总营收数据变化 - 2022年第二季度总营收为51.51亿美元，2021年同期为31.50亿美元[13] - 2022年上半年总营收为94.44亿美元，2021年同期为83.61亿美元[13] - 2022年和2023年Q2季度总合并营收分别为31.50亿美元和51.51亿美元，2022年和2023年上半年总合并营收分别为83.61亿美元和94.44亿美元[95] 净利润数据变化 - 2022年第二季度净利润为6.53亿美元，2021年同期净亏损7.40亿美元[13] - 2022年上半年净利润为13.37亿美元，2021年同期为6.85亿美元[13] - 2022年净收入为13.37亿美元，2021年为6.85亿美元[20] - 2022年和2023年Q2季度总合并净收入（亏损）分别为 - 7400万美元和6530万美元，2022年和2023年上半年总合并净收入分别为6850万美元和1.337亿美元[97] - 2022年第二季度，归属于公司的净利润为6.35亿美元，较2021年的亏损7.57亿美元增长184%[147] - 2022年公司净收入为13.37亿美元，较2021年的6.85亿美元增加6.52亿美元，增幅95%[148] - 2022年归属于金德摩根公司的净收入为13.02亿美元，较2021年的6.52亿美元增加6.5亿美元，增幅100%[148] - 2022年Q2净收入（GAAP）为6.35亿美元，2021年同期亏损7.57亿美元；2022年上半年为13.02亿美元，2021年同期为6.52亿美元[159] 现金及现金等价物数据变化 - 截至2022年6月30日，现金及现金等价物为10亿美元，2021年12月31日为114亿美元[18] - 2022年上半年现金及现金等价物期初余额为11.40亿美元，2021年为11.84亿美元[22] - 2022年上半年现金及现金等价物期末余额为1.00亿美元，2021年为13.65亿美元[22] - 2022年现金、现金等价物和受限存款净减少7.30亿美元，2021年增加7.60亿美元[20] - 截至2022年6月30日，公司现金及现金等价物为1亿美元，较2021年12月31日减少10.4亿美元[204] 资产负债数据变化 - 截至2022年6月30日，总资产为693.90亿美元，2021年12月31日为704.16亿美元[18] - 截至2022年6月30日，总负债为377.65亿美元，2021年12月31日为384.95亿美元[18] - 截至2022年6月30日，公司短期债务为29.7亿美元，长期债务为281.4亿美元，总债务为311.1亿美元；2021年12月31日，短期债务为26.46亿美元，长期债务为297.72亿美元，总债务为324.18亿美元[49] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司合同资产余额分别为4200万美元和3900万美元[91] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司合同负债余额分别为2.15亿美元和2.12亿美元[91] - 2022年6月30日和2021年12月31日总合并资产分别为69.39亿美元和70.416亿美元[97] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司法律事务准备金分别为1.78亿美元和2.31亿美元[111] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司环境负债准备金分别为2.35亿美元和2.43亿美元，同时均有1200万美元的预期成本回收应收款[124] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司营运资金赤字分别为32.84亿美元和19.92亿美元[209] 综合收益数据变化 - 2022年第二季度综合收益为7.35亿美元，2021年同期综合亏损8.62亿美元[15] - 2022年上半年综合收益为11.56亿美元，2021年同期为4.83亿美元[15] 每股收益数据变化 - 2022年第二季度归属于公司的每股基本和摊薄收益为0.28美元，2021年同期为 - 0.34美元[13] - 2022年第二季度末，基本加权平均流通股为2266股，基本每股收益为0.57美元；2021年同期基本加权平均流通股为2264股，基本每股亏损为0.34美元[40] - 2022年Q2调整后每股收益为0.27美元，2021年同期为0.23美元；2022年上半年为0.59美元，2021年同期为0.83美元[158] 现金流数据变化 - 2022年经营活动提供的净现金为26.48亿美元，2021年为33.11亿美元[20] - 2022年投资活动使用的净现金为6.72亿美元，2021年为1.11亿美元[20] - 2022年融资活动使用的净现金为27.06亿美元，2021年为24.40亿美元[20] - 2022年Q2自由现金流（DCF）为11.76亿美元，2021年同期为10.25亿美元；2022年上半年为26.31亿美元，2021年同期为33.54亿美元[158] - 2022年和2021年前六个月，公司经营活动产生的现金流分别为26.48亿美元和33.11亿美元[205] 债务相关数据变化 - 2022年债务发行额为46.22亿美元，2021年为31.10亿美元[20] - 2022年债务偿还额为58.48亿美元，2021年为42.73亿美元[20] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，债务公允价值调整分别使公司总债务余额增加4.12亿美元和9.02亿美元[50] - 2022年2月23日，EPNG私募发行3亿美元本金、利率3.50%、2032年到期的优先票据，扣除折扣和发行成本后净收益2.98亿美元[50] - 截至2022年6月30日，公司信贷安排无未偿还借款，商业票据计划有9.36亿美元未偿还借款，信用证为8100万美元，信贷安排可用额度为30亿美元[51] - 截至2022年6月30日，公司债务余额为315.22亿美元，减去现金及现金等价物1亿美元和债务公允价值调整4.12亿美元后，净债务为非GAAP财务指标[144] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，公司债务余额中约9%和21%的本金金额受可变利率影响[200] - 截至2022年6月30日，公司短期债务为29.7亿美元，2021年12月31日为26.46亿美元[208] 股息相关数据变化 - 2022年股息支付为12.47亿美元，2021年为12.12亿美元[20] - 2022年第二季度每股现金股息为0.2775美元，2021年同期为0.27美元；2022年上半年每股现金股息为0.555美元，2021年同期为0.54美元[55] - 公司预计2022年每股股息为1.11美元，较2021年的1.08美元增长3%，并预计在扩张项目、收购和合资企业等方面投资19亿美元[132] 会计准则调整 - 2022年1月1日，公司采用新会计准则，导致合并资产负债表“债务公允价值调整”中1400万美元未摊销债务折扣和合并股东权益表“额外实收资本”中1100万美元转换特征余额调整[57] 套期保值相关数据 - 截至2022年6月30日，公司能源商品价格风险管理中，原油固定价格净敞口为-1900万桶，天然气固定价格净敞口为-559亿立方英尺等[62] - 截至2022年6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67.5亿美元，期限至2035年3月等[63] - 截至2022年6月30日，公司外汇风险管理中，指定为套期工具的欧元对美元交叉货币互换合约名义金额为5.43亿美元，期限至2027年3月[66] - 截至2022年6月30日，能源商品衍生合约资产总值9100万美元，净额100万美元；利率合约资产总值1.24亿美元，净额1.24亿美元[73] - 截至2021年12月31日，能源商品衍生合约资产总值7600万美元，净额300万美元；利率合约资产总值3.97亿美元，净额3.88亿美元；外汇合约资产总值4100万美元，净额3800万美元[73] - 2022年第二季度，利率合约公允价值套期关系中，衍生工具损失1.6亿美元，套期固定利率债务收益1.62亿美元；2021年同期，衍生工具收益2800万美元，套期固定利率债务损失2800万美元[75] - 2022年第二季度，能源商品衍生合约现金流量套期关系中，OCI损失7000万美元，转入收入损失1.85亿美元；利率合约OCI收益300万美元；外汇合约OCI损失3500万美元，转入收入损失2700万美元[77] - 2022年上半年，能源商品衍生合约现金流量套期关系中，OCI损失5.69亿美元，转入收入损失3.17亿美元；利率合约OCI收益600万美元；外汇合约OCI损失7500万美元，转入收入损失8100万美元[79] - 2022年第二季度，能源商品衍生合约会计套期在收入、成本和权益投资收益方面损失1300万美元；利率合约收益1200万美元[81] - 截至2022年6月30日，公司现金保证金3.09亿美元作为抵押品存于交易对手方；截至2021年12月31日，交易对手方现金保证金1400万美元存于公司[82] - 截至2022年6月30日，若公司信用评级下调两档，需追加3.58亿美元抵押品[83] - 截至2022年6月30日，套期固定利率债务的公允价值套期调整累计减少1.06亿美元[75] - 预计2022年6月30日累计其他综合损失中约2.67亿美元与现金流套期价格风险管理活动相关的损失将在未来12个月转入收益[79] - 截至2022年6月30日，原油套期保值剩余2022年价格为61.19美元/桶，数量为25.20千桶/日；2023年价格为61.10美元/桶，数量为19.00千桶/日等[193] 各业务线营收数据变化 - 2022年第二季度总营收为51.51亿美元，其中天然气管道业务营收33.56亿美元，产品管道业务营收9.96亿美元，终端业务营收4.50亿美元，二氧化碳业务营收3.43亿美元，公司及消除项营收0.06亿美元[86] - 2021年第二季度总营收为31.50亿美元，其中天然气管道业务营收19.76亿美元，产品管道业务营收5.14亿美元，终端业务营收4.33亿美元，二氧化碳业务营收2.43亿美元，公司及消除项营收 - 0.16亿美元[88] - 2022年上半年总营收为94.44亿美元，其中天然气管道业务营收61.69亿美元，产品管道业务营收17.62亿美元，终端业务营收8.80亿美元，二氧化碳业务营收6.48亿美元，公司及消除项营收 - 0.15亿美元[89] - 2021年上半年总营收为83.61亿美元，其中天然气管道业务营收61.01亿美元，产品管道业务营收9.67亿美元，终端业务营收8.53亿美元，二氧化碳业务营收4.72亿美元，公司及消除项营收 - 0.32亿美元[90] 天然气管道业务服务收入数据变化 - 2022年第二季度天然气管道业务服务收入中，固定服务收入8.49亿美元，收费服务收入2.34亿美元，商品销售中天然气销售18.10亿美元，产品销售4.10亿美元[86] - 2021年第二季度天然气管道业务服务收入中，固定服务收入7.99亿美元，收费服务收入1.76亿美元，商品销售中天然气销售6.74亿美元，产品销售2.48亿美元[88] 未来营收预计 - 2022 - 2026年及以后预计营收分别为22.79亿美元、38.95亿美元、31.73亿美元、26.35亿美元、23.19亿美元和134.21亿美元，总计277.22亿美元[94] EBDA数据变化 - 2022年和2023年Q2季度总合并EBDA分别为9100万美元和1.898亿美元，2022年和2023年上半年总合并EBDA分别为2.955亿美元和3.811亿美元[97] - 2022年第二季度，天然气管道业务Segment EBDA为11.34亿美元，较2021年的5700万美元增长299%[147] - 2022年第二季度，产品管道业务Segment EBDA为2.99亿美元，较2021年的2.65亿美元增长13%[147] - 2022年第二季度，终端业务Segment EBDA为2.53亿美元，较2021年的2.46亿美元增长3%[147] - 2022年第二季度，CO₂业务Segment EBDA为2.12亿美元，较2021年的1.5亿美元增长41%[147] - 2022年第二季度，总Segment EBDA为18.98亿美元，较2021年的9100万美元增长1986%[147] - 2022年公司总业务调整后EBDA为39.38亿美元，较2021年的46.29亿美元减少6.91亿美元[154] - 2022年天然气管道业务EBDA为23.18亿美元，较2021年的15.33亿美元增加7.85亿美元，增幅

财务数据和关键指标变化 - 公司预计全年业绩将远超计划，第二季度同比大幅提升，部分业绩增长得益于商品价格上涨，商业和运营表现也有所提升 [9] - 第二季度宣布每股股息0.2775美元，年化每股1.11美元，较2021年股息增长3%；年初至今已回购1610万股，每股17.09美元，仅当前股息节省就达6.5% [20] - 第二季度营收51.5亿美元，较2021年第二季度增加20亿美元；销售成本增加17亿美元；毛利润较去年同期增加2.54亿美元；净利润6.35亿美元，去年同期净亏损7.57亿美元（含2021年非现金减值项目）；调整后收益6.21亿美元，较2021年第二季度增长20% [21] - 各业务部门EBDA均高于去年第二季度，DCF总计11.76亿美元，较2021年第二季度增长15%；每股DCF为0.52美元，较去年增长16% [22][23] - 第二季度末净债务310亿美元，净债务与调整后EBITDA比率为4.3倍，年初为3.9倍（含2021年2月冬季风暴Uri事件的非经常性EBITDA贡献），排除Uri事件后年初比率为4.6倍 [23] - 年初至今净债务减少1.85亿美元，主要因产生DCF 26.31亿美元、支付股息12亿美元、增长资本和合资企业出资5亿美元、套期保值保证金约3亿美元、股票回购1.7亿美元以及营运资金使用约3亿美元 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 本季度运输量约为0.6百万 dekatherms/天，较2021年第二季度下降约2%，主要因第三方管道容量增加、EPNG管道故障及落基山脉产量下降，部分被LNG交付量增加和电力需求增长抵消 [14] - 管道向LNG设施的交付量平均约为580万 dekatherms/天，较2021年第二季度增长约16%，但因自由港LNG停运低于本季度第一季度；目前向LNG设施交付的市场份额约为50%，管道上有70亿立方英尺/天的LNG进料气合同，还有26亿立方英尺/天的高可能性合同 [15] - 本季度向发电厂的交付量强劲，较2021年第二季度增长约7% [15] - 天然气收集量较2021年第二季度增长12%，环比增长6%，海恩斯维尔和鹰福特地区分别增长15%和10%，部分被巴肯地区产量下降抵消；全年预算收集量增长10%，目前有望超过该目标 [16][17] 产品管道业务 - 本季度精炼产品量较2021年第二季度下降2%，汽油和柴油分别下降3%和11%，喷气燃料需求增长19%；7月精炼产品量较2021年同期下降，但汽油价格在过去一个月左右有所下降 [17] - 原油和凝析油本季度较2021年第一季度下降6%，环比下降2%，巴肯地区产量下降抵消了鹰福特地区的增长 [17] 终端业务 - 液体利用率保持在91%，排除检修罐后约为94%；本季度液体吞吐量增长4%，受汽油、柴油和可再生能源推动 [18] - 枢纽终端的合同续约出现费率疲软，受市场现货升水影响；尽管本季度油轮平均费率较低，但16艘船只均签订了固定合同，费率已恢复到疫情前水平 [18] - 散货业务总体量增长1%，受石油焦和煤炭推动，部分被钢铁量下降抵消 [19] CO2业务 - 原油、NGL和CO2量较2021年第二季度下降，但被商品价格上涨抵消；与预算相比，预计这些商品的量和价格都将超出预期 [19] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场需求强劲，推动运输和存储服务需求增长；预计未来LNG出口、电力、工业和对墨西哥出口将增长，内部和伍德麦肯兹数据预测到2028年LNG需求将增长11 - 150亿立方英尺/天 [16] - 产品管道市场，精炼产品需求受价格影响出现一定程度的破坏，但喷气燃料需求增长；汽油价格下降后，客户需求有所反应 [71] - 终端市场，纽约港终端费率下降，休斯顿地区费率和利用率恢复；琼斯法案油轮费率回升，利用率达100%，租期延长 [88] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司目标是保持强大的投资级资产负债表、为扩张和收购机会提供资金、支付丰厚且不断增长的股息，并通过机会性回购股票进一步回报股东 [5] - 仅在确保新项目回报远超加权平均资本成本时才批准，新项目回报通常基于长期吞吐量合同，同时考虑长期续约合同和投资终值 [6] - 今年预计投资约15亿美元用于扩张资本，包括二叠纪高速公路管道扩建、收购可再生天然气公司Mas Energy，并接近完成可再生天然气业务的其他收购 [12] - 拥有21亿美元的项目储备，其中75%为低碳能源服务，包括天然气、RNG、可再生柴油及相关原料 [13] - 在天然气业务中，专注于成为不断增长的LNG市场的首选供应商，预计维持甚至扩大50%的市场份额；在天然气存储方面，因其成本效益高，市场对其灵活性需求将持续增加 [13] - 市场定价与中游能源业务基本面脱节，公司股息收益率接近7%，管理层认为市场对能源公司未来存在误解，且原油价格波动对公司财务表现影响相对较小 [7] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前经营环境动荡且不稳定，但公司持续产生稳定且不断增长的现金流，本季度再次证明了这一点 [5] - 公司面临一些成本压力，主要因今年工作量增加，但在控制通胀影响方面表现出色，低于整体PPI数据，约为其增幅的一半以下，这得益于采购和运营团队的努力以及公司节俭的文化 [11] - 对未来前景持乐观态度，预计将继续加强资产负债表、寻找优秀的投资机会并为股东创造价值，为未来做好准备 [13] 其他重要信息 - 公司财报发布和电话会议包含前瞻性陈述和非GAAP财务指标，建议投资者阅读完整披露信息并查看最新SEC文件 [3] - 公司在天然气业务的合同续约中出现费率和期限改善的趋势，如中大陆快线管道最近的开放季节中，部分容量以最高费率授予，高于原项目费率 [9] - 公司在控制成本方面表现出色，通过采购和运营团队的努力，有效控制了通胀对成本的影响 [11] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：二叠纪地区运输紧张情况及GCX项目达到最终投资决策（FID）的条件 - 已获FID并正在建设的项目可能导致近期运输紧张，但这些项目投入使用后，市场在本十年后期之前将得到较好满足；GCX项目可能在2024 - 2025年需要获得FID，目前在短期内仍有机会，特别是为LNG市场提供服务；GCX项目作为压缩扩建项目，FID预计在本十年中期，约27 - 30个月完成 [27][28] 问题2：可再生天然气公司Mas CanAm的收购详情及未来收购前景 - 收购的资产包括3个垃圾填埋气资产和1个位于阿灵顿的RNG设施，价值3.55亿美元，还有2个位于什里夫波特和维多利亚的中BTU设施；该项目与Kinetrex交易有所不同，因有运营资产，风险较低，阿灵顿设施有有利的特许权安排和长期运输合同，长期EBITDA倍数约为8倍；未来有机会进行更多收购，但主要将寻求有机增长 [31] 问题3：自由港LNG停运对公司运营的影响及精炼产品管道在能源转型情景下的收入情况 - 对公司财务影响较小，但导致凯蒂船闸地区的基础市场疲软，增加的天然气量有助于支持墨西哥湾沿岸的存储，且通过州内和州际管道网络的连接，这些天然气量得到了较好的分散 [33] - 精炼产品管道的收入情况取决于具体地区，公司有能力通过提高费率来应对运输量下降的情况；以加利福尼亚州为例，该州关于禁止内燃机的讨论对公司产品EBDA的影响约为11%（基于2019年数据），且在实施费率保护措施之前；此外，公司的管道可以运输可再生柴油和可持续航空燃料等替代产品 [35][39] 问题4：公司指导增加的EBITDA与DCF的关系及可用资金情况 - EBITDA与DCF之间的不利因素包括利息费用和维持性资本；利息费用因短期利率高于预算而增加，维持性资本因未预算的类别变更成本和通胀成本而增加 [42] - 年初预计的7.5亿美元可用资金是基于预算EBITDA和假设支出，目前EBITDA增加，资产负债表可用容量增加，但由于Mas交易、额外项目和股票回购，支出也有所增加，总体可用容量仍高于预算 [43] 问题5：公司管理浮动利率风险的计划 - 公司今年锁定了约50亿美元的浮动利率敞口，节省了约7000万美元；目前尚未找到2023年锁定有利利率的机会，将继续关注市场情况，随着市场衰退压力的缓解，可能会出现机会 [45] 问题6：公司天然气收集量的增长预期及二叠纪地区棕地出口扩张的增量容量和产量的关系 - 预计天然气收集量将增长约13%，高于原指导的10%，且已包含在更新后的指导中 [47] - 二叠纪地区棕地出口扩张的增量容量和产量关系更像是“开关式”，预计在2023年11 - 12月达到最终交付点，但在此之前会进行测试并增加一些测试产量 [49] 问题7：公司股价表现及相关影响因素和碳捕获业务的前景 - 管理层认为管理团队对股价的影响有限，市场对中游能源公司的估值与基本面存在巨大脱节，如公司股价与原油价格的相关性过高；公司的策略是强调现金流的强度和资金使用的合理性，长期来看，公司的业绩表现将得到回报 [51][52] - 公司认为CO2业务和能源转型业务存在协同效应，如使用相同的地质学家进行碳捕获和封存，以及拥有共同的运营和项目管理平台；虽然公司认为碳捕获业务有机会，但进展缓慢，需要解决45Q税收抵免水平等问题 [54][57] 问题8：公司在新一波LNG项目中的机会及投资前景和股票回购决策的变化 - 公司看好新一波LNG项目的机会，认为那些已经取得成功的项目有更大的机会通过扩张现有业务获得进一步发展，同时也有新的参与者进入市场；公司与所有开发商进行沟通和合作，寻求扩大业务范围和建设绿地项目的机会，预计未来三到五年内有重大投资机会 [59] - 公司原计划在第一季度观察年度业绩的发展情况，目前业绩表现良好，因此抓住机会进行了股票回购，并将继续采取机会主义的方式进行回购；未来仍有机会进行更多回购，将综合考虑额外支出和可用容量 [63][64] 问题9：通胀对公司产品业务的影响及资本支出预算情况 - 公司遵循FERC方法，7月1日对资产实施了8.7%的费率上调，假设PPI保持当前水平，预计明年费率上调幅度约为15% [66] - PHP项目的资本支出主要在2023年，且包含在15亿美元的预算中；Evangeline Pass项目的资本支出将在后期，部分原因是需要经过监管程序 [68][69] 问题10：公司精炼产品管道运输量下降的原因和垃圾填埋气项目的EBITDA倍数及与天然气管道业务的比较 - 公司在道路燃料方面看到了一定程度的需求破坏，但喷气燃料需求增长；柴油运输量较去年第二季度有所下降，但仍接近2019年水平；汽油价格下降后，客户需求有所反应 [71] - 垃圾填埋气项目的EBITDA倍数将从目前的水平上升并改善，主要由阿灵顿资产的增长驱动，该资产拥有永久天然气权和潜在的扩张机会；与天然气管道业务相比，这是不同类型的投资，垃圾填埋气项目的资产风险较低，具有长期增长潜力 [73] 问题11：Ruby管道破产程序的最新情况及潜在的CO2运输转换和公司指导增长的有机贡献和收购贡献 - Ruby管道的破产程序由独立经理管理，近期有关于潜在363出售和案件解决时间表的法庭活动；目前管道仍为加利福尼亚市场提供天然气服务，公司在整个网络中考虑管道再利用机会，但认为这些是长期机会 [77][78] - 公司指导增长的部分原因是商品价格上涨和基础业务的有机增长，如天然气业务的合同续约、收集业务的增长等；一些扩张资本的贡献在预算中已考虑，且大部分在后续年份体现；Kinetrex项目已包含在预算中，Mas项目为额外增量 [80][83] 问题12：Hiland和HH管道运输量下降的原因及恢复情况和终端业务是否达到新的基础水平 - Hiland管道运输量下降主要是由于4月的意外风暴，目前已恢复到接近风暴前水平；HH管道运输量下降与巴肯地区的价差有关 [86] - 终端业务的费率下降主要在纽约港，休斯顿地区的费率和利用率已恢复到去年水平；琼斯法案油轮费率回升，利用率达100%，租期延长，因此可以认为该业务已达到新的基础水平 [88] 问题13：出售收益是否包含在EBITDA中及未来是否会量化较小的非经常性项目 - 出售收益包含在EBITDA中，公司设定了1500万美元的门槛，低于该金额的非经常性项目（如出售收益）包含在DCF中，高于该金额的非经常性项目将从DCF中剔除；提高门槛是为了减少数据噪音，使投资者更容易理解 [90] - 公司不会量化影响EBITDA和DCF的较小非经常性项目，但会解释较大的非经常性项目的收益和损失 [93] 问题14：公司再融资计划的进展和债务指标目标的情况 - 公司已完成2022年的到期债务偿还，目前有超过9亿美元的商业票据，因有40亿美元的信贷额度，且可用额度超过30亿美元，因此不急于将其转为长期债务，将等待有利条件；2023年有32亿美元的到期债务，公司有全年时间进行处理，并可利用循环信贷额度管理时间，等待有利市场条件 [96] - 公司预计年底债务指标将优于预算水平，但正式的杠杆目标仍约为4.5倍 [96][97]

年度整体财务数据关键指标变化 - 2022年总营收42.93亿美元，较2021年的52.11亿美元下降17.62%[13] - 2022年运营收入10.24亿美元，较2021年的18.86亿美元下降45.71%[13] - 2022年净利润6.84亿美元，较2021年的14.25亿美元下降52.00%[13] 季度末财务数据关键指标变化 - 2022年3月31日现金及现金等价物为8400万美元，较2021年12月31日的11.4亿美元大幅减少[18] - 2022年3月31日总资产691.35亿美元，较2021年12月31日的704.16亿美元下降1.82%[18] - 2022年3月31日总负债374.28亿美元，较2021年12月31日的384.95亿美元下降2.77%[18] - 2022年3月31日股东权益总额为3.1707亿美元，2021年12月31日为3.1921亿美元[25] - 截至2022年3月31日，公司总债务为3.1499亿美元，2021年12月31日为3.2418亿美元；加权平均借款利率为0.65%[42] - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司法律事务总准备金分别为1.64亿美元和2.31亿美元[103] - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司环境负债准备金分别为2.4亿美元和2.43亿美元[117] - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，公司预期成本回收应收款均为1200万美元[117] - 截至2022年3月31日，公司债务余额为320.83亿美元，净债务为314.05亿美元（债务余额减去现金及现金等价物8400万美元、债务公允价值调整5.84亿美元和外汇影响1000万美元）[136] - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，约8%和21%的债务本金余额受可变利率影响[178] - 截至2022年3月31日，公司现金及现金等价物为8400万美元，较2021年12月31日减少10.56亿美元；信贷安排下借款能力约为36亿美元[180] - 截至2022年3月31日，短期债务为33.24亿美元，2021年12月31日为26.46亿美元；营运资金赤字为34.17亿美元，2021年12月31日为19.92亿美元，不利变化14.25亿美元[184][185] - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，购买物业、厂房和设备的承诺分别为2.83亿美元和2.09亿美元，增加7400万美元[190] - 截至2022年3月31日，公司流动资产为27.52亿美元，较2021年的35.56亿美元有所下降；非流动资产为612.94亿美元，较2021年的617.54亿美元略有下降；总资产为658.2亿美元，较2021年的670.51亿美元有所下降[200] - 截至2022年3月31日，公司流动负债为61.11亿美元，较2021年的54.13亿美元有所上升；非流动负债为305.95亿美元，较2021年的323.1亿美元有所下降；总负债为391.17亿美元，较2021年的401.02亿美元有所下降[200] - 截至2022年3月31日，公司股东权益为267.03亿美元，较2021年的269.49亿美元略有下降[200] 第一季度财务数据关键指标变化 - 2022年第一季度经营活动产生的净现金为10.84亿美元，较2021年的18.73亿美元下降42.12%[20] - 2022年第一季度投资活动使用的净现金为3.71亿美元，而2021年为提供1.3亿美元[20] - 2022年第一季度融资活动使用的净现金为15.12亿美元，较2021年的17.89亿美元下降15.48%[20] - 2022年第一季度现金、现金等价物和受限存款净减少7.99亿美元，而2021年为增加2.14亿美元[20] - 2022年第一季度净收入为6.67亿美元，2021年同期为14.09亿美元[25][26] - 2022年第一季度每股基本收益为0.29美元，2021年同期为0.62美元[34] - 2022年第一季度公司总营收为42.93亿美元，2021年同期为52.11亿美元[81][84][89] - 2022年第一季度所得税费用为1.94亿美元，有效税率为22.1%；2021年同期所得税费用为3.51亿美元，有效税率为19.8%[92] - 2022年第一季度公司净利润为6.84亿美元，2021年同期为14.25亿美元[91] - 2022年第一季度各业务板块EBDA总计19.13亿美元，2021年同期为28.64亿美元[91] - 2022年第一季度公司总资产为691.35亿美元，2021年底为704.16亿美元[91] - 2022年第一季度天然气管道业务EBDA为11.84亿美元，2021年同期为21.03亿美元；产品管道业务EBDA为2.99亿美元，2021年同期为2.48亿美元；终端业务EBDA为2.38亿美元，2021年同期为2.27亿美元；CO₂业务EBDA为1.92亿美元，2021年同期为2.86亿美元[91] - 2022年第一季度，天然气管道业务板块的Segment EBDA为11.84亿美元，较2021年的21.03亿美元减少9.19亿美元，降幅44%[138] - 2022年第一季度，产品管道业务板块的Segment EBDA为2.99亿美元，较2021年的2.48亿美元增加5100万美元，增幅21%[138] - 2022年第一季度，终端业务板块的Segment EBDA为2.38亿美元，较2021年的2.27亿美元增加1100万美元，增幅5%[138] - 2022年第一季度，CO₂业务板块的Segment EBDA为1.92亿美元，较2021年的2.86亿美元减少9400万美元，降幅33%[138] - 2022年第一季度，公司总Segment EBDA为19.13亿美元，较2021年的28.64亿美元减少9.51亿美元，降幅33%[138] - 2022年第一季度，归属于金德摩根公司的净利润为6.67亿美元，较2021年的14.09亿美元减少7.42亿美元，降幅53%[138] - 经特定项目调整后，2022年第一季度归属于金德摩根公司的调整后收益为7.32亿美元，较2021年的13.74亿美元减少6.42亿美元[142][145] - 2022年第一季度，公司DCF为14.55亿美元，较2021年的23.29亿美元减少8.74亿美元[145] - 2022年3月31日结束的三个月，调整后息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）为19.67亿美元，2021年同期为28.14亿美元[146][147] - 2022年3月31日结束的三个月，自由现金流（DCF）为14.55亿美元，2021年同期为23.29亿美元[146] - 2022年3月31日结束的三个月，调整后每股收益为0.32美元，2021年同期为0.60美元[146] - 2022年3月31日结束的三个月，天然气管道业务调整后部门EBDA为12.97亿美元，2021年同期为20.94亿美元，减少7.97亿美元（38%）[146][155] - 2022年3月31日结束的三个月，产品管道业务调整后部门EBDA为2.99亿美元，2021年同期为2.63亿美元，增加0.36亿美元（14%）[146][157] - 2022年3月31日结束的三个月，终端业务调整后部门EBDA为2.38亿美元，2021年同期为2.27亿美元[146] - 2022年3月31日结束的三个月，CO₂业务调整后部门EBDA为2.08亿美元，2021年同期为2.91亿美元[146] - 2022年3月31日结束的三个月，中游业务调整后部门EBDA减少8.34亿美元（68%），主要因商品价格降低[155] - 2022年3月31日结束的三个月，西部地区调整后部门EBDA减少2500万美元（9%），主要因EPNG和科罗拉多州际天然气公司收益降低[155] - 2022年3月31日结束的三个月，东部地区调整后部门EBDA增加6200万美元（11%），主要因收购和新客户合同[155] - 产品管道业务调整后部门EBDA从2021年的2.63亿美元增至2022年的2.99亿美元，增加3600万美元[159] - 西海岸精炼产品调整后部门EBDA增加2700万美元（25%），主要因更高的销量带来更高收入及土地出售收益[160] - 终端业务调整后部门EBDA从2021年的2.27亿美元增至2022年的2.38亿美元，增加1100万美元[162] - 墨西哥湾中部终端调整后部门EBDA增加1300万美元（68%），主要因合同费率上调、石油焦处理量增加等[166] - CO₂业务调整后部门EBDA从2021年的2.91亿美元降至2022年的2.08亿美元，减少8300万美元[168] - 油气生产活动调整后部门EBDA减少9300万美元（40%），主要因运营费用增加及原油和NGL价格上涨[171] - 2022年第一季度收入为4.3亿美元，2021年同期为4.2亿美元[162] - 2022年第一季度运营费用为1.99亿美元，2021年同期为1.97亿美元[162] - 2022年第一季度液体可租赁容量为7.89亿桶，2021年同期为7.9亿桶[162] - 2022年第一季度液体利用率为92.3%，2021年同期为95.1%[162] - 2022年与2021年相比，一般及行政费用和公司费用调整后减少300万美元，主要因资本化成本增加900万美元和环境费用降低500万美元，部分被员工劳动和差旅费增加500万美元抵消[176] - 2022年与2021年相比，综合利息费用净额调整后减少600万美元，主要因长期平均利率和长期债务余额降低，部分被伦敦银行同业拆借利率上升抵消[177] - 2022年第一季度税收费用约为1.94亿美元，2021年同期为3.51亿美元，减少1.57亿美元，主要因2021年税前账面收入较高，部分被2021年与NGPL Holdings投资相关的估值备抵释放抵消[179] - 2022年和2021年前三个月，经营活动产生的现金流分别为10.84亿美元和18.73亿美元；2022年第一季度股息为每股0.2775美元，较上一季度增长3%[181] - 2022年第一季度资本支出中，维持性资本支出为1.25亿美元，预计剩余时间为7.84亿美元，总计9.09亿美元；可自由支配资本投资为2.06亿美元，预计剩余时间为12.57亿美元，总计14.63亿美元[189] - 2022年3月，公司收入为39.77亿美元，营业收入为9.06亿美元，净收入为5.68亿美元[201] 业务相关事件 - 2021年第一季度，公司对Ruby的次级应收票据减记1.17亿美元[37] - 2022年3月31日，Ruby因无法偿还4.75亿美元到期无担保票据，申请破产保护[38] - 2021年3月8日，公司出售NGPL Holdings 25%的权益，获得净收益4.13亿美元，确认税前收益2.06亿美元[39] - 2022年2月23日，EPNG私募发行3亿美元3.50%的优先票据，到期日为2032年，扣除折扣和发行成本后净收益为2.98亿美元[43] - 2022年1月14日，联邦能源管理委员会批准SFPP北线、俄勒冈线和西线和解协议，该协议已生效[95] - 2022年4月21日，EPNG收到联邦能源管理委员会对其启动费率程序的通知，预计2023年5月底有初步行政法法官决定，2023年底有最终决定[96] 业务资产及能力情况 - 公司拥有约83000英里的管道、141个终端和7000亿立方英尺的天然气储存能力[29] 业务合同相关情况 - 截至2022年3月31日，公司39.5%利率、2022年9月到期的高级票据本金余额为10亿美元[41] - 截至2022年3月31日，公司信贷安排下无未偿还借款，商业票据计划下有2.9亿美元未偿还借款，信用证为8100万美元，信贷安排可用额度为36亿美元[44] - 2022年3月31日和2021年12月31日，公司合同资产余额均为3900万美元，2022年第一季度有1600万美元合同资产转入应收账款[85] - 2022年3月31日和2021年12月31日，公司合同负债余额分别为2.22亿美元和2.12亿美元，2022年第一季度有3500万美元合同负债确认为收入[85] - 截至2022年3月31日，公司合同约定的未来待确认收入总计271.97亿美元，其中2022年剩余九个月为32.44亿美元，2023年为35.95亿美元，2024年为29.87亿美元，2025年为

财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度，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% [19] - 第一季度营收43亿美元，较去年第一季度减少9.18亿美元，但排除去年冬季风暴“Uri”的非经常性贡献后，本季度营收高于去年 [19] - 第一季度净收入6.67亿美元，低于2021年第一季度，但排除去年冬季风暴“Uri”的贡献后，本季度净收入比去年增加9800万美元，即增长17% [19] - 第一季度DCF为14.55亿美元，即每股0.64美元，低于去年，但排除冬季风暴“Uri”的非经常性贡献后，DCF比2021年第一季度增加2.03亿美元，即增长16% [21] - 第一季度末净债务为314亿美元，净债务与调整后EBITDA的比率为4.4倍，高于2021年末的3.9倍，但排除“Uri”的非经常性EBITDA贡献后，年末比率为4.6倍 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 运输量较2021年第一季度增长2%，约为每天90万 dekatherms，主要因LNG交付增加和天气寒冷，部分被落基山脉产量下降和EPNG管道停运抵消 [13] - 向LNG设施的交付量平均约为每天620万 dekatherms，较2021年第一季度增长32%，市场份额约为50% [13] - 对墨西哥的出口量较2021年第一季度下降，因第三方管道产能增加 [13] - 向发电厂的交付量增长5%，天然气电力需求相对于煤炭变得更缺乏弹性 [13] - 对LDCs和工业用户的交付量也有所增加，预计2022年天然气需求增长3 - 4 Bcf [14] - 天然气收集量较2021年第一季度增长12%，但环比下降6%，海恩斯维尔产量增长14%，但鹰福特产量受合同终止影响下降 [14] 产品管道业务 - 精炼产品量较2019年第一季度增长7%，道路燃料基本持平，喷气燃料下降18%，季度内月增长率下降，高价可能开始影响需求 [15] - 原油和凝析油体积较2021年第一季度下降4%，环比持平，鹰福特产量下降被巴肯产量增加抵消 [15] 终端业务 - 液体利用率保持在92%，排除检修罐后约为95% [15] - 服务国内消费需求的货架业务第一季度表现良好，受炼油厂运营、国际贸易和混合动态驱动的枢纽设施也显著增长 [16] - 海洋油轮业务有改善迹象，16艘船只均有固定合同，日费率仍在提高，但低于到期合同 [16] - 散货业务总体量增长19%，由石油焦和煤炭带动，抵消了钢铁和矿石量的下降 [16] CO2业务 - 原油量与2021年第一季度基本持平，NGL量增长7%，CO2量下降9%，因2021年一个项目的附带权益到期 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - 自2月下旬俄乌战争开始以来，石油、天然气、NGLs甚至煤炭价格急剧上涨，显示全球市场供应紧张 [5] - 公司预计美国将成为向欧洲供应额外LNG的主要供应商，现有LNG出口设施将在可预见的未来满负荷运行，未来几年建设新设施的合同将更易获得 [6] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司宣布2022年股息增加，连续第五年提高年度派息，显示对股东回报的重视 [3] - 公司计划对PHP和GCX管道进行压缩扩张，可增加每天12亿立方英尺的二叠纪产能，预计18个月内投入使用，将推迟潜在的第三条新建管道计划 [10] - 公司继续推进3个可再生天然气项目，并在能源转型风险投资集团中寻找更多机会 [11] - 公司将评估埃尔巴岛的优化和扩张机会，同时通过管道基础设施和存储资产参与LNG市场增长 [35][36] - 公司关注天然气市场对低甲烷排放强度气体的需求，参与GHG合作研究，有望在未来形成差异化竞争优势 [40][41] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 俄乌冲突对全球能源市场产生重大影响，凸显世界对化石燃料的持续依赖，美国将成为解决全球能源供应问题的重要力量，有利于中游能源行业和公司发展 [4][5][6] - 公司2022年开局良好，基础业务表现强劲，有增长机会，预计全年业绩将超过计划，但也面临成本压力 [8][12] - 商品价格是利好因素，但公司也预计会受到额外维护和完整性工作以及某些材料、化学品、零部件和车辆燃料成本上升的负面影响 [12] 其他重要信息 - 公司提醒财报和电话会议包含前瞻性陈述和非GAAP财务指标，建议投资者阅读完整披露信息并查看最新SEC文件 [3] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 压缩扩张与新建管道相比，对客户的吸引力如何，费率是否相似？ - 公司难以具体说明整体费率，但压缩扩张对市场有吸引力，燃料成本增加将至少部分被固定费用抵消，关键优势是上市速度快，能缓解2023年的产能限制问题 [26] 问题: 压缩扩张18个月的时间是否比过去类似项目长，是否因供应链问题？ - 时间可能稍长，但公司已采取缓解措施，在当前情况下这是合理的时间 [28] 问题: 是否看到非传统签订长期合同的客户（如私营企业）此次有签约意向？ - 难以具体推测客户情况，但此次客户群体比以往的新建项目更广泛 [30] 问题: 公司提到的成本增加主要体现在哪些方面？ - 成本增加分为两类，一是计划中增加的完整性和维护工作，非通胀因素；二是在燃料、相关碳氢化合物或复合材料（如润滑剂）、某些设备的钢材成本等方面出现了通胀 [32][33] 问题: 埃尔巴岛是否有优化机会，是否可能剥离？ - 当前项目已被客户充分利用，有小规模扩张机会，公司正在重新评估；公司主要通过管道基础设施和存储资产参与LNG市场增长 [35][36] 问题: 压缩扩张的资本支出如何，对新建管道项目的推进节奏有何影响？ - 公司不愿在竞争环境中讨论扩张项目的资本支出；市场预计在2026年左右需要新建管道，可能在明年初做出最终投资决策 [38] 问题: 公司与其他中游合作伙伴进行的GHG合作研究的目标和驱动因素是什么？ - 国际LNG市场推动了对负责任采购天然气（RSG）和低甲烷强度气体的需求，该研究是一个试点项目，旨在识别特定资产和地点的甲烷强度，最终支持认证过程，使低甲烷强度气体进入国际市场 [40] 问题: 该GHG合作研究是增加利润还是成本？ - 目前还太早无法确定，主要是先确定可做的事情和大规模实施的方法，以及如何为市场利用这些机会 [43] 问题: 全球宏观环境变化是否影响公司的资本分配和回购计划，GCX和PHP扩张或潜在的新二叠纪管道投资是否会影响回购？ - 公司的资本分配原则没有改变，仍注重保持资产负债表强劲、投资有良好净现值的项目以及通过股息增加和股票回购向股东返还价值；公司有额外的资本支出，但仍有能力进行其他投资和回购 [46] 问题: 关于Ruby破产程序，公司的立场是什么？ - 公司将做出符合KMI股东最佳利益的决策，希望能达成合理解决方案，继续运营管道符合长期利益，会与交易对手建设性合作 [48] 问题: 二叠纪天然气出口扩张项目何时正式获批，是否有提前采购长周期设备以缩短18个月的投产时间，42英寸管道外是否有扩张机会？ - 公司未确定具体时间，市场对该项目兴趣浓厚，公司正在积极推进商业谈判，已采取措施应对供应链挑战 [50][51] 问题: 二叠纪产能瓶颈预计何时出现？ - 预计今年晚些时候或2023年初开始出现，市场对出口的需求迫切 [53] 问题: 公司对闲置资产的再利用机会有何看法，是短期还是长期机会？ - 公司正在积极评估一个再利用项目，但目前不是主要商业活动，会持续评估 [55] 问题: 自冬季风暴“Uri”过去一年多，客户对天然气存储费率、新合同期限以及存储容量扩张的需求有何看法？ - 合同续签时，特别是多周期存储费率有显著提高，尤其是在得克萨斯州；公司认为有机会扩大存储设施，特别是在得克萨斯州，客户对此有浓厚兴趣 [57] 问题: 客户要求扩大现有天然气存储设施时，过程和时间线如何？ - 增加提取能力或压缩以增加注入灵活性的项目可能需要2年时间，如果是开采额外洞穴可能稍长，具体取决于项目是棕地还是绿地机会 [59] 问题: 海恩斯维尔地区未来的增长趋势如何，向墨西哥湾沿岸的运输是否会紧张，公司是否会参与？ - 公司预计海恩斯维尔地区全年产量将比2021年增长每天0.5 Bcf；随着产量增长，出口需求将变得更加关键，可能需要进行扩张项目，包括增量绿地扩张，公司正在关注这些机会 [61] 问题: 墨西哥湾LNG出口设施（Gulf LNG）的进展如何？ - 该设施有一个再气化客户支付容量费用，目前未充分使用；公司将与客户合作，探讨是否有机会进行棕地液化项目，但目前暂无消息 [63] 问题: 二叠纪天然气管道扩张的合同期限如何考虑，是否愿意接受少于10年或未完全签约的情况？ - 公司认为合同期限至少为10年，并计划全部售出产能，市场需求旺盛，可能会出现超额认购 [65] 问题: 公司是否有足够的压缩设备来完成两个扩张项目，假设做出最终投资决策？ - 公司处于竞争环境中，只能表示已做好准备 [67] 问题: 在全国许可证12（NWP 12）程序下，是否可以建设新管道，还是需要单独的水体穿越许可？ - 压缩扩张项目的许可要求较低；NWP 12目前存在不确定性，公司正在评估在较小项目中使用该许可的情况，并制定备用计划，以获取单独许可 [69][70]

业绩总结 - 2022年预算调整后的EBITDA为72亿美元，同比增长超过3亿美元[18] - 2022年预算的可分配现金流（DCF）为47亿美元，同比增长8%[24] - 2022年预算的每股分红为1.11美元，较2021年增加约2.8%[24] - 公司在2022年预算中预计的净收入为25亿美元，较2021年增长超过2.5倍[24] - 2022年预算的调整后EBITDA较2021年增长5%[24] - 2022年预算的净收入为24.80亿美元，较2021年实际的17.84亿美元增加39%[137] 财务健康 - 2022年预算的年末净债务与调整后EBITDA比率为4.3倍[24] - 公司在2022年预算中计划的债务与调整后EBITDA比率为4.3倍，显示出强劲的财务灵活性[24] - 2021年净债务为312.14亿美元，净债务与调整后EBITDA的比率为3.9倍[136] - 2021年自由现金流为48.1亿美元，较2020年增加了约53%[142] 投资与回购 - 公司在2022年预算中计划进行20亿美元的股票回购，剩余可用资金超过14亿美元[18] - 公司在可再生燃料项目上投资约5500万美元，预计2023年第一季度投入使用[99] 市场与需求 - 预计2020年至2040年，亚太地区的能源增长率为19%，非洲为24%，中东地区占总增长的55%[32] - 预计到2030年，德克萨斯州和路易斯安那州的天然气需求增长将占95%[60] - 预计2023年天然气生产将恢复到疫情前水平，达到102 bcfd[91] 新技术与产品 - 预计2023年收购Kinetrex Energy将为公司在新兴RNG市场提供多年的先发优势，预计年产量达到3.5 bcf[79] - 预计到2050年，CO2管道基础设施将需要近2250亿美元的资本投入，提供超过4 GTpa的CO2储存能力[115] 负面信息与挑战 - 2021年调整后EBITDA为79.46亿美元，较2020年减少10%[137] - 2021年总特定项目金额为12.20亿美元，主要包括资产减值损失和法律和环境相关费用[137] 其他重要信息 - 低碳投资占资本项目积压的近70%[29] - 预计2023年收购Kinetrex Energy将为公司在新兴RNG市场提供多年的先发优势，预计年产量达到3.5 bcf[79] - 预计到2030年，需要52个大型锂、钴和镍矿以实现净零排放目标[53]

公司资产交易 - 公司与Brookfield出售NGPL 25%权益，双方各持37.5%权益，于2021年3月完成[17] - 公司于2021年7月和11月收购Stagecoach Gas Services LLC及其子公司，花费12.58亿美元[17] - 公司于2021年7月和11月收购Stagecoach Gas Services LLC及其子公司，资产包括4个天然气储存设施和运输管道网络，交易金额为12.58亿美元[17] - 公司于2021年8月收购Kinetrex，花费3.18亿美元[17] - 公司于2021年8月收购Kinetrex，交易金额为3.18亿美元[17] 公司融资与信贷安排 - 2021年公司发行15.5亿美元新高级票据，偿还24亿美元到期高级票据，还签订35亿美元新循环信贷安排，修改现有循环信贷安排将额度降至5亿美元[18] - 2021年公司发行15.5亿美元新优先票据，偿还24亿美元到期优先票据，还签订35亿美元新循环信贷安排，将现有循环信贷安排额度降至5亿美元[18] 天然气管道业务数据 - 天然气管道业务板块有4.5万英里全资天然气管道和权益实体约2.7万英里天然气管道[26] - 天然气管道业务板块拥有约4.5万英里全资天然气管道和约2.7万英里权益天然气管道[26] - TGP管道长11755英里，设计容量12.23 Bcf/d，利用率76%[27] - TGP管道长度为11755英里，设计容量为12.23 Bcf/d，利用率为76%[27] - NGPL管道长9105英里，设计容量7.84 Bcf/d，利用率288%[27] - NGPL管道长度为9105英里，设计容量为7.84 Bcf/d，利用率为288%[27] - KMLP管道长度为140英里，设计容量为3.89 Bcf/d[27] - Stagecoach Gas Services LLC管道长度为185英里，设计容量为3.22 Bcf/d，利用率为41%[27] - SNG管道长度为6925英里，设计容量为4.44 Bcf/d，利用率为66%[27] - EPNG/Mojave管道长10715英里，设计容量6.39 Bcf/d，利用率44%[28] - 天然气管道业务中，EPNG/Mojave管道里程10715英里，设计容量6.39 Bcf/d，容量44 Bcf/d[28] - CIG管道长4295英里，设计容量6.00 Bcf/d，利用率38%[28] - 天然气管道业务中，CIG管道里程4295英里，设计容量6.00 Bcf/d，容量38 Bcf/d[28] - KM Texas和Tejas管道长5925英里，设计容量8.30 Bcf/d，利用率136%[28] - 天然气管道业务中，KM Texas和Tejas管道里程5925英里，设计容量8.30 Bcf/d[28] - 天然气管道业务中，EagleHawk管道里程530英里，设计容量1.20MBbl/d，公司拥有25%所有权[29] 产品管道业务数据 - 产品管道业务中，KM Crude & Condensate管道里程266英里，终端容量2.6MMBbl，供应南德克萨斯州鹰福特页岩油田至休斯顿船舶航道炼油厂[33] - 产品管道业务中，太平洋（SFPP）管道里程2804英里，有13个终端，终端容量15.2 MMBbl[33] - 产品管道业务中，东南终端有25个终端，终端容量8.9 MMBbl[33] 终端业务数据 - 终端业务中，液体终端数量50个，容量79.9MMBbl；琼斯法案合格油轮16艘，容量5.3MMBbl[37] - 终端业务中，液体终端数量50个，容量79.9 MMBbl[37] - 终端业务中，琼斯法案合格油轮数量16艘，容量5.3 MMBbl[37] CO₂业务数据 - CO₂业务中，公司在McElmo Dome unit拥有45%所有权，压缩能力1.5Bcf/d，位于科罗拉多州[40] - 公司在McElmo Dome unit、Doe Canyon Deep unit和Bravo Dome unit的CO₂资源所有权权益分别为45%、87%和11%，压缩能力分别为1.5Bcf/d、0.2Bcf/d和0.3Bcf/d[40] CO₂和原油管道数据 - CO₂和原油管道方面，Cortez管道里程569英里，运输容量1.5Bcf/d，公司拥有53%所有权[43] - 公司拥有的CO₂和原油管道中，Cortez pipeline里程569英里，运输能力1.5Bcf/d；Wink pipeline里程434英里，运输能力145,000Bbls/d等[43] 石油和天然气生产权益数据 - 石油和天然气生产权益方面，公司在SACROC拥有97%工作权益，总开发面积49,156英亩[45] - 公司在SACROC、Yates等油气生产田的工作权益分别为97%、50%等，KMI总开发英亩数分别为49,156、9,576等[45] 天然气和汽油厂权益数据 - 天然气和汽油厂权益方面，公司在Snyder gas plant拥有22%所有权权益，另有28%净利润权益[47] - 公司在Snyder gas plant、Diamond M gas plant等天然气和汽油厂的所有权权益分别为22%、51%等[47] LNG和RNG设施数据 - LNG Indy产能为2.0Bcf，产品为LNG，所有权权益为100%；Indy High BTU产能为0.8Bcf，产品为RNG，所有权权益为50%[49] - 公司拥有的LNG Indy和Indy High BTU设施的存储容量分别为2.0Bcf和0.8Bcf，所有权权益分别为100%和50%[49] 客户收入占比 - 2019 - 2021年每年单一外部客户交易收入均未占公司总合并收入的10%以上[50] - 2019 - 2021年，单一外部客户交易收入未占公司总合并收入的10%以上[50] 业务竞争情况 - 天然气基础设施市场竞争激烈，公司与州际和州内管道竞争新市场连接、运输等服务[30] - 天然气管道业务的市场竞争激烈，公司与州际和州内管道竞争新市场和供应连接及相关服务[30] - 产品管道业务的管道和终端运营与主要石油公司等竞争，混合油业务与炼油厂等竞争[34] - 产品管道业务的管道和终端运营与主要石油公司的专有管道和终端等竞争，混输业务与炼油厂等竞争[34] - 终端业务中，液体终端与其他独立终端等竞争，散货终端与众多独立运营商等竞争[38] - 终端业务中，液体终端与其他独立液体终端等竞争，散货终端与众多独立终端运营商等竞争，琼斯法案合格油轮与其他同类船队竞争[38] 监管法规相关 - FERC对违规行为可处以每天超过130万美元的民事罚款[53] - FERC对违反法规的行为可处以每天超过130万美元的民事罚款[53] - ICA授权FERC可暂停新提议或变更费率的生效长达7个月[54] - Mier - Monterrey Pipeline项目需维持至少相当于项目提议投资10%的最低出资资本[58] - Mier - Monterrey Pipeline的天然气运输许可证2026年到期，项目需有至少相当于投资10%的最低出资资本且不得撤回[57][58] - PHMSA要求公司在2035年前完成某些管道最大允许操作压力（MAOP）的重新确认[61] - PHMSA要求公司制定和维护管道完整性管理计划，某些管道MAOP重新确认需在2035年完成[61] - 公司预计未来为遵守PHMSA法规将增加支出[61] - 公司运营受FERC、CPUC、RCT等多个监管机构的费率监管[51][56][57] - 公司业务受职业安全与健康管理局等联邦和州机构关于员工健康和安全的法规要求约束，目前认为满足OSHA要求[63] - 公司部分活动受州和地方法律法规及监管机构命令约束，涉及营销、生产、定价等多方面[64] - 油轮和海洋设备运营产生海事义务和多种风险，公司受琼斯法案等联邦法律限制，不遵守将面临严重处罚[65][66] - 公司使用能源商品衍生合约进行套期保值，CFTC新规则2022 - 2023年生效，预计不会对业务产生重大不利影响[71] - 公司使用能源商品衍生品合约进行套期保值，CFTC于2020年10月敲定新规则，2022和2023年生效，预计对业务无重大不利影响[71] - 公司业务受多方面环境法规约束，意外泄漏等事件可能导致重大运营中断和高额费用[72] - 公司业务受环保和健康安全相关法律法规约束，意外泄漏等情况会导致运营中断和高额费用，新项目需审批和环境分析[72] - 公司运营受多项环保法规约束，如《清洁空气法》《清洁水法》等，法规变化可能增加成本[78][79] - 2015年10月，EPA将地面臭氧国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，2020年12月决定保留该标准[80] - 2015年10月，EPA将地面臭氧国家环境空气质量标准从75ppb降至70ppb，2020年12月保留该标准[80] - 因气候变化，各级政府可能出台更多限制温室气体排放的法规，公司可能需增加资本和运营支出[82] - 2021年11月，EPA发布拟议新规以监管石油和天然气行业新老来源的温室气体排放，若规则确定，公司预计资本和运营支出将显著增加[82] - 国土安全部对高风险化工设施有监管权，公司设施受覆盖范围和合规成本尚不确定[85] - 2021年国土安全部运输安全管理局发布新安全指令，公司需投入资源确保网络安全合规[86] - 公司产生的危险和非危险废物受相关法规要求约束，法规变化可能导致额外资本支出或运营费用[76] 公司环境准备金 - 截至2021年12月31日，公司已计提2.43亿美元环境准备金[76] - 公司已计提环境准备金2.43亿美元，截至2021年12月31日[76] 公司员工情况 - 截至2021年12月31日，公司雇佣10529名全职人员，其中约910名全职小时工所在集体谈判协议于2022 - 2024年到期[87] - 2021年12月31日公司雇佣10529名全职人员，其中约910名全职小时工所在集体谈判协议2022 - 2024年到期[87] - 公司采用战略方法管理人力资本，重视员工多样性、安全和职业发展[87] - 2021年公司全员工伤总可记录事故率（TRIR）含新冠病例为1.8，不含为0.7，目标是到2024年将全公司员工TRIR从2019年的1.0降至0.7[88] - 公司员工安全目标是将全公司员工总可记录事故率（TRIR）从2019年的1.0降至2024年的0.7，2021年含和不含新冠病例的TRIR分别为1.8和0.7[88] 公司其他资产权益 - 公司运营的Utopia Pipeline System拥有50%的所有权权益[70] - 公司运营的合资企业拥有的乌托邦管道系统，公司持有其50%的权益[70]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度，公司宣布每股股息0.27美元，全年宣布股息1.08美元，较2020年增长3% [19] - 第四季度，公司营收44亿美元，较2020年第四季度增加13亿美元；毛利润增加1.07亿美元；归属于公司的净利润6.37亿美元，较2020年第四季度增长5%；调整后净利润6.09亿美元，较去年增长1%；调整后每股收益0.27美元，与去年持平 [19] - 全年自由现金流（DCF）为10.93亿美元，即每股0.48美元，较去年同期减少0.07美元，主要由于维持性资本支出增加 [21] - 年末净债务为312亿美元，净债务与调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）的比率为3.9倍，低于2020年末的4.6倍；若剔除冬季风暴Uri对EBITDA的非经常性贡献，该比率为4.6倍，与全年预算一致 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 第四季度运输量较2020年第四季度下降3%，约110万德卡热姆/天，主要因落基山脉产量持续下降、EPNG管道停运和FEP合同到期，不过LNG交付量和PHP服务量增加部分抵消了下降 [13] - 向LNG设施的实际交付量平均约500万德卡热姆/天，较2020年第四季度增长33%，LNG交付市场份额维持在50%左右 [13] - 对墨西哥的出口量较2020年第四季度下降，因第三方管道容量增加 [13] - 对发电厂的交付量略有上升，部分因煤炭供应问题；对地方分销公司（LDC）的交付量下降，因采暖度日数减少 [13] - 天然气集输量第四季度增长6%；与第三季度相比增长7%，其中海恩斯维尔地区增长19%，巴肯地区增长9%，鹰福特地区略有增加 [14] 产品管道业务 - 第四季度精炼产品量较2020年第四季度增长9%；与2019年第四季度（疫情前水平）相比，道路燃料、乙烯和柴油下降约2%，喷气燃料下降22%；第三季度道路燃料较疫情前下降3%，本季度略有改善 [15] - 原油和凝析油第四季度较2020年第四季度下降3%；环比下降约1%，鹰福特地区产量减少部分被巴肯地区增加抵消；若剔除受替代出口选择影响的HH管道量，巴肯地区集输量增长7% [15][16] 终端业务 - 液体利用率保持在93%，若排除因检查停用的储罐，利用率约为97% [16] - 服务国内消费需求的货架业务较2020年第四季度和疫情前水平均有增长 [16] - 主要位于休斯顿和纽约的枢纽设施较2020年第四季度有所增长，但仍低于疫情前水平 [16] - 海运油轮业务有改善迹象，16艘船只均有固定合同；散货业务量增长8%，较2019年第四季度增长2%，主要由煤炭带动 [16] CO2业务 - 第四季度原油量下降4%，CO2量下降13%，NGL量下降1% [17] - 全年来看，原油量和价格、CO2量和价格、NGL价格均优于预算；CO2量年初高于2022年计划 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 能源行业是2021年标准普尔500指数中表现最好的板块，公司预计2022年该行业仍将保持良好态势 [5] - 中游管道业务通常比上游业务波动性小、商品风险低，且大部分有稳定增长的现金流，受与托运人签订的合同支撑 [6] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司认为化石燃料尤其是天然气仍有很长的发展期，将参与能源转型，通过收购Kinetrex可再生天然气业务和Stagecoach扩大天然气存储资产组合 [5][9] - 资本分配原则为：先确保资产负债表健康，预算显示净债务与EBITDA比率为4.3倍；再投资于回报率高于资本成本的项目和熟悉的业务；最后将多余现金以增加股息和回购股份的形式返还给股东 [10] - 2022年预算中，可自由支配资本需求在10 - 20亿美元之间，处于较低水平；倾向于基于现有网络的小型项目，以获得有吸引力的回报并降低执行风险 [11] - 公司董事会批准了大量机会性股票回购计划，若有合适机会，公司有资金实力在2022年执行 [6] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在各种情况下都能产生大量现金流，这是估值的基础，使公司能够用经常性现金流满足所有资本需求 [4] - 2021年是财务创纪录的一年，虽除冬季风暴Uri外全年略低于计划，但年底弥补差距，实现EBITDA目标 [8] - 公司未来前景良好，资产将长期满足全球能源需求，且有机会参与新能源转型项目并获得有吸引力的回报 [9] 其他重要信息 - 公司财报和电话会议包含前瞻性陈述和非公认会计准则财务指标，投资决策前建议阅读完整披露信息并查看最新SEC文件 [3] - 公司将于下周三举行投资者日会议，届时将提供更多关于2022年预算、展望和业务机会的详细信息 [7][8] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：二叠纪地区对新天然气管道的需求及新建与油转气转换的可能性 - 公司从托运人处得知，最早2023年末或2024年可能需要新管道；初步假设更可能是新建管道，公司有能力在困难情况下完成建设，但会谨慎考虑许可环境和合同覆盖情况；油转气转换虽有可能，但现有管道与托运人的安排复杂，操作难度较大 [27][28][29] 问题2：天然气管道费率案例对全年指导的影响 - 公司认为已在展望中充分考虑了相关影响，目前有多个费率案例在讨论中，包括联合运营管道的成本和收入研究以及现有费率案例，但结果尚未确定 [32] 问题3：公司合适的财务杠杆水平及影响因素 - 公司认为4.5倍的净债务与EBITDA比率仍然合适，公司评级略高于BBB平，业务和现金流构成良好，有大量长期合同和固定预订费用的资产；目前市场情况下，降低杠杆水平不会显著降低资本成本，但有一定缓冲空间是有价值的 [35][36] 问题4：负责任采购天然气（RSG）供应聚合策略的作用和盈利方式 - 公司认为这是市场越来越感兴趣的产品，已进行多笔相关交易并向FERC申请设立纸质集输点；目前在定价方面影响不大，但长期来看可能是增值服务；公司致力于降低甲烷排放，客户认可其价值，预计该趋势将持续增长 [39][40] 问题5：二叠纪天然气管道利用率是否已触底及未来是否会回升 - 公司GCX和PHP管道接近满负荷运行；EPNG管道因事故和检查暂时停运，未来将恢复服务，市场有需求；不能确定是否触底，但目前处于低谷 [45][46] 问题6：二叠纪地区天然气燃烧情况及应对措施 - 与2019年相比，现在人们对天然气燃烧的接受度降低，监管压力增大；天然气价值提高，人们更愿意将其输送到管道中变现 [48] 问题7：2022年增长资本支出高于预期的原因及可再生天然气（RNG）业务的支出情况 - 13亿美元的增长资本支出中，超过8亿美元已在积压项目中，部分用于2022年及后续时期；市场需求增长可能需要额外的集输和处理（G&P）资本支出以及天然气项目；预算中预留了潜在的RNG机会资金，更多细节将在下周公布 [50] 问题8：生产商对新二叠纪天然气管道10年期合同的兴趣及最快完工时间 - 市场理解支持该规模项目至少需要10年期合同，且认为未来可能还需要更多基础设施；PHP管道从最终投资决策（FID）到投入使用用了27个月，新管道预计需要同样或更长时间，主要因许可不确定性 [52][53] 问题9：伴生天然气对天然气定向盆地的影响 - 生产商在海恩斯维尔地区的开发较为谨慎，公司在该地区有足够的管道容量和相对高效的资本投资机会；美国LNG出口市场需求强劲，对伴生天然气和干气都有拉动作用；生产商的资本纪律也是影响额外产量上线时间的关键因素 [56][57] 问题10：7.5亿美元用于股票回购的触发点及与其他投资机会的权衡 - 公司一直将其视为可用于有吸引力机会的资金，包括股票回购；在评估股票回购和其他机会时，会基于风险调整后的回报进行考虑，包括股息、终端价值假设等因素 [59] 问题11：Stagecoach资产的整合情况及商业协同效应 - 资产已在商业上完全整合，运营上控制室仍有一些过渡工作；实际表现略高于收购模型，2022年指导中已考虑现实情况，未来有望发现更多协同效应 [62] 问题12：巴肯地区天然气外输解决方案的进展 - 该机会仍在早期阶段，暂无新进展，公司将继续推进 [65] 问题13：奥密克戎对精炼产品量的影响 - 第四季度精炼产品量较去年同期增长9%，全年累计增长10%，12月增长15%，年末有积极势头，喷气燃料略有下降但总体积极；终端业务第四季度和12月表现强劲，1月中西部和休斯顿部分设施有增长，东北部设施下降5%，总体较去年同期增长1%，略低于预算主要因暴风雪而非奥密克戎影响 [68][69][70] 问题14：二叠纪天然气管道建设时间内天然气燃烧和产量增长情况 - 新项目投入使用时间有限，生产商将谨慎管理产量以减少燃烧，但经济因素可能导致燃烧情况比预期更严重 [74] 问题15：RSG供应聚合池系统的扩展计划及是否可应用于二叠纪天然气管道 - 将根据TGP项目的进展情况决定下一步扩展方向，市场对该服务有需求，尤其是出口市场；可能考虑将其应用于服务出口机会的其他管道 [76] 问题16：作为中游行业大型企业，如何平衡资本分配，尤其是长期资本支出 - 公司遵循确保资产负债表健康、投资高回报项目、向股东返还现金的原则进行资本分配；倾向于基于现有网络的小型项目；以收购Kinetrex为例，公司在进入可再生能源领域时会谨慎评估，确保有明确的回报预期和良好的发展前景 [81]

业绩总结 - 2021年净收入为17亿美元，较预算减少4亿美元，主要由于第二季度16亿美元的南德克萨斯州G&P减值[66] - 2021年调整后EBITDA为79亿美元，较预算增加11亿美元，主要受冬季风暴Uri的一次性收益影响[66] - 2021年可分配现金流（DCF）为54亿美元，较预算增加10亿美元，部分由于Stagecoach收购的贡献[66] - 2022年净收入预计为25亿美元，较2021年增加7亿美元[12] - 2022年调整后EBITDA预计为72亿美元，较2021年减少7亿美元[12] - 2022年可分配现金流(DCF)预计为47亿美元，较2021年减少7亿美元[12] 用户数据 - 2021年公司拥有约70,000英里天然气管道，运输约40%的美国天然气消费和出口[7] - 2021年公司拥有700亿立方英尺的工作气体储存能力[7] - 2021年天然气合同的平均剩余期限为6年，预计将通过正在进行的增长项目和未合同容量的机会来抵消再合同的压力[82] - 2021年第三季度天然气G&P（生产和处理）量同比增长5%，其中Eagle Ford增长12%[31] - 2021年第三季度天然气G&P年初至今（YTD）量为2662 mmcfd，预算为2864 mmcfd[31] 未来展望 - 预计2022年底将有3个垃圾填埋场RNG设施投入运营，总容量为3.5 bcf[45] - 预计在现有CO2管道30英里内，碳捕集机会可达70%的点源排放[94] - 预计2021年末净债务与调整后EBITDA比率为4.0倍，较预算减少0.6倍[66] - 预计2021年天然气的总积压为16亿美元，其中包括146百万美元的RNG设施项目[63] 新产品和新技术研发 - Kinetrex Energy的收购金额为3.1亿美元，预计将为公司在新兴RNG市场提供多年的先发优势[44] - RNG基础的CNG和LNG在车队中具有优势，温室气体排放比柴油减少高达75%[89] - RNG车辆在重型和中型车队中比电动车更高效，车队对RNG的兴趣增加以满足减排目标[89] 市场扩张和并购 - 收购东北运输和储存资产的交易金额为12.25亿美元，预计2023年EBITDA倍数低于6倍[28] - 2021年项目积压为16亿美元，预计2021年约20%的积压资本将投入使用[58] 负面信息 - 2021年净收入为17亿美元，较预算减少4亿美元，主要由于第二季度16亿美元的南德克萨斯州G&P减值[66] - 2020年自由现金流（Free Cash Flow）为19.13亿美元，2019年为21.39亿美元[132] 其他新策略和有价值的信息 - 公司的现金流安全性超过90%来自“取或付”及其他基于费用的合同[56] - 公司的股息收益率约为6%，并且自2016年以来股息和资本支出均由经营现金流资助[53] - 2021年分红每股为1.08美元[66] - 2021年，CO2部门自由现金流为$919百万，资本支出为$276百万[104]

财务表现 - 2021年第三季度总收入为38.24亿美元，同比增长31%[13] - 2021年第三季度净收入为5.11亿美元，同比增长8%[13] - 2021年第三季度每股收益为0.22美元，同比增长10%[13] - 2021年第三季度经营收入为8.44亿美元，同比增长3%[13] - 2021年前九个月总收入为121.85亿美元，同比增长42%[13] - 2021年前九个月净收入为11.96亿美元，去年同期为亏损4.43亿美元[13] - 2021年前九个月每股收益为0.50美元，去年同期为亏损0.22美元[13] - 2021年9月30日止九个月，公司净收入为11.96亿美元，相比2020年同期亏损4.43亿美元有显著改善[1] - 2021年9月30日止九个月，经营活动提供的净现金为44.4亿美元，相比2020年同期的32.82亿美元有所增加[1] - 2021年9月30日止九个月，投资活动使用的净现金为19.11亿美元，相比2020年同期的7.76亿美元有所增加[1] - 2021年9月30日止九个月，融资活动使用的净现金为34.59亿美元，相比2020年同期的20.13亿美元有所增加[1] - 2021年9月30日止九个月，现金、现金等价物和受限制存款的净减少额为9.3亿美元，相比2020年同期的增加4.9亿美元有所减少[1] - 2021年9月30日，现金、现金等价物和受限制存款的期末余额为2.79亿美元，相比2020年同期的6.99亿美元有所减少[1] - 2021年9月30日，公司股东权益总额为309.92亿美元，相比2020年同期的319.45亿美元有所减少[24] - 2021年9月30日，公司累计其他综合损失为6.42亿美元，相比2020年同期的2.55亿美元有所增加[24] - 2021年9月30日，公司累计亏损为106.17亿美元，相比2020年同期的99.45亿美元有所增加[24] - 2021年9月30日，公司额外实收资本为417.88亿美元，相比2020年同期的417.36亿美元基本持平[24] - 2021年9月30日的净收入（损失）为495百万美元，相比2020年同期的455百万美元有所增加[39] - 2021年9月30日的基本每股收益为0.22美元，相比2020年同期的0.20美元有所增加[39] - 2021年9月30日的稀释每股收益为0.22美元，相比2020年同期的0.20美元有所增加[40] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 截至2021年9月30日，公司累计其他综合损失为6.42亿美元，较2020年12月31日的4.07亿美元有所增加[73] - 2021年第三季度净收入为11.47亿美元，较2020年同期的4.88亿美元大幅增长[39] - 2021年第三季度每股收益为0.50美元，较2020年同期的-0.22美元显著改善[39] - 2021年前三季度净收入为11.96亿美元，而2020年同期为亏损4.43亿美元[19] - 2021年前三季度经营活动提供的净现金为44.4亿美元，较2020年同期的32.82亿美元有所增加[19] - 2021年前三季度投资活动使用的净现金为19.11亿美元，较2020年同期的7.76亿美元有所增加[19] - 2021年前三季度融资活动使用的净现金为34.59亿美元，较2020年同期的20.13亿美元有所增加[19] - 截至2021年9月30日，现金及现金等价物和受限制存款为2.79亿美元，较2020年同期的6.99亿美元有所减少[21] - 2021年前三季度现金支付的利息（扣除资本化利息后）为13.13亿美元，较2020年同期的14.4亿美元有所减少[21] - 2021年前三季度现金支付的所得税净额为800万美元，较2020年同期的2.02亿美元有所减少[21] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所增加[70] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，将于2021年11月15日支付给截至2021年11月1日登记在册的股东[71] - 2021年第三季度每股现金股息为0.27美元，较2020年同期的0.2625美元有所

财务数据和关键指标变化 - 2021年第三季度，公司宣布每股股息0.27美元，年化1.08美元，较去年第三季度增长3% [22] - 本季度营收38亿美元，较2020年第三季度增加9.05亿美元；销售成本增加9.04亿美元，均因大宗商品价格上涨 [22] - 本季度净利润4.95亿美元，较2020年第三季度增长9%；调整后每股收益0.22美元，较去年增加0.01美元 [22] - 总可分配现金流（DCF）为11.3亿美元或每股0.44美元，较去年减少0.04美元；全年DCF指引为54亿美元，EBITDA为79亿美元 [25] - 季度末净债务与调整后EBITDA比率为4.0倍，预计年末维持该水平，长期杠杆目标约4.5倍不变 [25] - 季度末净债务为316亿美元，较年初减少4.24亿美元，较二季度末增加14.23亿美元 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 运输量约110万 dekatherms/天，较2020年第三季度增长约3%，主要因LNG交付和PHP服务增加，但部分被西管道因落基山脉产量下降、管道故障和合同到期导致的下降所抵消 [16] - 向LNG设施的实际交付量平均为510万 dekatherms/天，较2020年第三季度增加330万 dekatherms/天，市场份额约50% [16] - 对墨西哥出口较2020年第二季度下降，因本季度新增第三方管道容量；对发电厂交付量因天然气价格上涨而下降 [17] - 天然气收集量较2020年第三季度下降约4%，但较本季度第二季度增长5%，鹰福特和海恩斯维尔地区分别增长12%和8% [18] 产品管道业务 - 精炼产品量较2020年第三季度增长12%；与2019年第三季度（疫情前）相比，道路燃料下降约3%，喷气燃料下降约21% [18] - 原油和凝析油较2020年第三季度下降约7%，较上一季度下降约4% [18] 终端业务 - 液体利用率保持在94%，排除检修油罐后约97%；伊拉克业务较2020年第三季度有所增长，但较疫情前水平下降约5% [19] - 休斯顿和纽约的枢纽设施恢复程度低于货架终端；海运油轮业务仍疲软，但近期客户兴趣增加 [19] - 散货业务量增长19%，主要由煤炭、钢铁和Petco推动；整体散货量较2019年仍下降约3% [19] CO2业务 - 原油量下降约6%，CO2量下降约5%，NGL量增长7% [20] - 因前期套期保值，未从原油价格上涨中受益，但预计未来未套期保值部分和新增套期保值将受益；本季度NGL价格受益 [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场供应未完全跟上需求，特别是出口需求增长，价格上涨；生产商有所反应，但速度慢于2015 - 2016年经济衰退后的复苏 [36][39] - 电力需求因天然气价格上涨略有下降，但因可再生能源间歇性需要天然气发电补充，下降幅度不如预期，且电力客户仍希望签订长期服务合同 [41][42] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司财务原则为保持强大资产负债表、资本和成本纪律、向股东返还价值；2021年财务表现创纪录，项目执行良好，完成两项重要收购，推进ESG和能源市场发展 [8][11] - 69%的积压项目支持低碳基础设施，包括天然气、可再生柴油和可再生天然气项目，预计加权平均EBITDA倍数为3.6倍 [13] - 公司参与并寻求碳捕获机会，但需时间发展，涉及获取地下注入许可证、使用特殊管道等问题 [30] - 公司认为化石燃料特别是天然气仍有长期市场，将利用现金流在核心业务和能源转型领域寻找投资机会，必要时吸引新合作伙伴 [5][6] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 能源转型将漫长且困难，世界在转型过程中仍需化石燃料维持能源供应；公司作为KMI股东可获得稳定股息回报和未来发展的选择权 [6][7] - 公司认为行业赢家需具备强大资产负债表、低成本运营、安全环保和在困难环境中执行项目的能力，将不断适应挑战和机遇 [15] - 天然气市场供应将恢复，但速度较慢；电力需求虽因价格上涨略有下降，但长期仍有需求 [39][41] 其他重要信息 - 公司实施组织变革，实现约1亿美元/年的全年效率提升，并在项目管理等职能中体现效果 [9] - 公司即将发布ESG报告，涵盖范围1和范围2排放；Sustainalytics将公司在ESG风险管理方面排名行业第一，另外两家评级机构将公司列入前十 [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司是否会像同行一样积极追求碳捕获？ - 公司参与并寻求碳捕获机会，但需时间发展；45Q税收抵免使部分与乙醇和天然气处理设施相关的投资具有经济可行性；获取地下注入许可证是漫长过程，在德州有望缩短；运输CO2需特殊管道，公司有优势 [30][31] 问题2: 高天然气价格下，公司管道和存储资产是否有长期合同增长机会？ - 公司在德州签署了一些增量业务，灵活存储业务费率提高；市场供应紧张，人们重视稳定供应能力，公司正在开展更多增量业务，并与监管机构讨论增加德州交付能力的项目 [34][35] 问题3: 如何使天然气价格正常化，是否会出现需求破坏？ - 生产商有所反应，但速度慢于上次衰退；约一半二叠纪钻机由私人企业拥有，供应将恢复；电力需求因价格上涨略有下降，但因可再生能源间歇性需要天然气发电补充，下降幅度不如预期，且电力客户仍希望签订长期服务合同 [39][41] 问题4: 未来资本支出和并购支出的合适水平是多少？ - 公司认为10 - 20亿美元是合理估计，今年扩张资本支出约8亿美元；大型项目审批和建设困难，公司将基于现有网络进行投资，确保获得满意回报 [44][45] 问题5: 碳捕获项目应采用枢纽概念还是独立项目？ - 公司正在探索独立项目，也对更大机会持开放态度；独立项目可能更快推进，枢纽概念需要多方合作 [49][50] 问题6: 公司在碳捕获方面的发展方向是有机增长还是参与现有项目？ - 公司关注现有网络，但也与网络外企业讨论碳捕获和封存潜力，目前处于早期阶段，若回报良好将进行探索 [52] 问题7: 公司提到潜在私人投资者合作，是否意味着寻求其他资本来源？ - 公司认为能源转型业务达到临界规模时，有机会与公共或私人投资者合作，且条件对公司有利 [55] 问题8: EOR业务是否锁定更高价格套期保值，资本分配是否有变化？ - 公司继续进行有利的套期保值，随着价格上涨，现有资产有有机增长，预计这种情况将持续 [57] 问题9: 天然气存储的合同容量现状如何？ - 公司考虑多个方面，包括德州的存储扩张机会；灵活存储价值增长，如德州州内业务和Stagecoach资产；短期存储业务受市场影响机会有限，但总体存储价值上升 [60][61] 问题10: 散货业务接近2019年水平，通胀和供应中断对其有何影响？ - 煤炭和钢铁业务增长显著，分别增长40%和38%，与国际市场趋势一致；公司在COO的出口业务已恢复到2019年水平 [63] 问题11: Kinetrex收购后，RNG业务机会如何，自愿市场有何进展？ - Kinetrex的三个项目按计划进行；RNG业务有数百个垃圾填埋场机会，回报有吸引力，资本投入约2500 - 4000万美元/项目，但目前难以确定参与时间和规模；自愿市场有实际需求，公司已出售大部分RINS库存，价格优于收购模型 [67][68][69] 问题12: LNG出口增加对运输量和G&P业务有何影响，是否能保持50%市场份额？ - 公司有增量项目服务LNG设施，与Cheniere有业务增长承诺，也在积极讨论其他项目，预计能获得相应份额 [71] 问题13: LNG运营商是否需要负责任源天然气作为原料，市场是否有溢价？ - 目前交易中暂无溢价，但LNG客户对货物碳含量和甲烷排放感兴趣，特别是在欧洲市场，公司正与客户密切合作 [73] 问题14: 船闸6400万美元减排项目的回报和可复制性如何？ - 项目通过更换蒸汽燃烧单元为蒸汽回收单元，有经济回报，包括销售回收产品和节省天然气成本；项目将使设施排放减少72% [75] 问题15: 董事会在项目讨论中是否对CO2定价？ - 公司在项目讨论中未对CO2定价，这是一个非定量考虑因素，项目需在定量基础上通过审批 [77] 问题16: 二叠纪和海恩斯维尔盆地何时需要长途运输能力，成本通胀对潜在回报和关税水平有何影响？ - 二叠纪盆地需求可能提前至2024年，但需求和合同签订时间可能不同；海恩斯维尔盆地有一个项目将于2023年投入市场，预计2025 - 2028年还需扩张；钢铁成本同比上涨约90%，但市场有产能，公司通过钢价跟踪器和项目评估时考虑价格因素来应对，认为不是建设长途管道的障碍 [80][81][82] 问题17: 终端业务中Jones Act合同续签情况如何，2022年是否有额外闲置？ - 公司预计无额外闲置；今年行业受影响，公司25%的45艘船只曾闲置，目前已重新签约或短期现货运营；2022年船队暴露天数约22% [86] 问题18: 未来几年运输网络是否有氢气混合需求？ - 公司与客户有相关讨论，但目前仍面临经济挑战，需有经济覆盖机制，如向零售客户转嫁成本；目前处于早期阶段，尚无具体商业活动 [88] 问题19: 巴肯地区产量增长缓慢的原因及趋势变化因素是什么？ - 生产商计划增加油井，但连接速度较慢，预计该资产在天然气和原油方面仍有强劲增长机会 [91] 问题20: 天然气市场波动对Ruby管道有何影响，如何看待该资产未来发展？ - 市场波动对Ruby管道影响不大，公司将在债务到期时为股东做出经济决策 [93][94]