发行了6亿美元的10年期优先票据。
该公司目前被其所有四家信用评级机构评为BBB +或同等评级，前景稳定，反映了安桥在行业内领先的财务实力和低风险的商业模式。截至2022年底，公司的债务与EBITDA指标约为4.7倍，处于公司4.5-5.0倍目标区间的下半部分。Enbridge预计，到2023年底，其债务与EBITDA指标将再次位于目标区间的下半部分，同时继续利用内部产生的现金流、最近完成的资本回收交易的收益和未来的债务融资，在其股权自筹资金模式下为其有担保资本增长计划提供资金。
有担保增长项目执行更新
2022年，Enbridge在其四个业务中的每一个业务上投入了约40亿美元的增长项目，预计将在2023年提供强劲的EBITDA和DCF贡献，其中包括：
•Gas Distribution的12亿美元2022年公用事业增长资本；
•天然气输送公司2022年6亿美元的现代化计划；
•价值3亿美元的Vito石油和天然气管道公司提供到美国墨西哥湾沿岸的近海生产，并且在机械上是完整的；
•耗资2亿美元的东西联络线，为安大略省西北部提供可靠的长期电力；
•1亿美元的湾流六期，提供进入佛罗里达的能力；以及
•9亿美元，480兆瓦，圣纳泽尔项目，法国第一个商业规模的海上风电项目。
在这一年里，Enbridge批准了80亿美元的新有机增长资本，而公司目前的担保增长计划现在约为180亿美元。
担保增长计划的资金将完全通过公司每年50-60亿美元的可投资能力提供。
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其他业务更新
继续推进美国墨西哥湾沿岸原油战略
2023年1月，Enbridge从Diamondback Energy的子公司Rattler Midstream手中收购了Gray Oak管道10%的额外所有权，使该公司的经济权益达到68.5%。这次收购进一步扩大了Enbridge在二叠纪的业务，符合公司的出口战略，并简化了所有权结构。随着二叠纪盆地石油产量的增长，灰橡树具有保持良好利用的竞争优势。结合EIEC和Cactus II管道，该公司能够很好地满足美国墨西哥湾沿岸地区的需求并进入全球出口市场。
T-North开放季推迟
Westcoast能源公司（Westcoast）已被客户要求将开放季节推迟到2023年下半年，让他们有机会进一步评估他们的长期发展计划和天然气运输需求。因此，Westcoast决定在2023年1月结束这个开放季节，并计划在2023年下半年开始开放季节。
EGI成功提交2024年基准调整和激励利率设定机制申请
2022年10月，EGI提交了建立2024年至2028年激励监管（IR）费率制定框架的申请。该应用程序和框架寻求批准在服务成本基础上确定2024年的基本费率，并建立一个价格上限利率制定机制，在投资者关系期限的剩余时间（2025-2028年）内使用。安大略能源委员会（OEB）决定将分两个阶段审理申请，第一阶段处理影响2024年1月1日生效的费率的项目，第二阶段处理影响2024年1月1日之后费率的项目。预计OEB将于2023年下半年就该申请的第1阶段作出决定。
FERC批准德州东部传输速率案和解
2022年9月8日，TETLP向FERC提交了一份无争议的规定和协议，以解决费率程序中的所有问题。评论和答复期截至2022年10月11日。FERC于2022年11月30日批准了《规定和协议》，《规定和协议》于2023年1月1日生效。
BC管道费率个案结算
在第四季度，卑诗管道公司与托运人达成了一项收费协议（和解协议），该协议于去年12月获得了加拿大能源监管机构（CER）的批准。该和解协议的期限为5年，包括2022-2026年，与以前的和解协议相比，提供了更长期限的收费稳定性，并保持了卑诗省管道特有的低风险服务成本结构。该解决方案还包括新的激励机制，这些机制提供机会，通过卑诗省管道公司采取的数量优化和减排举措创造增量收益。
完成木纤维液化天然气伙伴关系协定
该公司完成了先前宣布的与太平洋能源有限公司（Pacific Energy）的协议，共同投资建设和运营Woodfiber液化天然气项目。Enbridge拥有该项目30%的股权，而Pacific Energy保留该项目剩余的70%股权。Enbridge和Pacific Energy将在施工期间按比例出资，作为对其出资的交换，Enbridge将获得优先股权益，从而提供可预测的未来现金流。太平洋能源公司将管理日常业务，而两个合作伙伴将共同参与项目的执行和治理。
包括场地准备在内的初步施工活动正在进行中。该项目仍按计划于2027年投入使用。
5
碳捕获和储存（CCS）
Enbridge和Oxy Low Carbon Ventures（OLCV）宣布，他们正在德克萨斯州墨西哥湾沿岸的Corpus Christi地区共同开发一个二氧化碳（CO2）固存中心。Enbridge和OLCV将利用每家公司的优势来推进固存枢纽和相关交通基础设施的开发。Enbridge公司将开发、建造和运营管道设施，OLCV公司将开发、建造和运营固存设施。预计该枢纽将为Enbridge的拟议设施以及科珀斯克里斯蒂地区的其他点源排放源提供二氧化碳解决方案。
主线商业框架
该公司目前正在并行推进加拿大干线的两个潜在商业框架：一）新的奖励利率协议和二）加拿大干线服务成本应用程序。预计这两个框架都将提供有吸引力的风险调整后回报，预计财务结果的范围不会对Enbridge的财务前景产生重大影响。
Enbridge公司就加拿大主线和共享奖励率建议与行业参与者进行了磋商，并得到了详细成本信息的支持，由包括生产商、综合生产商和炼油商在内的跨部门参与者组成的行业代表小组。
Enbridge公司已经就Lakehead系统（干线的美国部分）的基本收费部分向美国的FERC提交了服务成本申请，目前正在与托运人进行谈判。
Enbridge正在收取临时通行费，这些通行费可以退还，这与其2021年7月1日提交的Lakehead服务成本备案有关。在加拿大干线上，根据竞争性通行费结算（CTS）的条款，Enbridge还收取与2021年6月30日CTS协议到期时生效的临时通行费一致的临时通行费，这些临时通行费也可以退还。该公司的财务业绩和2023年未来财务指引反映了一项拨备，以确认未来干线通行费的不确定性。
普通课程发行人投标
2023年1月4日，多伦多证券交易所批准Enbridge的NCIB购买其最多27938163股已发行普通股，以注销，总金额高达15亿美元。NCIB于2023年1月6日启动，并于2024年1月5日的较早日期到期，该日期为出价到期或公司达到其股票回购上限。
6
2022年第四季度和年底财务结果
GAAP分部EBITDA和经营活动现金流
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
| （未经审计；百万加元） | |||||||||||||||||
| 液体管道 | 2,271 | 2,141 | 8,364 | 7,897 | |||||||||||||
| 气体传输 | (1,258) | 946 | 3,126 | 3,671 | |||||||||||||
| 气体分配和储存 | 459 | 743 | 1,827 | 2,117 | |||||||||||||
| 可再生能源发电 | (127) | 146 | 262 | 508 | |||||||||||||
| 能源服务 | (69) | 66 | (417) | (313) | |||||||||||||
| 消除和其他 | 160 | 165 | (1,124) | 356 | |||||||||||||
|
EBITDA1
|
1,436 | 4,207 | 12,038 | 14,236 | |||||||||||||
| 归属于普通股股东的收益 | (1,067) | 1,840 | 2,589 | 5,816 | |||||||||||||
| 经营活动提供的现金 | 3,613 | 1,890 | 11,230 | 9,256 | |||||||||||||
1非公认会计原则财务计量。请参阅非公认会计原则和解附录。
为了评估业绩，公司对公认会计原则报告的收益、分部EBITDA和经营活动提供的现金流量进行调整，以应对不寻常、不经常或其他非经营因素，从而使管理层和投资者能够更准确地比较公司各期的业绩，并对不能反映基本经营业绩的因素进行正常化。包含这些调整的表格如下。表中列出了按部门分列的EBITDA、调整后EBITDA、调整后EBITDA、调整后收益、调整后每股收益和DCF与其最接近的公认会计原则等值的对账附录到这个新闻稿。
按分部划分的调整后EBITDA
以美元计价的业务产生的调整后EBITDA按较高的平均汇率换算成加元（1.36加元2022年第四季度与2021年第四季度相比（1.26加元/美元）。按全年计算，美元计价业务产生的调整后EBITDA换算为1.30加元/美元，而2021年为1.25加元/美元。美元收益的一部分在公司的全企业财务风险管理计划下进行套期保值。抵销对冲结算在抵销和其他项下报告。
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液体管道
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
| （未经审计；百万加元） | |||||||||||||||||
| 主线系统 | 1,343 | 1,202 | 5,121 | 4,466 | |||||||||||||
| 区域油砂系统 | 224 | 234 | 918 | 927 | |||||||||||||
| 墨西哥湾沿岸和中大陆系统 | 405 | 317 | 1,411 | 1,019 | |||||||||||||
|
其他系统1
|
355 | 355 | 1,458 | 1,319 | |||||||||||||
|
经调整EBITDA2
|
2,327 | 2,108 | 8,908 | 7,731 | |||||||||||||
|
运营数据（平均交付量–千桶/日）
|
|||||||||||||||||
|
主线系统-前Gretna卷3
|
3,077 | 3,014 | 2,957 | 2,764 | |||||||||||||
|
国际联合关税（IJT）4
|
$4.27 | $4.27 | $4.27 | $4.27 | |||||||||||||
|
竞争性收费结算（CTS）附加费4
|
$0.26 | $0.26 | $0.26 | $0.26 | |||||||||||||
|
3号线重置附加费4,5,6
|
$0.87 | $0.94 | $0.90 | $0.94 | |||||||||||||
1其他包括Southern Lights Pipeline、Express-Platte System、Bakken System和Feeder Pipelines等。
2非公认会计原则财务计量。请参阅非公认会计原则和解附录。
3 Mainline System吞吐量代表Mainline System在马尼托巴省Gretna以外交付的货物，由美国和加拿大东部从加拿大西部交付的货物组成。
4 IJT的基准通行费及其组成部分以美元确定，公司在干线加拿大段的大部分外汇风险都进行了对冲。干线加拿大部分约占干线系统总收入的55%，2022年第四季度干线加拿大部分实现的平均有效汇率为1.24加元/美元（2021年第四季度：1.27加元/美元），2022年全年为1.24加元/美元（2021年：1.25加元/美元）。主线系统的美国部分与公司在美国的其他业务类似，按特定时期的平均即期汇率进行外汇折算。这种美元换算风险的一部分在公司的全企业财务风险管理方案下进行了对冲，并在抵销和其他项下报告了对冲结算。考虑到在Mainline商业框架谈判完成后Mainline最终通行费的不确定性，公司目前正在对IJT计提准备金。
52019年12月1日投入使用的3号线更换项目加拿大部分的临时附加费为0.20美元，收取至2021年10月1日。随着3号线更换工程的美国部分于2021年10月1日完工，临时附加费被3号线的全部更换附加费所取代。
6自2022年7月1日起，3号线的重置附加费（不包括收货终端费）将根据前Gretna运量的9个月滚动平均数，按月按运量棘轮确定。2,835 kbpd以上（最高3,085 kbpd）的每50kbpd容量棘轮适用0.035美元/桶的折扣，而2,350 kbpd以下（最低2,050 kbpd）的每50kbpd容量棘轮增加0.04美元/桶的费用。详情请参阅安桥就第3号线重置附加费及第TO-003-2021号CER令的实施而发出的收费令申请书。
液体管道调整后EBITDA增加2.19亿美元与2021年第四季度相比，主要涉及：
•干线系统（不含Gretna）吞吐量增加的原因是3号线更换项目（L3R）的美国部分运营了整整一个季度，以及从干线IJT临时通行费中确认拨备的时间，其中2021年第四季度包括6个月的拨备；部分被电量增加和电价上涨导致的电力成本上涨所抵消；
•墨西哥湾沿岸和中大陆系统的贡献增加，原因是Flanagan南管道和Spearhead管道的产量增加，与P66的合资合并交易增加了对Gray Oak管道的经济兴趣，以及Cactus II管道的经济兴趣增加；电力成本增加和Seaway原油管道系统的贡献减少部分抵消了这一影响；
•以较高的加元兑美元平均汇率折算以美元计价的EBITDA所产生的积极影响，作为公司全企业财务风险管理计划的一部分，在抵销和其他部分中部分抵消了这一影响。
8
2022年全年Liquids Pipelines调整后EBITDA增加12亿美元与2021主要受到上述相同因素的影响，以及增量L3R能力的全年贡献、L3R附加费的全年贡献、EIEC的全年贡献和Bakken系统捐款增加，原因是数量增加.
天然气输送和中游
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
| （未经审计；百万加元） | |||||||||||||||||
| 美国天然气输送 | 844 | 670 | 3,216 | 2,905 | |||||||||||||
| 加拿大天然气输送公司 | 181 | 125 | 666 | 537 | |||||||||||||
| 美国中游 | 44 | 91 | 378 | 260 | |||||||||||||
| 其他 | 48 | 36 | 157 | 148 | |||||||||||||
|
经调整EBITDA1
|
1,117 | 922 | 4,417 | 3,850 | |||||||||||||
1非公认会计原则财务计量。请参阅非公认会计原则和解附录。
•
与2021年第四季度相比，天然气输送和中游调整后EBITDA增加了1.95亿美元，主要原因是：
•确认因经FERC批准的规定和协议而产生的德州东部费率案件的收入；
•确认归属于卑诗省管道费率结算的收入、T-South扩建项目和Spruce Ridge项目在2021年第四季度全面投入使用的加拿大天然气输送贡献增加以及由于AECO-芝加哥基差扩大，Enbridge对Alliance Pipeline的投资贡献增加；以及
•美国天然气输送公司和美国中游公司以较高的加元兑美元平均汇率换算以美元计价的EBITDA的积极影响，在公司全企业财务风险管理计划中的消除和其他部分中部分抵消；部分抵消
•由于与P66的合资合并交易于2022年第三季度结束，以及影响Aux Sable的分馏利润率下降，DCP的经济利益减少，导致美国中游贡献下降
2022年全年天然气输送和中游调整后EBITDA增加5.67亿美元与2021，由于上述因素以及：
•商品价格上涨有利于DCP和Aux Sable的合资企业，以及T-South扩建和Spruce Ridge项目的全年贡献；
•2021年第四季度投入使用的Cameron和Middlesex扩展项目以及Appalachia to Market项目；由
•更高的运营成本。
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气体分配和储存
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
| （未经审计；百万加元） | |||||||||||||||||
| EGI | 452 | 427 | 1,810 | 1,744 | |||||||||||||
| 其他 | 15 | 23 | 46 | 109 | |||||||||||||
|
经调整EBITDA1
|
467 | 450 | 1,856 | 1,853 | |||||||||||||
| 运营数据 | |||||||||||||||||
| EGI | |||||||||||||||||
|
卷（十亿立方英尺）
|
606 | 560 | 2,162 | 1,943 | |||||||||||||
|
活跃客户数2 （百万）
|
3.9 | 3.8 | |||||||||||||||
|
加热度日3
|
|||||||||||||||||
|
实际
|
1,239 | 1,144 | 3,841 | 3,494 | |||||||||||||
|
根据正常天气预报4
|
1,306 | 1,317 | 3,841 | 3,855 | |||||||||||||
1非公认会计原则财务计量。请参阅非公认会计原则和解附录。
2活跃客户数目是指报告所述期间结束时天然气消费客户的数目。
3加热度日是冷度的量度，表示在EGI的分销特许经营区域用于加热目的的天然气的体积要求。
4正常天气是EGI使用安大略能源委员会批准的预报方法，在其遗留费率区进行的天气预报。
天然气分销和储存调整后的EBITDA通常遵循季节性特征。这通常在一年的第一季度和第四季度是最高的，反映了供暖季节更大的需求量。季节性EBITDA波动的幅度每年都会变化，反映出比正常天气更冷或更暖对配送量的影响。
与2021年第四季度相比，Gas Distribution & Storage调整后EBITDA增加了1700万美元，主要原因是：
•比2021年同期更冷的天气带来的积极影响；
•更高的分销率和客户增长；部分抵消
•较高的运营费用来自较高的员工成本以及维护和诚信支出；以及
•由于2021年12月出售少数股权投资，Noverco公司没有收益
由于上述相同因素，2022年全年天然气分销和储存调整后的EBITDA与2021年相比增加了300万美元。从全年来看，与利率中包含的正常天气预测相比，2022年低于正常水平的天气对EGI的2022年EBITDA产生了约1700万美元的正面影响，而2021年高于正常水平的天气对2021年EBITDA产生了约5500万美元的负面影响。
10
可再生能源发电
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
| （未经审计；百万加元） | |||||||||||||||||
|
经调整EBITDA1
|
122 | 140 | 522 | 496 | |||||||||||||
1非公认会计原则财务计量。请参阅非公认会计原则和解附录。
与2021年第四季度相比，可再生能源发电调整后的EBITDA减少了1800万美元，这主要与北美风电产量下降和运营费用增加有关。
2022年全年可再生能源发电调整后EBITDA增加2600万美元，原因是上述因素以及：
•欧洲海上风电设施的能源定价和产量提高；
•加拿大和美国陆上风力设施的全年风力资源更强；
•2022年没有2021年2月德克萨斯州冬季大风暴的不利影响；部分抵消
•2022年没有收到2021年第一季度收到的促销费，这与完成向加拿大养老金计划投资委员会出售三个欧洲海上风电项目49%的权益有关。
能源服务
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
| （未经审计；百万加元） | |||||||||||||||||
|
经调整EBITDA1
|
(62) | (83) | (364) | (360) | |||||||||||||
1非公认会计原则财务计量。请参阅非公认会计原则和解附录。
能源服务公司的EBITDA取决于市场情况，在一个时期内取得的成果可能并不代表今后各时期将取得的成果。
与2021年第四季度相比，能源服务公司调整后的EBITDA增加了2100万美元。这一增长是由于2021年第四季度的差异大幅压缩和存储机会有限，而在2022年同期则不那么明显。
2022年全年能源服务调整后EBITDA减少400万美元。在2022年和2021年，某些市场出现了明显的市场结构退让和区位差异的显著压缩。2021年的结果包括2021年2月美国中西部遭遇的大型冬季风暴的不利影响。
11
消除和其他
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
| （未经审计；百万加元） | |||||||||||||||||
| 业务和行政追偿 | 8 | 103 | 115 | 256 | |||||||||||||
| 已实现外汇套期保值结算收益/（损失） | (68) | 47 | 77 | 175 | |||||||||||||
|
经调整EBITDA1
|
(60) | 150 | 192 | 431 | |||||||||||||
1非公认会计原则财务计量。请参阅非公认会计原则和解附录。
本部分记录的业务和行政回收反映了中央提供服务的费用（包括公司资产折旧），包括从业务单位为提供这些服务而收回的金额。经营分部业绩中以美元计价的收益按本季度的平均外汇汇率换算，公司企业外汇套期保值方案下结算的抵销影响在本公司分部中体现。
与2021年第四季度相比，抵销和其他调整后的EBITDA减少了2.1亿美元，原因是：
•对冲结算的已实现外汇损失与2021年同季度的收益相比，2022年第四季度的平均汇率为1.36美元（2021年第四季度：1.26美元），而2022年第四季度的平均汇率为1.32美元（2021年第四季度：1.30美元）；以及
•从业务部门收回经营和行政费用的时间以及更高的补偿费用
2022年全年淘汰和其他调整后EBITDA减少2.39亿美元与2021年相比，由于对冲结算的已实现外汇收益减少以及员工成本增加。按全年计算，2022年的平均汇率为1.30美元（2021年：1.25美元），而2022年全年的对冲汇率为1.32美元（2021年：1.30美元）。
12
可分配现金流
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
| （未经审计；百万加元；百万股） | |||||||||||||||||
|
液体管道
|
2,327 | 2,108 | 8,908 | 7,731 | |||||||||||||
|
天然气输送和中游
|
1,117 | 922 | 4,417 | 3,850 | |||||||||||||
|
气体分配和储存
|
467 | 450 | 1,856 | 1,853 | |||||||||||||
|
可再生能源发电
|
122 | 140 | 522 | 496 | |||||||||||||
|
能源服务
|
(62) | (83) | (364) | (360) | |||||||||||||
|
消除和其他
|
(60) | 150 | 192 | 431 | |||||||||||||
|
经调整EBITDA1,3
|
3,911 | 3,687 | 15,531 | 14,001 | |||||||||||||
| 维持资本 | (354) | (274) | (820) | (686) | |||||||||||||
|
利息支出1
|
(885) | (747) | (3,242) | (2,724) | |||||||||||||
|
当期所得税1
|
(204) | (142) | (595) | (352) | |||||||||||||
|
分配给非控制性权益1
|
(75) | (64) | (259) | (271) | |||||||||||||
|
超过股本收益的现金分配1
|
254 | 65 | 407 | 313 | |||||||||||||
| 优先股股息 | (84) | (93) | (338) | (367) | |||||||||||||
|
未在收入中确认的其他现金收入2
|
65 | 53 | 238 | 127 | |||||||||||||
|
其他非现金调整
|
35 | 2 | 61 | — | |||||||||||||
|
DCF3
|
2,663 | 2,487 | 10,983 | 10,041 | |||||||||||||
|
加权平均已发行普通股
|
2,025 | 2,024 | 2,025 | 2,023 | |||||||||||||
1列报调整项目净额。
2包括收到的现金，扣除已确认的收入，用于补足权利和类似递延收入安排下的合同。
3非公认会计原则财务措施。请参阅非公认会计原则和解附录。
与2021年同期相比，2022年第四季度DCF增加了1.76亿美元，这主要是由于上文讨论的业务因素导致调整后EBITDA和由于与P66的合资合并交易增加了Enbridge在Gray Oak和Cactus II管道、Alliance和International Wind的经济利益，现金分配高于股权收益；由于与P66的交易，DCP的分配减少，部分抵消了部分影响；抵消：
•整个组织更高的维护资本支出；
•利息支出增加，原因是较高的利率影响了浮动利率债务，以及与推进公司2022年有担保增长计划相关的较高债务余额；以及
•较高的当期所得税是由于较高的应税收入和美国最低税率的提高。
与2021年同期相比，2022年全年DCF增加了9.42亿美元，这主要是由于上文讨论的运营因素，以及与EIEC的未发货合同量相关的未确认收入的现金收入增加，这些合同量有权在以后发货，但被2021年第四季度投入使用的L3R项目的美国部分相关的资本化利息减少所抵消。
13
调整后收益
|
|
三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | |||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
|
（未经审计；百万加元，每股数额除外）
|
|||||||||||||||||
|
经调整EBITDA1,2
|
3,911 | 3,687 | 15,531 | 14,001 | |||||||||||||
|
折旧及摊销
|
(1,155) | (1,047) | (4,427) | (3,852) | |||||||||||||
|
利息支出2
|
(872) | (734) | (3,196) | (2,675) | |||||||||||||
|
所得税2
|
(493) | (406) | (1,767) | (1,429) | |||||||||||||
|
非控制性权益2
|
(35) | (31) | (93) | (121) | |||||||||||||
|
优先股股息
|
(85) | (93) | (356) | (373) | |||||||||||||
|
调整后收益1
|
1,271 | 1,376 |
|
5,692 | 5,551 | ||||||||||||
|
调整后每股普通股收益1
|
0.63 | 0.68 | 2.81 | 2.74 | |||||||||||||
1非公认会计原则财务措施。请参阅非公认会计原则和解附录。
2列报调整项目净额。
与2021年第四季度相比，第四季度调整后收益减少1.05亿美元，调整后每股收益减少0.05美元，这主要是由于上文讨论的运营因素导致调整后EBITDA增加，但被以下因素抵消：
•2021年全年投入使用的新资产折旧费用增加，包括L3R项目的美国部分，该项目于第四季度投入使用，EIEC于2021年10月收购；
•利息支出增加，原因是较高的利率影响了浮动利率债务，以及与2021年推进公司有担保增长计划相关的较高债务余额；以及
•更高的所得税从较高的应税收入和i美国最低税率的下降。
全年调整后收益增加1.41亿美元调整后每股收益增加0.07美元。2021由于之前在按分部划分的调整后EBITDA中讨论过的相同的运营因素，部分被上文讨论的较高折旧和与2021年第四季度投入使用的L3R项目美国部分相关的资本化利息减少.
14
电话会议
Enbridge将于美国东部时间2023年2月10日上午9点（山区时间上午7点）召开电话会议和网络直播，提供全企业业务更新，并回顾2022年第四季度和全年业绩。分析师、媒体成员和其他有关方面可拨打免费电话1-800-606-3040。电话会议将在以下网址进行网络音频直播：https://events.q4inc.com/attendee/914273160.建议与会者在预定开始时间前十五分钟拨入或加入音频网络广播。活动结束后不久将提供网络直播重播，并将在网站上发布文字记录。重播将在免费电话1-800-770-2030（会议编号：9581867）后七天进行。
电话会议的形式将包括执行团队准备好的发言，然后是仅针对分析师和投资者群体的问答环节。安桥公司的媒体和投资者关系团队将在电话会议结束后就任何其他问题提供服务。
股息申报
2022年11月29日，我们的董事会宣布了以下季度股息。所有股息将于2023年3月1日支付给2023年2月15日登记在册的股东。
| 每股股息 | |||||
|
普通股1
|
$0.88750 | ||||
| 优先股，A系列 | $0.34375 | ||||
|
优先股，B系列2
|
$0.32513 | ||||
| 优先股，D系列 | $0.27875 | ||||
| 优先股，F系列 | $0.29306 | ||||
| 优先股，H系列 | $0.27350 | ||||
|
优先股，L系列3
|
美元0.36612 | ||||
| 优先股，N系列 | $0.31788 | ||||
| 优先股，P系列 | $0.27369 | ||||
| 优先股，R系列 | $0.25456 | ||||
| 优先股，系列1 | 美元0.37 182 | ||||
| 优先股，系列3 | $0.23356 | ||||
| 优先股，系列5 | 美元0.33596 | ||||
| 优先股，系列7 | $0.27806 | ||||
| 优先股，系列9 | $0.25606 | ||||
| 优先股，系列11 | $0.24613 | ||||
| 优先股，系列13 | $0.19019 | ||||
| 优先股，系列15 | $0.18644 | ||||
| 优先股，系列19 | $0.30625 | ||||
1每股普通股的季度股息从0.860美元增至0.88 75美元，增幅为3.2%2023年3月1日.
2B系列优先股支付的每股季度股息从2022年6月1日的0.21340美元增至0.32513美元，原因是在2022年6月1日及之后每五年重新设置一次年度股息。在C系列优先股转换日期之后，2022年6月1日，所有已发行的C系列优先股均转换为B系列优先股。
3 L系列的季度每股股息从2022年9月1日的0.30993美元增至0.36612美元，原因是在2022年9月1日重新设置了年度股息，此后每五年一次。
15
前瞻性信息
本新闻稿包含前瞻性信息或前瞻性陈述，以提供有关Enbridge及其子公司和附属公司的信息，包括管理层对Enbridge及其子公司未来计划和运营的评估。此信息可能不适用于其他目的。前瞻性陈述通常由诸如‘预期’、‘预期’、‘项目’、‘估计’、‘预测’、‘计划’、‘打算’、‘目标’、‘相信’、‘可能’等词语以及暗示未来结果或关于前景的陈述的类似词语来识别。本文件中包含或以引用方式并入的前瞻性信息或陈述包括但不限于以下方面的陈述：安桥的企业愿景和战略，包括我们的战略重点和展望；2023年财务指引，包括预计每股DCF和调整后EBITDA及其预期增长；预期股息、股息增长和股息政策；原油、天然气、NGL、液化天然气（LNG）和Renewable能源的预期供需、出口和价格；能源转型和低碳能源及其实现途径；环境、社会和治理（ESG）目标，做法和业绩；预期使用我们的资产；预期EBITDA和预期调整后EBITDA；预期收益/（亏损）和调整后收益/（亏损）；预期每股DCF和DCF；预期未来现金流；预期股东回报和资产回报；公司业务的预期业绩；财务实力和灵活性；融资成本；对杠杆的预期，包括债务与EBITDA的比率；流动性来源和财务资源的充足性；预期在职日期和与已宣布项目和在建项目相关的成本；可投资能力，资本分配框架和优先事项；根据我们正常的发行人出价进行的股票回购；天气和季节性的影响；预期的未来增长和扩张机会，包括有保障的增长计划、发展机会、客户增长和低碳机会和战略，包括与我们的美国墨西哥湾沿岸原油战略、T-North扩张、木纤维液化天然气项目以及碳捕获和储存项目有关的机会和战略；预期的收购、处置和其他交易及其时间和收益；预期的未来行动和监管机构和法院的决定及其时间和影响；以及通行费和费率案件的讨论和备案，包括与主线有关的问题，以及预期的时间安排和由此产生的影响。
尽管Enbridge认为这些前瞻性陈述是合理的，基于作出此类陈述之日可获得的信息和准备信息所使用的过程，但此类陈述并不能保证未来的业绩，提醒读者不要过分依赖前瞻性陈述。就其性质而言，这些陈述涉及各种假设、已知和未知的风险和不确定性以及其他因素，这些因素可能导致实际结果、活动水平和成就与这些陈述明示或暗示的内容大不相同。重大假设包括以下假设：原油、天然气、NGL、液化天然气和Renewable能源的预期供需；原油、天然气、NGL、液化天然气和Renewable能源的价格；我们资产的预期利用率；汇率；通货膨胀；利率；新冠疫情及其持续时间和影响；劳动力和建筑材料的供应和价格；我们供应链的稳定性；运营的可靠性和性能；我们项目的支持和监管批准的维持情况；预计投入使用的日期；天气；已宣布和潜在的收购，处置和其他公司交易和项目及其时间安排和收益；政府立法；诉讼；信用评级；套期保值方案；预期EBITDA和预期调整后EBITDA；预期收益/（亏损）和调整后收益/（亏损）；预期收益/（亏损）或调整后每股收益/（亏损）；预期未来现金流量；预期未来每股现金流量和现金流量；预期未来现金流量和现金流量；预计未来股息；财务实力和灵活性；债务和股票市场状况；总体经济和竞争状况。关于原油、天然气、NGL、液化天然气和Renewable能源的预期供需以及这些商品价格的假设对所有前瞻性陈述都很重要，也是其基础，因为它们可能会影响对我们服务的当前和未来需求水平。同样，汇率、通货膨胀、利率和新冠疫情影响我们经营所在的经济体和商业环境，并可能影响对我们服务的需求水平和投入成本，因此是所有前瞻性陈述所固有的。由于这些宏观经济因素相互依存和相互关联，任何一种假设对前瞻性陈述的影响都不能确定，特别是在预期EBITDA、预期调整后EBITDA、预期收益/（亏损）、预期调整后收益/（亏损）、预期DCF和相关每股金额和估计
16
未来的红利。与关于已宣布的项目和在建项目的前瞻性陈述相关的最相关假设，包括预计完工日期和预期资本支出，包括：劳动力和建筑材料的供应和价格；我们供应链的稳定性；通货膨胀和外汇汇率对劳动力和材料成本的影响；利率对借贷成本的影响；天气的影响；收购、处置和其他交易的时机和完成以及由此产生的预期收益；客户、政府，法院和监管机构批准建造和在役时间表和费用回收制度；以及新冠疫情及其持续时间和影响。
Enbridge公司的前瞻性陈述受到以下风险和不确定性的影响：成功执行我们的战略优先事项；经营业绩；监管参数；诉讼；收购和处置及其他交易，以及由此实现预期收益；项目核准和支持；延长通行权；天气；经济和竞争条件；全球地缘政治状况；政治决定；公众舆论；股息政策；税法和税率的变化；汇率；利率；通货膨胀；商品价格；商品供求；以及新冠肺炎疫情，包括但不限于本新闻稿和Enbridge提交给加拿大和美国证券监管机构的其他文件中讨论的风险和不确定性。任何一种假设、风险、不确定性或因素对某一前瞻性陈述的影响都无法确定，因为这些因素是相互依存的，我们今后的行动方针取决于管理层对相关时间所有现有信息的评估。除适用法律要求的范围外，Enbridge不承担因新信息、未来事件或其他原因而公开更新或修改本新闻稿中的任何前瞻性陈述的义务。所有的前瞻性陈述，无论是书面的还是口头的，归属于我们或代表我们行事的人，都完全符合这些警示性陈述的要求。
17
关于恩布里奇公司。
在安桥，我们通过北美天然气、石油或可再生能源网络以及不断增长的欧洲海上风电投资组合，将数百万人安全地连接到他们每天所依赖的能源上，提高生活质量。我们正在对现代能源输送基础设施进行投资，以持续获得安全、负担得起的能源，并在Renewable能源领域二十年的经验基础上，不断推进新技术，包括风能和太阳能、氢气、可再生天然气以及碳捕获和储存。我们致力于减少我们提供的能源的碳足迹，并在2050年前实现温室气体净零排放。安桥公司总部设在阿尔伯塔省卡尔加里，其普通股在多伦多（TSX）和纽约（NYSE）证券交易所的交易代码为ENB。要了解更多信息，请访问我们的网站enbridge.com。
Enbridge网站中包含或与之相关的任何信息均未纳入本新闻稿或以其他方式构成本新闻稿的一部分。
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如需更多信息，请联系：
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Enbridge Inc. –媒体
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Enbridge Inc. –投资社区
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杰西·塞姆科
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丽贝卡·莫利
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免费电话：（888）992-0997
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免费电话：（800）481-2804
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电子邮件：media@enbridge.com
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电子邮件：Investor.relations@enbridge.com
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18
非公认会计原则和解附录
本新闻稿中提到了EBITDA、调整后EBITDA、调整后收益、调整后每股普通股收益和DCF。管理层认为，这些指标的提出为投资者和股东提供了有用的信息，因为它们提高了公司业绩的透明度和洞察力。
EBITDA指未计利息、税项、折旧及摊销前的利润。
经调整EBITDA是指在合并和分段基础上按不寻常、不经常或其他非经营因素调整的EBITDA。管理层使用EBITDA和调整后的EBITDA来设定目标，并评估公司及其业务部门的业绩。
调整后收益指根据调整后的EBITDA中包含的不寻常、不经常或其他非经营因素调整的归属于普通股股东的收益，以及在合并基础上折旧和摊销费用、利息费用、所得税和非控制性权益方面的不寻常、不经常或其他非经营因素的调整。管理层使用调整后的收益作为衡量公司产生收益能力的另一个指标。
DCF定义为经营活动在经营资产和负债（包括环境负债的变化）的影响之前提供的现金流量减去分配给非控制性权益、优先股股息和维持资本支出，并根据不寻常、不经常或其他非经营因素进行进一步调整。管理层还使用DCF来评估公司的业绩，并设定其股息支付目标。
这篇新闻稿还提到了债务与EBITDA的关系，这是一种非公认会计原则的比率，利用调整后的EBITDA作为其组成部分之一。债务与EBITDA之比被用作一种流动性衡量指标，用以表明在支付利息、税收、折旧和摊销之前，根据美国公认会计原则（U.S. GAAP）计算的用于支付债务的调整后收益的数额。
前瞻性非公认会计原则财务指标和非公认会计原则与可比公认会计原则指标的比率无法进行核对，原因是估计某些项目，特别是某些或有负债和受市场变化影响的非现金未实现衍生工具公允价值损失和收益存在困难和不切实际。由于这些挑战，如果不做出不合理的努力，就无法对前瞻性的非公认会计原则财务指标和非公认会计原则比率进行核对。
我们的非公认会计原则财务指标和上述非公认会计原则比率不是具有美国公认会计原则规定的标准化含义的指标，也不是美国公认会计原则的指标。因此，这些措施可能无法与其他发行人提出的类似措施相比较。
下表提供了非公认会计原则计量与可比公认会计原则计量的对账。
19
附录a
非公认会计原则对账–调整后的EBITDA和调整后的收益
综合收益
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
| （未经审计；百万加元） | |||||||||||||||||
|
液体管道
|
2,271 | 2,141 | 8,364 | 7,897 | |||||||||||||
|
天然气输送和中游
|
(1,258) | 946 | 3,126 | 3,671 | |||||||||||||
|
气体分配和储存
|
459 | 743 | 1,827 | 2,117 | |||||||||||||
|
可再生能源发电
|
(127) | 146 | 262 | 508 | |||||||||||||
|
能源服务
|
(69) | 66 | (417) | (313) | |||||||||||||
|
消除和其他
|
160 | 165 | (1,124) | 356 | |||||||||||||
|
EBITDA
|
1,436 | 4,207 | 12,038 | 14,236 | |||||||||||||
| 折旧及摊销 | (1,122) | (1,047) | (4,317) | (3,852) | |||||||||||||
| 利息支出 | (863) | (732) | (3,179) | (2,655) | |||||||||||||
| 所得税费用 | (560) | (463) | (1,604) | (1,415) | |||||||||||||
|
归属于非控制性权益的（收益）/亏损
|
126 | (32) | 65 | (125) | |||||||||||||
| 优先股股息 | (84) | (93) | (414) | (373) | |||||||||||||
| 归属于普通股股东的收益 | (1,067) | 1,840 | 2,589 | 5,816 | |||||||||||||
调整后EBITDA与调整后收益
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
| （未经审计；百万加元，每股数额除外） | |||||||||||||||||
|
液体管道
|
2,327 | 2,108 | 8,908 | 7,731 | |||||||||||||
|
天然气输送和中游
|
1,117 | 922 | 4,417 | 3,850 | |||||||||||||
|
气体分配和储存
|
467 | 450 | 1,856 | 1,853 | |||||||||||||
|
可再生能源发电
|
122 | 140 | 522 | 496 | |||||||||||||
|
能源服务
|
(62) | (83) | (364) | (360) | |||||||||||||
|
消除和其他
|
(60) | 150 | 192 | 431 | |||||||||||||
|
经调整EBITDA
|
3,911 | 3,687 | 15,531 | 14,001 | |||||||||||||
| 折旧及摊销 | (1,155) | (1,047) | (4,427) | (3,852) | |||||||||||||
| 利息支出 | (872) | (734) | (3,196) | (2,675) | |||||||||||||
| 所得税费用 | (493) | (406) | (1,767) | (1,429) | |||||||||||||
| 归属于非控制性权益的收益 | (35) | (31) | (93) | (121) | |||||||||||||
| 优先股股息 | (85) | (93) | (356) | (373) | |||||||||||||
| 调整后收益 | 1,271 | 1,376 | 5,692 | 5,551 | |||||||||||||
| 调整后每股普通股收益 | 0.63 | 0.68 | 2.81 | 2.74 | |||||||||||||
20
调整后收益的EBITDA
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
| （未经审计；百万加元，每股数额除外） | |||||||||||||||||
|
EBITDA
|
1,436 | 4,207 | 12,038 | 14,236 | |||||||||||||
| 调整项目： | |||||||||||||||||
| 未实现衍生工具公允价值（收益）/损失变动----外汇 | (486) | (112) | 1,265 | (197) | |||||||||||||
| 未实现衍生工具公允价值（收益）/损失变动-商品价格 | 49 | (155) | 27 | (53) | |||||||||||||
| 合营企业合并交易收益 | — | — | (1,076) | — | |||||||||||||
| 商誉减值 | 2,475 | — | 2,475 | — | |||||||||||||
| 股权投资减值 | — | — | — | 111 | |||||||||||||
|
股本盈利调整-DCP Midstream，有限责任公司
|
(16) | (60) | 10 | 44 | |||||||||||||
| 资产减值 | 436 | 7 | 542 | 7 | |||||||||||||
| 木纤维液化天然气交易费用 | 114 | — | 114 | — | |||||||||||||
| 其他 | (97) | (200) | 136 | (147) | |||||||||||||
| 调整项目共计 | 2,475 | (520) | 3,493 | (235) | |||||||||||||
| 经调整EBITDA | 3,911 | 3,687 | 15,531 | 14,001 | |||||||||||||
| 折旧及摊销 | (1,122) | (1,047) | (4,317) | (3,852) | |||||||||||||
| 利息支出 | (863) | (732) | (3,179) | (2,655) | |||||||||||||
| 所得税费用 | (560) | (463) | (1,604) | (1,415) | |||||||||||||
| 归属于非控制性权益的收益 | 126 | (32) | 65 | (125) | |||||||||||||
| 优先股股息 | (84) | (93) | (414) | (373) | |||||||||||||
| 调整项目： | |||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | (33) | — | (110) | — | |||||||||||||
| 利息支出 | (9) | (2) | (17) | (20) | |||||||||||||
| 所得税费用 | 67 | 57 | (163) | (14) | |||||||||||||
| 归属于非控制性权益的收益 | (161) | 1 | (158) | 4 | |||||||||||||
| 优先股股息 | (1) | — | 58 | — | |||||||||||||
| 调整后收益 | 1,271 | 1,376 | 5,692 | 5,551 | |||||||||||||
| 调整后每股普通股收益 | 0.63 | 0.68 | 2.81 | 2.74 | |||||||||||||
21
附录b
非公认会计原则调节–调整后的EBITDA与分部EBITDA
液体管道
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
| （未经审计；百万加元） | |||||||||||||||||
|
经调整EBITDA
|
2,327 | 2,108 | 8,908 | 7,731 | |||||||||||||
| 未实现衍生工具公允价值变动收益/（损失）----外汇 | 181 | 36 | (183) | 120 | |||||||||||||
| 资产减值 | (197) | — | (252) | — | |||||||||||||
| 财产税结算 | — | — | — | 57 | |||||||||||||
| 其他 | (40) | (3) | (109) | (11) | |||||||||||||
|
调整数共计
|
(56) | 33 | (544) | 166 | |||||||||||||
|
EBITDA
|
2,271 | 2,141 | 8,364 | 7,897 | |||||||||||||
气体传输和中流
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
|
（未经审计；百万加元）
|
|||||||||||||||||
|
经调整EBITDA
|
1,117 | 922 | 4,417 | 3,850 | |||||||||||||
|
股权投资减值
|
— | — | — | (111) | |||||||||||||
| 商誉减值 | (2,475) | — | (2,475) | — | |||||||||||||
|
合营企业合并交易收益
|
— | — | 1,076 | — | |||||||||||||
| 客户结算 | 118 | — | 118 | — | |||||||||||||
|
股本盈利调整-DCP Midstream，有限责任公司
|
16 | 60 | (10) | (44) | |||||||||||||
|
其他
|
(34) | (36) | — | (24) | |||||||||||||
|
调整数共计
|
(2,375) | 24 | (1,291) | (179) | |||||||||||||
|
EBITDA
|
(1,258) | 946 | 3,126 | 3,671 | |||||||||||||
气体分配和储存
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
|
（未经审计；百万加元）
|
|||||||||||||||||
|
经调整EBITDA
|
467 | 450 | 1,856 | 1,853 | |||||||||||||
| 未实现衍生工具公允价值变动收益/（损失）----外汇 | — | 2 | — | 14 | |||||||||||||
| 出售股权投资收益 | — | 303 | — | 303 | |||||||||||||
|
其他
|
(8) | (12) | (29) | (53) | |||||||||||||
|
调整数共计
|
(8) | 293 | (29) | 264 | |||||||||||||
|
EBITDA
|
459 | 743 | 1,827 | 2,117 | |||||||||||||
22
可再生能源发电
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
| （未经审计；百万加元） | |||||||||||||||||
|
经调整EBITDA
|
122 | 140 | 522 | 496 | |||||||||||||
| 未实现衍生工具公允价值变动收益/（损失）----外汇 | 2 | 2 | 8 | 8 | |||||||||||||
| 资产减值 | (238) | — | (238) | — | |||||||||||||
|
其他
|
(13) | 4 | (30) | 4 | |||||||||||||
|
调整数共计
|
(249) | 6 | (260) | 12 | |||||||||||||
|
EBITDA
|
(127) | 146 | 262 | 508 | |||||||||||||
能源服务
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
| （未经审计；百万加元） | |||||||||||||||||
| 经调整EBITDA | (62) | (83) | (364) | (360) | |||||||||||||
| 未实现衍生工具公允价值变动收益/（损失）----商品价格 | (49) | 155 | (27) | 53 | |||||||||||||
| 库存调整净额 | 55 | (6) | (13) | (6) | |||||||||||||
|
资产减值
|
(13) | — | (13) | — | |||||||||||||
| 调整数共计 | (7) | 149 | (53) | 47 | |||||||||||||
|
EBITDA
|
(69) | 66 | (417) | (313) | |||||||||||||
消除和其他
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
| （未经审计；百万加元） | |||||||||||||||||
| 经调整EBITDA | (60) | 150 | 192 | 431 | |||||||||||||
| 未实现衍生工具公允价值变动收益/（损失）----外汇 | 303 | 72 | (1,090) | 55 | |||||||||||||
| 企业保险战略重组 | — | — | (15) | — | |||||||||||||
| 木纤维液化天然气交易费用 | (114) | — | (114) | — | |||||||||||||
| 租赁资产减值 | 12 | (7) | (39) | (7) | |||||||||||||
|
其他
|
19 | (50) | (58) | (123) | |||||||||||||
|
调整数共计
|
220 | 15 | (1,316) | (75) | |||||||||||||
| EBITDA | 160 | 165 | (1,124) | 356 | |||||||||||||
23
附录c
非公认会计原则调节----业务活动向DCF提供的现金
| 三个月结束 12月31日， |
截至12月31日的12个月， | ||||||||||||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||||||||||||||
|
（未经审计；百万加元）
|
|||||||||||||||||
|
经营活动提供的现金
|
3,613 | 1,890 | 11,230 | 9,256 | |||||||||||||
|
根据经营资产和负债的变动进行调整1
|
(590) | 810 | 12 | 1,466 | |||||||||||||
| 3,023 | 2,700 | 11,242 | 10,722 | ||||||||||||||
| 分配给非控制性权益 | (75) | (64) | (259) | (271) | |||||||||||||
|
优先股股息
|
(84) | (93) | (338) | (367) | |||||||||||||
|
维护资本支出2
|
(354) | (274) | (820) | (686) | |||||||||||||
|
重大调整项目：
|
|||||||||||||||||
|
未在收入中确认的其他现金收入3
|
65 | 53 | 238 | 127 | |||||||||||||
|
超过累计收益的股权投资分配4
|
259 | 121 | 733 | 418 | |||||||||||||
| 企业保险战略重组费用 | — | — | 100 | — | |||||||||||||
|
其他项目
|
(171) | 44 | 87 | 98 | |||||||||||||
|
DCF
|
2,663 | 2,487 |
|
10,983 | 10,041 | ||||||||||||
1经营资产和负债变动净额。
2维持性资本支出是指为现有管道系统的持续支持和维护所需的支出，或为维持现有资产的服务能力所需的支出（包括更换已磨损、过时或使用寿命已满的部件）。就DCF而言，维持资本不包括延长资产使用寿命、从现有水平提高能力或降低成本以增加收入或增强现有资产的服务能力的支出。
3包括收到的现金，扣除已确认的收入，用于补足权利和类似递延收入安排下的合同。
4列报调整项目净额。
24