TC Energy Corporation (TRP) Transcription de l'appel des résultats T1 2020

TC Energy Corporation (TRP) Transcription de l'appel des résultats T1 2020

Source de l'image: The Motley Fool.

TC Energy Corporation (NYSE: TRP) Appel des résultats du premier trimestre 2020 1er mai 2020, 15 h 00 ETContenu:
Remarques préparées
Questions et réponses
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Remarques préparées:
OpérateurBon après-midi, mesdames et messieurs. Bienvenue à la conférence téléphonique sur les résultats du premier trimestre de TC Energy 2020. Je voudrais maintenant confier la réunion à M. David Moneta, vice-président, Relations avec les investisseurs. Veuillez continuer, M. Moneta. David Moneta – Vice-président, Relations avec les investisseurs Merci, et merci beaucoup et bon après-midi à tous. Je vous souhaite la bienvenue à la conférence téléphonique du premier trimestre de 2020 de TC Energy. Je suis accompagné aujourd'hui de Russ Girling, président et chef de la direction; Don Marchand, vice-président exécutif, stratégie et développement de l'entreprise et chef des finances; François Poirier, chef de l'exploitation et président, Énergie et stockage et Mexique; Tracy Robinson, présidente, Canadian Natural Gas Pipelines; Stan Chapman, président, Gazoducs américains, Paul Miller, président, Liquids Pipelines; Bevin Wirzba, premier vice-président, Liquids Pipelines; et Glenn Menuz, vice-président et contrôleur. Russ et Don commenceront aujourd'hui avec quelques commentaires d'ouverture sur nos résultats financiers et certains autres développements de la société. Une copie de la présentation de diapositives qui accompagnera leurs remarques est disponible sur notre site Web. Il se trouve dans la section Investisseurs sous la rubrique Événements et présentations. Après leurs remarques préparées, nous répondrons aux questions des investisseurs. Si vous êtes membre des médias, veuillez contacter Jamie Harding à la suite de cet appel et nous serons heureux de répondre à vos questions afin d'offrir à tous les membres de la communauté des investisseurs une égalité des chances. (Instructions de l'opérateur) Si vous avez des questions supplémentaires, veuillez rentrer dans la file d'attente. De plus, nous vous demandons de concentrer vos questions sur notre industrie, notre stratégie d'entreprise, les développements récents et les éléments clés de notre performance financière. Si vous avez des questions détaillées concernant certaines de nos petites exploitations, pour vos modèles financiers détaillés, Hunter et moi serons heureux d'en discuter avec vous après l'appel.Avant que Russ ne commence, je voudrais vous rappeler que nos remarques d'aujourd'hui inclure des déclarations prospectives soumises à des risques et incertitudes importants. Pour plus d'informations sur ces risques et incertitudes, veuillez consulter les rapports déposés par TC Energy auprès des autorités canadiennes en valeurs mobilières et de la Securities and Exchange Commission des États-Unis. Enfin, au cours de cette présentation, nous ferons référence à des mesures telles que le bénéfice comparable, le bénéfice comparable par action, bénéfice comparable avant intérêts, impôts, dépréciation et amortissement ou EBITDA comparable et fonds comparables générés par l'exploitation. Ces mesures et certaines autres mesures comparables sont considérées comme des mesures non conformes aux PCGR. Par conséquent, elles peuvent ne pas être comparables à des mesures similaires présentées par d'autres entités. Ils sont utilisés pour vous fournir des informations supplémentaires sur la performance opérationnelle, la liquidité et la capacité de TC Energy à générer des fonds pour financer ses opérations. Avec cela, je donne maintenant la parole à Russ.Russell K. Girling – Président et chef Merci, David, et bonjour à tous, et merci à tous de vous être joints à nous aujourd'hui. De toute évidence, nous vivons à une époque sans précédent avec COVID-19, la pandémie ayant un impact significatif sur des millions de personnes dans le monde. Donc, au nom de TC Energy, je voudrais commencer par exprimer mes sincères remerciements aux travailleurs de première ligne des soins de santé et des autres services essentiels qui risquent leur sécurité personnelle pour assurer le bien-être des autres. Vos actes désintéressés en cette période difficile sont vraiment courageux. Chez TC Energy, comme toujours, nous nous concentrons également sur la santé et la sécurité de nos employés, de nos sous-traitants et des communautés dans lesquelles nous opérons. Lorsque l'Organisation mondiale de la santé a déclaré COVID-19 une pandémie mondiale au début du mois de mars, nos plans de continuité des opérations ont été mis en place dans l'ensemble de l'organisation, nous permettant de continuer à exploiter efficacement nos actifs et à exécuter nos programmes d'immobilisations. considérés comme essentiels sont essentiels au Canada, aux États-Unis et au Mexique, étant donné le rôle important que joue notre infrastructure dans la fourniture d'énergie aux populations du continent. Et comme la responsabilité que nous prenons très au sérieux, comme beaucoup d'autres, des milliers de nos employés travaillent désormais à distance, tandis que ceux qui doivent être physiquement sur nos chantiers suivent des protocoles rigoureux de santé, d'hygiène et d'éloignement. Je tiens à remercier et à remercier nos employés et leurs familles pour leurs efforts continus visant à assurer que l'énergie vitale pour la vie quotidienne d'un si grand nombre continue d'être livrée de façon transparente à travers l'Amérique du Nord, et vos efforts font vraiment une différence. nos résultats financiers du premier trimestre et certains autres développements récents dans nos trois activités principales, avec environ 95% de notre BAIIA comparable provenant d'actifs réglementés ou à long terme, nous sommes largement isolés de la volatilité associée au débit volumique et aux prix des matières premières qui À part l'impact des activités d'entretien normales et des facteurs saisonniers à ce jour, nous n'avons constaté aucun changement significatif dans l'utilisation de nos actifs, ce qui renforce encore leur caractère critique en Amérique du Nord. En conséquence, comme souligné dans notre rapport du premier trimestre, notre portefeuille de 100 milliards de dollars, nos actifs d'infrastructures énergétiques de longue durée de haute qualité continuent de produire de solides résultats financiers. Et nous continuons de capitaliser et nous continuons de réaliser la croissance attendue de notre leader de l'industrie programme d'immobilisations. Aujourd'hui, ce programme que nous faisons progresser, c'est 43 milliards de dollars de projets d'immobilisations garantis, et il comprend maintenant Keystone XL. De plus, nous continuons de faire progresser plus de 10 milliards de dollars de projets en développement, y compris la remise à neuf de cinq réacteurs supplémentaires à Bruce Power dans le cadre de leur programme de prolongation de la durée de vie. Au cours des quatre derniers mois, nous avons pris des mesures importantes pour financer notre Programme de dépenses en capital 2020 et de maintenir notre solide situation financière malgré des conditions de marché difficiles. Plus précisément, nous avons accru nos liquidités de plus de 9 milliards de dollars grâce à l'émission de dettes à long terme au Canada et aux États-Unis à des taux très attractifs, à la mise en place de facilités de crédit supplémentaires et à la vente de trois centrales électriques au gaz naturel de l'Ontario Combinées à notre flux de trésorerie d'exploitation prévisible et croissant et à la vente d'une participation de 65% dans le projet de liaison gazière côtière, qui devrait se terminer au deuxième trimestre, nous pensons que nous sommes très bien positionnés pour continuer à financer notre programme d'immobilisations et d'autres obligations au cours d'une période prolongée de perturbation des marchés des capitaux si cela devait se produire. Dans l'avenir, nous prévoyons que notre solide performance opérationnelle et financière se poursuivra avec 2020, un bénéfice par action comparable devrait toujours être similaire au record résultats que nous avons produits en 2019. Bien que nous soyons fiers de notre performance financière et des rendements importants que nous avons générés pour nos actionnaires, nous savons que notre succès continu dépend de notre capacité à équilibrer la rentabilité avec la sécurité et la responsabilité environnementale et sociale. Nous avons une expérience de 65 ans d'opérations sûres et fiables, mais nous reconnaissons que nous pouvons toujours nous améliorer. Pour vous tenir au courant, nous avons publié plusieurs documents ESG axés sur les investisseurs au cours de l'année écoulée. Ils ont décrit une partie du travail que nous faisons pour assurer la résilience de notre entreprise dans un paysage énergétique en constante évolution, tout cela peut être consulté sur notre site Web à l'adresse tcenergy.com. Avec cela comme un aperçu, je vais expliquer certains des développements récents en commençant par un bref examen de nos résultats financiers du premier trimestre. Don, fournira plus de détails sur nos résultats et nos liquidités en quelques minutes seulement. À l'exception de certains éléments spécifiques, le bénéfice comparable était de 1,1 milliard de dollars ou 1,18 $ par action ordinaire pour le trimestre clos le 31 mars, comparativement à 1 milliard de dollars ou 1,07 $ par action en 2019, ce qui représente une augmentation de 10% par action. Le BAIIA comparable de 2,5 milliards de dollars a augmenté de 6% et le montant déclaré pour la même période l'an dernier, tandis que les fonds comparables générés par l'exploitation étaient de 2,1 milliards de dollars, soit 17% de plus que la même période. Chacun de ces montants reflète la solide performance de notre les actifs hérités ainsi que les contributions d'un autre 1,6 milliard de dollars de nouveaux actifs à long terme sous contrat et à tarifs réglementés mis en service au début de 2020. Ensuite, je ferai quelques commentaires sur nos trois activités principales. À commencer par notre entreprise de gazoducs. La demande des clients pour nos services est demeurée forte, malgré les effets du COVID-19 sur l'économie nord-américaine en général. Des preuves de cela peuvent être observées dans les volumes transportés à travers nos systèmes avec le système NGTL, les recettes sur le terrain étant en moyenne d'environ 12,2 Gpi3 par jour. Le réseau principal canadien Western a reçu en moyenne 3,2 Gpi3 par jour.Notre réseau de pipelines américain plus large se déplace environ 26 Gpi3 par jour et nos pipelines mexicains se déplacent d'environ 1,5 Gpi3 par jour, chacun de ces montants est similaire ou supérieur aux volumes déplacés au cours de la même période. l'année dernière. Parallèlement, nous continuons de faire progresser plus de 27 milliards de dollars de projets d'immobilisations associés à nos activités de pipelines de gaz naturel. Le programme comprend une expansion importante de notre système NGTL, des ajouts de capacité de notre – à notre réseau américain, le pipeline Villa de Reyes, le projet Tula et notre projet Coastal Gasoline Pipeline en Colombie-Britannique, qui joueront un rôle important dans la livraison de gaz naturel canadien. sur les marchés asiatiques. Eh bien, il est trop tôt pour déterminer si la pandémie de COVID-19 aura des répercussions à long terme sur nos programmes d'immobilisations. Ce que je dirais est directionnel, nous nous attendons à un ralentissement de nos activités de construction. Dans les dépenses d'investissement en 2020, en raison de la crise sanitaire mondiale et de son impact, le programme de sécurité lié aux COVID – les protocoles de sécurité auront sur notre productivité de la construction.Enfin, dans les gazoducs, la semaine dernière, nous sommes heureux d'annoncer une règlement des besoins en revenus de l'année avec nos clients sur le système NGTL. Le règlement, qui s'étend de janvier 2020 à décembre 2024, fixe le rendement des capitaux propres de base de 10,1% sur 40% des actions ordinaires réputées, et comprend des mécanismes d'incitation pour certains coûts d'exploitation, où les écarts par rapport aux montants projetés seraient partagés entre TC Energy et nos clients. Le règlement est le résultat d'un processus de collaboration entre nous et nos clients et répond à leurs besoins pendant cette période difficile, tout en nous offrant un rendement stable alors que nous investissons des milliards de dollars dans l'infrastructure de pipelines pour améliorer leur connectivité de l'approvisionnement en gaz naturel. Passons maintenant à nos activités de pipelines de liquides qui ont généré des résultats solides au premier trimestre, malgré une volatilité extraordinaire sur les marchés mondiaux du pétrole brut. Bien que la volatilité ait eu un impact sur notre lien avec le marché et la commercialisation des liquides des entreprises, notre Keystone a continué de produire des résultats solides car elle dessert un marché important dans le Midwest américain et la côte du Golfe, et est soutenue par des prises à long terme ou payer des contrats avec des contreparties solides. Également dans les pipelines de liquides, nous avons récemment annoncé que nous commencerions la construction du pipeline Keystone ou du pipeline Keystone XL. Keystone XL est la quatrième phase du système Keystone et continue d'être un projet très important pour le Canada et les États-Unis. Il créera des milliers d'emplois, une sécurité énergétique avancée pour les deux nations de manière écologique et durable. Le projet est soutenu par de nouveaux contrats à prendre ou à payer de 20 ans qui devraient générer environ 1,3 milliard de dollars US d'EBITDA supplémentaire sur une base annuelle, une fois le pipeline mis en service. Keystone XL nécessitera un investissement supplémentaire d'environ 8 milliards de dollars US et devrait entrer en service en 2023. Pour faire avancer le projet, nous avons conclu un partenariat avec le gouvernement de l'Alberta, qui investira environ 1,1 milliard de dollars de capitaux propres dans le projet et garantira pleinement un crédit de 4,2 milliards de dollars US au niveau du projet. établissement. Une fois le projet terminé et mis en service, nous prévoyons d'acquérir le capital-investissement du gouvernement de l'Alberta et de refinancer la facilité de crédit.Nous apprécions le soutien continu des propriétaires fonciers, des clients, des groupes autochtones et de nombreux autres partenaires aux États-Unis et au Canada, qui ont aidé nous assurons le support de projet et les approbations réglementaires clés pour ce projet d'infrastructure énergétique très important. De plus, je tiens à remercier les nombreux représentants du gouvernement de toute l'Amérique du Nord pour leur soutien sans lequel ce projet n'aurait pas pu progresser. À l'avenir, nous continuerons de gérer avec soin diverses questions juridiques et réglementaires pendant la construction de ce pipeline, qui ont la capacité de déplacer environ 830 000 barils par jour d'énergie produite de manière responsable des sables bitumineux canadiens vers le plus grand marché de raffinage du continent sur la côte américaine du golfe du Mexique. Passons maintenant à l'électricité et au stockage, où Bruce Power a continué de produire des résultats solides au cours des trois premiers mois de cette année. Après des années de préparation, en janvier, Bruce Power a commencé à travailler sur la tranche six, remplacement de composants majeurs ou panne de MCR, lorsqu'elle l'a mise hors ligne ici en janvier. Nous prévoyons d'investir environ 2,4 milliards de dollars dans ce programme ainsi que dans le programme de gestion des actifs en cours jusqu'en 2023 et lorsque la remise à neuf de l'unité six devrait être effectuée. Malheureusement, en raison de COVID-19 le 25 mars 2020, Bruce Power a déclaré un cas de force majeure. dans le cadre de son contrat avec le gestionnaire de réseau électrique indépendant. L'avis de force majeure couvre le MCR de l'unité six et certains travaux de gestion d'actifs. À l'époque, le cas de force majeure a été déclaré, le programme MCR de l'unité six était en avance sur le calendrier.Malgré la force majeure, Bruce Power a pu continuer à travailler de façon limitée sur les activités du chemin critique ainsi que la formation des entrepreneurs MCR. Fin avril, la remobilisation des effectifs du MCR a commencé par la mise en place de mesures strictes COVID-19 en matière de sécurité des travailleurs. Les mesures comprennent des ajustements de poste pour réduire les effectifs, une augmentation de l'équipement de protection individuelle, une distance physique et une réduction du travail non critique. Les opérations et les arrêts prévus de toutes les autres unités devraient se poursuivre normalement. Enfin, au pouvoir, plus tôt cette semaine, nous avons conclu la vente de trois centrales au gaz naturel en Ontario, à Napanee, à Halton Hills et notre participation dans Portlands Energy. Centre. Un produit net d'environ 2,8 milliards de dollars servira à financer notre programme d'immobilisations de pointe. Ainsi, en résumé, nous faisons progresser aujourd'hui des projets de croissance sécurisée de 43 milliards de dollars qui devraient entrer en service d'ici 2023. Nous avons investi environ 12 milliards de dollars dans ce programme. à ce jour, environ 6 milliards de dollars de ces projets devraient être achevés d'ici la fin de 2020. Notamment, ils sont tous soutenus par la réglementation du coût du service ou des contrats à long terme, ce qui nous donne une visibilité sur les bénéfices et les flux de trésorerie qu'ils généreront au fur et à mesure qu'ils Compte tenu de la solidité de notre récente performance financière et de nos perspectives d'avenir prometteuses, en février, le conseil d'administration de TC Energy a déclaré un dividende du premier trimestre 2020 de 0,81 $ par action ordinaire, ce qui équivaut à 3,24 $ sur une base annuelle. Cela représente une augmentation de 8% par rapport au montant déclaré pour la même période en 2019 et c'est la 20e année consécutive que notre conseil d'administration augmente le dividende. Au cours de cette même période, nous avons maintenu des ratios de couverture constamment élevés avec notre dividende, le moyenne, représentant un versement d'environ 80% des bénéfices comparables et 40% des fonds comparables générés par l'exploitation, nous laissant avec des flux de trésorerie générés en interne pour investir dans nos activités. Sur la base de la solide performance continue de notre activité de base, la croissance organique et la croissance organique que nous prévoyons réaliser au fur et à mesure de l'avancement de notre programme de capital garanti de 43 milliards de dollars, nous nous attendons à ce que notre dividende croisse à un taux annuel moyen de 8% à 10% jusqu'en 2021 et de 5% à 7% par la suite. Je vous laisserais avec les messages clés suivants. Aujourd'hui, nous sommes une entreprise d'infrastructure énergétique de premier plan en Amérique du Nord avec une solide expérience en matière de valeur à long terme pour les actionnaires. Nos actifs fournissent un service essentiel au fonctionnement de la Société nord-américaine et de son économie et la demande pour nos services demeure forte. Pour l'avenir, nous avons cinq plateformes de croissance importantes: les pipelines de gaz naturel canadiens, américains et mexicains, les pipelines de liquides et l'électricité. et le stockage. À mesure que nous avançons notre programme de capital garanti de 43 milliards de dollars, nous prévoyons tirer parti de notre longue expérience de croissance des bénéfices, des flux de trésorerie et des dividendes par action. Nous avons également plus de 10 milliards de dollars de projets aux stades avancés de développement et nous nous attendons à ce que de nombreuses autres opportunités de croissance organique dans les couloirs émanent de notre vaste empreinte d'actifs critiques. Regarder vers l'avenir – travailler conformément à nos valeurs et répondre rapidement aux signaux du marché et signer des messages pour nous assurer de rester à la pointe de l'industrie et résilients alors que nous continuons à accroître la valeur pour les actionnaires. Je vais maintenant passer la parole à Don, qui fournira plus de détails sur nos résultats du premier trimestre et notre situation financière. Don, à vous. Donald R. Marchand – vice-président exécutif, Stratégie et développement de l'entreprise et chef des finances Merci, Russ et bonjour à tous. Comme indiqué dans nos résultats publiés plus tôt dans la journée, le bénéfice net attribuable aux actions ordinaires était de 1,15 milliard de dollars ou 1,22 $ par action au premier trimestre de 2020 et comparativement à 1 milliard de dollars ou 1,09 $ par action pour la même période en 2019. Libération de 281 millions de dollars de provision pour moins-value d'impôt à la suite de notre réévaluation des actifs d'impôt différé qui sont plus susceptibles qu'improbables d'être réalisés en raison de notre décision de procéder avec Keystone XL. Cela a été partiellement compensé par une perte supplémentaire après impôts de 77 millions de dollars liée aux centrales électriques au gaz naturel de l'Ontario destinées à la vente.Le premier trimestre de 2019 comprenait également certains éléments spécifiques décrits sur la diapositive et discutés plus en détail dans notre rapport du premier trimestre 2020 à actionnaires. Ces éléments spécifiques ainsi que les gains et pertes latents résultant de changements dans les activités de gestion des risques sont exclus des résultats comparables. Le bénéfice comparable au premier trimestre a augmenté de 122 millions de dollars pour atteindre 1,1 milliard de dollars ou 1,18 $ par action, contre 987 millions de dollars ou 1,07 $ par action en 2019, ce qui représente une augmentation de 10% par action. au premier trimestre, le BAIIA comparable de nos cinq secteurs d'exploitation était de 2,5 milliards de dollars. Une augmentation de 152 millions de dollars par rapport à 2019. Le BAIIA comparable de 597 millions de dollars des pipelines de gaz naturel canadien a été de 41 millions de dollars supérieur à celui de la même période l'an dernier, principalement en raison de l'augmentation du bénéfice de la base tarifaire ainsi que de l'amortissement par transfert et des charges financières sur le réseau NGTL de installations supplémentaires mises en service. Cette baisse a été partiellement contrebalancée par la baisse des impôts sur les bénéfices du système NGTL et du réseau principal du Canada en raison des mesures d'amortissement fiscal accélérées adoptées par le gouvernement fédéral canadien en juin 2019.Le bénéfice net du système GNTL a augmenté de 22 millions de dollars par rapport au premier trimestre de 2019. en raison d'une base d'investissement moyenne plus élevée et de l'expansion continue du système et reflète un ROE de 10,1% sur 40% de capitaux propres réputés. Le bénéfice net du réseau principal canadien a diminué de 5 millions de dollars en glissement annuel, principalement en raison de la baisse des revenus incitatifs. Le BAIIA comparable des pipelines de gaz naturel de 766 millions de dollars ou 1,032 milliard CAD au cours du trimestre a augmenté de 36 millions USD ou 60 millions CAD par rapport à la même période en 2019. Cette augmentation est principalement due aux contributions des projets de croissance de Columbia Gas et de Columbia Gulf mis en service, en partie contrebalancée par la vente de certains actifs de Columbia Midstream en août 2019.Le BAIIA comparable des pipelines de gaz naturel du Mexique de 198 millions de dollars ou 269 millions de dollars a été de 88 millions de dollars ou 123 millions de dollars supérieur au premier trimestre 2019. Cette augmentation est principalement attribuable à la hausse du bénéfice des taxes sur les services, y compris 55 millions de dollars associés à des frais ponctuels réalisés en raison de l'achèvement réussi du projet par rapport aux objectifs du contrat ainsi qu'aux frais reçus de l'exploitation du pipeline.Le BAIIA comparable des pipelines de liquides a diminué de 118 millions de dollars pour s'établir à 445 millions de dollars au premier trimestre 2020, tiré par une baisse volumes non contractés sur le réseau de pipelines Keystone, une diminution de la contribution des activités de commercialisation des liquides du e à la baisse des marges et à la baisse des bénéfices en raison de la monétisation partielle de Northern Courier en juillet 2019.Le BAIIA comparable de l'électricité et du stockage a augmenté de 43 millions de dollars en glissement annuel pour s'établir à 194 millions de dollars en raison de la hausse des résultats de Bruce Power qui a été augmentée par une augmentation le prix de l'électricité réalisé et l'augmentation de la production résultant d'une diminution des jours d'interruption, partiellement compensés par les pertes sur les fonds investis pour les avantages complémentaires de retraite. La contribution plus élevée de Bruce Power a été légèrement contrebalancée par la baisse des résultats de l'électricité au Canada, principalement en raison d'une panne à notre centrale de cogénération de Mackay River, qui a débuté à la fin du quatrième trimestre 2019 et de la vente de la centrale Coolidge en mai 2019. Revenus libellés en dollars américains, y compris les pipelines de gaz naturel aux États-Unis, les pipelines de gaz naturel au Mexique et les parties de pipelines de liquides, le BAIIA a été converti en dollars canadiens en utilisant un taux de change moyen de 1,34 au premier trimestre 2020 par rapport au taux utilisé pour la même période en 2019.Pour rappeler notre approche en matière de gestion de l'exposition aux devises, nos sources de revenus libellées en dollars américains sont partiellement couvertes par les intérêts sur la dette libellée en dollars américains. Nous gérons ensuite activement l'exposition résiduelle sur une base continue d'un an, les gains et les pertes réalisés sur ce programme se reflétant dans des produits d'intérêts comparables et autres. Passons maintenant aux autres éléments du compte de résultat de la diapositive 15. Les amortissements de 630 millions de dollars ont augmenté 22 millions de dollars par rapport au premier trimestre 2019, principalement en raison de nouveaux projets mis en service dans les pipelines de gaz naturel au Canada et aux États-Unis. L'amortissement des pipelines de gaz naturel au Canada est recouvrable sous forme de droits accréditifs.Les charges d'intérêt de 578 millions de dollars pour le premier trimestre de 2020 ont diminué de 8 millions de dollars d'une année sur l'autre, principalement en raison de l'effet net de l'augmentation des intérêts capitalisés liés au gaz côtier link et Keystone XL, des taux d'intérêt plus bas sur des niveaux plus élevés d'emprunts à court terme et d'émissions de dette à long terme, nets des échéances. L'AFUDC a diminué de 57 millions de dollars pour le trimestre clos le 31 mars 2020, par rapport à la même période en 2019, principalement en raison de à Columbia projets de croissance de gaz mis en service en 2019 et la suspension de l'enregistrement AFUDC à compter du 1er janvier 2020 sur Tua (Phonetic) en raison de retards de construction persistants.Les revenus d'intérêts comparables et autres ont augmenté de 19 millions de dollars au premier trimestre par rapport à 2019, principalement en raison de gains de change non réalisés sur les passifs d'impôt différé libellés en pesos, reflétant l'affaiblissement du peso mexicain au premier trimestre 2020. Le bénéfice comparable a été de 211 millions de dollars au premier trimestre 2020, contre 228 millions de dollars pour la même période l'an dernier. La baisse de 17 millions de dollars est principalement attribuable à la baisse des impôts sur les bénéfices des pipelines à tarifs réglementés canadiens, y compris la baisse du taux d'imposition des sociétés de l'Alberta, partiellement contrebalancée par la baisse des écarts de taux d'imposition à l'étranger et l'augmentation du bénéfice avant impôts. Excluant les pipelines à tarifs réglementés canadiens, où les impôts sur les bénéfices sont un élément intermédiaire et donc assez variable, ainsi que les revenus des fonds propres de l'AFUDC aux États-Unis et au Mexique, nous prévoyons que notre taux d'imposition effectif pour l'année 2020 se situera entre le milieu et le adolescents élevés après normalisation de ces éléments.Résultat net comparable attribuable à la part des actionnaires sans contrôle de 96 millions de dollars au premier trimestre, a diminué de 5 millions de dollars par rapport à la même période l'an dernier, principalement en raison de la baisse des bénéfices de TC Pipelines LP. Enfin, les dividendes sur les actions privilégiées étaient comparables au premier trimestre 2019. Passons maintenant à la diapositive 16. Au cours du premier trimestre, nous avons investi environ 2,3 milliards de dollars dans notre programme d'immobilisations, qui reflète 100% des dépenses de Coastal Gaslink et à la clôture de la vente de le KKR et Aimco attendus au deuxième trimestre. Les dépenses en capital ont été en grande partie financées par des fonds comparables générés par des opérations de 2,1 milliards de dollars, ainsi que par des fonds en caisse et des effets à payer.Comme tout le monde le sait, les conditions du marché des capitaux ont été considérablement affectées par COVID-19, entraînant des périodes de volatilité considérablement accrue et liquidité réduite. En réponse à cela, nous avons obtenu environ 6,6 milliards de dollars de capacité financière supplémentaire au début d'avril grâce à des émissions de dette à long terme au Canada et aux États-Unis à des conditions convaincantes. Parallèlement à la création de 2 milliards de dollars de facilités de crédit engagées supplémentaires, notre solide situation financière a été renforcée plus tôt cette semaine avec l'achèvement de la cession de nos trois centrales électriques au gaz naturel de l'Ontario pour 2,8 milliards de dollars. La vente entraînera une perte finale après impôts estimée à 370 millions de dollars, dont 271 millions de dollars ont été réalisés au 31 mars 2020. Le montant restant sera enregistré à la clôture et reflété dans les résultats du deuxième trimestre 2020. Ces transactions ont collectivement ajouté plus de 9 milliards de dollars de liquidités supplémentaires au cours des derniers mois, améliorant notre flexibilité financière et démontrant notre accès continu aux marchés des capitaux dans des conditions de marché tendues. À l'avenir, notre solidité financière s'améliorera encore une fois la monétisation partielle et l'établissement de financement au niveau du projet pour Coastal Gaslink. Fin avril, nous avons signé un accord de crédit avec le syndicat des banques, prolongeant le financement sans recours au niveau du projet pour financer la majorité des coûts de construction du projet. Les facilités de crédit seront disponibles pour être tirées une fois que les conditions préalables auront été remplies, y compris la conclusion de la convention d'achat d'actions avec KKR et Aimco, qui devrait avoir lieu au deuxième trimestre. Comme cela a été souligné, nous avons également obtenu le gouvernement de l'Alberta le soutien à Keystone XL sous la forme d'une contribution en actions de 1,1 milliard de dollars américains et d'une garantie de prêt de 4,2 milliards de dollars américains. Passons maintenant à la diapositive 17. Ce graphique met en évidence nos sources et utilisations prévues des fonds en 2020. À partir de la colonne de gauche, notre analyse à long terme échéances de la dette de 3,7 milliards de dollars, dividendes et part des actionnaires sans contrôle, distributions d'environ 3,3 milliards de dollars et dépenses en immobilisations de 2020, qui devraient maintenant être d'environ 10 milliards de dollars avec l'ajout de Keystone XL et reflétant 100% de la liaison gazière côtière jusqu'à la fin de l'accord d'achat d'actions porte nos besoins de financement totaux pour l'année à environ 17 milliards de dollars. La deuxième colonne met en évidence des sources globales d'environ 17 $ milliards de dollars, y compris les prévisions de génération de flux de trésorerie d'environ 7 milliards de dollars, le produit de la vente de nos centrales électriques au gaz naturel de l'Ontario de 2,8 milliards de dollars; la vente d'une participation de 65% dans Coastal GasLink et le financement associé au niveau du projet, qui devraient générer ensemble environ 2,2 milliards de dollars; l'investissement en actions du gouvernement de l'Alberta dans Keystone XL de 1,1 milliard de dollars américains ou 1,5 milliard de dollars canadiens et 3,7 milliards de dollars de dette à long terme émis en avril. Avec l'achèvement de ces activités de financement, nous sommes effectivement entièrement financés pour 2020 et avec plus de 13 milliards de dollars de facilités de crédit engagées en place et des programmes de papier commercial bien soutenus au Canada et aux États-Unis, positionnés pour nous assurer de traverser une période de perturbation prolongée si cela devait se produire.En collaboration avec le FID Keystone XL, nous avons annoncé le plan de réinvestissement des dividendes sera rétabli en 2021 et 2022 pour aider à financer notre partie du profil de dépenses du projet. De plus, pour fournir une flexibilité financière supplémentaire et un soutien à nos paramètres de crédit, un programme global d'investissement. Nous avons l'intention de déposer une tranche de capitaux propres de 1 milliard de dollars pour permettre un programme d'émission d'actions au marché, qui sera utilisé au besoin. Nous continuons de croire fermement qu'il est utile de maintenir les notations de crédit. Ils sont au sommet de notre industrie. Passons maintenant à la diapositive 18. En terminant, j'offre les commentaires suivants. Nos solides résultats financiers et opérationnels au premier trimestre continuent de mettre en évidence notre stratégie commerciale diversifiée à faible risque et reflètent la solide performance de notre portefeuille hérité de premier ordre, ainsi que la contribution d'actifs de qualité tout aussi élevée de notre programme d'investissement permanent. la situation financière globale reste solide. Nous sommes bien placés pour financer notre programme d'immobilisations sécurisées de 43 milliards de dollars grâce à des flux de trésorerie générés en interne résistants et croissants et à un éventail d'options de financement attrayantes. Notre portefeuille de projets d'infrastructures énergétiques critiques est en passe de générer des bénéfices et des flux de trésorerie de longue durée de haute qualité pour nos actionnaires, soutenus par des fondamentaux solides, des contreparties solides et des offres de services haut de gamme, ainsi que de faire germer des opportunités de corridor attrayantes et exécutables. Cela devrait soutenir une croissance annuelle du dividende de 8% à 10% en 2021 et une croissance organique de 5% à 7% par la suite. Enfin, nous continuerons à maintenir la solidité financière et la flexibilité à tous les stades du cycle économique. C'est la fin de mes remarques préparées. Je cède maintenant la parole à David pour les questions et réponses. David Moneta – Vice-président, Relations avec les investisseurs Merci, Don. Juste un rappel, avant de céder la parole au coordinateur de la conférence pour les questions de la communauté des investisseurs. (Instructions de l'opérateur) Afin de donner à tout le monde une opportunité, je vais céder la parole au coordinateur de la conférence.Questions et réponses: OperatorMerci. (Instructions pour l'opérateur) Notre première question est de Robert Catelier. Allez-y. Votre ligne est maintenant ouverte.Robert Catellier – Marchés des capitaux CIBC – AnalystHi. Merci pour votre présentation et vos commentaires aujourd'hui. J'ai quelques questions. Donc, le premier est sur la Bruce Force Majeure, je veux juste confirmer, il semble que c'était entièrement dû à COVID-19, mais pouvez-vous confirmer qu'il n'y a pas eu de problèmes liés à la gestion de l'approvisionnement et de la chaîne, des difficultés à obtenir du matériel ou quelque chose comme ça? Et quelle a été la réponse à la réclamation de force majeure? François Poirier – Directeur des Opérations et Président, Power and Storage et Mexico Hi Robert, c'est François. Je prends celui-là. So, yes, I can confirm that the Force Majeure event was related to COVID-19. And a lot of the work taking place in the reactor is under close quarters. With respect to our supply chain, we've had a very modest number of suppliers, none of them critical with some issues. And we've actually been working hard to resolve those issues with that a very small number of suppliers, and we don't expect any of those issues to interrupt progress for the project.Robert Catellier — CIBC Capital Markets — AnalystOkay. And my second question, maybe for Russ or Don, happy to see that you've confirmed the dividend growth outlook despite the significant volatility in the markets, not to mention the fact that you've added a major growth project. So, I'm just curious as to what it might take to shake the sanctity of that dividend growth outlook? And really what I'm getting at is whether or not you think it will get — get value for that premium dividend growth rate, particularly the 8% to 10% in 2021?Russell K. Girling — President and Chief Executive OfficerI'll start, it's Russ. And maybe Don wants to augment. But as you know, we take a long-term view on our capital allocation policy. It's been unchanged for almost two decades here. We use a 60% of our free cash flow and we reinvested in our core businesses. And we take 40% of it and we return it to our shareholders in the form of a dividend. We've maintained that sort of a payout ratio for a long period of time. And as you point out, you don't necessarily get value at all points in the cycle, but we believe over the long-term, stability and predictability is a value to people. And as we've said before, when we provided that guidance of 8% to 10% through 2021, it was underpinned by growth in earnings and cash flow per share. And it will be our plan to maintain similar payout ratios that we've had in the past going forward. And I don't see any need to change that or any reason to change that. Don?Donald R. Marchand — Executive Vice-President, Strategy and Corporate Development and Chief Financial OfficerYes. I concur, Russ. Again, when we give dividend guidance, it's really with that long-term perspective in mind. And as we outlined at Investor Day, 95% of our EBITDA comes from regulated long-term contracted assets. That will increase to 98% once Keystone XL is in service. And we believe we have fairly solid visibility to, in the absence of Keystone XL, EBITDA that's largely locked in the $10 billion range at the end of this decade. So, I think it speaks to the criticality of our assets and just how important they are to the North American economy. So, we are comfortable with that guidance and with what we consider payout ratios that are eminently affordable and hopefully value.Robert Catellier — CIBC Capital Markets — AnalystOkay. Thanks and stay safe.Russell K. Girling — President and Chief Executive OfficerThanks Rob.OperatorThank you. Our next question is from Robert Kwan from RBC Capital Markets. Please go ahead, your line is now open.Robert Kwan — RBC Capital Markets — AnalystGood afternoon. If I can first start with a question on the NGTL settlement. And specifically, just under the settlement agreement, can you just talk about the treatment of volume variances as well as any impact of customer bankruptcies. So first, just the treatment?Second, how the timing of any cash true-ups for and also, doesn't matter where on the system there's either volume variances or customer bankruptcies, e.g., is it core system versus something on the edges like North Montney Mainline?Tracy Robinson — Executive Vice-President and President, Canadian Natural Gas PipelinesRobert, its Tracy here. So the revenue requirement agreement that we've just completed was a — as Russ said earlier, was an effort collaboratively across the system and really kind of an alignment of our interest. So, if you think about it, what it does is it gives our customers kind of true-ups incentives for toll kind of expand prudently and to manage our tolls down, which is what they're really concerned about. And for us, it gives us the assurances of the return on equity over a period of time where we do that expansion.So, it's really around making sure that we're both aligned in the growth and the health of the basin. As it comes to the more specific issues around what happens if there are bankruptcies or other, it doesn't deal with those things specifically. The tenants of the rate-regulated system remain completely intact under this agreement. So, I'll leave it there, and you can press on that a little if you need to.Robert Kwan — RBC Capital Markets — AnalystSure. Just kind of one follow-up. So does that get part — I assume it gets parked into a deferral account, are you able to dispose of that during the agreement period? Or do you have to wait for the five-year settlement to be done before to work it back into new rates?Tracy Robinson — Executive Vice-President and President, Canadian Natural Gas PipelinesNo. The toll system, the toll arrangement of determining tools under this agreement is the same as it would normally be. What the incentive structure is, is that we've established with our customers what we would predict tools to be in the future. And if we can work our capital program and our expenses in a manner that to fall below that projected level, then there are some benefits to us, particularly in depreciation rates. If tools come in above those baseline numbers, then the agreement can be opened, not the return on equity, but the agreement, some of the other provisions in the agreement can be revisited. There's also an incentive structure embedded in agreement, not dissimilar to what you've seen before in the NGTL agreements around costs, operating costs. And so there's no specific provisions around deferrals.Robert Kwan — RBC Capital Markets — AnalystPerfect. Got it. And then if I can just finish turning to the Liquids System. Keystone and market length, are you able to give an update as to what flows and specifically, either price-sensitive or interruptible flows are on both systems today compared to where you were in the first quarter? And then is there also an update on the still analysis and the pipe that was set for evaluation?Paul Miller — Executive Vice-President and President, Liquids PipelinesSure, Rob. It's here. It's Paul here. On the first question, our Keystone System ex-Hardisty ran just about — just under capacity. And recall with the spill we had late last year, we were going to be ramping up throughout the first quarter. So we ran just below capacity. We — and that compares about the same as where we were Q1 of 2019 and on an un-contracted spot basis, we were slightly ahead of where we were in Q1 2019 and in Q1 2020, probably about almost $0.01 higher.On the southern end of our system, this is where we saw a reduction in flows. We probably had about — probably had about; let's call it, so $0.03, $0.035 lower earnings generated from our market linked in Q1 2020 versus Q1 2019. On the — still cause what we've — what the independent would call it failure analysis determined that the failure was a result of crack due to a weld defect with the pipe on the manufacturer.We have developed or in the process of developing technology that will allow us to detect these types of features elsewhere in the system, and we continue to do other maintenance and integrity work across the entire system as a result of the Enberg spill. I think what that's going to be for us going forward on Keystone system is we will probably see flows in Q2, Q3 and about the same as we saw in Q1, as we worked the various integrity programs on the system.Robert Kwan — RBC Capital Markets — AnalystWas there — with Paul, with those flat flows, that's really function no more of the work you're doing rather than what's being put through the system and demanded for in the system?Paul Miller — Executive Vice-President and President, Liquids PipelinesYes. It's kind of a combination, Robert. I see the Keystone continues to enjoy high demand, notwithstanding some of the supply cuts we've seen, particularly in Alberta. We have a lot of features that shippers find attractive as far as our ability to get to the market quicker with a competitor toll.And we're also seeing more late volume come into the system. And with our bullet line design, we have exceptional product quality, which becomes even more important as you move on later volumes. So we continue to see good volumes through the system.But there will be, I think, extra capacity available to us with some of the supply decreases. So we're going to take advantage of perhaps some of those lower supplies and bring some of that maintenance and integrity work for it. So going to be a bit of a combination.Robert Kwan — RBC Capital Markets — AnalystThank you very much.Paul Miller — Executive Vice-President and President, Liquids PipelinesYou're welcome.OperatorThank you. Our next question is from Jeremy Tonet with JP Morgan. Please go ahead. Your line is now open.Jeremy Tonet — JP Morgan — AnalystHi, good afternoon. Just wanted to start off with, I think counterparty concern is a big issue in the marketplace right there. And you guys seem to be in a pretty good position. I think you talked about IG being kind of a material percentage of your counterparties there, but I was wondering if you could share a bit more color as far as percentage-wise or any other details as far as what your exposure to investment-grade versus non-investment-grade is right now.And when you're talking to your producer customers in different basins, do you sense any kind of stress there or expectations just bankruptcy in general, how that might impact you if that were to come to fruition?Donald R. Marchand — Executive Vice-President, Strategy and Corporate Development and Chief Financial OfficerJeremy, it's Don here. I'll start off, and I'll turn it over to my colleagues to give a little more color in their specific business areas. We're — yes, our customer base is heavily investment grade. And I think the value of the service is indicated in a couple of ways. One is just a high-capacity utilization. We continue to see here.And things like the NGTL deal, where we have supply push customers for the most part, willing to sign a five-year deal with us to underpin the system there. Where we have, I guess, more strain counterparties or lesser investment-grade counterparties to be concentrated more on the supply push side in the WCSB and in Appalachia. But to date, our revenue cycles aren't showing anything anomalistic in terms of payments. And again, system utilization remains very high and these are very, advantaged basins. So, maybe I'll turn it over to Stan and Tracy to add a little more color on their respective customer bases.Paul Miller — Executive Vice-President and President, Liquids PipelinesJeremy, this is Stan a thoughtful question. And while we have seen several producer downgrades over the past couple of weeks. Overall, our view of how we're handling this producer exposure really hasn't changed. We're still holding about $1 billion of collateral, predominantly in the form of letters of credit.We're still seeing high load factors with more than half of our large producers flowing at load factors in excess of 90%. And tells us that producers are continuing to get proper value for the capacity that they hold on our system, specifically given the fact that the TECO pool the Columbia gas trading point trades at a premium to Tetco M2 or Dominion South point, many of our producers have attractive hedges in place for 2020.And the recent price run-up we've seen on the NYMEX curve for 2021, in particular, where prices are up almost $0.40 are not only going to allow for higher cash flow in realized prices, but also better hedged positions for 2021 and more good news. The capital markets seem to be opening up to the producers. And we're seeing some transactions being completed.And some producers are using these proceeds to buy back debt at discounted values or to purchase outstanding equity shares. And that, in turn, is driving equity valuations up pretty much across the board over the past 30 days or is or so. So our producer exposure, in our view, continues to be manageable.And it's good to hear some positive news on that front. With respect to our overall customer mix, at least within the U.S. gas business, you could generically think of us as having about one-third of our portfolio being covered by end users, one-third producers and then a third marketer at least for the top 40 of our customers that generate about 70% or 75% of our revenue.Jeremy Tonet — JP Morgan — AnalystJeremy, I add a little bit from that on the WCS. Stan, are we done?Stanley (Stan) G. Chapman III — Chairman, TC PipeLines GP, Inc. Executive Vice-President and President, U.S. Natural Gas PipelinesYeah some of that, Tracy.Tracy Robinson — Executive Vice-President and President, Canadian Natural Gas PipelinesOkay. I'll add a little bit on the WCSB. Much of the same about — two-thirds of our customers are our revenues rather come from investment-grade customers. And nearly 90% is credit worthy. And for those others that are out there, we have collateral pursuant to the terms of both the tariff and the contracts. So without a doubt though, we're watching this very closely.And we do know that there are some of our customers out there who are struggling with some near-term issues on equity valuations and liquidity. The federal government, of course, in Canada, has announced a program that we think offers a prospect of helping with some of that in the near-term and we believe and hope that of course this is a near-term issue because it stands at the fundamentals of gas right now are large unchanged. If you look at the price curve as you go out, this is not a bad place to be right now. So we are positive.Paul Miller — Executive Vice-President and President, Liquids PipelinesAnd Jeremy, it's Paul here. Maybe I'll just give you a better visibility on the liquids side on the Keystone shippers. We have a small number of large creditworthy investment-grade counterparties. The vast majority are integrated well they have engagements in place to move productions to their associated refineries. I would say that probably weighted average in that BBB+ range. So, generally, well capitalized and diversified super group.OperatorThank you. Our next question is from Linda Ezergailis with TD Securities. Please go ahead. Your line is now open.Linda Ezergailis — TD Securities — AnalystI just want to get a better understanding of how we might think of the path forward for Keystone XL to the extent that you're running some scenarios potentially. I'm just wondering at what point the project's progress might be bottlenecked if the Permit 12 issue is not resolved and starts to become on the critical path. And maybe you can walk us through some understanding of where on the U.S. route, what percentage potentially crosses wetlands and waterways and what work could be done in the U.S. in advance of resolving that permit specifically?Bevin Wirzba — Senior Vice-President, Liquids PipelinesLinda, this is Bevin. I'll take that question. So, yes, as you say, the District court and Federal District Court in Montana, vacated our nationwide Permit 12 on April 15. On the 29th, we filed a motion to stay that order. And we have a number of options that we're working with respect to hearing both the regulatory and legal aspects of that as you are likely well aware, that nationwide Permit 12 is utilized by many industries across the United States for any such utility related type project that crosses a waterway. So we are working those options and feel like we have our strategy formed there, and it will be — it will evolve to the circumstances.With respect to the scope, we had always anticipated and the need to be agile in our construction management and our planning. And to have the availability of optionality of scope through the balance of the construction windows. And so, as we're continuing even today to progress the border crossing, which is ahead of schedule. We are moving pipe around pipe yards, continuing camp construction and looking at the various pump stations and pipe spreads that we could achieve in the event that we're completely blocked by this current ruling or current situation.To your question on how much of the right-of-way is it would prohibit us to advance. There is an ability to pursue individual permits. There is the ability to advance construction in different ways and avoid certain routes. Those all come with incremental adjustments to the project that we're considering and weighing against the alternatives.But we do believe that our current plans today, obviously, our preferred path is to march forward with the spreads that we have identified for the U.S. But we do maintain that we will be able to complete a significant amount of work in the United States in 2020, even if it isn't the same scope under which we began the year. Just also want to comment, Linda, that we have had the ability to progress well in Canada, and those — the activity in Canada that will not be subject to those — that Nationwide Permit 12.Linda Ezergailis — TD Securities — AnalystThat's very helpful context. Je vous remercie. And maybe just a bigger picture question. And I realize it's early days, but I'm wondering, if the Board and management have put some thought to how this pandemic and some of the industry challenges might prompt TC Energy to reassess their approach to a long-term strategic plan and focus, whether it be potential changes in consumer behavior or preferences, government policy or regulations potentially shifting in markets that you operate, including certain government support for certain parts of the industry. And I guess, within that, I guess, it's unknowable in terms of the effects — the long-term effects we know they'll be significant. But I'm just wondering, if it might warrant a bit of a permanent shift in how you approach your strategic priorities?Russell K. Girling — President and Chief Executive OfficerLinda, I guess, it is early to address them — a bit early to determine whether or not there's any shift required in our long-term plan. I think what's evident over the last few weeks has been the critical nature of what we do. I think as all of our business unit leads here pointed out, every part of our system is operating at a high load factor. As well, every part of our construction program across North America has been deemed essential service.So, while the debate will continue in terms of the form of energy that will be required going forward. There's no question that demand for reliable, affordable energy will continue for some time to come. And owning existing infrastructure and footprint will be a huge advantage in capturing that growth. So, I don't think that — we see that — the current time, we're not seeing any shift in our strategy, but maybe more just a reconfirmation of what we've been focused on is demand for energy will continue to grow, and we're looking at the most efficient way of achieving that, and where we've leaned in around our existing footprint in corridor, seems to be a doable thing. And I suspect, as things move forward, it will become even more doable.Obviously, so some of our protocols will have to be adjusted on our construction sites in the coming weeks and months. We've introduced the protocols that have been required to date. I expect to see more of those, but we're seeing no pushback at all in terms of continuing construction. And I guess, maybe the last point I would make is, we're hearing from governments, both local, state provincial and federal that construction-ready projects are going to be critical to putting people back to work, as we emerge from this crisis. And then the knock-on effects that come with economic stimulus, people buying — start buying new parts and pieces, tires, trucks, all of those things are going to be huge boost to the economy, and at least what we're seeing today, no pushback in terms of the tens of thousands of people that we're going to have on the ground working. So I'd say, directionally, all things point to reaffirmation of our strategy as opposed to a change in direction.Linda Ezergailis — TD Securities — AnalystThank you.OperatorThank you. Our next question is from Andrew Kuske with Credit Suisse. Please go ahead. Your line is now open.Andrew Kuske — Credit Suisse — AnalystThank you. Good afternoon. We've obviously seen a number of severe dislocation cycles before. This one is obviously, unique in a number of respects. And in those dislocation cycles, we've seen the debt raters move the goal post at various times. So you've had a situation of growing the business, deleveraging the company. But I guess the questions are, where do you really want to land it, like what metrics are you focused on? And what credit ratings are you focused on?Donald R. Marchand — Executive Vice-President, Strategy and Corporate Development and Chief Financial OfficerAndrew, it's Don here. There's really been no change to our thinking here. We continue to target long-term debt-to-EBITDA in the high 4s and FFO to debt in the 15% area. And we think that's appropriate for a business risk, for the corporate structure, the simple corporate structure that we have, and the right balance between equity and debt. We believe that triangulates into the current ratings that we have. And we have recently leading up to the Keystone XL announcement, engaged the rating agencies in a fairly extensive review of our business and our plans to execute that project. And you saw what came out of that. So aside from moving goalposts, which we have seen before, or retroactive decision making or macro calls, we're fairly comfortable with our capital structure, with our coverages, and we look to the rating agencies, recent pronouncements that this — what we have in front of them should keep us at the very top end of our industry, which is where we want to be in terms of the credit rating.Andrew Kuske — Credit Suisse — AnalystOkay. C'est utile. And then maybe just one follow-up, and it's in the Geeky detail of the notes of the financials, and it's really just on the derivative marks, obviously, there's a lot of volatility in Q1. And the marks that you had, they changed quite a bit. But maybe just on the interest rate derivatives, what portion of the interest rate derivatives were for existing versus planned issuance over the course of the year?Donald R. Marchand — Executive Vice-President, Strategy and Corporate Development and Chief Financial OfficerYeah, the anomaly in Q1 is early this year, once we executed the Coastal Gaslink joint venture agreement, we entered into interest rate hedges on the construction finance and project financing for that project, which will get rolled into the final financing and amortized over the life of those instruments. So that is the big change in this quarter. That — those positions were entered into in very early 2020.Andrew Kuske — Credit Suisse — AnalystOkay. C'est génial. Thank you.OperatorThank you. Our next question is from Robert Hope from Scotiabank. Please go ahead. Your line is now open.Robert Hope — Scotiabank — AnalystHi, everyone. Just one question for me. Just want to get a sense of how you're thinking about allocation of capital. You look relatively fully funded for 2020, but you did add some liquidity. And just wanted to think about your willingness to add on new projects or M&A and in an environment where you significantly added to your backlog with Keystone XL, which does put some upward pressure on your metrics over the next two years?Russell K. Girling — President and Chief Executive OfficerRobert, I think you've pointed out correctly. I mean, we've got a lot on our slate and a pretty good visible plan to continue to growing cash flow, earnings and dividends over the coming years. That said, I mean, we'll always — the reason that we've maintained, I would say, the best credit rating in the industry and ensure that we have some financial flexibility and continued access to marketers to be able to act if good opportunities that add shareholder value arise. We're not actually on a hunt for any of those things right now. But, obviously, for the right circumstance that would add shareholder value, we would act. But currently, we were pretty comfortable with our plans. We've got lots to do. I think it's been pointed out again by all of our business unit leads and on. All of our business is underpinned by strong fundamentals first, our growth projects that they're still needed in the market.We obviously, retested that here in the short run with all of our customers. Do you still want us to continue to build? And the answer has been unequivocally, yes, backed by strong creditworthy counterparties. Construction progress will be potentially a little bit slower than we anticipated. But that — because they're rate-regulated or underpinned by long-term contracts, a pretty good visit available to be cash flow and earnings. So, we've got a great plan in front of us. Our focus right now is on execution. But if the right things come along, we will add them to portfolio.I certainly expect that we will see continued smaller projects that those $500 million to $1 billion additions to our footprint will continue to come to us. Those haven't stopped coming. And so I would — you could expect best to continue to try to add those to the portfolio here over the coming years. In terms of large scale, new greenfields large-scale builds. I don't really see that on the horizon. We don't have many of those in our portfolio today. So the kinds of things we're solutioning for more niche-oriented things like the pump storage project in Ontario, those kinds of things would be on the larger scale, but they're out there quite a few years from today. I don't know, Don, if you want to add anything to that?Donald R. Marchand — Executive Vice-President, Strategy and Corporate Development and Chief Financial OfficerYeah. I'll just — a couple of other comments here. Even if you do and anything that's greenfield in nature of brownfield, it's generally, by the time you get through a permitting process, a couple of years out before you're spending any significant capital on that opportunity. And from a credit metric perspective, by embarking on Keystone XL, with the mix of financing that we've indicated here, which is pretty much all subordinated. It's turning on the DRIP and a hybrid issue. We don't see huge upward pressure on our credit metrics. Our debt-to-EBITDA temporarily goes into, we call it, the low fives through what we hope is a compressed construction period there then returns back into the high fours once Keystone XL was completed.Robert Hope — Scotiabank — AnalystOkay. C'est génial. Thank you.OperatorThank you. Our next question is from Jeremy Tonet with JPMorgan. Please go ahead.Jeremy Tonet — JP Morgan — AnalystMy questions have been addressed.OperatorThank you. Our next question is from Asit Sen with Bank of America. Please go ahead. Your line is now open.Asit Sen — Bank of America — AnalystThanks. Good afternoon. If I could go to Keystone XL and Montana and on Permit 12, I was wondering if you could provide your thoughts on the next watch items for investors. And any sense of potential delay in some of the options that you're exploring?Bevin Wirzba — Senior Vice-President, Liquids PipelinesSure. Je vous remercie. This is Bevin speaking as you do. The long-term potential delay with any of these kind of very omnibus-type filings or motions to vacate a permit that broad could have up to a year delay on the ultimate project, much like many of the circumstances that we've faced historically. However, we've been mitigating those types of impacts by way of pursuing other forms of the scope in parallel, which was what we had anticipated prior to taking FID is that we have been following the regulatory standards and the rule of law, and we feel that we'll ultimately cure the issues that are present in front of us right now and be able to continue pursuing activities. I don't believe it's appropriate for me to comment to speculate on what may be the next — what another turn of events could be right now. We feel we have our plans in place to either construct the scope that we had shared with the market or we have an alternative plan that is well under way to satisfy moving the project forward.Asit Sen — Bank of America — AnalystAppreciate it. And Russ, Don, if I could ask you a big picture question. Could you speak to the M&A environment currently? How do you compare this cycle to previous fonts any broad thoughts?Russell K. Girling — President and Chief Executive OfficerI guess, maybe is it — as I think about sort of M&A cycle, our — we tend to be countercyclical in our M&A activity. So what we look for is opportunities to buy high-quality assets at reasonable prices. Our experience has been historically that those potentially come available in these times of tightened liquidity and where it's — it's a lower cost form of accessing liquidity to sell assets than maybe some of the other options that the companies might have.So I think that's where opportunity might lie for us again. But in the current time, we're not seeing that. But as you think about the times we've acted and transacted in the past, it's been at those times were we've been able to use our strong competitive financial position when others didn't have that same capacity to act and buy really good assets at reasonable prices. So it has some of the current environment, has some of the attributes of what we've seen before the financial crisis and the like that we've seen in the past. But to date, we haven't seen anything come available.Asit Sen — Bank of America — AnalystThank you.OperatorThank you. Our next question is from Patrick Kenny with National Bank Financial. Please go ahead. Your line is now open.Patrick Kenny — National Bank Financial — AnalystHey good afternoon everybody. Just wanted to go back to the discussion surrounding force majeure due to COVID, but thinking more specifically about your contracts on the base Keystone. As you mentioned, Paul, we haven't seen any real volume reduction yet. But of course, depending on how deep producers cut capex and shut-in production over the coming months. I know it's hypothetical at this point, but I'm just wondering if you can confirm what exposure you might have within your take-or-pay agreements, assuming a shipper does try to declare force majeure on Keystone?Paul Miller — Executive Vice-President and President, Liquids PipelinesPatrick, under our take-or-pay contracts, there is no provision for force majeure, be it for supply or production upsets or otherwise. And I think where we sit today with Keystone, when you consider the markets we serve, when you consider our — the advantages we bring in the marketplace as far as the product quality, the direct path, the visibility into delivery times.I feel confident that we will continue to run at high volume. Then you consider the take-or-pay nature of our contracts and being 94% contracted on Keystone. I don't foresee any significant reduction in the throughput, notwithstanding what we're seeing on the supply side and notwithstanding what we're seeing with some of the challenges with some differentials.Patrick Kenny — National Bank Financial — AnalystOkay. Génial. Thanks for that clarification. And then on the liquidity front and looking at the upcoming sale of Coastal Gaslink, you get the project financing in place, but just curious what conditions and consents to close the deal might be at risk in this environment? Are there any construction milestones outstanding by the end of the quarter? Or any clarification required by the buyers with respect to the deal between Ottawa and the hereditary chiefs? Just wondering if there's — could be any speed bumps to delay closing at this point?Donald R. Marchand — Executive Vice-President, Strategy and Corporate Development and Chief Financial OfficerIt's Don. I'll start out by saying that the project financing, the construction facility has closed in escrow. So we believe we're on track to completing the equity purchase agreement in late May, and the conditions precedent in the path to closure. There's really nothing particularly unusual in there other than normal conditions precedent and the passage of notification periods.Tracy Robinson — Executive Vice-President and President, Canadian Natural Gas PipelinesPatrick, it might be interesting that just to note as well that the agreement you referenced between the federal government, the government of British Columbia and the is not related in any way to this project. It speaks to — we're told the broader issues around right and title.Patrick Kenny — National Bank Financial — AnalystOkay. C'est génial. That's it from me, guys. Thanks.OperatorThank you. Our next question is from Shneur Gershuni from UBS. Please go ahead. Your line is now open.Shneur Gershuni — UBS — AnalystHi. Bonjour à tous. Most of my questions have been asked and answered at the stage at this late stage. Maybe I just wanted to revisit the dividend question, which I asked at the very beginning. I do appreciate the color and commentary you gave with respect to the targets over the longer-term period. But I was kind of wondering if there was a more vigorous debate at the Board level this time around. Just given the impact of COVID-19, the fact that it could last longer than people are forecasting and contrasting that with the fact that you're now turning the drip back on, we're talking about an ATM and so forth. And so did it make sense to maybe lower the targets a little bit in the near term and sort of rereview it? Or was that really not part of the discussion at all?Russell K. Girling — President and Chief Executive OfficerNo, it wasn't part of the discussion. What are the discussion around dividend really hinges on the visibility and sustainability of cash flow and earnings growth going forward. And as we sat down with our Board here over the last couple of days, we looked at the cash flow of the base business, any potential impacts on that going forward, impacts on our ability to get capital in the ground and get the projects that we've got in progress, cash flow.And at the current time, we don't see any disruption in either of those. And therefore, I mean, no impact on their view as to what our dividend should be on a go-forward basis. When you think about something like Keystone XL, the issuance of some equity is a way to finance a long-term project that will bring long-term cash flow to our shareholders. So it's very — it's an accretive project.In terms of the risk capital going in between now and the end of the year, for example, that's primarily covered by an equity injection from the Alberta government. Once we get post the end of the year, two-thirds of the capital comes from the credit facility that's provided from the government of Alberta. And as Don pointed out, those are all mezzanine level facilities. It shouldn't impact our creditworthiness in any way.So, as we think about financing long-term projects, we have never looked to impairing our dividend growth rate. We never got it too far ahead of ourselves. We've never been, I think, to anemic, we found a place that, as I said, about a 40% of our cash flow going back to our shareholders. And then using the 60% to grow the company. And what we found is investing that 60% has driven a growth rate of 7%-ish, 8% over the last number of years, and we've been able to augment that by doing projects that have a return that's greater than about 8%. And when you look at the accretiveness of Keystone XL, I think as we sort of look at the overall value to our shareholders, it makes sense for us to finance in the way that we have suggested and not impairing our dividend growth rates.Don, I don't know if you want to add to that. But as I said, I think that playing with your dividend payout ratios on a short-term basis to try to get the best possible value out of the market at a given instance in time is fraught with risk. We believe that long-term consistency and discipline around the capital allocation program over the long-term yield the best results for our shareholders. And I think we've proven that out over the last 20 years. As folks have come at us with different questions at different times in the cycle of whether we would accelerate or decelerate our capital allocation program and our dividend payout ratios, and we've stuck to the discipline that we have. And we believe that has produced good long-term shareholder value and stability.Shneur Gershuni — UBS — AnalystSo, that definitely makes a ton of sense there. Maybe just to follow-up a little bit. When I sort of think about North American midstream company at capex reductions, and I think you kind of bucked that trend a little bit. Is it more a factor that your business tends to be more regulated in nature, contracted in nature, and there's really not that kind of an adjustment process that you have to be and that's kind of a differentiating factor for TC Energy or how should we think about that as to how you've been different than the others?Russell K. Girling — President and Chief Executive OfficerWell, again, I would — I can't speak to other programs, but our focus has been on assets that are underpinned by long-term fundamentals. And you think of something like Bruce Power or Keystone XL, Coastal Gaslink. Long-term fundamentals were we believe that, that infrastructure will be used and useful and utilized for many decades to come. Maybe a differentiating factors, we don't bet on that. We have that reconfirmed with long-term contracts or rate-regulated contracts where a regulator approves those assets for the long-term. And when you look across our assets in kind of our $43 billion capital program, we haven't taken commodity risk, and we haven't taken what I would call back end contract risk. I think those are two things that people are struggling with right now, if capital projects are subjected to commodity risks and you have the kind of volatility we've seen. You have to adjust your programs accordingly.But if you think of what we're doing for the most part on the pipeline side is we're building access, more market access for customers. The single greatest impediment to netback prices has been not being able to build the infrastructure required to get to market and very wide differentials. And so as we went back to our shippers, the best example I would have is the five-year agreement that we just put in place with our shippers. That gives us the stability to continue to attract capital, to build the egress that they need for the long term.And again, so reaffirm those. We understand that some of those shippers are facing near-term liquidity issues that are fairly acute. But at the same time, recognize that their long-term interests are best served by us continuing to build the infrastructure to support the industry over the long-term. We believe that Western Canada, for example, is one of the lowest cotton basins in North America, one of the lowest cost basins in the world. And then, we'll continue to compete for market share going forward, but what they need market access to be able to do that. So I think we're — we may be unique, but that's certainly the discipline that we've had in looking at every project that we take on as it has to have those characteristics. And I think by sticking to that discipline has served us very well.Shneur Gershuni — UBS — AnalystPerfect. Thank you very much guys. Stay safe and enjoy the weekend.Russell K. Girling — President and Chief Executive OfficerThank you. You too.OperatorThank you. Our next question is from Matthew Taylor with Tudor, Pickering, Holt & Company. Please go ahead. Your line is now open.Matthew Taylor — Tudor, Pickering, Holt & Company — AnalystHey. Thanks everyone. On 2020 earnings guidance. I know we're only one quarter in, but pretty fast start out of the gate, 10% higher year-over-year. I'm just curious what parts of your business are most impacted COVID-19 related or other weakness in the next couple of quarters that you felt likely in the February earnings guidance is consistent with 2019 unchanged?Donald R. Marchand — Executive Vice-President, Strategy and Corporate Development and Chief Financial OfficerYes. It's Don here. Some pluses and minuses that largely net out at the end of the day, we've been expecting the onetime-ish benefit from the surtaxes fees. So that's in there. But when you look at things like visibility to liquids marketing, market link, got some tax pluses and minuses, etc. We generally come back to where we started the year with earnings largely consistent with 2019. So it's a bunch of pluses and minuses. There's nothing, I would say, particularly COVID-related. That's pervasive in that outlook right now. We — it's kind of steady as it goes with some limited visibility in just some pockets of the business right now.Matthew Taylor — Tudor, Pickering, Holt & Company — AnalystThat's great. Thanks, Don. And then maybe one more housekeeping question, if I can. On the 2020 capex guidance of $10 billion, does that include the expected slowdown? I know you guys said it's uncertain at this point in time. But spending on projects like Bruce Power and Coastal GasLink? And then does it include the full assumption of utilizing the government's equity investment in 2020?Donald R. Marchand — Executive Vice-President, Strategy and Corporate Development and Chief Financial OfficerYes, it's Don again here. So we were at $8 billion in February in the annual report. It's $10 billion now. Essentially, the entire delta is the inclusion of Keystone XL and the vast majority of that will be funded by the government of Alberta's equity contributions. So both the uses and sources are up and largely net out there.In terms of COVID-related slowdowns, I wouldn't say we've incorporated much in there because it's early days, and we're not entirely sure how material this might be. So that's something we'll look at in the coming weeks and months here as we assess the restart conditions on our projects, anything that may change there. It's not necessarily supply demand related. It is really how fast can we safely build things within governmental and health authority regulations.Matthew Taylor — Tudor, Pickering, Holt & Company — AnalystThanks, Don. Much appreciate it. Thanks for taking my question.OperatorThank you. (Operator Instructions) Our next question is from Michael Lapides with Goldman Sachs. Please go ahead. Your line is now open.Michael Lapides — Goldman Sachs — AnalystHey, guys. Very thorough conference call mind has been asked and answered. Much appreciated that.Donald R. Marchand — Executive Vice-President, Strategy and Corporate Development and Chief Financial OfficerThanks, Michael.OperatorWe have no further questions registered at this time.Russell K. Girling — President and Chief Executive OfficerOkay, great. Thank you, and thanks to all of you for participating today. We obviously very much appreciate your interest in TC Energy. We look forward to talking to you again soon. In the meantime, obviously, we wish you and your families good health.Operator(Operator Closing Remarks)Duration: 82 minutesCall participants:David Moneta — Vice President, Investor RelationsRussell K. Girling — President and Chief Executive OfficerDonald R. Marchand — Executive Vice-President, Strategy and Corporate Development and Chief Financial OfficerFrancois Poirier — Chief Operating Officer and President, Power and Storage and MexicoTracy Robinson — Executive Vice-President and President, Canadian Natural Gas PipelinesPaul Miller — Executive Vice-President and President, Liquids PipelinesStanley (Stan) G. Chapman III — Chairman, TC PipeLines GP, Inc. Executive Vice-President and President, U.S. Natural Gas PipelinesBevin Wirzba — Senior Vice-President, Liquids PipelinesRobert Catellier — CIBC Capital Markets — AnalystRobert Kwan — RBC Capital Markets — AnalystJeremy Tonet — JP Morgan — AnalystLinda Ezergailis — TD Securities — AnalystAndrew Kuske — Credit Suisse — AnalystRobert Hope — Scotiabank — AnalystAsit Sen — Bank of America — AnalystPatrick Kenny — National Bank Financial — AnalystShneur Gershuni — UBS — AnalystMatthew Taylor — Tudor, Pickering, Holt & Company — AnalystMichael Lapides — Goldman Sachs — Analyst
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