财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度收入为39亿美元,较去年同期下降25%,主要是由于大宗商品价格大幅下降 [39][40] - 公司第三季度净利润为5.32亿美元,较去年同期下降8%,每股收益为0.24美元,较去年同期下降4% [41][42] - 公司第三季度调整后EBITDA为18.35亿美元,较去年同期增长3%,调整后自由现金流为10.94亿美元,较去年同期下降2% [45] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气运输量增加5%,主要受益于EPNG管线恢复运营、LNG需求增加、电力需求增加和工业需求增加 [24] - 天然气集输量增加11%,其中Haynesville增加23%、Bakken增加13%、Eagle Ford增加7% [25] - 成品油管线运输量略有增加,汽油增加1%,柴油下降2% [27][28] - 码头业务租赁利用率保持在95%,其中关键枢纽如休斯敦和纽约港的利用率有所提升 [30] - CO2和NGL价格及产量下降,但得益于可再生天然气业务的贡献而有所抵消 [43] 各个市场数据和关键指标变化 - 电力需求创下历史新高,8月24日单日峰值达到11.1百万德卡,7月和8月月度总需求分别达到9.35百万和9.81百万德卡 [26] - 加州的常规柴油需求下降,被可再生柴油替代,但公司通过签订包销合同获得大部分收益 [27][28] - 可再生柴油运输量从今年一季度的700桶/日增加到三季度的24,000桶/日 [29] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将继续寻找高回报的项目投资机会,内部资金投入为首选,同时保持适度的股票回购 [20][21] - 公司在天然气管道、LNG和电力等领域看到大量增长机会,将积极把握 [18][19] - 公司在天然气集输和储存方面的网络优势,以及在聚集氮气方面的能力将有助于在LNG市场的竞争中脱颖而出 [71][72] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对天然气需求的长期增长持乐观态度,特别是LNG出口带来的需求增长 [7][8][9] - 管理层认为公司在满足LNG出口需求增长方面处于有利位置,将从中获益 [11][12] - 管理层表示,除了LNG,公司还看到来自墨西哥出口、加州电力需求和工业需求的增长机会 [19] 其他重要信息 - 公司第三季度完成了7,300万美元的股票回购,平均价格为16.77美元,全年累计回购4.72亿美元 [15] - 公司第三季度末净债务率为4.1倍,低于4.5倍的长期目标 [37] - 公司在天然气、成品油管线和码头业务方面的表现较好,但CO2业务受到价格和产量下降的拖累 [43] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Jeremy Tonet提问** 公司资产组合的EBITDA增长潜力如何,是否可以达到低个位数、中个位数还是其他水平? [52][53][54][55][56] **Kim Dang回答** 公司在天然气、成品油管线和码头业务方面有不错的增长潜力,主要得益于利用率提高、合同重新定价和通胀调整等因素。CO2业务受价格下行压力,但2024年前景相对较好。具体增长水平需要等待2024年预算编制后才能确定。[53][54][55][56] 问题2 **Gabe Moreen提问** 公司是否考虑发展天然气营销业务,以及是否考虑直接投资LNG出口设施? [118][119][120] **Kim Dang回答** 公司目前有小规模的天然气营销业务,未来可能会考虑进一步发展。但公司主要还是专注于提供管道运输等中游服务,不太可能直接投资LNG出口设施,因为那需要大量资本投入和承担风险。[119][120]

财务状况 - 2023年第二季度净收入为13.13亿美元，较去年同期略有下降[9] - 2023年第二季度综合收入为14.25亿美元，较去年同期有所增长[9] - 2023年6月30日现金及现金等价物为4.97亿美元，较年初下降了约2.48亿美元[10] - 2023年6月30日总资产为690.73亿美元，较年初下降了约1.01亿美元[10] - 2023年6月30日总负债为371.64亿美元，较年初下降了约0.80亿美元[10] - 2023年6月30日Kinder Morgan, Inc.股东权益为305.69亿美元，较年初下降了约1.73亿美元[10] - 公司截至2023年6月30日的总债务为31296亿美元[18] - 公司于2023年1月31日发行了15亿美元的5.20%到期2033年的优先票据[20] - 公司截至2023年6月30日的净累计其他综合损失为2900万美元[24] - 公司截至2023年6月30日的总债务为31392百万美元，估计公允价值为29845百万美元[21] - 公司于2023年6月30日回购了1900万股股票，总价值为3.17亿美元，平均价格为每股16.59美元[23] - 公司于2023年6月30日的累积其他综合亏损为-290百万美元，较2022年12月31日的-402百万美元有所改善[24] - 公司截至2023年6月30日的总的法律事务准备金为3.9亿美元[51] - 公司截至2023年6月30日的总的环境清理和执法行动准备金为3.9亿美元[52] - 公司截至2023年6月30日，公司总的法律事务准备金为3.9亿美元[51] - 公司截至2023年6月30日，公司总的环境清理和执法行动准备金为3.9亿美元[52] - 截至2023年6月30日，公司总的法律事务准备金为3.9亿美元[51] - 截至2023年6月30日，公司总的环境清理和执法行动准备金为3.9亿美元[52] 环境责任 - 公司涉及多个环境清理和执法行动，包括Portland Harbor Superfund Site和Lower Passaic River Study Area[52] - Portland Harbor Superfund Site的最终清理成本估计超过28亿美元，公司参与分摊清理成本的过程[53] - Lower Passaic River Study Area的清理计划估计成本为17亿美元，公司与其他PRP达成15亿美元的和解[55] - 公司涉及路易斯安那州沿海侵蚀诉讼，包括Plaquemines Parish和New Orleans市提起的针对能源公司的诉讼[56] - 截至2024年12月，公司预计非司法分配过程将完成，确定公司对波特兰港超级基金场地成本的责任份额[54] - 截至2021年10月4日，EPA发布了关于波特兰港超级基金场地上九英里的清理计划，估计成本为4.4亿美元[55] - 12月16日，美国司法部和环保局宣布与85家责任方达成和解协议，总金额为1.5亿美元[56] - 2020年11月20日，SFPP在加利福尼亚的Walnut Creek发生了产品管道事故，估计泄漏的汽油量为8.1桶[57] - 截至2023年6月30日，公司为环境责任准备了2.12亿美元的总准备金[58] - 2020年11月20日，SFPP在加利福尼亚的Walnut Creek发生了产品管道事故，估计泄漏的汽油量为8.1桶[57] - 截至2023年6月30日，公司为环境责任准备了2.12亿美元的总准备金[58] 诉讼事务 - GLNG对Eni S.p.A提起诉讼以执行担保协议，Eni S.p.A提出反诉[49] - Freeport LNG Marketing, LLC对Kinder Morgan Texas Pipeline LLC和Kinder Morgan Tejas Pipeline LLC提起诉讼，涉及冬季风暴期间的天然气购买合同[50] - Kinder Morgan Retirement Plan A参与者提起诉讼，挑战退休福利计算方式[50] - EPNG Line 2000天然气管道在亚利桑那州Coolidge地区爆裂，导致火灾和人员伤亡[51]

Kinder Morgan, Inc. (NYSE:KMI) Q2 2023 Earnings Conference Call July 19, 2023 4:30 PM ET Company Participants Rich Kinder - Executive Chairman Steve Kean - Chief Executive Officer Kim Dang - President David Michels - Vice President and Chief Financial Officer Anthony Ashley - President, CO2 & Energy Transition Ventures Sital Mody - President, Natural Gas Pipelines Dax Sanders - President, Products Pipelines Conference Call Participants Brian Reynolds - UBS Colton Bean - TPH and Company Theresa Chen - Barcla ...

财务表现 - 2023年第一季度净收入为7.03亿美元[10] - 2023年第一季度综合收入为7.64亿美元[10] - 2023年第一季度每股基本收益为0.30美元[15] - 公司在2023年3月31日的总债务为313亿美元[18] - 公司的长期债务（不包括当前部分）为291.39亿美元[18] - 公司于2023年1月31日发行了15亿美元的5.20%优先票据，用于偿还短期借款和一般企业用途[20] - 公司的总债务的账面价值为315.06亿美元，估计公允价值为304.83亿美元[21] - 公司于2023年3月31日回购了700万股股票，总价值为1.13亿美元，平均价格为每股16.62美元[23] - 2023年3月31日，公司的所得税费用为196百万美元，有效税率为21.8%[42] 风险诉讼 - GLNG对Eni S.p.A提起诉讼以执行担保协议，Eni S.p.A提出反诉[43] - Freeport LNG对Kinder Morgan Texas Pipeline LLC和Kinder Morgan Tejas Pipeline LLC提起诉讼，要求赔偿约1.04亿美元[44] - Kinder Morgan Retirement Plan A参与者提起诉讼，挑战退休福利计算方式[44] - EPNG的天然气管道在Arizona发生破裂事故，导致火灾和人员伤亡[45] - KMLT收到PHMSA的违规通知，被要求支付约45.5万美元罚款[47] - EPA发布了Portland Harbor Superfund Site的最终清理计划，估计清理成本超过28亿美元[48] - KMLT和KMBT参与Portland Harbor Superfund Site的清理费用分配过程[49] - EPEC被认定为Lower Passaic River Study Area的潜在责任方，估计清理成本为17亿美元[50] - 公司与美国司法部和环境保护局达成和解，解决了85个责任方的共同责任，总和达到1.5亿美元[51] - 公司面临路易斯安那州多个教区和新奥尔良市提起的诉讼，涉及石油和天然气公司的探索、生产和运输活动，可能导致巨额赔偿[51] - 公司在加利福尼亚发生产品管道事故，导致约1000桶汽油泄漏，被加州检察长指控，最终支付了约250万美元的罚款和赔偿[52] 资产管理 - 公司的衍生合约在财务报表中的公允价值为238亿美元[29] - 公司的衍生合约对财务报表的影响主要体现在利息、商品销售和其他方面的收入和支出中[32] - 公司在与衍生合约相关的现金流对冲关系中，预计将在未来12个月内将约6600万美元的亏损重新分类为收入[33] - 公司与某些衍生合约的交易对手需要提供担保，包括提供信用证或将现金存入保证金账户[34] - 公司的前瞻性陈述包括对资产和服务长期需求、预期股息和资本项目的表述，重要因素包括供需变化、商品价格等[7]

财务数据和关键指标变化 - 公司在2023年第一季度实现收入39亿美元,较2022年同期下降4.05亿美元 [40] - 公司成本销售下降6.79亿美元至12亿美元 [40] - 公司净收益为6.79亿美元,较2022年同期增长2% [41] - 公司调整后收益为6.75亿美元,较2022年同期下降8% [41] - 公司调整后EBITDA为19.96亿美元,较2022年同期增长1% [44] - 公司自由现金流为13.74亿美元,较2022年同期下降6% [44] - 公司每股自由现金流为0.61美元,较2022年同期下降5% [44] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气运输量增加约3%,主要受益于EPNG管线2000线恢复运营、发电厂需求增加10%以及煤电退出和天然气价格低 [24] - 天然气集输量增加18%,主要受益于Haynesville产区增加42%、Eagle Ford产区增加21% [25] - 成品油管线运输量与2022年第一季度持平,但航空燃料增加12% [26] - 原油和凝析油运输量下降5%,主要受到Bakken地区不利价差影响 [27] - 终端业务液体储罐利用率保持在93%,扣除检修储罐后利用率约96% [28] - CO2业务油气产量受到SACROC油田停产影响,较2022年同期下降2% [31] 各个市场数据和关键指标变化 - 纽约港Carteret码头利用率接近98%,创2019年第一季度以来最强 [29] - 休斯顿船道码头利用率接近100%,租金水平有所上升 [29] - 散货业务量增加3%,主要受益于宠物焦、煤炭、钢铁和谷物等 [30] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司保持强大的资产负债表实力,为未来投资和股票回购提供了能力 [15] - 公司在可再生天然气、可再生柴油和碳捕集等领域进行投资,参与能源转型 [10] - 公司认为化石燃料在未来几十年仍将占据主导地位,天然气在能源转型中将发挥重要作用 [11][12] - 公司现有天然气运输和储存网络越来越有价值,随着需求增加和波动性上升 [20][21][22] - 公司在德克萨斯和路易斯安那等地区的天然气网络有望进一步扩张 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为2023年将是一个稳健的年份,资本支出计划将为2024年及以后做好准备 [7] - 公司预计天然气基础业务续约将呈现增长趋势,特别是在天然气业务中 [17] - 公司认为化石燃料在未来几十年仍将占据主导地位,天然气在能源转型中将发挥重要作用 [11][12] - 公司认为其现有天然气运输和储存网络越来越有价值,随着需求增加和波动性上升 [20][21][22] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Brian Reynolds 提问** 提问的内容:关于EBITDA指引,天然气基础业务表现超预期是否可以抵消商品价格下行和产品/终端量略有下滑的影响 [52] **David Michels 回答** 回答的内容:商品价格下行确实对CO2业务和部分天然气业务造成压力,但被天然气业务的强劲表现和终端业务的更高租金水平所抵消,预计全年指引可以维持 [53] 问题2 **Jeremy Tonet 提问** 提问的内容:天然气州际管线业务表现超预期的原因,是否主要来自于合同续约和短期业务 [61] **Steve Kean 和 Sital Mody 回答** 回答的内容:天然气州际管线业务表现超预期,源于合同续约、短期业务以及储存价值提升等多方面因素 [62][63] 问题3 **Colton Bean 提问** 提问的内容:PHP项目延期的具体原因和影响 [74][76] **Steve Kean 回答** 回答的内容:PHP项目延期是由于供应链问题,主要是电气设备的交付延迟,但预计仍能在年底前完工 [75][77]

公司收购与出售 - 2022年完成了对ELC 25.5%股权的出售，交易金额未披露[14] - 2022年7月收购Mas Ranger，交易金额为3.58亿美元[15] - 收购了North American Natural Resources，交易金额为1.32亿美元[17] 项目进展 - TGP和SNG将为Plaquemines LNG设施提供总计2.0 Bcf/d的天然气运输能力，第一阶段预计于2024年第四季度投入使用[18] - Eagleford transport项目扩建包括建设69英里长的42英寸管道，预计于2023年第四季度投入使用[19] - TGP East 300 Upgrade项目预计于2023年11月投入使用，升级后将提供每日115,000 Dth/d的输送能力[21] - PHP扩建项目将扩大PHP的输送能力约55万Dth/d，预计于2023年11月投入使用[23] - North Holly扩建项目将建设38英里长的36英寸管道，预计于2023年第二季度投入使用[25] 合同情况 - 公司的天然气管道运营主要依赖长期固定合同，77%的销售和运输利润来自长期运输和销售合同[32] - 公司的天然气管道运营的天然气运输合同剩余加权平均合同期约为6年[32] - 公司的LNG再气化、液化和相关储存合同订阅期限为约12年[32] 业务盈利影响因素 - 公司的产品管道运输业务的盈利主要受到运输的精炼石油产品量和服务价格的影响[35] - 公司的液体终端业务一般有长期合同，客户需支付无论是否使用容量的费用[36] - 公司的液体绂端业务的长期合同平均剩余期限约为3年[36] - 公司的液体绂端业务的盈利主要受到处理和存储的产品量和服务价格的影响[36] 监管法规 - 公司的业务受到广泛的联邦、州和地方法律法规的监管，包括FERC、NGA、NGPA和2005年能源政策法案等[41] - FERC对公司的管道和储存设施的运营和定价具有监管权，包括制定最低和最高服务费率，允许折扣或非歧视性基础上的协商费率[41] - FERC还规定了市场透明度和禁止市场操纵等方面的细则，对违规行为可处以每天超过130万美元的民事罚款[41] 人力资源管理 - 公司在2022年12月31日雇佣了10,525名全职员工，其中包括约888名全职小时工[49] - 公司设定了三个非零员工安全绩效目标，包括超过行业平均的总记录事故率(TRIR)、超过公司三年TRIR平均值、将公司范围内员工TRIR从2019年的1.0提高到2024年的0.7[49] - 公司支持平等机会就业，采取积极措施雇佣和晋升所有人，不考虑他们的种族/族裔、性别、性取向、性别认同和表达、退伍军人身份、残疾或其他受保护类别[50]

财务数据和关键指标变化 - 公司第四季度收入为46亿美元,同比增加1.54亿美元 [43] - 公司第四季度净收入为6.7亿美元,同比增长5% [43] - 公司第四季度调整后收益同比增长16% [43] - 公司全年DCF(可分配现金流)同比增长14%,剔除冬季风暴Uri的影响 [35][36] - 公司全年EBITDA同比增长10% [41] - 公司全年DCF每股同比增长14% [35][36][41][48] - 公司2022年末净债务率为4.1倍,低于长期目标4.5倍 [49] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气管道业务 - 天然气管输量同比增长约4% [28] - 向LNG设施的实际交付量同比下降约45万德卡,主要受到Freeport设施停运的影响 [29] - 向发电厂和LDC的交付量分别增长7%和13% [30] - 天然气集输量增长6%,其中Haynesville地区增长44% [30] 成品油管道业务 - 成品油运输量同比略有下降,略好于EIA行业平均下降2% [31] - 汽油需求下降3%,但航空燃料需求增长10% [31] - 原油和凝析油运输量下降6%,主要受巴肯地区产量下降影响 [31] 码头业务 - 液体储罐利用率维持在93%的高位,剔除检修储罐后利用率约96% [32] - 休斯顿和纽约港区域液体储罐续约价格略有下降 [32] - 船舶业务受益于价格和利用率的提升 [32] - 散货总量下降2%,宠物焦炭和煤炭量增加,但钢材量下降 [33] CO2业务 - CO2价格全面上涨 [34] - 原油产量持平,但高于预算8% [34] - CO2产量增长12%,但NGL产量下降4% [34] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将继续保持稳健的资产负债表,投资具有吸引回报的项目,并将剩余现金通过适度增长的股息和机会性回购返还给股东 [59][60] - 公司在天然气、可再生液体燃料和能源转型业务等领域有3.3亿美元的高概率项目,预期EBITDA倍数约为3.4倍 [19] - 这些低碳投资预期将产生高于公司资本成本的吸引回报 [19] - 公司正在逐步调整业务以适应能源转型,并保持良好的投资回报 [23] - 公司在运输和储存方面的能力使其在LNG出口市场保持较高的市场份额,预计未来仍将保持优势地位 [104][105] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司2022年表现出色,第四季度也有不错的业绩,得益于商业、物流和运营团队的出色表现 [16][17] - 公司2023年预算保持谨慎,即使在利率上升和扩大资本支出机会的情况下也能维持在自身能力范围内 [10] - 公司基础业务有望获得提升,如天然气业务续约和一些管道和码头业务的内置升价条款 [22] - 公司看好未来的能源转型机会,并将谨慎有序地进行调整,以获得良好的投资回报 [23] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Jeremy Tonet提问** 询问公司的资本配置策略,包括股息增长和股票回购计划 [58] **Steve Kean和Kim Dang回答** 公司的资本配置策略没有发生变化,仍将维持稳健的资产负债表,投资有吸引回报的项目,并将剩余现金通过适度增长的股息和机会性回购返还给股东 [59][60][61] 问题2 **John McArthur提问** 询问公司天然气集输业务在Haynesville地区和落基山地区的情况 [67] **Tom Martin回答** Haynesville地区集输量短期内保持平稳,但预计2023年将有所增长,受制于自身和下游管道的运力限制。落基山地区整体产量增长有限,但Uinta盆地有一些增长机会 [68][69] 问题3 **Spiro Dounis提问** 询问公司对利率风险的管理以及2023年利息费用的表现 [86] **David Michels回答** 公司已经锁定了部分2023年的浮动利率敞口,以降低利率上升的下行风险。公司将在2023年适时进入债券市场,为当年到期的大额债务进行再融资 [87][88]

总营收数据变化 - 2022年第三季度总营收为51.77亿美元，2021年同期为38.24亿美元[14][87][88][95] - 2022年前九个月总营收为146.21亿美元，2021年同期为121.85亿美元[14] - 2022年前九个月公司总营收为1.4621亿美元，2021年同期为1.2185亿美元[89][90][95] - 2022年第三季度公司总营收为5177万美元，2021年同期为3824万美元[95] 净利润数据变化 - 2022年第三季度净利润为5.95亿美元，2021年同期为5.11亿美元[14][97] - 2022年前九个月净利润为19.32亿美元，2021年同期为11.96亿美元[14][97] - 2022年净收入为19.32亿美元，2021年为11.96亿美元[20][149] - 2022年前三季度净利润为1878百万美元，2021年前三季度净利润为1147百万美元；2022年第三季度净利润为576百万美元，2021年第三季度净利润为495百万美元[39] - 2022年第三季度总合并净收入为5.95亿美元，2021年同期为5.11亿美元；2022年前九个月为19.32亿美元，2021年同期为11.96亿美元[97] - 2022年归属于金德摩根公司的净收入为18.78亿美元，较2021年的11.47亿美元增加7.31亿美元，增幅64%[149] - 截至2022年9月30日的三个月，归属于金德摩根公司的净收入增加8100万美元，九个月增加7.31亿美元[150] - 2022年第三季度归属于金德摩根公司的净利润（GAAP）为5.76亿美元，2021年同期为4.95亿美元；2022年前九个月为18.78亿美元，2021年同期为11.47亿美元[160] 资产负债相关数据变化 - 截至2022年9月30日，现金及现金等价物为4.83亿美元，2021年12月31日为11.4亿美元[19][203] - 截至2022年9月30日，应收账款为18.73亿美元，2021年12月31日为16.11亿美元[19] - 截至2022年9月30日，存货为7.15亿美元，2021年12月31日为5.62亿美元[19] - 截至2022年9月30日，总资产为699.92亿美元，2021年12月31日为704.16亿美元[19][97] - 截至2022年9月30日，总负债为378.57亿美元，2021年12月31日为384.95亿美元[19] - 截至2022年9月30日，股东权益为321.35亿美元，2021年12月31日为319.21亿美元[19] - 截至2022年9月30日，股东权益总额为321.35亿美元，2021年为309.92亿美元[25][28] - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，公司合同资产余额分别为5700万美元和3900万美元[91] - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，公司合同负债余额分别为2.04亿美元和2.12亿美元[91] - 截至2022年9月30日，公司流动债务总额26.34亿美元，长期债务总额29亿美元，总债务31.634亿美元[56] - 截至2022年9月30日，公司债务余额317.41亿美元，减去现金及现金等价物4.83亿美元、债务公允价值调整1.07亿美元，排除外汇影响后净债务为非GAAP财务指标[146] - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，公司总资产分别为699.92亿美元和704.16亿美元[97] - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，公司法律事务总准备金分别为4200万美元和2.31亿美元[109] - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，公司环境负债准备金分别为2.27亿美元和2.43亿美元[125] - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，公司预期成本回收应收款分别为1100万美元和1200万美元[125] - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，公司营运资金赤字分别为23.29亿美元和19.92亿美元，不利变化3.37亿美元[208] 现金流量相关数据变化 - 2022年经营活动提供的净现金为35.63亿美元，2021年为44.4亿美元[20] - 2022年投资活动使用的净现金为15.45亿美元，2021年为19.11亿美元[20] - 2022年融资活动使用的净现金为24.42亿美元，2021年为34.59亿美元[20] - 2022年现金、现金等价物和受限存款净减少4.24亿美元，2021年减少9.3亿美元[20] - 截至2022年9月30日，现金、现金等价物和受限存款期末余额为7.23亿美元，2021年为2.79亿美元[23] - 2022年支付的利息现金（扣除资本化利息）为12.78亿美元，2021年为13.13亿美元[23] - 2022年支付的所得税现金净额为1200万美元，2021年为800万美元[23] - 2022年前三季度公司经营活动现金流为35.63亿美元，较2021年同期的44.4亿美元有所下降[204] 股份回购相关数据 - 2022年回购股份金额为3.33亿美元[20][25][27] - 2022年前三季度，公司回购约1900万股股票，花费3.33亿美元，平均价格16.97美元/股，自2017年12月以来共回购5400万股，花费9.42亿美元[62] 收购与出售相关事件 - 2022年8月，公司以1.32亿美元收购北美自然资源公司的七处垃圾填埋资产，其中商誉6100万美元[42][43] - 2022年7月，公司以3.58亿美元收购Mas CanAm公司的三处垃圾填埋资产[42][44] - 2022年9月26日，公司出售埃尔巴液化公司25.5%的股权，获得净收益5.57亿美元，用于偿还短期借款[49] - 2021年3月8日，公司和Brookfield向ArcLight出售NGPL Holdings 25%的权益，公司获得净收益4.12亿美元，确认税前收益2.06亿美元，出售后双方各持有37.5%的权益[52] - 2022年8月11日，公司以1.32亿美元收购北美自然资源公司七处垃圾填埋场资产，计划投入1.45亿美元将其中三处设施转换为可再生天然气设施，预计2024年年中投入使用，每年生产约17亿立方英尺可再生天然气，其余四处资产预计2023年发电8兆瓦时[134] - 2022年7月19日，公司以3.58亿美元收购Mas CanAm三处垃圾填埋场资产，阿灵顿设施预计2023年生产14亿立方英尺可再生天然气[135] - 2022年9月27日，公司出售Elba Liquefaction Company L.L.C. 25.5%股权，净收益5.57亿美元用于偿还短期借款，“额外实收资本”增加1.9亿美元[133] 业务资产相关数据 - 公司拥有约83000英里的管道、141个码头、7000亿立方英尺的天然气储存能力和每年22亿立方英尺的可再生天然气生产能力[32] - 2022年9月30日，公司流动资产4300万美元，固定资产净值12.07亿美元，递延费用和其他资产600万美元，流动负债2800万美元，其他长期负债和递延贷项500万美元[51] 减值与费用相关数据 - 2021年前三季度，公司确认非现金长期资产减值16亿美元[53] - 2021年前三季度，公司对Ruby的次级应收票据减记，确认税前费用1.17亿美元[54] - 2022年4月1日，Ruby 4.75亿美元的无担保票据到期，因流动性不足于3月31日申请破产保护，公司此前已对相关投资全额减值[55] - 2022年第三季度所得税费用为1.34亿美元，有效税率为18.4%；2021年同期所得税费用为1.34亿美元，有效税率为20.8%；2022年前九个月所得税费用为5.12亿美元，有效税率为20.9%；2021年同期所得税费用为2.48亿美元，有效税率为17.2%[98] - 2022年前三季度和2021年同期相比，所得税费用从2.48亿美元增加到5.12亿美元，增加2.64亿美元[201] 债务发行相关数据 - 2022年2月23日，EPNG发行3亿美元3.50%的高级票据，8月3日，公司发行两期高级票据，总额15亿美元[57] - 2022年2月23日，EPNG私募发行3亿美元3.5%的2032年到期高级票据，净收益2.98亿美元[204] - 2022年8月3日，公司公开发行两期高级票据，分别为7.5亿美元4.8%的2033年到期票据和7.5亿美元5.45%的2052年到期票据，净收益14.84亿美元[205] 套期相关数据 - 截至2022年9月30日，公司能源商品价格风险管理中，指定为套期合约的原油固定价格净敞口为(19.4)MMBbl，天然气固定价格为(50.8)Bcf等[68] - 截至2022年9月30日，公司为会计目的对能源商品价格风险的未来现金流变动进行套期的最长时间至2026年12月[70] - 截至2022年9月30日，公司利率风险管理中，指定为套期工具的固定对浮动利率合约名义金额为7500万美元，浮动对固定利率合约为250万美元[71] - 公司外汇风险管理中，指定为套期工具的欧元兑美元交叉货币互换合约名义金额为5.43亿美元，最长到期期限为2027年3月[72] - 2022年9月30日和2021年12月31日，公司指定为套期工具的能源商品衍生合约公允价值分别为1.04亿美元和6100万美元，负债分别为(2.29)亿美元和(1.41)亿美元[74] - 2022年9月30日和2021年12月31日，公司指定为套期工具的利率合约公允价值分别为300万美元和1.01亿美元，负债分别为(1.15)亿美元和(300)万美元[74] - 2022年9月30日和2021年12月31日，公司指定为套期工具的外汇合约公允价值分别为0和3500万美元，负债分别为(600)万美元和(300)万美元[75] - 2022年9月30日和2021年12月31日，公司能源商品衍生合约按公允价值计量的资产净额分别为3200万美元和300万美元，负债净额分别为(1.65)亿美元和(2.19)亿美元[78] - 2022年9月30日和2021年12月31日，公司利率合约按公允价值计量的资产净额分别为7800万美元和3.88亿美元，负债净额分别为(4.22)亿美元和(900)万美元[78] - 2022年第三季度和前九个月，公司处于公允价值套期关系的利率合约在利息净额上的损益分别为(2.78)亿美元和(7.54)亿美元，套期固定利率债务的损益分别为2.79亿美元和7.61亿美元[80] - 2022年第三季度，现金流套期关系中的衍生品总收益为1.63亿美元，2021年同期损失为1.72亿美元[82] - 2022年前九个月，现金流套期关系中的衍生品总损失为4.75亿美元，2021年同期损失为5.79亿美元[82] - 2022年第三季度，未指定为会计套期的衍生品总损失为1300万美元，2021年同期损失为4900万美元[83] - 2022年前九个月，未指定为会计套期的衍生品总损失为9400万美元，2021年同期损失为5.53亿美元[83] - 预计未来十二个月，公司将把与现金流套期价格风险管理活动相关的1.24亿美元损失重新分类至收益[82] 合同相关数据 - 2021年12月31日合同资产余额中的2900万美元在2022年前九个月转入应收账款[91] - 2021年12月31日合同负债余额中的7700万美元在2022年前九个月确认为收入[91] - 截至2022年9月30日，公司合同约定的未来待确认收入总计2.7505亿美元，其中2022年四季度为1157万美元，2023年为4055万美元，2024年为3244万美元，2025年为2685万美元，2026年为2357万美元，之后为1.4007亿美元[94] 法律诉讼与监管相关事件 - 2022年9月28日GLNG起诉Eni S.p.A.以执行担保协议，Eni S.p.A.提出反诉，GLNG上诉，相关反诉和其他索赔仍在审理中[104] - 2022年9月14日，Continental Resources与Hiland Partners达成保密和解协议，无条件撤销诉讼[106] - 2021年9月13日，Freeport起诉Kinder Morgan相关公司，索赔约1.04亿美元及律师费和利息，公司将积极辩护[107] - 2021年8月15日，亚利桑那州EPNG Line 2000天然气管道破裂致2死1伤，相关管道段停用，暂无诉讼[108] - 公司目前涉及多起政府环境和安全监管程序，认为罚款和处罚不会对业务造成重大影响[111] - KMLT收到PHMSA的违规通知，拟处罚约45.5万美元[113] - 波特兰港超级基金场地最终修复成本估计超28亿美元，预计清理需超10年[114] - 公司

财务数据和关键指标变化 - 2022年第三季度，公司宣布每股股息为0.2775美元，按年计算为1.11美元，较2021年股息增长3% [23] - 第三季度，公司实现营收52亿美元，较2021年第三季度增加13.5亿美元；销售成本增加11.6亿美元，毛利润增加1.95亿美元；净利润为5.76亿美元，较去年第三季度的4.95亿美元增长16%；调整后收益较去年第三季度增长14% [24] - 第三季度，公司EBITDA为17.73亿美元，较去年增长7%；DCF为11.22亿美元，DCF每股为0.49美元，均较去年高出11%；预计全年EBITDA和DCF每股将超出预算4% - 5%；第三季度DCF超出预算6.5% [25] - 第三季度末，公司净债务为312亿美元，净债务与调整后EBITDA比率为4.2倍，高于去年年底的3.9倍；年初至今净债务减少至1000万美元 [27] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 本季度运输量与2021年第二季度基本持平，电力需求带来的增量被墨西哥输送量减少抵消；若排除EPNG和自由港液化天然气（Freeport LNG）临时停运影响，预计运输量将增长约4%；向液化天然气设施的日平均交付量约为520万德卡热姆，较2021年第三季度高约1%，但低于今年第二季度 [16] - 本季度向发电厂的交付量强劲，增长约11%，增量达8.8亿德卡热姆/日；天然气收集量较2021年第三季度增长约13%，主要受海恩斯维尔地区产量增长约70%推动；按顺序计算，产量增长6%，巴肯、海恩斯维尔和伊格尔福特地区分别增长14%、8%和7%；全年天然气收集量预算增长约10%，目前预计增长约13% [17] 产品业务 - 本季度精炼产品销量较2021年第三季度下降约2%，略好于美国能源信息署（EIA）统计的下降3%；汽油和柴油销量分别下降3%和5%，但喷气燃料需求增长11%；10月开局比第三季度略强 [19] - 本季度原油和凝析油销量下降约5%，按顺序计算下降2%，伊格尔福特地区产量减少抵消了巴肯地区的增长 [19] 终端业务 - 液体租赁率保持在91%高位，排除检修油罐后约为95%；液体吞吐量增长约7%，受汽油、柴油和可再生能源产品推动，这些产品占液体总量超85% [20] - 纽约港业务仍显疲软，油轮业务本季度受平均费率下降影响，但已持续改善；目前16艘船只均有固定合同，平均剩余期限超5年；2023年约90%的船只天数有固定租约，若考虑托运人可能行使的合同选项，租约覆盖率达100%，且平均费率高于2022年；已有客户对未来数年租船表示兴趣 [20] - 散货业务总体销量持平，石油焦和煤炭销量增长被钢铁销量下降抵消，但从利润率看，石油焦和煤炭的增长基本抵消了钢铁的下降 [21] CO2业务 - 本季度金属产量较预算增长7%；预计全年石油产量将比预算高出约4%，CO2销量约为预算的8%，价格将超预算；这些积极因素部分被运营费用增加抵消，主要因生产活动增加和通货膨胀 [21] - 与2021年第三季度相比，原油产量下降约3%，CO2销量下降11%，主要因项目权益到期；天然气液（NGL）销量增长1%，价格全面上涨 [22] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年年初至今，液化天然气（LNG）日消费量超110亿立方英尺（Bcf），其中包含自6月以来自由港设施约20亿立方英尺/日的需求缺失；根据标普全球LNG预测，到2027年该数字预计将增至220亿立方英尺/日，较当前需求几乎翻倍，过去5年已增长400%；预计2030年将达280亿立方英尺/日 [7] - 公司基本面团队估计，天然气需求将从目前的约1000亿立方英尺/日市场增长到2031年接近1300亿立方英尺的市场 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司认为自身是资本高效的商业模式，受益于天然气基础设施增长，同时在能源转型方面也有重要举措，包括可再生天然气、可再生柴油以及潜在的碳捕获和封存 [4][5] - 由于新建管道项目困难，现有基础设施价值提升，公司可在现有网络基础上进行增量扩展，为客户提供服务并为股东带来回报；公司大部分网络位于德克萨斯州和路易斯安那州，这些地区对新能源基础设施需求大，公司有望在此实现系统增长 [5][6] - 公司持续在天然气业务上进行增量扩展，以满足预计的需求增长，如PHP系统扩建和Evangeline Pass系统建设；未来几个月还将宣布更多项目 [9] - 公司目前有27亿美元的项目储备，较上季度净增6亿美元，其中近80%为低碳投资，包括天然气、能源转型项目以及产品和终端业务中的可再生柴油和可再生原料项目 [13] - 在能源转型业务方面，公司预计已收购和在建或开发项目全部投产后将投资约12亿美元，EBITDA倍数略高于5倍；虽该业务有一些延迟和适度成本增加，但回报良好，EBITDA倍数可观 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计今年业绩将大幅超计划，同比第三季度表现更佳，部分得益于商品价格顺风，同时商业和运营表现也有所提升 [10] - 公司在控制通胀影响方面表现出色，采购和运营团队努力使公司受通胀影响远低于整体生产者价格指数（PPI），约为其涨幅的一半 [12] - 公司认为天然气和可再生能源领域有良好价值，正在寻找并执行有吸引力回报的项目，并向股东返还价值；公司资产负债表强劲，为未来业务发展做好了准备 [15] 其他重要信息 - 公司在本季度继续利用低股价回购股票，年初至今已回购约2170万股，平均价格为每股16.94美元，公司认为这些回购将为股东带来有吸引力的回报 [23] - 公司在本季度完成了埃尔巴液化设施（Elba Liquefaction facility）部分权益出售，交易隐含企业价值与EBITDA倍数约为13倍 [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：Permian residue gas egress及EPNG系统Line 2000恢复后的增量吞吐量 - 该线路恢复服务后，预计每日有50 - 70万的增量流量向西流动 [32] 问题2：展望2023年公司整体业务的情况 - 目前处于年度预算流程中，无法提供确切信息；公司天然气业务有积极因素，项目储备和机会良好，但不确定商品价格走势；不利因素方面，公司有75亿美元浮动利率债务，明年有32亿美元债务需要再融资，是未来几年中金额最高的一年 [34] 问题3：公司目前的资本分配理念 - 首先确保资产负债表强劲；其次投资有吸引力回报、净现值（NPV）高且公司有信心执行的项目；最后向股东返还价值，包括增长且有良好覆盖的股息和机会性股票回购 [37][38] 问题4：Elba设施能否扩建以及未来是否会进一步变现相关资产 - Elba设施可以扩建，目前正在评估约500万吨/年（MTPA）以上的扩建机会，但处于早期阶段；公司仍持有该设施25%的权益，扩建机会独立于合资企业之外 [40][41] 问题5：本季度指引语言较上季度变化的驱动因素 - 自上季度以来，天然气业务表现出色，维持性资本支出降低；但商品价格下降，巴肯地区产量恢复慢于预期，精炼产品销量下降，利息支出增加 [44] 问题6：若实施产品出口禁令，公司资产的应对情况 - 终端业务方面，出口码头业务会减少，每月约损失200万美元，但琼斯法案油轮业务、殖民地和探索者管道业务量会增加，存储价格可能上涨；产品管道业务方面，西海岸业务基本中性，东南部业务可能受益，CFPL管道也可能有一定收益；公司认为出口禁令不太可能实施，因为这无法改善美国消费者的加油成本，且市场是全球一体化的 [47][48][49] 问题7：公司在碳捕获和封存（CCS）领域的近期机会和规模 - 《降低通胀法案》（IRA）提高了45Q税收抵免，使更多二氧化碳源的捕获变得经济可行，如氨厂、水泥厂、部分煤矿和天然气厂等；公司关注的近期机会主要在西德克萨斯州现有业务范围内的天然气处理厂，而美国其他大型排放区域的项目需要更长时间开发 [52][53] 问题8：关于Freeport设施相关情况的更新 - 公司没有除公开信息之外的更新 [56] 问题9：对BP收购Archaea交易的看法以及公司在可再生天然气（RNG）领域的竞争策略 - 从EBITDA倍数看，BP交易估值有吸引力；公司目前更关注有机增长，但也有相关积极讨论 [59] 问题10：持续高利率是否会使公司重新考虑杠杆目标以及是否进行利率对冲 - 公司今年对75亿美元债务进行了利率对冲，这些对冲将于2023年到期，目前未对明年债务进行对冲；公司认为长期来看，浮动利率债务政策是净现值为正的交易，不会因一年的高利率而改变政策；公司对目前约4.5倍的杠杆目标仍感到舒适，且认为保持一定财务缓冲有价值 [61][62][64] 问题11：Permian Highway扩建项目能否提前逐步投入使用 - 需视情况而定，公司理解市场需求，但目前无法确定是否可行 [67] 问题12：GCX扩建开放季节的最新情况 - 暂无新进展，公司仍在推广该项目；市场上高天然气价格下的燃料问题是阻碍因素，价格下降可能带来机会 [69] 问题13：公司如何考虑2023年到期债务的再融资以及是否使用近期流动性和自由现金流提前再融资 - 目前处于预算流程中，信息有限；当前利率较高，公司将采取耐心策略；公司有40亿美元循环信贷额度和充足现金，有一定灵活性 [71] 问题14：公司如何支持未来7年160亿立方英尺天然气需求增长以及在Permian、Haynesville和东北部地区的增长机会 - 公司资产靠近德克萨斯州和路易斯安那州海湾地区，有利于支持LNG增长和Haynesville、Permian、Eagle Ford地区的产量增长；公司认为有能力维持或提高在LNG市场50%的份额；未来可能有大型项目，但也有许多1.5 - 3亿美元的相对资本高效项目 [73][74] 问题15：EPNG在停运结束后是否有未来扩建机会以及营运资金对现金流的影响 - EPNG方面，公司持续关注扩建机会，但关键是获得合适期限的合同以支持资本投入；公司也在考虑亚利桑那州的存储机会；营运资金方面，部分使用情况会在全年内有所改善，如利息支出在第一和第三季度较重，第二和第四季度会好转；2022年的法律和费率结算为非经常性项目；套期保值活动的保证金取决于商品价格波动 [77][78] 问题16：KMI在RNG业务上的估值与Archaea估值的比较以及未来是否考虑独立上市 - 从EBITDA倍数看，Archaea估值高于公司在RNG业务的投资；公司认为RNG业务有增长机会，未来达到一定规模时可能有变现机会，但目前也看好该业务，届时需比较不同选择 [81] 问题17：产品业务中原油销量下降情况以及精炼产品价格对利润率的影响 - 本季度原油销量下降主要因HH管道业务量同比下降约26%，主要受加拿大 upgrader 停运影响；Hiland Crude业务受4月冬季风暴影响，目前接近与去年持平，预计第四季度将有所改善；精炼产品方面，公司因9月收盘价进行了低补偿调整，但随着库存以更高价格周转，利润率有望提升 [84][88] 问题18：Matterhorn之后Permian天然气生产对增量基础设施的需求时间 - 从基本面看，可能在本十年后期，但部分客户需求可能使时间提前；预计最早在2025 - 2026年，基本面可能显示时间更晚；对于大型新建长途项目，这是大致的时间范围，期间也可进行一些扩建 [92][94] 问题19：Elba设施交易价格情况以及市场对公司资产的兴趣 - Elba设施交易是一个独特机会，公司对价格满意，且保留了未来增值空间；利率上升可能影响基础设施投资者的回报，但中游市场对公司资产仍有兴趣，特别是考虑到长期终端价值机会 [96]

业绩总结 - 公司在2022年预算中预计净收入为25亿美元，同比增长5%[21] - 调整后EBITDA预计为72亿美元，同比增长5%[21] - 可分配现金流（DCF）预计为47亿美元，同比增长5%[21] - 2022年分红每股为1.11美元[21] - 公司在2021年净收入为17.84亿美元，同比增长39%[122] - 调整后的EBITDA为79.46亿美元，较上年的68.54亿美元增长15.5%[131] 用户数据 - 公司在2022年预计的调整后EBITDA中，天然气州际管道占42%[15] - 2021年美国天然气生产相关的公司足迹为34亿立方英尺/天，东北地区增加了5亿立方英尺/天[41] - 预计到2030年，美国天然气需求将达到117亿立方英尺/天，主要由德克萨斯州和路易斯安那州的出口和工业驱动[44] - 公司在墨西哥运输的合同量约为4亿立方英尺/天，当前通过5条管道向LNG出口设施运输约7亿立方英尺/天[46] 未来展望 - 公司在2022年预计的自由现金流为31亿美元，较2016年增长82%[18] - 截至2022年6月30日，公司承诺的资本项目积压为21亿美元，预计2022年约30%的积压资本将投入服务，2023年约50%，2024年约20%[39] - 预计2024年RNG的调整后EBITDA将达到约11亿美元，基于总投资约为11亿美元的RNG投资组合[64] - 公司预计2023年将受到最低税（MBT）的影响，预计2024年将成为重要纳税人[68] 新产品和新技术研发 - RNG（再生天然气）年生产能力为7.7亿立方英尺，预计每年减少430万吨CO2排放[65] - 公司在2023年第三季度将投入6400万美元，增加5个蒸汽回收单元，预计每年减少约34,000公吨的二氧化碳排放，减少幅度约为38%[76] - 公司在加州的可再生燃料项目投资约6900万美元，预计在2023年第一季度投入使用[90] 市场扩张和并购 - 低碳投资占积压的75%，预计未来年度资本支出为10亿至20亿美元，而历史上为20亿至30亿美元[39] - 公司在路易斯安那州的研发和研发原料市场不断增长，国际进出口业务也在增加[94] 负面信息 - 公司在2020年的甲烷排放强度为0.105%，超出2025年0.283%的目标[73] - 自然气G&P（气体处理）日均量为3033 Bbtu，波动5%将影响3300万美元的调整EBITDA[105] - 精炼产品（汽油、柴油和喷气燃料）日均量为1701 mbbld，波动5%将影响3600万美元的调整EBITDA[105] - 原油和凝析油日均量为562 mbbld，波动5%将影响1700万美元的调整EBITDA[105] 其他新策略和有价值的信息 - 公司自2015年第一季度以来，净债务减少超过120亿美元[12] - 100%的MBT支付可抵扣未来的普通税[68] - 预计2027年开始的45Q税收抵免将使某些设施的捕集经济性得到改善，税收抵免为每吨85美元用于封存，每吨60美元用于增强石油回收[99] - 公司在多个ESG评级机构中获得高评级，MSCI评级从BBB提升至A[79]