Rachat De Credit

rachat de crédits: Transcription de l'appel des résultats du troisième trimestre de 2019 de TC Energy Corporation (TRP) -Simulation


Source de l'image: The Fool Motley.

TC Energy Corporation (NYSE: TRP)
Appel des résultats du troisième trimestre 2019
1er novembre 2019, 11h00 HE

Contenu:

  • Commentaires préparés
  • Questions et réponses
  • Appelez les participants

Remarques préparées:

opérateur

Bonjour, mesdames et messieurs. Bienvenue à la conférence de la conférence TC Energy 2019 pour le troisième trimestre. Je souhaite maintenant transférer la réunion à M. David Moneta, vice-président des relations avec les investisseurs. S'il vous plaît continuer, M. Moneta.

David MonetaVice Président Relations Investisseurs

Merci beaucoup et bonjour à tous. J'aimerais vous souhaiter la bienvenue à la téléconférence du troisième trimestre 2019 de TC Énergie. Je suis accompagné de Russ Girling, président et chef de la direction; Don Marchand, directeur financier; Tracy Robinson, présidente, Gazoducs canadiens; Stan Chapman, gazoducs américains, président de cette unité commerciale; Paul Miller, président de Liquids Pipelines; François Poirier, vice-président exécutif du développement et de la stratégie d'entreprise et président de Power & Storage and Mexico; et Glenn Menuz, vice-président et contrôleur.

Russ et Don commencent aujourd'hui par quelques remarques liminaires sur nos résultats financiers et certains autres développements commerciaux. Une copie du diaporama avec leurs commentaires est disponible sur notre site Web. Vous le trouverez dans la section Investisseurs sous la rubrique Événements et présentations. Après leurs commentaires préparés, nous répondrons aux questions de la communauté des investisseurs. Si vous êtes un membre des médias, veuillez contacter Jaimie Harding après ce coup de fil et se fera un plaisir de répondre à vos questions.

Afin d’offrir à tous les membres de la communauté des investisseurs des chances égales de participer, nous vous demandons de vous limiter à deux questions. Si vous avez des questions, entrez à nouveau dans la file d'attente. Nous vous demandons également de centrer vos questions sur notre secteur, notre stratégie commerciale, les récents développements et les éléments importants de notre performance financière. Si vous avez des questions détaillées sur certaines de nos plus petites activités, Duane et moi-même serons heureux de discuter avec vous après le coup de téléphone.

Avant de commencer, j'aimerais vous rappeler que nos commentaires d'aujourd'hui contiennent des déclarations prospectives soumises à des risques et à des incertitudes importants. Consultez les rapports de TC Energy avec les autorités canadiennes en valeurs mobilières et la US Securities Exchange Commission pour plus d'informations sur ces risques et incertitudes. Enfin, lors de cette présentation, nous ferons référence à des mesures telles que bénéfice comparable, bénéfice comparable par action, bénéfice avant intérêts, impôts, amortissements et amortissements comparables ou EBITDA comparable, fonds comparables générés par des activités commerciales et flux de trésorerie distribuables comparables. Ces mesures et certaines autres mesures comparables sont considérées comme des mesures non définies par les PCGR. Par conséquent, elles peuvent ne pas être comparables aux mesures comparables présentées par d’autres entités. Ces mesures sont utilisées pour vous fournir des informations supplémentaires sur le rendement opérationnel, les liquidités et la capacité de TC Énergie à générer des fonds pour financer ses activités.

Sur ce, je vais maintenant transférer l'appel à Russ.

Russell K. Girlingprésident et directeur

Merci David et bonjour à tous et merci beaucoup d'avoir participé aujourd'hui. Comme indiqué dans notre rapport trimestriel aux actionnaires, notre portefeuille d'actifs d'infrastructures énergétiques durables de haute qualité d'une valeur de 100 milliards de dollars a continué de bénéficier de fondamentaux solides en matière d'offre et de demande. Ces fondamentaux du marché ont créé une demande pour nos services, la plupart de nos infrastructures fonctionnant maintenant à pleine capacité en vertu de contrats tarifaires réglementés ou de contrats fixes à long terme.

La demande d'accès à l'empreinte continentale que nous avons a conduit à notre programme d'expansion des immobilisations de 30 milliards de dollars, leader du secteur, soutenu par des contrats généralement d'une durée de 20 ans ou plus ou par des arrangements à réglementation tarifaire. Nous continuons de réaliser la croissance attendue de ce programme, car nous avons déployé environ 8 milliards de dollars de nouveaux actifs à long terme sous contrat et réglementés par intérêt au cours des neuf premiers mois de l’année. En conséquence, malgré la vente importante d’actifs ayant accéléré le raffermissement de notre bilan, le bénéfice comparable de 1,04 $ par action pour le trimestre clos le 30 septembre 2019 a augmenté de 4% par rapport à la même période en 2018, les fonds provenant d’opérations d’environ 1,8 milliard de dollars étaient en hausse de 15%.

Aujourd'hui, nous promouvons des projets garantis d'une valeur de 30 milliards de dollars, dont environ 2,5 milliards devraient être achevés au quatrième trimestre de cette année. De plus, nous poursuivrons avec plus de 20 milliards de dollars de projets en cours de développement, notamment Keystone XL et la rénovation de cinq autres réacteurs de Bruce Power dans le cadre de leur programme de développement à long terme. Nous avons également réalisé des progrès importants dans le financement de notre programme d’immobilisations au troisième trimestre par le biais de diverses activités de gestion de portefeuille. Plus précisément, nous avons finalisé la monétisation partielle de notre gazoduc Northern Courier en Alberta, ainsi que la vente de certains actifs de Columbia Midstream dans la région des Appalaches, et nous avons conclu un accord pour la vente de nos centrales alimentées au gaz naturel en Ontario.

Ces initiatives, combinées à la vente de notre station de production Coolidge, qui a été fermée en mai, devraient générer des revenus combinés d’environ 6,3 milliards de dollars. Chaque transaction nous a permis de dégager une valeur significative pour des actifs relativement matures et de réutiliser ce capital dans notre programme d’expansion, réduisant ainsi notre besoin de financement externe, y compris d’actions ordinaires. En conséquence, à compter de nos dividendes au quatrième trimestre de 2019, nous avons cessé d’émettre des actions ordinaires à partir d’actions propres en vertu de notre programme de réinvestissement des dividendes.

À l'avenir, nous prévoyons que notre solide performance opérationnelle et financière se maintiendra. Par conséquent, le résultat par action comparable en 2019 devrait être supérieur aux résultats records que nous avons produits en 2018. Dans le même temps, notre situation financière globale reste solide et nous sommes bien placés pour atteindre nos statistiques de crédit ciblées. Don fournira plus d'informations sur les résultats du troisième trimestre et les programmes de financement dans quelques minutes. Pour cela, je voudrais commenter certains développements récents, en commençant par un bref aperçu de nos résultats financiers.

En excluant certains éléments spécifiques, un bénéfice comparable de 970 millions USD, ou 1,04 USD par action au troisième trimestre, soit une augmentation de 68 millions USD ou de 0,04 USD par action par rapport à la même période en 2018. Cela représente une augmentation de 4% par action après comptabilisation de l’effet de la vente susmentionnée d’actifs et d’actions ordinaires émises dans le cadre du programme de réinvestissement des dividendes en 2018 et 2019, et de notre programme de GAB en 2018. Le BAIIA comparable a augmenté de 288 millions de dollars pour atteindre environ 2 millions de dollars. , 3 milliards, alors que des fonds similaires ont été générés par des transactions de 1,8 milliard de dollars, soit 231 millions de dollars de plus que le troisième trimestre de 2018.

Sur une base annuelle, le bénéfice comparable s’élève à 3,11 USD par action, soit une augmentation de 0,29 USD par action ou 10% par rapport à la même période en 2018. Le BAIIA comparable a augmenté de 15% à environ 7,1 milliards USD, tandis les fonds provenant d'activités de 5,3 milliards de dollars étaient 14% plus élevés que l'an dernier. Compte tenu de la vigueur de notre performance financière, le conseil d’administration a déclaré pour le quatrième trimestre un dividende de 0,75 USD par action ordinaire, ce qui correspond à 3 USD par action sur une base annuelle.

Cela représente une augmentation de 8,7% par rapport au montant déclaré au quatrième trimestre de 2018 et correspond à un paiement d'environ 75% du revenu comparable et de 40% des ressources comparables générées par les opérations, ce qui entraîne une production interne importante. avoir des flux de trésorerie pour continuer à investir dans nos activités principales. Ensuite, quelques commentaires sur nos cinq sociétés opérationnelles. Tout d’abord dans les gazoducs canadiens, la demande des clients pour l’accès à nos systèmes demeure forte et nous continuons de travailler avec l’industrie sur des options permettant de relier l’approvisionnement en gaz croissant de l’Ouest canadien aux marchés nord-américains.

La preuve en est que nous avons annoncé plus tôt aujourd'hui que nous investirions 1,2 milliard de dollars supplémentaires dans notre programme de livraison West Path, une extension combinée des systèmes NGTL Foothills et GTN. L’extension ajoute une capacité d’environ 258 Mpi3 / j au système et est soutenue par de nouveaux contrats de service fixe d’une durée moyenne d’environ 30 ans. Les applications légales de l'extension devraient être soumises en 2020. Selon l'approbation réglementaire, la construction devrait débuter au quatrième trimestre de 2021. Les données utilisées vont du quatrième trimestre de 2022 au quatrième trimestre de 2023.

Avec cette annonce, nous poursuivons actuellement un programme d'expansion de 10 milliards de dollars chez NGTL qui, d'ici la fin de 2023, ajoutera environ 3,3 milliards de pieds cubes de capacité supplémentaire au système par jour. Le projet sera construit en même temps que le projet GTN XPress annoncé par TC PipeLines, LP plus tôt dans la journée. Ce projet GTN XPress, d’une valeur de 35 millions de dollars, est un projet intégré de fiabilité et d’extension du système GTN qui devrait être achevé en 2023 et permettra le transport de volumes supplémentaires rendus possibles par le programme de livraison de NGTL et Foothills West Path.

Nous continuons également de travailler avec LNG Canada sur notre projet Coastal GasLink. Le projet, d'une valeur de 6,6 milliards de dollars, aura une capacité initiale d'environ 2,1 milliards de pieds cubes par jour et une capacité d'expansion potentielle pouvant atteindre 5 milliards de pieds cubes par jour. Les coûts estimés du projet ont augmenté en raison de la portée accrue et du raffinement de nos estimations de bâtiments, et nous prévoyons que ces coûts différentiels seront inclus dans les droits définitifs. Les activités de construction se sont poursuivies à de nombreux endroits le long du tracé du pipeline au troisième trimestre, tout en continuant de promouvoir les plans de financement de projets en combinant la vente d’un pourcentage maximum de participation et le financement de projets. Les deux transactions se déroulent conformément au plan.

Passant à nos gazoducs américains, pour répondre à la demande de nos services, des niveaux record ont été atteints au cours de cette année. Comme indiqué précédemment, notre vaste réseau a historiquement servi environ 25% de la demande américaine chaque jour. En plus de transférer ces volumes dans nos systèmes existants, nous avons continué à promouvoir notre programme de modernisation US II de 1,1 milliard de dollars sur le système Columbia Gas au cours du trimestre, ainsi que d'autres extensions de capacité de 1,5 milliard de dollars qui constituent désormais le réseau GTN. Le projet XPress comprend, avec notre projet Louisiana XPress annoncé précédemment, les projets Grand Chenier XPress et Eastern Lateral XPress.

Quant au Mexique, où l'oléoduc Sur de Texas a commencé ses activités commerciales en septembre après la mise en œuvre d'un accord de modification avec CFE. À la suite de ce changement, le contrat a maintenant été prolongé à 35 ans, la CFE recevant désormais des services de transport sous une structure de péage nivelé. Tous les autres termes et conditions du contrat restent pratiquement inchangés. Sur de Texas a une capacité pouvant atteindre 2,6 milliards de pieds cubes par jour pour une combustion propre et économique – pour relocaliser l’approvisionnement en gaz naturel américain à combustion propre et à moindre coût vers le Mexique.

Enfin, la construction du gazoduc Villa de Reyes est en cours au Mexique et sa mise en service par étapes est prévue pour le début de 2020. La construction de la partie centrale du projet de gazoduc de Tula continue de subir des retards. La date de mise en service de Tula est estimée à deux ans après la fin de la consultation avec les autochtones.

En ce qui concerne nos activités liées aux liquides, je voulais commencer par reconnaître que nous intervenons aujourd’hui face à un incident concernant notre réseau de pipelines Keystone dans le Dakota du Nord. Bien que l'incident soit malheureux, nous en avons l'occasion, mais nous avons des occasions exceptionnelles de réagir, de protéger le public et l'environnement et de restaurer le pipeline le plus rapidement possible.

Dans ce cas, nos systèmes de détection des fuites nous ont permis de fermer le pipeline à distance et nos équipes se sont immédiatement rendues sur les lieux. Aujourd'hui, nous nous attachons à nettoyer le site, à en déterminer la cause et à remettre la ligne en service. Pour vous tenir au courant des progrès, nous avons lancé une page sur notre site Web à l'adresse TCEnergy.com, qui vous fournira des mises à jour dès que de nouvelles informations deviennent disponibles.

En ce qui concerne notre performance financière, le secteur des liquides a de nouveau enregistré des résultats solides au troisième trimestre de 2019. Keystone, soutenu par des contrats d'abonnement ou de paiement à longue distance représentant plus de 90% de sa capacité, était essentiellement plein au troisième trimestre, laissant une moyenne d'environ 590 000 barils par jour. Sur la partie sud du système, ou ce que nous appelons le segment de la côte américaine du golfe du Mexique, la capacité a été portée à 2018 et 2019 et la fin de l'année a atteint plus de 700 000 barils par jour. À mesure que la capacité augmentait, nous avons de nouveau maintenu une utilisation presque complète au troisième trimestre de 2019.

En outre, nous continuons de bénéficier d’une contribution accrue des activités de commercialisation des liquides, principalement en raison de l’amélioration des volumes et des marges résultant de conditions de marché favorables. Enfin, nous continuons à promouvoir le projet de pipeline Keystone XL dans le secteur des liquides. En mars, le président américain Trump a délivré un nouveau permis présidentiel pour le projet, qui a précédé le permis de 2017 et entraîné le rejet des cas relatifs à l'ancien permis. En août, la Cour suprême du Nebraska a confirmé sa décision de 2017 approuvant le tracé du pipeline Keystone XL traversant le Nebraska. Une requête en répétition de cette décision de la Cour suprême a été refusée.

En outre, le Département des affaires étrangères des États-Unis a publié un projet d’étude d’impact sur l’environnement supplémentaire pour le projet le 4 octobre. Il prend en compte les modifications apportées au projet depuis la déclaration supplémentaire d'impact sur l'environnement de Keystone XL de 2014. Ce nouveau SEIS comprend la base du Nebraska, ainsi que des informations mises à jour et de nouvelles études. Le SEIS devrait être publié sous une forme définitive d'ici la fin de 2019.

À l’avenir, nous continuerons d’obtenir soigneusement et méthodiquement les autorisations légales et réglementaires requises avant d’envisager la commercialisation de ce projet sécurisé sur le plan commercial. En ce qui concerne l'électricité et le stockage, le projet de Napanee a subi une défaillance de 1,8 milliard de dollars au premier trimestre, alors que les opérations de la centrale se sont poursuivies au premier trimestre. Nous nous attaquons à la situation et prévoyons que l'usine de 900 mégawatts sera opérationnelle vers la fin du premier trimestre de 2020.

La vente de l'installation de Napanee ainsi que de Halton Hills et de notre participation dans Portlands Energy Centre pour environ 2,9 milliards de dollars devrait être finalisée d'ici la fin du premier trimestre de 2020. Les travaux se poursuivent également sur le projet de prolongement de la durée de vie de Bruce Power, dans lequel nous prévoyons d’investir environ 2,2 milliards de dollars dans le programme MCR de l’unité 6 de Bruce Power, ainsi que dans le programme de gestion des actifs en cours jusqu’en 2023, année de la rénovation de l’unité 6. devrait être terminé.

Le prix contractuel de Bruce Power a augmenté pour s'établir à environ 78 $ par mégawattheure le 1er avril 2019, en raison du capital devant être investi dans ces programmes ainsi que des ajustements normaux liés à l'inflation annuelle. Malgré la vente annoncée de diverses installations de production d’électricité, nous restons attachés à Bruce Power et à sa refonte, ainsi qu’à nos activités plus vastes d’électricité et de stockage, y compris nos futurs investissements à faible risque dans le secteur de l’électricité sur nos principaux marchés nord-américains. .

En résumé, nous supposons un programme de croissance sécurisé de 30 milliards de dollars qui devrait être opérationnel en 2023. Jusqu'à présent, nous avons investi environ 9 milliards de dollars dans ce programme, dont environ 2,5 milliards de dollars devraient être achevés d'ici la fin de 2019. .

En particulier, tous ces projets sont soutenus par les coûts de la réglementation des services ou par des contrats à long terme qui nous donnent un aperçu des revenus et des flux de trésorerie qu’ils généreront lorsqu’ils entreront en service. Compte tenu de la solide performance continue de nos activités de base et de nos plans de croissance, nous nous attendons à une croissance de notre dividende moyenne de 8% à 10% par an jusqu'en 2021. Comme toujours, nous prévoyons que les dividendes augmenteront sont soutenus par une croissance durable des flux de trésorerie et des bénéfices et des ratios de financement solides.

En résumé, je vous donnerais les messages clés suivants. Nous sommes aujourd'hui une société d'infrastructure énergétique de premier plan en Amérique du Nord, avec une solide réputation de création de valeur pour les actionnaires à long terme. Nos actifs offrent un service essentiel au fonctionnement de la société nord-américaine et de notre économie, et la demande pour nos services demeure très forte.

Nous avons cinq grandes plateformes de croissance: les gazoducs canadien, américain et mexicain, nos activités de gazoducs liquides, ainsi que l’énergie et le stockage. Comme nous le faisons depuis 2000, alors que nous promouvons notre programme de capital garanti de 30 milliards de dollars, nous prévoyons une croissance du bénéfice, des flux de trésorerie et des dividendes par action.

De plus, nous avons des projets de plus de 20 milliards de dollars qui sont à un stade avancé de développement et nous nous attendons à de nombreuses autres opportunités de croissance provenant de notre vaste empreinte d'actifs critiques. Compte tenu de nos flux de trésorerie générés en interne, de notre accès aux marchés des capitaux empruntés et de nos revenus d'environ 6,3 milliards de dollars provenant des activités de gestion de portefeuille récemment annoncées, nous sommes très bien placés pour financer notre programme d'immobilisations sécurisé et atteindre nos mesures de crédit ciblées sans compromis. actifs communs supplémentaires.

Je vais maintenant donner l'appel à Don Marchand, qui donnera plus de détails sur nos résultats pour le troisième trimestre. Don?

Donald R. MarchandVice-président exécutif et directeur financier

Merci Russ et bonjour à tous. Comme l'indiquent nos résultats trimestriels publiés plus tôt aujourd'hui, le résultat net attribuable aux actions ordinaires s'est établi à 739 M $, ou 0,79 $ par action au troisième trimestre de 2019, comparativement à 928 M $ ou 1,02 $ par action pour le troisième trimestre de 2019. même période en 2018. Les résultats du troisième trimestre de 2019 comprenaient une perte après impôts de 133 millions de dollars au 30 septembre 2019 liée aux centrales au gaz de l'Ontario et une perte de 133 millions de dollars après impôts liée à la vente de certains actifs de Columbia Midstream à Août et plus tard – Un bénéfice de 115 millions de dollars provenant de la monétisation partielle du gazoduc Northern Courier en juillet.

Les résultats du troisième trimestre de 2018 incluent un bénéfice après impôts de 8 millions de dollars lié à nos contrats de commercialisation d'énergie dans le nord-est des États-Unis. Ces éléments spécifiques, ainsi que les gains et pertes non réalisés liés aux modifications des activités de gestion du risque, sont exclus des résultats comparables. En excluant ces éléments spécifiques, le résultat comparable de 970 millions USD, ou 1,04 USD par action au troisième trimestre de 2019, était de 68 millions USD, soit une augmentation de 0,04 USD par action sur une base annuelle.

Cela correspond à une augmentation de 4% par action, malgré des cessions d'actifs significatives, ainsi que de l'effet de dilution des actions ordinaires émises dans le cadre de notre plan de réinvestissement des dividendes en 2018 et 2019 et à la suite d'un programme de marché en 2018. Tout cela pour soutenir la croissance de nos statistiques de crédit. . Ces résultats positifs reflètent les progrès constants dans le recrutement de nouveaux actifs, ainsi que des forces opérationnelles et une solide génération de trésorerie dans toutes nos activités.

À la diapositive 15, le BAIIA comparable de nos cinq activités d’exploitation au troisième trimestre s’est élevé à environ 2,3 milliards de dollars, soit une augmentation de 288 millions de dollars ou 14% par rapport à 2018. Le BAIIA comparable de les gazoducs de 572 millions de dollars représentent une augmentation de 50 millions de dollars par rapport à la même période de l’exercice précédent, en raison de la hausse des produits tirés des primes et de l’amortissement accru du réseau principal canadien en raison de la hausse des tarifs approuvée par la décision de l’Office de 2018, ainsi que des avantages de base plus élevés et amortissement sur le système NGTL en raison des provisions supplémentaires qui ont été mises en service. Ces écarts favorables ont été partiellement contrebalancés par la baisse des impôts sur le réseau de NGTL et sur le réseau principal au Canada, en raison de la radiation accélérée des radiations fiscales mise en place par le gouvernement fédéral en juin 2019.

Je remarque que pour les gazoducs au Canada, les variations d’amortissement, de charges financières et d’impôts sur les bénéfices affectent un BAIIA comparable, mais n’ont pas d’impact significatif sur le résultat net, car ces produits sont presque entièrement recouvrés dans les produits sur une base de flux croisés. Le résultat net du système NGTL a augmenté de 23 millions USD par rapport au troisième trimestre de 2018, sous l’effet de la base d’investissement moyenne plus élevée résultant des extensions continues du système et reflétant un RCP de base de 10,1% sur des fonds propres réputés à 40%, approuvé en notre règlement tarifaire 2018-2019.

Le résultat net du réseau principal au Canada a augmenté de 3 millions de dollars par rapport à l’année précédente, principalement en raison du revenu d’incitation au troisième trimestre de 2019. Nous n’avons enregistré aucun revenu d’incitation au troisième trimestre de 2018, dans l’attente de résultat de l'évaluation totale du réseau principal au Canada 2018-2020. L’EBITDA comparable des gazoducs aux États-Unis s’établissant à 604 millions de dollars ou 796 millions de dollars au cours du trimestre a augmenté de 57 millions de dollars ou 81 millions de dollars par rapport à la même période en 2018, principalement en raison de l’augmentation des contributions des sociétés commissionnées Columbia Gas et Columbia Gulf. projets de croissance.

Ceci a été partiellement compensé par la baisse des revenus de Bison résultant des accords conclus par les clients en 2018 pour payer leurs revenus futurs liés par des contrats et mettre fin à leurs contrats, ainsi que par l'impact de la vente de certains actifs de Columbia Midstream en août 2019. Mexique Un EBITDA comparable de 115 millions de dollars, ou 153 millions de dollars, correspondaient au troisième trimestre de 2018. Comme Russ l'a noté, le 17 septembre 2019, après la mise en œuvre d'un accord de modification avec CFE, le pipeline Sur de Texas est entré en service et nous avons commencé à enregistrer un résultat des capitaux propres d'exploitation dans le cadre du contrat actuel de 35 ans.

Le BAIIA comparable de Pipelines Liquides a augmenté de 108 M $ pour atteindre 575 M $ au troisième trimestre de 2019, en raison de la hausse des volumes sur le réseau de pipelines Keystone, de la contribution accrue des activités de commercialisation des liquidités en raison de l’amélioration des marges, des volumes et des produits tirés des activités. Pipeline White Spruce, mis en service en mai 2019, partiellement compensé par l’impact de la vente d’une participation de 85% dans le pipeline Northern Courier en juillet 2019.

Le BAIIA comparable pour l’électricité et le stockage a augmenté de 45 millions de dollars sur une base annuelle pour atteindre 252 millions de dollars, sous l’effet de la contribution accrue de Bruce Power, principalement en raison de la hausse des prix de vente réalisés et de la production en raison de la diminution des jours morts. Ces résultats positifs ont été partiellement contrebalancés par la baisse des contributions d’Ouest et d’Est, principalement en raison de la vente de nos participations dans les centrales de production de Cartier et Coolidge en octobre 2018 et mai 2019, ainsi que de la baisse des marges réalisées sur des volumes de production inférieurs.

Pour toutes nos activités générant des revenus en dollars américains, y compris les gazoducs américains, les gazoducs mexicains et une partie de nos activités liées aux liquides, le dollar canadien a été converti en BAIIA, influencé positivement par le raffermissement du dollar américain par rapport au troisième trimestre 2018. Ceci a été largement compensé par Intérêts débiteurs sur les dettes libellées en dollars américains et pertes de couverture réalisées comptabilisés dans les intérêts créditeurs comparables et autres.

En ce qui concerne notre exposition aux taux de change, une partie de nos actifs libellés en dollars américains est couverte par une dette en dollars américains. Nous continuerons de gérer activement le reste de l’exposition sur une période glissante d’un an.

Passons maintenant aux autres postes du compte de résultat, sur la diapositive 16, l’amortissement de 610 millions de dollars a augmenté de 46 millions de dollars par rapport au troisième trimestre de 2018, principalement en raison de nouvelles installations en service. se sont joints à nos activités, des pourcentages d'amortissement composés plus élevés approuvés dans le décret de 2018 de Mainline ONE et un dollar américain plus fort, en partie contrebalancés par le désinvestissement susmentionné des actifs d'amortissement de nos centrales à gaz en Ontario, qui sont maintenant destinés à la vente, aux achats et aux réductions de valeur des actifs.

Les intérêts débiteurs inclus dans le bénéfice comparable de 573 millions de dollars pour le troisième trimestre de 2019 étaient identiques sur une base annuelle. AFUDC pour les trimestres clos le 30 septembre 2019, a diminué de 27 millions USD par rapport à la même période en 2018. Une diminution de 43 millions USD exprimée en dollars US AFUDC était principalement due aux projets de croissance en cours de Columbia Gas et Columbia Gulf, en partie contrebalancée par la poursuite des investissements dans nos projets au Mexique, alors que l’augmentation de 30 millions de dollars de la CAAED en dollars canadiens était principalement attribuable aux investissements dans nos projets d’agrandissement du réseau de NGTL.

Les produits d'intérêts comparables et autres de 49 millions de dollars au troisième trimestre de 2019 étaient similaires à ceux de la même période de 2018. La charge d'impôts sur les bénéfices incluse dans les produits comparables s'est établie à 260 millions de dollars au troisième trimestre de 2019, comparativement à 108 millions de dollars pour la même période de l'année précédente. En raison de la hausse du bénéfice comparable, avant impôts sur les bénéfices et de la réduction des écarts de change, compensée en partie par la baisse des revenus d’impôt sur les pipelines réglementés canadiens attribués au gouvernement fédéral canadien, l’amortissement fiscal accéléré a été introduit en juin 2019.

Hors pipelines canadiens à tarifs réglementés pour lesquels les impôts sur les bénéfices constituent un élément de flux total et sont donc assez variables, de même que les revenus de l'AFUDC provenant des actions de gazoducs aux États-Unis et au Mexique, nous prévoyons que notre taux d'imposition effectif pour l'année 2019 sera de moyen à élevé . Le résultat net attribuable aux intérêts minoritaires de 59 M $ pour le trimestre clos le 30 septembre 2019 est inchangé par rapport à la même période en 2018. Enfin, les dividendes sur les actions privilégiées étaient également comparables à ceux du troisième trimestre de 2018.

Sur la diapositive 17, passons maintenant aux flux de trésorerie et aux flux de trésorerie distribuables. Les fonds similaires générés par des activités d’environ 1,8 milliard de dollars au troisième trimestre ont permis de lever 231 millions de dollars, ou 15% sur une base annuelle, principalement en raison de la hausse du résultat comparable la vente d'actifs. Le flux de trésorerie distribuable comparable ne représentant que le capital d’entretien non récupérable s’établissait à environ 1,7 milliard de dollars ou 1,78 dollar par action, contre 1,4 milliard de dollars ou 1,56 dollar par action au troisième trimestre de 2018, ce qui a entraîné un taux de couverture de 2,4 fois.

Nous passons maintenant à la diapositive 18. Au cours du troisième trimestre, nous avons investi environ 2,1 milliards de dollars dans notre programme d’immobilisations et avons financé ce projet avec des flux de trésorerie, des dettes à long terme et des émissions de titres hybrides générés et en interne, issus de notre plan de réinvestissement des dividendes. et activités de gestion de portefeuille importantes. En septembre, nous avons levé un milliard de dollars dans le cadre d’une offre à moyen terme canadienne consistant en 700 millions de dollars de billets de banque à 10 ans à un taux fixe de 3% et de 300 millions de dollars à 30 ans à un taux fixe de 4,18%.

Nous avons également émis pour 1,1 milliard de dollars d'obligations subordonnées de second rang, âgées de 60 ans, assorties d'un taux d'intérêt fixe initial de 5,5% pour les 10 premières années de septembre, puis converties en un taux variable. Les intérêts débiteurs sur ces billets sont entièrement déductibles d’impôt et un crédit d’équité de 50% leur est généralement accordé pour le calcul de nos plus importantes statistiques de crédit. Aujourd'hui, environ 95% de notre dette a un taux d'intérêt fixe, avec un coupon moyen de 5,1% et une duration moyenne de 22,1 ans, y compris les titres hybrides jusqu'à l'échéance.

La durée moyenne de notre dette, y compris les hybrides jusqu’au premier appel, est de 13,2 ans. Nous continuerons également à vendre des actifs au troisième trimestre, complétant ainsi la monétisation partielle de Northern Courier pour un revenu brut total de 1,15 milliard de dollars en juillet et la vente de certains actifs de Columbia Midstream pour environ 1 milliard de dollars. , 3 milliards, ou 1,7 milliard CAD en août. Le total des activités de gestion de portefeuille a généré des revenus de 3,4 milliards de dollars en 2019. Dit zal worden aangevuld met de eerder aangekondigde verkoop van onze gasgestookte elektriciteitscentrales in Ontario voor een extra $ 2,9 miljard, waarvan de sluiting in het eerste kwartaal van 2020 wordt verwacht.

Ons dividend herinvesteringsplan of DRIP blijft incrementeel achtergesteld kapitaal bieden ter ondersteuning van onze groei- en kredietmetingen in het derde kwartaal met een participatiegraad onder gewone aandeelhouders van ongeveer 35%, wat neerkomt op $ 247 miljoen aan herinvestering van dividend. Voor de eerste drie kwartalen van 2019 bedroeg de participatiegraad ongeveer 34%, wat resulteerde in $ 711 miljoen aan gewone aandelen met een korting van 2%. Gecumuleerd met een extra investering van $ 214 miljoen als onderdeel van het vierde kwartaal van 2018 dividend uitgekeerd op 31 januari 2019, hebben we dit kalenderjaar $ 925 miljoen opgehaald via DRIP. Beginnend met de gisteren aangekondigde dividenden hebben we de uitgifte van gewone aandelen van de eigen aandelen met korting stopgezet om deelname aan onze DRIP te bevredigen en zullen we in plaats daarvan deze aandelen tegen kostprijs op de open markt verwerven. Met onze aanzienlijke intern gegenereerde kasstroom, toegang tot schuldkapitaalmarkten en in afwachting van de verkoop van onze gasgestookte elektriciteitscentrales in Ontario zijn we goed gepositioneerd om ons beveiligd kapitaalprogramma van $ 30 miljard op een voorzichtige manier te financieren in een zaak die inkomsten en kasstroom maximaliseert per aandeel en is consistent met het behalen van gerichte run rate kredietmaatstaven, inclusief schuld aan EBITDA in de hoogste vier zonder een beroep op verdere groei van het aantal aandelen.

Nu naar dia 19, deze grafische weergave belicht onze voorspelde bronnen en gebruik van fondsen in 2019. Beginnend in de linkerkolom, onze langlopende schulden met een looptijd van $ 3,3 miljard, dividend en niet-controlerende renteverdelingen van ongeveer $ 3,1 miljard, en 2019 kapitaal uitgaven naar verwachting ongeveer $ 8,8 miljard inclusief onderhoudskapitaal brengen onze totale financieringsbehoefte voor 2019 op ongeveer $ 15,2 miljard.

De tweede kolom belicht geaggregeerde bronnen van ongeveer $ 15,2 miljard, inclusief voorspelde intern jaar gegenereerde cashflow van $ 6,9 miljard en permanente financiering van $ 7,8 miljard opgezet door een combinatie van langlopende schulden, hybride effecten, DRIP en voltooid portefeuillebeheer . De resterende $ 500 miljoen is afkomstig van een combinatie van contant geld en commercieel papier.

Ter herinnering, we blijven financieringsplannen vorderen voor het $ 6,6 miljard Coastal GasLink-project door de verkoop van een aandelenbelang tot 75% en projectfinanciering, die beide volgens plan verlopen. In deze grafiek weerspiegelen we ons eigendom van 100% rente in afwachting van de voltooiing van die processen.

Ga nu naar dia 20. Tot slot geef ik de volgende opmerkingen. Onze solide financiële en operationele resultaten over de hele linie in het derde kwartaal onderstrepen onze gediversifieerde bedrijfsstrategie met een laag risico en weerspiegelen de sterke prestaties van zowel onze blue-chip legacy-portefeuille samen met de bijdrage van even hoogwaardige activa die in dienst komen van onze lopende hoofdprogramma. Today, we are advancing a $30 billion suite of secured projects and have five distinct platforms for future growth in Canadian, US and Mexico Natural Gas Pipelines, Liquids Pipelines, and Power and Storage.

Our overall financial position remains strong. We are well positioned to fund our secured capital program through resilient and growing internally generated cash flow, access to debt capital markets, the sale of our Ontario gas-fired power plants, along with the Coastal GasLink joint venture and project financing process. That ends my prepared remarks.

I'll now turn the call back over to David for Q&A.

David MonetaVice President, Investor Relations

Thanks, Don. Just a reminder, before I turn it over to the conference coordinator for questions from the investment community, we ask that you limit yourself to two questions. If you have additional questions, please reenter the queue. With that, I'll turn it to the conference coordinator.

Questions et réponses:

opérateur

(Operator Instructions) And the first question is from Linda Ezergailis from TD Securities. Ga verder alsjeblieft.

Linda EzergailisTD Securities — Analyst

Merci I'm wondering if you could just, maybe in advance of your Investor Day, give us a bit of a sneak peek in terms of where you're spending your business development time and where your focus is on opportunities? Clearly, the West Path Delivery announcement today is a significant new project, but I'm wondering how dispersed your opportunities are geographically across your various business platforms and how might we think of kind of the cadence of spend beyond this year evolving?

Russell K. Girlingprésident et directeur

Linda, I will maybe take a first shot at that and supplement it by our business unit heads here, but I think what you're seeing in the West Path expansion is similar to what we're seeing across the system is demand for our services continues to be strong. As you know, it's difficult to build things in the current market environment, but demand for energy continues to grow, both domestically and in things like LNG export and getting that product to market continues to grow. So we see production increases and demand for our system. So just by way of example, I guess what I would first say is that I would expect our footprint to continue to generate these kinds of $500 million to $1.5 billion expansions in lots of pockets across the system, just give you few examples, obviously the demand for receipt capacity on the NGTL system continues to grow. And so we expect to see more capital we spent in that at that area. As demand for TC capacity grows, so does the demand for delivery capacity on our system. As you know, our main line has approximately 2 billion cubic feet a day to 3 billion cubic feet a day of Brownfield capacity that could be used to deliver that gas to market. So we see a potential expansion of that. And as well in Alberta as we migrate from coal-fired generation to gas-fired generation, and then to other industrial users that have been moving to the province both things like petrochemicals, fertilizers, gas, to oil kind of conversions, again demand for our systems on delivery capacity continues to grow.

As you move downstream, you're down from that across the country. Obviously, our view is that Marcellus/Utica will continue to grow as well In the longer term, but in the shorter term, getting that gas to markets that needed such as for example, the US Northeast and moving the gas back through our systems into Canada through Quebec and into the Northeast United States, New York, New England, obviously we have a pathway that's attractive to folks. And then as you can see is our– as we've attached more markets and the largest growing market for Continental natural gas is offshore exports for LNG and we've done a great job of capturing a big chunk of that market through our Louisiana XPress and other projects that Chenier XPress that we have announced here recently, we expect that activity to continue.

Looking to Mexico, obviously Mexican natural gas demand will continue to grow. We've completed the Sur de Texas pipeline. I'd expect to see that continue to grow. So, everywhere I guess what I'd say is everywhere across our system where we can find an ability to expand the system to provide new capacity for customers, it appears that there is a demand for that capacity. So that's where we see the lion's share of our growth for the next two, three, four, five years to come from, and I expect it to come in those kinds of increments of field $500 million to $1.5 billion kind of dollar-sized projects and you get, if you few of those a year and offset and we're in a position where we have sufficient projects within our corridor, what we call organic growth and that meets the free cash flow that we have available to reinvest in our core businesses.

Linda EzergailisTD Securities — Analyst

Merci And maybe just specifically on your Liquids Pipelines, are you seeing some opportunities maybe to extend and pivot to more focus on exports there or any other incremental expansions you see there and maybe more broadly as you look at Keystone XL, some good progress being made on the regulatory and legal fronts, but maybe you can also give us an update on your thoughts to approaching the financing and mitigating any sort of last mile risk, and when might all those work streams come together to be able to make an FID on that potential project?

Paul MillerExecutive Vice-President, Technical Centre and President, Liquids Pipelines

Linda. It's Paul here. On the first question around opportunities around export et cetera, our focus is growing and seeking opportunities around our existing footprint, right from Alberta all the way down to the US Gulf Coast. And part of that effort sees us enhancing our connectivity, both at the supply side and the market side. And as we make the pipeline that much more attractive from a market access and supply access perspective, it helps us greatly with our contracting efforts. It also makes our spot capacity that much more attractive to shippers and producers and to refiners.

Specifically around the export, there was a lot of opportunities for us to connect various export terminals in the US and those export facilities is just another example on what makes the Keystone and the other pipelines that much more attractive for shippers to access because they can realize and that higher net back on their volumes. In regards to Keystone XL, we continue to go through a number of processes here most on the legal and the regulatory side. On the recent events in the last quarter, the Nebraska Supreme Court affirmed the decision by the Public Service Commission to approve the route through the state, which means we now have a fully permitted route for Keystone XL. There remains a challenge to the 2019 Presidential permit hearing occurred last month and we would anticipate a decision on that hearing later this month. The State Department issued the draft Supplemental Environmental Impact statement in October. There are various open houses occurring for that statement and we expect the final environmental impact statement to be issued here before year-end.

With the issuance of the final Environmental Impact Statement, the Bureau of Land Management and the Army Corps of Engineers will finalize their decisions. And I would anticipate we would see their decisions being issued some time in Q1. We continue to work the various legal and the regulatory aspects of Keystone XL. As far as FID, we have to get these matters behind us. (Indecipherable) and I'll defer to Don in a moment on the financing side, but in regard to the last mile, Keystone XL remains a very important pipeline for Canadian and US producers, very important pipeline for US refiners and very important pipeline for Canada and the United States. US Gulf Coast is largest refining center in the world and it's significantly configured to run heavy crudes like those produced here in Canada and those refiners are seeing decline in supplies from traditional producers and they are looking and needing diversity of supply and Keystone XL will provide those supplies for them.

And that's evidenced by the contracting of Keystone XL, which is both producers and US refiners.

Donald R. MarchandExecutive Vice President en Chief Financial Officer

Linda, it's Don here. With respect to the funding side, the key thing here the work streams that Paul referred to as getting permitting finalized here and we will continue to work the costing and scheduling under various scenarios, and as we progress toward an FID decision point. From a funding perspective, it remains all of the above. We'll look at everything from additional portfolio management. This project will probably bring some hybrid capacity, equity in some form, whether it be DRIP ATM, but potentially joint venture partners here would be an important component of that. And then as we assess the overall risk return parameters here, if that equation is positive, we will proceed, including all the risk elements we've talked about here. Looking at it holistically, we just continue to push on all these streams right now to get to a point and if the risk return for TC Energy is appropriate, we'll move forward.

Linda EzergailisTD Securities — Analyst

Merci I'll jump back in the queue.

Russell K. Girlingprésident et directeur

Thanks, Linda.

opérateur

The next question is from Robert Kwan from RBC Capital Markets. Ga verder alsjeblieft.

Robert KwanRBC Capital Markets — Analyst

Hey, good morning. Russ, you mentioned the ability to — if you were able to secure a few these $500 million to say $1.5 billion type organic opportunities, that could, a, help you achieve your growth, but, b, you could fund that within your free cash flow. So I'm just wondering with the drip off now, is this really a signal that you see and have achieved a self-funding model say outside of something like Keystone XL?

Russell K. Girlingprésident et directeur

Yeah, I think that's where we are today, Robert. Based on what we see in our portfolio coming at us over the next few years, we're comfortable that we're back to the place where we want to be, which was the self-funding model where we're not issuing common equity to fund our day-to-day business activities.

Donald R. MarchandExecutive Vice President en Chief Financial Officer

Yeah, Robert. Again, we look at everything on a per share basis here. So, turning our share count growth right now is important and a signal to the market that we can get to that soft planning model of really balancing credit metrics, we expect to be in the high fours here and debt to EBITDA basis and 15% FFO to debt kind of range, which equates to our current credit ratings, maintaining payout ratios as we've historically done for the past couple of decades and then investing in these low-risk projects.

One thing I would note is as we do add new projects to the hopper, the permitting process is such where there is not any material spend generally for a couple of years on these things. So we do get visibility out a couple of years now as to when those dollars are going to be required, and we are comfortable here turning the drip off and managing to balance all these things going forward.

Robert KwanRBC Capital Markets — Analyst

Just to be clear, turning the drip off isn't just the — I don't need the cash right here right now, so, I don't want to hit the share count, but say six months to nine months down the road, either it comes back on our ATM just if you all you're doing is this $500 million to $1.5 billion type stuff?

Donald R. MarchandExecutive Vice President en Chief Financial Officer

Oui If it's something larger transformational, we obviously reassess that, but what we see right now with our runway of projects, we think we're in that spot where we can live with an internally generated cash flow debt capacity within those credit metrics, and we still do have asset sale proceeds coming into the Ontario thermal plants in the first quarter of next year as well. The other thing we're looking at on Coastal GasLink is bringing in joint venture partners and project financing there. So when we look at this big picture wise, yeah, we are comfortable that we can balance all of these things and we can deliver on these various initiatives and we can avoid share count growth in the absence of something very large that comes along.

Russell K. Girlingprésident et directeur

I think the key, Robert, is as Don pointed out, as you see in the West Path Delivery expansion into 2023 expansion, as we bring in new projects today, that's the kind of time frames we're looking forward to get through the regulatory process. You you'll get through permitting and then you will actually order equipment and getting to construction, you are out there 2023, 2024, 2025, and I think that's the positive of our system right now is it the existing corridors are the places where you can actually get these things done where you have your roads already built and the relationships with landowners in those kinds of things. So existing corridors, it seems to be where folks want to build these things. The unfortunate part about that is that from the time we get the request of service to the time we actually put it in this request for service till commencement of operations is now a 3 year to 4 year process which is longer than it's been historically. But that's just the fact of the length of the regulatory process as we now see in front of us. So, that's the sort of the turnaround time frame from conception to the cash flow.

Donald R. MarchandExecutive Vice President en Chief Financial Officer

Yeah, I'll just add one more final comment here is in terms of share count growth, we'll always look at asset sales as well. You've seen us do $6.4 billion this year and sizable amounts in the past few years as well. So that's the other counterbalance here where we'll always look at portfolio management versus increasing share count, as we would have per share metrics.

Robert KwanRBC Capital Markets — Analyst

Compris. If I can just finish with the Mainline, I'm just wondering if you can outline the process as you see it unfolding for both the timeline as well as just anything you can talk about with the framework for post 2022?

Tracy RobinsonExecutive Vice-President and President Canadian Natural Gas Pipelines

Hey Robert, It's Tracy. We are continuing our dialog with customers, and I would say I'm optimistic that we will have an agreement of sorts and something to fall by late this year, early next year. We are completely aligned on — from a principal perspective of using our mainline assets to support the basin and to reduce kind of that distance between the basin and the Eastern markets.

So the dialogs are going well. And as I said, I'd anticipate kind of later this year or earlier next year for us to come to a conclusion on that.

Robert KwanRBC Capital Markets — Analyst

D'accord And do you see that as being a bit of a bridging agreement or something bigger or something that could be more transformational than what we've seen historically?

Tracy RobinsonExecutive Vice-President and President Canadian Natural Gas Pipelines

You know we've had through this process a lot of conversations on those more transformational items. I don't think we're going to get there on this one, but we need to get this agreement done to give us that path to understand really what this Mainline is capable of, and I do see those conversations coming back as we get through this particular process.

Robert KwanRBC Capital Markets — Analyst

Great, thank you.

Russell K. Girlingprésident et directeur

Thanks, Robert.

opérateur

Merci The next question is from Jeremy Tonet from JPMorgan. Ga verder alsjeblieft.

Jeremy TonetJPMorgan — Analyst

Hoi goede morgen.

Russell K. Girlingprésident et directeur

Good morning, Jeremy.

Jeremy TonetJPMorgan — Analyst

Just want to start off with a high level question as far as capital allocation process here. And in the press release, you talked about the potential for 8% to 10% distribution growth in 2021. And it seems like some in midstream overall kind of moderated that the growth that was going forward. And just wondering if you could refresh us as far as how you think about the rate of dividend growth versus other means of returning capital versus the right leverage level, how does that all come together, you know, decide that, what is the right level of dividend growth at this point?

Russell K. Girlingprésident et directeur

I will take maybe a shot at the high level. Jeremy. I think our capital allocation philosophy has remained unchanged for 20 or so years and you (Indecipherable) to pay, first of all, you focus on the balance sheet making sure that we maintain the strongest balance sheet in our sector and that's the first sort of priority with respect to capital allocation.

Secondly, return of capital to shareholders via the dividend and historically that number has been about 40% of cash flow and approximately 80% of earnings plus or minus a bit, and taking 60% of it and reinvesting it in our core businesses to the extent that there are good opportunities on a risk-adjusted basis that we think will add shareholder value to the extent that those opportunities aren't available. Our philosophy that has been return of capital to our shareholders.

And then within there, how do we allocate capital between businesses and geographies and how compete for capital is really again unchanged as we try to high grade the projects across our system and that to the extent that we have more projects than our free cash flow. And then we look next to asset sales and then portfolio management to augment those. Most of the assets we have in our portfolio are solid good cash flowing assets, but to the extent that we see better platforms for future growth. So a good example of that is when we move to acquire Columbia and we saw the opportunity to exit the northeast power business and redeploy that capital back into a, what we saw was a longer-term growth set of assets in the Appalachian region, the Columbia Gas System sat on top of the fastest and lowest cost basin in North America, and we saw that as a good way to add shareholder value.

So that's basic philosophy of our capital allocation remains unchanged for transformational opportunities like Colombia. We are willing to access equity capital markets and our experience has been that our shareholders support us when we move on those transformational opportunities, but for the most part, our objective is to live within our means. And we've done that for most of that history of 20 years. Most recently when we went above that is when we acquired Columbia, when you think of that acquisition, it was a $13 billion acquisition, so it's CAD20 billion. And it had an $8 billion growth program included in. So you'll pick a number CAD30 billion plus our own, $10 billion or $15 billion growth program that we had. We saw that is all being very positive. We were able to lever our company up to about 6.5 times debt to EBITDA with a — our primary focus is always around our balance sheet and a recognition from rating agencies and our commitment to them that we would bring our debt metrics back online, we committed to the levels that we have brought you today.

So through this process of growing earnings and cash flow over the last couple of years of the 8% to 10% growth that you mentioned, we've also delevered our balance sheet quite considerably. We feel that we're in a place now where we can grow within our means. But on a long-term basis, reinvesting our free cash flow into our core businesses. If we can get a return of about 8% after tax on those kind of investments, we can grow our business in a range of 5%, 6%, 7%, 8% and again looking back over our history over the last 20 years, you can see that by reinvesting our free cash flow in our businesses, we've grown earnings, cash flow and dividends per share at about that kind of rate, and the larger growth the 8% to 10% through 2021 was driven by an opportunity to reposition the company on, I guess, what I would call a higher level through that major acquisition of Columbia along with significant organic growth, and the filling up of our system, as I mentioned at the beginning of my opening remarks today. The demand for our system has never been greater and pretty much across most of our pipelines and our operating cash assets, everything's full and running at capacity. And again, those tailwinds have contributed to our growth in earnings and cash flow above those kind of historic levels in that 8% to 10% range. So we're very comfortable through 2021 and post 2021. I would expect you will go back to something more closely aligned with our historic metrics.

Donald R. MarchandExecutive Vice President en Chief Financial Officer

Yeah. Jeremy, it's Don here. We'll give you more color and granularity at Investor Day, but the next decade, looking, shaping up a lot like the last couple of decades, and don't expect any real change in our risk preferences, our payouts, our philosophy, our keep-it-simple methodology here, I would just say that we're probably more utility-like than midstream-like in our thought process here. Earnings matter, we are not 95% payout on cash flow kind of guys here, so watch for more of the same.

Jeremy TonetJPMorgan — Analyst

Dat is logisch. And then maybe just building off on some of the comments there, with regards to transformational acquisition opportunities, seems like TRP has historically waited until there was stress in the market to be opportunistic there. Just wondering in the current marketplace as it is right now, do you see anything that fits your parameters as far as risk in return out there or any other comments you could share?

Donald R. MarchandExecutive Vice President en Chief Financial Officer

I would say that the current time and we, there is some significant assets that we have it, we continue to monitor them as we always do. Nothing in that sort of fits what I'll call the risk return, kind of parameters, but there are very, very solid assets out there in the marketplace right now that we would see is very complementary to our business. And as you pointed out, our approach has always been one of, being financially disciplined. When those opportunities present themselves in a way and in an economic form, that adds value to our shareholders, then we're willing to act. And by doing that, I guess our view is that capital market support is when we want to go through those kinds of things.

Jeremy TonetJPMorgan — Analyst

Great, thanks for taking my questions.

Russell K. Girlingprésident et directeur

Thanks, Jeremy.

opérateur

Merci The next question is from Ben Pham from BMO. Please go ahead .

Ben PhamBMO Capital Markets — Analyst

Okay, thanks, good morning. My first question maybe for Paul, I'm wondering just more of a near-term question, Q4 '19, just wondering what the direction of outlook is there on Keystone? How do you think this bill could impact the results and maybe just a comment on liquids marketing?

Paul MillerExecutive Vice-President, Technical Centre and President, Liquids Pipelines

Hi Ben. I'll start with the impact of the spill first and then I'll speak to the liquids marketing, and I might even touch a little bit on market — the pipe on the southern end of our system. On the spill, our teams are on-site and we have secured the site and contained the spill. At this time, we don't yet know the cause of the incident, but we will conduct a third-party assessment and learn the cause and make any necessary improvements to our integrity and maintenance programs. For now, it's little early to determine any financial impact, we will be providing updates on our website as we learn more and hope to give you a little more visibility on when we get to Investor Day.

On marketing, we had a good quarter on our marketing operations. We saw some good volume, good margins in Q3, probably up about $0.02 from Q2 and this higher result was a result of a number of factors. Marketing competes for capacity on various pipelines, those pipelines, which are offering good value because of various market differentials and they were able to secure capacity on some of these pipelines and realize on that differential. We also saw some Brent TI volatility, both at the beginning of the quarter, and toward the end of the quarter and captured some of that value and the performance I think it's just a reflection of continued evolution of our people and our programs.

I think Q4 will be softer, I think you'll see Q4 migrating back toward levels we saw in Q1 and Q2, but still $0.01 to $0.02 lower. And then going forward, 2020, I think there is still — there's going to be some continued variability in the market differentials. I think you're going to see these differentials range trade throughout 2020 as we work through the new pipelines coming into the Permian, for example, and various line sale activities, which are occurring now, which is also having an impact on our market link operations. We had a softer quarter, but still strong volumes supported by our take-or-pay contracts. And as we've increased capacity over 2018 and 2019, we've been able to attract additional contracts to that system. attract additional contracts to that system. And so these contracts have and they will continue to provide stable cash flow. Where we saw some softness in Q3 was in our spot volume, but when I take a look at, for example, Q4 ,the net impact in this quarter of the higher contracts in the lower spot volume was under $0.02 versus Q2. And even though we will see continued variability, I think in the entire Path market, again, as these new Permian pipelines come into service and calls the line fill continue I think Q4, we'll see further softening, but will be supported by this higher level of contracts we've been able to secure over the last — on our market link system.

Ben PhamBMO Capital Markets — Analyst

Okay, thanks for that. And then on maybe one is for Don on the DRIP. I guess I'm wondering does the timing of it, how important was or is the course of in that analysis, because I guess you could have waited a month for so to get some visibility. I mean, that's 75% sale or 50 or a little bit less. I mean how should we be thinking about that?

Donald R. MarchandExecutive Vice President en Chief Financial Officer

First, with respect to the JV process, we remain quite encouraged by the quality and the quantity of participation in that. So it's not a binary call on where that's at. What we're looking at is more bigger picture. We've got $8 billion of assets that's come into service. We've got $6.4 billion of asset sales this year. We believe our credit metrics are in line here. So it's a data point, but I wouldn't say it's the main driver of the decision to turn the DRIP off right now.

Ben PhamBMO Capital Markets — Analyst

Okay, thanks. Thanks everybody.

Russell K. Girlingprésident et directeur

Thanks, Ben.

opérateur

Merci The next question is from Robert Catellier from CIBC Capital Markets. Ga verder alsjeblieft.

Robert CatellierCIBC Capital Markets — Analyst

Hi, thank you. There is a lot of good commentary on your capital spending outlook. Just wanted to double check, confirm that I've heard the message, but it sounded like there is enough projects for you in the existing corridors to account for your free cash flow generation, is that correct?

Russell K. Girlingprésident et directeur

That's what we're seeing right now. I mean, obviously it all hasn't materialized yet, but based on conversations with customers and inbound demands, it appears that we have a significant pipeline of new organic growth opportunities. It will extend this out the next number of years here.

Robert CatellierCIBC Capital Markets — Analyst

D'accord And then to the extent that your capital spending includes projects that are outside the existing corridors, or maybe the regulatory process a little bit more challenging, is there an understanding in the industry that there needs to be a more balanced risk sharing mechanism, given how difficult it is to get these project approves, particularly on the regulatory side?

Russell K. Girlingprésident et directeur

I think you've seen those kind of constructs you'll come forward on new projects. I mean, the West Coast Canadian LNG projects are a great example of the kind of constructs that are necessary to get through new corridors and to build the capacity to new markets. Those are hard work and heavy lifting and it requires your capacity of many credit-worthy and technically capable parties to actually make them happen. But those are examples of things that you can see, can come together and the kinds of constructs that are put together and make them happen.

Similarly, our pipeline through to Mexico, those are transformational for our company, but also for Continental flow of commodities and natural gas, in particular, and the kinds of constructs that you have to put together to make those work. So we think there is still out there, but obviously the marketplace — your question is aware of the risks and how to mitigate manage those risks as a partnership as opposed to the kind of approaches we might have had historically.

Robert CatellierCIBC Capital Markets — Analyst

D'accord And then just my last question here, are you in a position to quantify the potential financial impact from the Columbia rate settlement if it's approved as envisioned?

Stanley G. ChapmanChairman, TC PipeLines GP, Inc. Executive Vice-President and President, U.S. Natural Gas Pipelines T

Yeah, this is Stan. The Columbia Gulf settlement is actually going to be filed today. I think it is relatively straightforward. It's a black box settlement. What you're going to see is a big nameplate increase in terms of max rates increasing by about 20%, but keep in mind, particularly on the Columbia Gulf system, virtually all of our revenues are covered by negotiated or fixed rate contracts, so you're not necessarily going to see a big revenue bump. I would just say that the settlement was very much consistent with what we thought it was going to be, two-year moratorium, 7-year comeback, very straightforward.

Robert CatellierCIBC Capital Markets — Analyst

Okay, thank you.

opérateur

Merci The next question is from —

Russell K. Girlingprésident et directeur

Thanks, Robert.

opérateur

The next question is from Praneeth Satish from Wells Fargo. Ga verder alsjeblieft.

Praneeth SatishWells Fargo — Analyst

Hi, good afternoon. I'm just wondering what kind of demand for gas you're seeing in the Pacific Northwest region? Is the West Path Delivery project in GTN expansion, is that servicing new demand or just kind of displacing other pipelines in the region?

Stanley G. ChapmanChairman, TC PipeLines GP, Inc. Executive Vice-President and President, U.S. Natural Gas Pipelines T

So this is, Stan. I can take a start at that, I think of our GTN XPress expansion as at 250,000 a day, going all the way down to Merlin and is ultimately going to serve markets off of the PG&E systems. So I think you'll see a fair amount of gas on gas competition displacing gas that otherwise we come across from the Rockies, but great opportunity for us, it's an in-corridor expansion. It's a compression expansion, we're going to take out some old inefficient compression, put in some new units. That is going to increase reliability, it is going to decrease our Greenhouse gas footprint and provide the expansion capacity that the market needs.

Tracy RobinsonExecutive Vice-President and President Canadian Natural Gas Pipelines

Praneeth, I'll just add a little bit to that. This is a combination of a pull from the market that Stan is talking about and a push from producers. And I think tellingly its 3-year contract terms on average. So it's a pretty compelling statement about the attractiveness of that market.

Praneeth SatishWells Fargo — Analyst

Compris. And then on Coastal GasLink, can you just provide more details on what caused the cost increase? And then I guess what's your confidence level that cost won't continue to creep higher?

Tracy RobinsonExecutive Vice-President and President Canadian Natural Gas Pipelines

This $400 million is a combination of two things that you heard Russ mention. One is scope. So we've got incremental meter station and a few other things. And the other is raw quantities and water crossings. There was this section, if you will recall of this pie path that we couldn't access to some restrictions until this year, until we had FID and dealt with some of those issues. And so as we've been into that terrain now, the first pass suggested that there is more rock issues than we had in our estimates. And so the adjustment reflects that as well as a greater number of water crossings across the full pipe path. So this is an estimate at this point in time and we're going to be working very hard to mitigate that, but we have now been on the pipe path in its entirety and this is our best estimate at this time.

Praneeth SatishWells Fargo — Analyst

Okay, got it. Merci

Russell K. Girlingprésident et directeur

Thanks Praneeth.

opérateur

The next question is from Rob Hope from Scotiabank. Ga verder alsjeblieft.

Robert HopeScotiabank — Analyst

Goedemorgen iedereen. Just hoping we could build on the comments on your crude export comments earlier on. If we pivot that over to gas, would you have any interest in potentially moving past just accessing the Gulf Coast with your gas network to potentially even holding some LNG capacity?

Donald R. MarchandExecutive Vice President en Chief Financial Officer

I think under the right construct and obviously that's a business that probably has a similar contracting profile, credit profile to our existing business and under those scenarios which certainly have that capacity, we've looked at those kinds of things in the past and we'll continue to look at them in the future. It's a matter of having the right construct and the fit with our existing systems. So certainly something we would look at.

Robert HopeScotiabank — Analyst

D'accord And then just as a follow-up to that. Would you look to do it in a kind of a smaller byte size manner or something larger there?

Donald R. MarchandExecutive Vice President en Chief Financial Officer

Again, we look for the right opportunity. We have a large platform, we work with a number of folks as well that we are delivering natural gas to. And so we have conversations with folks at all sort of ends of the spectrum of a big and small. The key for us is fit, financial stability and growth potential and those kinds of things, and like the rest of our business, those are the kind of parameters it will have to compete for capital. Obviously, as we pointed out here earlier, there is a large demand for expansion along our systems. So there is a good call on capital today and new projects have to compete for capital within the company.

Robert HopeScotiabank — Analyst

Merci

Russell K. Girlingprésident et directeur

Thanks, Rob.

opérateur

The next question is from Matt Taylor from Tudor Pickering Holt. Ga verder alsjeblieft.

Matthew TaylorTudor Pickering Holt — Analyst

Hey, thanks for taking my questions here. Just can you provide an update on conversations with customers in the Northeast as capex budgets are coming down, growth has been revised lower, just curious if there has been any rate concessions there and kind of what's your expected impact to non-contracted earnings and future growth plans there?

Donald R. MarchandExecutive Vice President en Chief Financial Officer

So I think what you're getting at is the health of producers overall, I would just say that the big picture-wise, we really don't have any significant concerns. When you look at our top 10 producer customers, for example, they are all flowing their contracts at very high load factors, which to me says that they're getting proper value out of their capacity and they all have a very strong acreage, which means that we believe that the molecules are in the ground are going to be produced for some time to come.

Matthew TaylorTudor Pickering Holt — Analyst

And have you made any rate concessions there in the Northeast?

Donald R. MarchandExecutive Vice President en Chief Financial Officer

No, we haven't.

Matthew TaylorTudor Pickering Holt — Analyst

And then just going back to AECO there, it looks like there's been some life breezed back into AECO, can you maybe talk through if you think this will last into the summer months and then maybe just how this impacts discussions if you're seeing any impact of discussions on adding more mainline capacity as producers are seeing better pricing?

Tracy RobinsonExecutive Vice-President and President Canadian Natural Gas Pipelines

AECO has jumped in the last months, and there's all kinds of things that impact AECO pricing. And you know the summer is normally a very difficult time for AECO because 1.5 Bcf or 2 Bcf of market disappear in the Alberta area, and there is no place for that production to go. We have had difficulty in getting into storage as our system has become completely contracted on a firm basis, has made storage access a little bit difficult.

We did have, we did reach in general agreement with industry this summer that we should, that we would agree to kind of introduce a temporary variation in how we restrict, how we prioritize services on the NGTL system during the summer months. And while we are accessing the pipe for maintenance or capital expansion purposes and that just meaning that for a temporary period of time, we would prioritize interruptible service over our firm services to create that access to storage. So we think that that's probably had some of this impact, it's is very positive. We are now finished with that and we're going into November and into the winter season. I think we're well positioned for that. And we're hopeful that the demand this winter will support our continued strength in AECO pricing.

Without a doubt, we are seeing increased demand for the mainline. In fact, there is some capacity on the Mainline right now because the bottleneck is the NGTL capacity to get on to the Mainline until 2021 when we're finished with that expansion, but post 2021, most of the available capacity on the mainline is now being contracted. And so we are working with our customers on an expansion potentially if the main line in the future to facilitate even a greater access for the basins volumes into the eastern markets. But that will be a dialog we will have over the course of the next year or so.

Russell K. Girlingprésident et directeur

And Matt, just to add on to that is that we will work very hard in all of our basins to optimize our systems to be able to move as much gas as we can. And in doing that, hopefully improving the economics of our upstream producers. Our focus has been longer term, and if you can take a look of what we're doing longer term, we believe in the long-term economics of the basin. The gas in the Western Sedimentary Basin and Appalachia, we believe is the low-cost gas, which will compete extremely well in the marketplace over the long haul. With all the expansions we have under way on NGTL right now, we're increasing the delivery capacity by about 3.5 billion cubic feet a day over the time frame that Tracy mentioned. And that's going south and it's going East and it's going West and we'll continue to look at that on top of that with the coastal gasoline project, we're going to add another 2 billion cubic feet a day delivery capacity, so 5 billion cubic feet a day or so of delivery capacity coming out of the basin.

And it's underpinned by more of the market fundamentals in the long term that liquids rich gas coming out of the major plays in Western Canada will compete well. And as we pointed out, as Stan pointed out, if you think about things like Pacific Northwest in California, there isn't that much new incremental demand, but obviously Canadian gas is competing for market share. And with 30-year contracts, it appears that there is great confidence that the basin will continue to grow into that 3.5 billion cubic feet a day of capacity that we made available. And if we can make available anymore, I think Canadian gas will compete very well into all of those marketplaces.

Matthew TaylorTudor Pickering Holt — Analyst

Just to clarify, Tracy, when you say Mainline contract, did you need to add more or invest more NGTL dollars to add more mainline capacity or do you already have enough NGTL egress to get them?

Tracy RobinsonExecutive Vice-President and President Canadian Natural Gas Pipelines

Once we finish, as you know, Matt, we have a considerable expansion program under way on the NGTL system and a big chunk of that comes into service in 2021, which should give us enough access of NGTL into the Mainline to think about how we get more volumes down that system.

Matthew TaylorTudor Pickering Holt — Analyst

Great, that's helpful. Merci

Russell K. Girlingprésident et directeur

Thanks Matt.

opérateur

Merci The next question is from Shneur Gershuni from UBS, please go ahead.

Unidentified Participant

Good morning, this is (Indecipherable) calling in for Shneur Gershuni. How confident is management with the progress on Keystone XL FID now versus the last earnings call and how goes with the recent development? And the US administration changes, do you feel there are protections in place?

Paul MillerExecutive Vice-President, Technical Centre and President, Liquids Pipelines

Hi, it's Paul Miller here. We progressed Keystone XL over the last quarter. When you look back, going into Q3, there was uncertainty around the route in Nebraska, there was uncertainty around the issuance for example of the Draft Supplemental Environmental Impact Statement. Since then the Nebraska Supreme Court has affirmed the Public Service Commission's approval of the well. So we are fully approved in the state and all the jurisdictions in which the pipeline will be cited.

We have received the draft environmental impact statement, the review of that environmental impact statement is under way and we anticipate getting it finalized here by year-end and then we would look to see the Bureau of Land Management and the Army Corps issue their decisions in Q1. Ultimately our comfort level is going to revolve around getting these various legal and regulatory proceedings behind us before we commit to move forward on FID.

I'm sorry. And then the second part of your — I think was in regard to last mile, we had some change in administration and our focus is managing the legal, the regulatory and project management activities. Keystone XL remains a very important pipeline for the industry and a very important pipeline for Canada and the United States. It is fully contracted by both Canadian and US interest, and as a result, I think that the merits of the pipeline are well established and well understood and we will continue to focus on the legal, the regulatory and the project management activities.

Russell K. Girlingprésident et directeur

Thanks.

opérateur

Merci The next question is from Patrick Kenny from National Bank Financial. Ga verder alsjeblieft.

Patrick KennyNational Bank Financial — Analyst

Hey, good morning. Just with the NGTL expansion, was curious to get your thoughts on dealing with the new CER relative to the NEB, if we should be expecting any material change in the regulatory process?

Tracy RobinsonExecutive Vice-President and President Canadian Natural Gas Pipelines

The West Path expansion, Patrick, is one that will fall under the new CR process. Our current — all of the rest of the NGTL expansion that we have under way will follow as you know, under the old kind of NEB rules and processes. So we've been working around what you expect on this and we're optimistic in fact. So this falls underneath the level of an expansion that would trigger the Impact Assessment agency review and it is an expansion of two separate assets. So we believe that we are optimistic that this process should run generally in line with the timeline that we would have seen under the former NEB rules and procedures.

Having said that, it's new to us. We are working through it, it's new to all of our stakeholders who are also working through it. So we will have to see how this goes.

Patrick KennyNational Bank Financial — Analyst

Ok super. Appreciate that. And then just on the Alberta power market here, was interested to see you guys sign an agreement for renewable power. I was just curious maybe a little bit of background on that and then also just your overall view with respect to your remaining Alberta power assets and the market in general?

Francois PoirierExecutive Vice-President, Corporate Development and Strategy, and President, Power & Storage and Mex

Patrick, it's Francois. I'll be happy to take that question. That transaction obviously was very modest size, but complementary to our existing trading business. It was an opportunity to acquire attractively priced energy and remarket it. And really capital-light way for us to invest in the solar resource in Alberta. We like the Alberta market, we supported the reaffirmation of the energy-only market. We believe in the fundamental merits of all of our Cogencis facilities in Alberta and we would look at for opportunities to invest more capital along similar constructive, the opportunity presents itself.

Patrick KennyNational Bank Financial — Analyst

Compris. Thanks everybody.

Russell K. Girlingprésident et directeur

Thanks, Pat.

opérateur

Merci Ladies and gentlemen, this concludes the question-and-answer session. If there are any further questions, please contact TC Energy Investor Relations. I will now turn the call back over to Mr. Moneta. Ga verder alsjeblieft.

David MonetaVice President, Investor Relations

Okay, thanks very much. We very much appreciate your interest in TC Energy, and we look forward to speaking to you again soon. Bye for now.

opérateur

(Fermer les commentaires de l'opérateur)

Duration: 81 minutes

Appelez les participants:

David MonetaVice President, Investor Relations

Russell K. Girlingprésident et directeur

Donald R. MarchandExecutive Vice President en Chief Financial Officer

Paul MillerExecutive Vice-President, Technical Centre and President, Liquids Pipelines

Tracy RobinsonExecutive Vice-President and President Canadian Natural Gas Pipelines

Stanley G. ChapmanChairman, TC PipeLines GP, Inc. Executive Vice-President and President, U.S. Natural Gas Pipelines T

Francois PoirierExecutive Vice-President, Corporate Development and Strategy, and President, Power & Storage and Mex

Linda EzergailisTD Securities — Analyst

Robert KwanRBC Capital Markets — Analyst

Jeremy TonetJPMorgan — Analyst

Ben PhamBMO Capital Markets — Analyst

Robert CatellierCIBC Capital Markets — Analyst

Praneeth SatishWells Fargo — Analyst

Robert HopeScotiabank — Analyst

Matthew TaylorTudor Pickering Holt — Analyst

Unidentified Participant

Patrick KennyNational Bank Financial — Analyst

More TRP analysis

Tous les appels de revenus pour les transcriptions


Logo AlphaStreet

10 stocks we like better than TC Energy
When investing geniuses David and Tom Gardner have a stock tip, it can pay to listen. After all, the newsletter they have run for over a decade, Motley Fool Stock Advisor, has quadrupled the market.*

David and Tom just revealed what they believe are the ten best stocks for investors to buy right now… and TC Energy wasn't one of them! That's right — they think these 10 stocks are even better buys.

See the 10 stocks

*Stock Advisor returns as of June 1, 2019

This article is a transcript of this conference call produced for The Motley Fool. While we strive for our Foolish Best, there may be errors, omissions, or inaccuracies in this transcript. As with all our articles, The Motley Fool does not assume any responsibility for your use of this content, and we strongly encourage you to do your own research, including listening to the call yourself and reading the company's SEC filings. Please see our Terms and Conditions for additional details, including our Obligatory Capitalized Disclaimers of Liability.

Motley Fool Transcribers has no position in any of the stocks mentioned. The Motley Fool has no position in any of the stocks mentioned. The Motley Fool has a disclosure policy.

Les points de vue et opinions exprimés dans le présent document sont les points de vue et opinions de l'auteur et ne reflètent pas nécessairement ceux de Nasdaq, Inc.