财务数据和关键指标变化 - 2020年公司评估所有扩张资本项目，削减约6.8亿美元资本支出，降幅近30%，仍有超17亿美元扩张资本用于优质回报项目投资 [10] - 2020年公司实现约1.88亿美元费用和维持性资本成本节约，其中约1.18亿美元为永久性节约 [11] - 预计2020年调整后自由现金流（DCF）减去可自由支配资本支出较计划增加约1.35亿美元，较2019年实际增加约6亿美元 [11] - 第三季度营收较2019年第三季度下降2.95亿美元，天然气价格下降致销售成本减少1.07亿美元，部分抵消营收下降 [26] - 第三季度归属于公司的净利润为4.55亿美元，较2019年第三季度下降10%；调整后收益为4.85亿美元，下降5%；调整后每股收益为1.21美元，较上一时期下降0.01美元 [27] - 第三季度各业务板块DCF表现：天然气业务下降800万美元，产品业务下降6700万美元，终端业务下降4900万美元，二氧化碳业务增长500万美元 [27][28] - 第三季度调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为1.25亿美元，较2019年第三季度下降7% [29] - 第三季度利息费用较去年有利6100万美元，现金税增加3700万美元，其他项目有利3400万美元 [29] - 第三季度总DCF为10.85亿美元，较去年第三季度下降5%，每股DCF为0.48美元，较去年下降0.02美元 [30] - 第三季度末资产负债率为4.6倍，预计年末维持该水平，较上季度的4.5倍和2019年末的4.3倍略有上升 [30] - 第三季度公司成功进行资本市场运作，发行7.5亿美元10年期高级票据和5亿美元30年期高级票据，息票率分别为2%和3.25% [30] - 第三季度末净债务为326亿美元，较年末减少4.33亿美元，较上季度增加1.89亿美元 [31] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 运输量较2019年第三季度下降约2%，即约57.5万 dekatherms/日，主要因液化天然气（LNG）需求降低、加拿大供应竞争和落基山脉产量下降，部分被GCX管道全年增量抵消 [19] - 输送至LNG设施的实际量较2019年第三季度下降约70万 dekatherms/日，较本季度第二季度也下降，但目前已接近疫情前水平；对墨西哥出口强劲，较2019年第三季度增加500 dekatherms/日，较本季度第二季度增加超650 dekatherms/日 [20] - 输送至发电厂的量增长5%，因煤炭替代和天气转暖；集气量较2019年第二季度下降约13%，较本季度第二季度下降约4% [20] - KinderHawk系统因钻井减少和现有井产量下降而下降，但预计2021年海恩斯维尔地区将有新钻井；高地系统和巴肯地区的量较本季度第二季度增长约30% [21] - 本季度完成Elba设施建设并投入使用，PHP管道机械完工率达97%，预计2021年初全面投入使用 [21] 产品管道业务 - 精炼产品量较2019年第三季度下降约16%，略逊于美国能源信息署（EIA）数据，主要因喷气燃料占比高于EIA；10月预计量较去年下降约13%，其中道路燃料下降约5%，喷气燃料下降近50% [22] - 原油和凝析油较2019年下降约17%，较第二季度改善约11% [23] 终端业务 - 精炼产品吞吐量下降约22%，但固定照付不议合同减轻了影响；货架设施量下降约11%，液体利用率保持在约96%，排除检修储罐后为98% [23] - 散装业务受煤炭和石油焦量疲软影响；二氧化碳业务中，石油产量下降约12%，二氧化碳销量下降约33%，但较低运营成本和油价回升使自由现金流预计好于预算和2019年 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场方面，预计2021年供应因伴生气田减少而下降，需求因LNG取消减少和新设施投产而上升，价格可能上涨且存在波动，上半年市场可能趋紧，需生产商在下半年及以后做出响应 [76][78] - 产品市场方面，精炼产品业务逐月改善，但喷气燃料可能滞后，其对公司EBITDA贡献相对较小 [36] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司财务战略是利用大量现金满足扩张资本支出需求、支付股息、保持资产负债表强劲，并适时回购股份，对新项目审批保持谨慎 [6] - 公司在2020年推进二叠纪高速公路管道项目，提高运营效率，即将发布ESG报告，在可持续发展方面取得进展 [13][16] - 公司认为天然气在满足全球能源需求和气候目标方面至关重要，将继续寻找从长期能源转型中受益的机会，如利用基础设施支持间歇性可再生能源、推广低甲烷排放天然气等 [17] - 公司将继续评估可再生领域机会，但会保持谨慎，确保不影响股东回报 [18] - 行业内上游并购活跃，公司认为这对行业有益，间接有利于中游业务；中游可能出现资产出售活动，公司会关注相对估值，谨慎参与并购 [45][46] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司虽无法准确预测未来经济和生活何时恢复正常，但有信心持续产生强劲现金流，维持资产负债表并通过增加股息和回购股份向股东返还现金 [7] - 公司股价未反映积极业绩和前景，可能是投资者未考虑中游行业独特特征；尽管可再生能源发展势头强劲，但公司处理的产品尤其是天然气仍有长期需求 [7][8] - 公司认为自身广泛的管道基础设施可在减少全球排放的变革中发挥重要作用，如运输绿色氢气、可再生柴油和二氧化碳等 [9] 其他重要信息 - 公司宣布每股股息1.25美元，年化1.05美元，与上季度持平 [26] - 公司全年指导不变，预计EBITDA低于计划略超8%，DCF低于计划略超10%，其中包含超1.87亿美元成本节约 [24] - 预计第四季度精炼产品量较去年下降约10%，原油和凝析油量较第三季度增长约5%，天然气集气量与第三季度基本持平 [25] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司业务复苏节奏及何时恢复到疫情前水平 - 精炼产品业务逐月改善，但喷气燃料可能滞后，其对公司EBITDA贡献相对较小；天然气业务逐步复苏，巴肯地区表现良好，鹰福特和海恩斯维尔地区可能滞后，但海恩斯维尔预计2021年好转 [36][37] 问题2: 加州能源转型对公司的影响及应对措施 - 积极方面，炼油厂转向生产可再生柴油时，公司管道和储罐可处理相关产品，有望开发新设施参与其中；消极方面，加州淘汰内燃机计划影响有限，因部分业务服务其他地区，且车辆更新换代需要时间 [40][42] 问题3: 若并购满足杠杆和DCF增值标准，公司优先考虑的业务领域 - 并购需满足资产负债表等标准，公司会关注相对估值，谨慎参与；目前中游尚未出现明显机会，但后期可能有资产出售活动 [45][46] 问题4: 公司在股东回报方面对回购和分红的权衡 - 公司会综合考虑多种因素，董事会将在审议2021年预算后决定股息政策；虽当前股息不受青睐，但仍是向股东返还现金的重要方式，公司强调保持灵活性 [48][49] 问题5: 能源转型背景下公司的资本结构哲学 - 公司认为评级机构对其BBB评级合理，资产质量、现金流多样性和合同期限等因素使其无需在4.5倍杠杆率上做出改变 [53] 问题6: 落基山脉管道网络的近期情况及重新签约潜力 - 落基山脉地区开发活动减少，市场存在过剩产能，但对公司整体影响不大，公司已在长期规划中考虑相关因素 [55][56] 问题7: 二叠纪地区新管道投产对公司现有天然气运输业务的影响 - 大部分现有业务基于保留费或照付不议合同，新管道投产会减少短期高费率业务，但对基础业务影响较小 [58] 问题8: 2035年天然气需求变化时，公司与公用事业和天然气管道的合同结构会如何改变 - 公司认为现有费率结构可适应需求变化，可通过长期合同或协商费率提供服务，也在考虑新服务结构以应对可变需求 [60][61] 问题9: 公司是否会增加股息并结合回购股份进行资本返还 - 公司将在完成预算流程后与董事会讨论2021年股息政策，强调保持灵活性，回购股份并非新举措 [66] 问题10: 公司在资本支出和运营成本方面的规划是否有变化 - 2021年资本支出可能低至10亿美元，运营成本等相关工作正在进行中，公司将在完成预算后提供指导 [68] 问题11: 经济低迷是否改变公司对部分资产的看法及是否有处置计划 - 公司此前进行过加拿大资产剥离，之后主要进行小规模调整；若资产价值合理且对股东有利，公司会考虑处置 [73][74] 问题12: 2021年天然气价格走势及供需情况 - 供应因伴生气田减少而下降，需求因LNG取消减少和新设施投产而上升，价格可能上涨且存在波动，上半年市场可能趋紧，需生产商在下半年及以后做出响应 [76][78] 问题13: 公司对可再生项目的回报要求及与传统中游项目的比较 - 可再生项目回报低于传统中游项目，但公司可通过营销低甲烷排放天然气等方式参与其中，同时关注可再生柴油等业务的回报机会 [83][84] 问题14: 公司对程序化回购计划的看法 - 公司认为应采取机会主义方式进行回购，这也是目前的操作方式 [86] 问题15: 如何看待2021年调整后EBITDA及相关影响因素 - 公司需完成预算流程后才能提供相关信息 [89] 问题16: 上游并购浪潮是否会促使中游行业整合 - 上游并购对中游行业整合影响不大，中游行业整合有其自身逻辑，但目前仍存在不确定性 [91][92] 问题17: 公司对陷入财务困境的E&P公司的风险敞口及应对措施 - 公司提供关键服务，一定程度上可抵御合同拒绝风险；目前收入中受B级及以下客户影响不足1%，75%来自投资级客户；2020年因生产商破产遭受约4000万美元信用损失 [95] 问题18: 上游并购对大型综合中游公司是否有利 - 上游并购对行业整体有益，对公司也有间接好处，有助于形成健康的生产商组合 [99] 问题19: 公司现有天然气管道运输更多氢气需要什么条件 - 运输更多氢气可能导致管道脆化和压缩机问题，现有压缩机可能需升级才能处理更高比例氢气，同时还需考虑下游用户的接受程度 [101][102] 问题20: 公司是否参与可再生天然气业务及发展机会 - 可再生天然气市场规模较小，供应有限且成本高，但公司正在关注并已开始少量运输；公司还参与了负责任天然气业务，其供应约占美国供应的11%，公司甲烷排放远低于目标 [105][107] 问题21: 二叠纪高速公路管道提前投入使用时合同是否立即生效 - 合同将在完成调试工作后生效，预计2021年初投入使用并使合同生效 [110]

业绩总结 - 2020年调整后EBITDA预计为76亿美元，较预算下降超过8%[11] - 2020年可分配现金流(DCF)预计为51亿美元，较预算下降超过10%[11] - 2020年自由资本支出预计为24亿美元，减少约6.6亿美元[11] - 预计年末净债务与调整后EBITDA比率为4.7倍[11] - 2020年预算的KMI总部门EBDA为78亿美元，预计再合同风险将通过正在进行的增长项目和未合同容量的机会得到抵消[48] - 2019年调整后EBITDA为7618百万美元[74] - 2019年可分配现金流(DCF)为4993百万美元[72] - KMI的净债务为33031百万美元[73] 用户数据 - 2020年下半年天然气G&P（收集与处理）量为3.030 bcfd，精炼产品（汽油、柴油和喷气燃料）量为1,619 mbbld，原油和凝析油管道量为597 mbbld[33] - 2020年预算净收入中，233个客户的信用评级占总净收入的约86%[27] - 预计B-及以下评级客户的风险敞口不到1%，包括破产客户，经过抵押和再营销努力后[27] 市场展望 - 预计2020年至2030年美国天然气需求将增长21.2 Bcfd，主要由德克萨斯州和路易斯安那州推动[12] - 公司在天然气运输领域的合同容量为~3.9 bcfd，未来将增加至~2-4+ bcfd[46] - 预计2021年和2022年的天然气管道合同到期的年净再合同风险分别为2.4%和1.6%[47] 新产品与技术研发 - 公司计划从2021年开始报告公司范围内的范围1和范围2温室气体排放[29] - 公司在德克萨斯州的管道网络投资超过$2.5亿，以支持显著增量的运输量，增加能力约1.4 bcfd[42] 负面信息 - 2020年调整后的EBITDA和现金流折现（DCF）对天然气和精炼产品的潜在影响约为$14百万和$22百万[33] - 2019年自然气管道的某些项目影响为负5100万美元[76] 其他策略与有价值信息 - 公司在2020年有29亿美元的商业保障资本项目在建，其中71%为天然气项目[18] - 74%的现金流为“取或付”或对冲收益，确保稳定的现金流[25] - KMI的现金成本结构低，能够在多种商品价格周期中保持健康的利润率[56] - 2020年EBDA中，天然气管道占62%，精炼产品占15%[59] - 预计2020年下半年净原油、丙烷和重NGL的生产量约91%受到合同价格底线的保护[59]

资产出售与资金用途 - 2019年12月16日公司出售科钦管道美国部分和KML全部股权获约2500万股Pembina普通股，2020年1月9日出售这些股份获约9.07亿美元（税后7.64亿美元）用于偿还到期债务[138] 资产减值情况 - 2020年前六个月公司二氧化碳业务板块长期资产减值3.5亿美元，天然气管道非监管和二氧化碳报告单元商誉分别减值10亿美元和6亿美元[140] 疫情相关成本 - 2020年上半年公司与新冠疫情缓解相关的增量员工安全成本不到1000万美元[140] 预算与指标预计变化 - 公司2020年原预算预计DCF约51亿美元（每股2.24美元）、调整后EBITDA约76亿美元，现预计DCF低于计划超10%、调整后EBITDA低于计划超8%，预计年末净债务与调整后EBITDA比率约4.7倍[141] - 公司预计2020年预算的24亿美元扩张项目和对合资企业的出资将减少约6.6亿美元，DCF减去扩张资本支出比预算改善超1亿美元[142] 股息情况 - 2020年第二季度公司董事会宣布每股股息0.2625美元（年化每股1.05美元），较2019年第二季度增长5%，而非原预算的增长25% [142] - 2020年上半年，每股宣告股息为0.525美元，上年同期为0.50美元[171] - 公司预计2020年普通股股息为每股1.05美元，已宣布的季度股息分别为每股0.25美元、0.2625美元和0.2625美元[229] - 公司普通股股息不累计，预计在2月、5月、8月和11月15日左右支付[230] 业务量及影响 - 天然气收集和处理量3030 Bbtu/d，波动范围为±5%，对应影响为1400万美元[144] - 产品管道精炼产品量1619 MBbl/d，波动范围为±5%，第三季度较预算减少11%-12%，第四季度减少5%，对应影响为2200万美元[144] - 原油及凝析油管道量597 MBbl/d，波动范围为±5%，对应影响为700万美元[144] 债务利率情况 - 截至2020年6月30日公司约80亿美元长期债务有固定对浮动利率互换协议，2020年3月对其中25亿美元互换协议的LIBOR部分进行固定，约17%的债务本金受可变利率影响[146] - 截至2020年6月30日和2019年12月31日，公司债务余额本金中约17%和27%分别受可变利率影响[207] 净债务与调整后EBITDA比率 - 截至2020年6月30日，公司净债务与调整后息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）比率为4.5[159] 各业务板块EBDA变化 - 2020年第二季度，天然气管道业务板块EBDA为 - 300万美元，较2019年的10.88亿美元减少10.91亿美元，降幅100%[162] - 2020年上半年，天然气管道业务板块EBDA为11.93亿美元，较2019年的22.91亿美元减少10.98亿美元，降幅48%[163] - 2020年第二季度，公司总业务板块EBDA为5.99亿美元，较2019年的18.81亿美元减少12.82亿美元，降幅68%[162] - 2020年上半年，公司总业务板块EBDA为15.66亿美元，较2019年的38.55亿美元减少22.89亿美元，降幅59%[163] - 2020年上半年，天然气管道业务调整后EBDA为21.95亿美元，上年同期为22.72亿美元[171] - 2020年上半年，产品管道业务调整后EBDA为5亿美元，上年同期为6亿美元[171] - 2020年上半年，终端业务调整后EBDA为4.86亿美元，上年同期为5.89亿美元[171] - 2020年上半年，CO₂业务调整后EBDA为3.31亿美元，上年同期为3.73亿美元[171] - 2020年上半年，调整后总业务EBDA为35.12亿美元，上年同期为38.34亿美元[171] - 天然气管道业务2020年6月30日止三个月和六个月调整后Segment EBDA分别下降0.55亿美元（5%）和0.77亿美元（3%）[180] - 2020年第二季度，中游业务调整后EBDA减少7200万美元（24%），收入减少4.11亿美元（37%）[181] - 2020年上半年，中游业务调整后EBDA减少1.15亿美元（17%），收入减少8.25亿美元（34%）[182] - 2020年第二季度，产品管道业务调整后收入减少9700万美元（22%），调整后EBDA减少8000万美元（26%）[184] - 2020年上半年，产品管道业务调整后收入减少2600万美元（3%），调整后EBDA减少1亿美元（17%）[184] - 2020年第二季度，原油和凝析油业务调整后EBDA减少3200万美元（28%），收入减少5300万美元（30%）[186] - 2020年上半年，原油和凝析油业务调整后EBDA减少4900万美元（21%），收入减少100万美元（无百分比变化）[187] - 2020年第二季度，西海岸精炼产品业务调整后EBDA减少3000万美元（24%），收入减少3300万美元（18%）[186] - 2020年上半年，西海岸精炼产品业务调整后EBDA减少2000万美元（8%），收入减少2600万美元（7%）[187] - 2020年第二季度，终端业务调整后收入减少8800万美元（17%），调整后EBDA减少6100万美元（21%）[189] - 2020年上半年，终端业务调整后收入减少1.55亿美元（15%），调整后EBDA减少1.03亿美元（17%）[189] - 2020年Q2，终端业务调整后EBDA减少6100万美元，降幅21%，调整后收入减少8800万美元，降幅17%[190] - 2020年H1，终端业务调整后EBDA减少1.03亿美元，降幅17%，调整后收入减少1.55亿美元，降幅15%[191] - 2020年Q2，CO₂业务调整后收入减少5600万美元，降幅19%，调整后EBDA减少2800万美元，降幅15%[193] - 2020年H1，CO₂业务调整后收入减少6300万美元，降幅11%，调整后EBDA减少4200万美元，降幅11%[193] - 2020年Q2，源与运输活动EBDA减少2400万美元，降幅33%，调整后收入减少2900万美元，降幅30%[196] - 2020年H1，源与运输活动EBDA减少3800万美元，降幅25%，调整后收入减少4500万美元，降幅23%[197] 公司净亏损与调整后收益变化 - 2020年第二季度，公司净亏损6.24亿美元，较2019年的净利润5.28亿美元减少11.52亿美元，降幅218%[162] - 2020年上半年，公司净亏损9.15亿美元，较2019年的净利润10.95亿美元减少20.10亿美元，降幅184%[163] - 2020年第二季度和上半年，公司税前亏损分别较上年同期减少11.96亿美元和21.66亿美元，主要因天然气管道非监管报告单元10亿美元商誉非现金减值及19.5亿美元相关非现金减值[164] - 2020年第二季度，调整后总业务板块EBDA为16.28亿美元，较2019年调整后的18.52亿美元减少2.24亿美元[165] - 2020年第二季度，调整后公司净收益为3.94亿美元，较2019年调整后的5.04亿美元减少1.10亿美元[165] - 2020年上半年，公司调整后归属于金德摩根公司的净（亏损）收入较上年同期减少1.42亿美元[168] - 2020年第二季度和上半年，调整后收益较上年同期分别减少1.12亿美元和1.42亿美元[168] - 2020年6月30日止三个月和六个月，GAAP净亏损分别为6.24亿美元和9.15亿美元，2019年同期净利润分别为5.28亿美元和10.95亿美元[173] 各项费用变化 - 2020年6月30日止三个月和六个月，调整后EBITDA分别为15.68亿美元和34.16亿美元，2019年同期分别为18.17亿美元和37.64亿美元[173] - 2020年6月30日止三个月和六个月，DD&A及权益投资超额成本摊销分别为5.67亿美元和11.64亿美元，2019年同期分别为5.98亿美元和12.12亿美元[173] - 2020年6月30日止三个月和六个月，所得税费用分别为1.14亿美元和2.7亿美元，2019年同期分别为1.43亿美元和3.13亿美元[173] - 2020年6月30日止三个月和六个月，公司对合资企业的DD&A和所得税费用份额分别为1.1亿美元和2.29亿美元，2019年同期分别为1.19亿美元和2.45亿美元[173] - 2020年6月30日止三个月和六个月，净利息分别为3.96亿美元和8.31亿美元，2019年同期分别为4.55亿美元和9.13亿美元[173] - 2020年Q2，一般及行政费用（GAAP）为1.55亿美元，较2019年减少700万美元，降幅5%[202] - 2020年Q2，净利息（GAAP）为3.95亿美元，较2019年减少5700万美元，增幅13%[202] - 2020年Q2，归属于非控股股东的净收入（GAAP）为1300万美元，较2019年减少300万美元，降幅30%[202] - 2020年一般及行政费用（GAAP）为-3.08亿美元，较2019年的-3.02亿美元减少600万美元，降幅2%；特定项目为2500万美元，较2019年的600万美元增加1900万美元，增幅317%[203] - 2020年净利息（GAAP）为-8.31亿美元，较2019年的-9.12亿美元增加8100万美元，增幅9%；特定项目为0，较2019年的-100万美元增加100万美元，增幅100%[203] - 2020年归属于非控股股东权益的净收入（GAAP）为-2800万美元，较2019年的-2100万美元减少700万美元，降幅33%；特定项目为0，较2019年的-100万美元增加100万美元，增幅100%[203] - 截至2020年6月30日的三个月和六个月，经特定项目调整后的一般及行政费用和公司费用分别增加500万美元和减少1300万美元[204] - 截至2020年6月30日的三个月和六个月，经特定项目调整后的合并净利息费用分别减少5900万美元和8200万美元[206] - 2020年截至6月30日的三个月和六个月，归属于非控股股东权益的净收入分别增加200万美元和600万美元[208] - 2020年截至6月30日的三个月和六个月，公司税项开支分别约为1.04亿美元和1.64亿美元，较2019年同期分别减少4400万美元和1.56亿美元[209][210] 天然气管道业务相关数据 - 天然气管道业务2020年6月30日止三个月和六个月调整后收入分别下降3.66亿美元（19%）和7.24亿美元（17%）[180] - 2020年6月30日止三个月和六个月，天然气管道业务运输量分别为35733BBtu/d和37414BBtu/d，2019年同期分别为34790BBtu/d和35413BBtu/d[180] - 2020年6月30日止三个月和六个月，天然气管道业务NGLs产量分别为29MBbl/d和30MBbl/d，2019年同期均为32MBbl/d[180] 原油套期保值情况 - 截至2020年6月30日，原油套期保值剩余2020 - 2024年价格分别为55.84、53.48、53.28、50.14、43.03美元/桶，对应日交易量分别为30948、17400、8400、5150、850桶[200] 公司现金及债务余额情况 - 截至2020年6月30日，公司现金及现金等价物为5.26亿美元，较2019年12月31日增加3.41亿美元；循环信贷额度下的借款能力约为39亿美元[211] - 截至2020年6月30日和2019年12月31日，有担保债务证券未偿还金额分别为321.4亿美元和324.09亿美元[233] 公司资本相关情况 - 2020年公司预计资本扩张减少约6.6亿美元；2月24日，子公司TGP发行10亿美元2.90%的2030年到期优先票据，净收益9.91亿美元；3月回购约360万股P类股份，花费约5000万美元[213][215] - 2020年上半年资本支出中，维持性资本支出为3亿美元，全年预计为6.54亿美元，可自由支配资本投资上半年为10.24亿美元，剩余时间预计为7.07亿美元，全年预计为17.31亿美元[223] - 2020年6月30日和2019年12月31日购买物业、厂房及设备的承诺分别为3.21亿美元和4.39亿美元，减少了1.18亿美元[224] 公司现金流情况 - 2020年上半年经营活动提供的现金比2019年同期增加1.34亿美元，主要是应计税款现金增加1.72亿美元和其他经营活动现金减少3800万美元[225][226] - 2020年上半年投资活动使用的现金比2019年同期减少15.54亿美元，主要是出售Pembina股票获得9.07亿美元

财务数据和关键指标变化 - 2020年第二季度，公司宣布每股股息0.2625美元，年化1.05美元，与上一季度持平 [29] - 与2019年第二季度相比，收入下降6.54亿美元，主要因本季度天然气价格低于去年同期；相关销售成本下降3.36亿美元，毛利润下降3.18亿美元 [29] - 本季度资产减值和剥离损失10.05亿美元，其中天然气中游业务减值10亿美元，净亏损6.37亿美元 [29] - 调整后收益3.81亿美元，较2019年第二季度下降1.12亿美元；调整后每股收益0.17美元，较上一时期下降0.05美元 [30] - 可分配现金流方面，天然气业务下降5500万美元，产品业务下降8000万美元，终端业务下降6100万美元，二氧化碳业务下降2800万美元，一般及行政和企业费用增加500万美元，合资企业、折旧损耗及摊销和非控股权益减少2000万美元，调整后息税折旧摊销前利润2.49亿美元，较去年第二季度下降14% [30][31][32] - 利息支出减少5900万美元，现金税减少4600万美元，维持性资本支出较2019年第二季度减少3100万美元，总可分配现金流10.01亿美元，下降1.27亿美元，降幅11%；每股可分配现金流0.44美元，较去年下降0.06美元 [32][33] - 本季度末债务与息税折旧摊销前利润比率为4.5倍，高于上一季度和2019年末的4.3倍；净债务324亿美元，较年末减少6.22亿美元，较上一季度减少1.53亿美元，自2015年第三季度以来净债务已减少约100亿美元 [33] - 全年预计息税折旧摊销前利润和可分配现金流略低于第一季度指引，分别约低8%和10%，目前估计分别约低9%和11% [24] - 预计年末债务与息税折旧摊销前利润比率将四舍五入至4.7倍 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 天然气运输量较2019年第二季度增长约3%，即约94万 dekatherms/天，主要由GCX、TGP、CIG和德州州内管道需求增长驱动；向液化天然气设施的实际交付量较2019年第二季度增加超900/天，但较今年第一季度大幅下降；对墨西哥出口在第二季度与2019年第二季度持平；向发电厂的交付量增长约6%，地方分销公司需求下降约7%，工业需求相对持平 [19][20] - 本季度集输量较2019年第二季度下降约8%，较第一季度下降9%，KinderHawk和Hiland系统因钻井减少和产量关闭而下降 [20] 产品管道业务 - 本季度精炼产品量较2019年第二季度下降约31%，与计划相比降幅相同，略好于第一季度电话会议预计的40%；4月较预算下降超40%，5月和6月有所恢复，6月较预算下降约24%，目前约下降15% [21][22] - 原油和凝析油本季度量下降约26%，5月降幅最大，7月随着油价回升和停产恢复开始有所恢复 [22] 终端业务 - 精炼产品吞吐量下降约24%，略好于产品管道业务，因服务市场不同；由于主要采用照付不议合同结构，量下降的财务影响较温和 [23] - 目前约99%的储罐已签订合同 [23] 二氧化碳业务 - 石油产量下降约13%，超20%的减产与油价低于约20美元/桶时的减产措施有关；随着价格改善，大部分生产已重启 [23] - 本季度二氧化碳量下降约31%，科罗拉多州西南部的二氧化碳需求处于2004年以来的最低水平，预计随着油价改善将有所反弹 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续优先向股东返还价值，同时保持坚实的投资级资产负债表；自2015年以来已偿还约100亿美元债务，将用内部产生的资金支付所有股息和扩张资本支出，并预计在2020年积累超过股息和资本支出的现金 [6][7] - 2020年将预期扩张预算削减约30%，并减少运营费用和维持性资本支出；提高股息支付，并期望在经济正常时进一步提高 [8] - 认为公司所处业务领域已成熟，未来可行扩张项目机会可能显著减少，这可能降低增长潜力，但可积累现金用于增加股息、偿还债务或在合适条件下回购股票 [8] - 公司将在各方面保持纪律，谨慎评估潜在资本扩张支出，高效运营资产；虽不排除潜在并购交易，但不会损害资产负债表，且交易需增加可分配现金流 [9] - 公司继续推进二叠纪高速公路管道项目，预计2021年初全面投入使用，目前管道机械完工率达79%，主线压缩完工率达97%，虽面临许可延迟和成本增加等问题，但仍有望实现强劲的两位数无杠杆税后回报 [15] - 公司进行组织架构调整，任命James Holland为首席运营官，负责环境、社会和治理及运营卓越计划，并领导组织结构成本效益变革审查；Dax Sanders接任产品管道集团总裁，Kevin Grahmann接任公司发展相关角色 [16][17][18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 美国经济和能源行业面临前所未有的挑战，新冠疫情持续影响公司业务，产品需求下降 [6] - 公司采取远程办公和现场操作调整等措施保护员工安全，确保资产正常运行 [11][12] - 公司认为当前市场环境下，资本扩张机会减少，未来几年扩张资本支出可能低于历史水平 [39][40] - 虽面临不确定性，但公司有足够流动性应对债务到期，预计可在可分配现金流内满足所有现金需求 [28] - 公司将继续审查2021年预算，考虑市场和成本因素，但目前难以预测2021年盈利情况 [60][61] 其他重要信息 - 公司在新闻稿表8中提供了预测关键因素的敏感性分析，同时在网站上发布了补充幻灯片，提供资产、客户和合同组合等信息 [27][35] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2021年及以后的维持性资本支出率及机会集，以及与自由现金流和回报率的关系 - 过去10年公司资本扩张机会在每年20 - 30亿美元之间，今年因能源和市场变化机会减少，目前为17亿美元；未来几年预计低于历史水平，可能维持在2020年水平或略低；公司将寻找有吸引力的投资机会，设置高门槛，确保投资安全和回报 [39][40] - 产生约45亿美元可分配现金流，扣除15亿美元后剩余30亿美元，当前股息略低于25亿美元，有数百亿美元现金流可用于自给自足股息和扩张资本支出 [42] 问题2: 关于数百亿美元自由现金流的使用，是否需要股权融资，以及去杠杆、回购等选项的优先级 - 维持强大的资产负债表是首要任务，公司将量入为出，产生的过剩现金流对长期信用状况有积极影响；不会采取损害资产负债表的行动 [46] 问题3: 对4.5倍债务与息税折旧摊销前利润目标的更新想法 - 公司仍认为4.5倍左右适合业务，能保持投资级地位；未来资本投资机会预计减少，受上游客户计划影响 [49] 问题4: 巴肯地区运输瓶颈情况下HH管道的机会 - HH管道本月量较上月增加，因运输担忧和优先使用需求；若达科他接入管道关闭，巴肯地区与WTI的价差可能扩大，但公司认为关闭可能性较小；达科他接入管道是Hiland原油集输系统的出口之一，公司不希望其关闭 [51][52] 问题5: 2021年或2022年增长资本支出是否可能低至10亿美元 - 公司表示接近该水平 [54] 问题6: 关于略低于10%的息税折旧摊销前利润指引中的积极迹象，以及第四季度董事会会议考虑股息增加的前景是否不变 - 公司在预测中已纳入积极迹象，如5月和6月石油产品需求略好于预期、终端储罐租赁增加、7月集输量增加；股息决策将在1月董事会会议根据实际情况决定，目前无更新 [56][57] 问题7: 2021年公司盈利恢复正常的情况，以及6亿美元预算削减的影响和增长项目的抵消作用 - 市场仍存在很大不确定性，公司将进行详细预算审查；能源行业变化使增长恢复推迟几年，未来扩张资本支出可能降低，虽有好处但也会影响预期息税折旧摊销前利润；目前无法对2021年发表评论 [60][61] 问题8: 进一步精简运营的举措何时在收益中体现，是否考虑剥离或关闭表现不佳的资产 - 精简运营举措的收益将在2021年体现；剥离资产会根据情况进行，目前已进行大量剥离，剩余规模较小 [63] 问题9: 若进行并购，感兴趣的资产或地区 - 公司不会损害资产负债表进行并购，需增加每股可分配现金流；会考虑熟悉且能带来价值的业务，包括成本和战略协同效应，且交易需可操作；难以预测并购情况 [66][67] 问题10: 公司拥有和运营二氧化碳业务的战略理由，以及是否有兴趣变现该业务和合适的出价 - 公司旨在为股东最大化价值，对二氧化碳业务持开放态度；该业务是公司专长，团队表现出色，通过成本节约和资本优化提高了自由现金流；该业务具有独特性，市场有限；增强型石油回收业务目前占公司部门息税折旧摊销前利润的3% [69][70] 问题11: 精炼产品需求反弹的领先资产或地区，以及仍面临挑战的地区 - 中西部货架设施略高于计划1%，东北部货架和墨西哥湾沿岸资产较计划下降10%，西海岸和东南部部分地区产品管道业务下降约15% [73][74] 问题12: 精简或集中部分职能的效率提升或成本节约目标 - 公司将以全新视角审视，无具体目标；已确定今年约1.7亿美元的节约，其中超1亿美元预计为永久性或经常性节约，其余为延期支出；确保资产安全和合规是预算原则 [76][77] 问题13: 提高股息至1.25美元的标准，以及资产负债表杠杆阈值 - 公司未改变第一季度观点，将视全年情况和经济恢复正常情况决定；1月董事会会议将根据2021年详细预算决定；公司重视债务与息税折旧摊销前利润比率，希望维持强大资产负债表，确保股息有足够覆盖且增加后不会撤回 [80][81] 问题14: 二叠纪高速公路管道项目在2021年初上线的关键最终里程碑 - 主要是完成建设，包括等待8月1日濒危物种候鸟窗口重新开放以完成剩余清理工作、完成几个河流穿越和一条改道；最高法院对全国12号许可证禁令的暂停消除了法律不确定性，公司也采取措施减少对美国水域的影响 [84][85] 问题15: 随着Dominion出售天然气传输资产给伯克希尔哈撒韦，是否预计其他公用事业公司会效仿，以及是否会有有吸引力的资产出售 - 难以预测其他公用事业公司的行动；该交易肯定了中游业务的潜在价值；若有符合公司标准的资产出售，会进行评估 [88] 问题16: 对联邦能源监管委员会指数化过程评论的初步想法，以及纽约TGP增长项目的许可要求 - 对于联邦能源监管委员会提议的0.09指数加法器，公司希望将税收津贴影响分离出来，认为有调整空间并已发表评论；纽约扩张项目设施位于新泽西，公司认为有良好的许可情况，当地许可无特殊要求 [91][92][93] 问题17: 公司无需支付现金税的时间，以及企业税率上升和资本支出低于目标范围时的影响 - 公司预计2026年后才需支付现金税，目前该预测有一定缓冲，可承受一定税收政策变化 [95] 问题18: 若要扩大HH管道容量需采取的措施及所需时间 - 可通过泵站扩建增加3.5万桶/天的容量，无需陆上建设，预计需要12 - 18个月 [97][98] 问题19: 税率上升时是否可申请提高关税 - 公司以低成本服务运营管道，尽量避免费率案件；若有机会，监管和费率制定团队会考虑申请提高关税，但主要目标是让客户满意，远离监管纠纷 [99]

业绩总结 - 2020年调整后的EBITDA预计为76亿美元，较预算下降超过8%[10] - 2020年可分配现金流(DCF)预计为51亿美元，较预算下降超过10%[10] - 2020年年末净债务与调整后EBITDA比率预计为4.7倍，较预算的4.3倍有所上升[10] - 2020年每股分红从1.25美元修订为1.10美元[10] - 2020年预算净收入中，233个客户的信用评级占总净收入的约86%[23] - 2019年调整后的EBITDA为76.18亿美元[52] - 2019年净收入为22.39亿美元，调整后的净收入为21.61亿美元[52] 用户数据 - 公司在2020年下半年天然气G&P（收集与处理）量为3.030 bcfd，波动范围为±5%将影响约1400万美元的EBITDA[11] - 公司在2020年下半年成品油（汽油、柴油和喷气燃料）管道量为1619 mbbld，波动范围为±5%将影响约2200万美元的EBITDA[11] - 自然气部门的EBDA中，约9%来自多个关键盆地，其中自然气占约7%，产品占约2%[25] - KMI的天然气G&P占总收入的约7%[28] 未来展望 - 预计2020年将减少约6.6亿美元的可自由支配资本支出，调整后的资本支出为24亿美元[10] - 预计2020年EBDA中，天然气管道占62%[39] - 预计经济重启后，精炼产品需求将迅速恢复[32] 新产品和新技术研发 - 公司在2020年下半年预计将有多个项目投入服务，包括4.0 bcfd的Permian外输项目[17] - 公司在2020年6月30日的项目积压为29亿美元，其中71%为天然气项目，EBITDA倍数为5.8倍[15] 市场扩张和并购 - CO2部门的EOR油气生产占KMI业务组合的约6%[33] - 精炼产品管道在KMI的EBDA中占比约10%[31] 负面信息 - 2020年预计将减少约6.6亿美元的可自由支配资本支出[10] - B-及以下评级客户的风险敞口估计不到1%，包括破产客户，经过抵押和再营销努力后[23] 其他新策略和有价值的信息 - 公司约74%的现金流为“取或付”或对冲收益，确保了稳定的现金流[21] - KMI整体的现金流安全性超过90%来自“取或付”及其他费用基础合同[38] - 自然气部门的运输管道中，约80%为“取或付”合同[27] - 2019年资本支出为3.49亿美元，包含维持性和扩展性支出[55]

资产出售与资金用途 - 2019年12月16日公司出售科钦管道美国部分和KML全部股权获约2500万股Pembina普通股，2020年1月9日出售这些股份获约9.07亿美元（税后7.64亿美元）用于偿还到期债务[124] 资产减值 - 2020年第一季度受COVID - 19影响，公司对二氧化碳业务板块长期资产确认3.5亿美元减值，对二氧化碳和天然气管道非监管报告单元商誉确认6亿美元减值[125] 预算与展望 - 2019年12月公司宣布2020年预算指引，预计每股股息1.25美元（较2019年增长25%），产生约51亿美元DCF（每股2.24美元）和76亿美元调整后EBITDA [126] - 2020年4月22日更新展望，预计DCF低于预算约10%，调整后EBITDA低于预算约8%，预计2020年末净债务与调整后EBITDA比率约为4.6倍[126] - 市场条件使部分扩张项目不达标，公司将24亿美元预算削减约7亿美元，DCF减去扩张资本支出较预算改善约2亿美元[127] - 董事会宣布每股股息0.2625美元（年化1.05美元），较上季度增长5%，而非原预算的0.3125美元（增长25%）[127] - 2020年4月22日，公司宣布2020年第一季度股息较2019年第四季度增加5%，计划增长减少25%，2020年估计资本扩张减少约7亿美元[188] 业务量对财务指标影响 - 天然气管道业务天然气收集和处理量3325 Bbtu/d，上下浮动5%对2020年调整后EBITDA和DCF潜在影响为2300万美元[130] - 产品管道业务精炼产品量1452 MBbl/d，上下浮动5%对2020年调整后EBITDA和DCF潜在影响为3800万美元，二至四季度较预算分别减少40% - 45%、10% - 12%、5% - 6% [130] - 原油及凝析油管道量587 MBbl/d，上下浮动5%对2020年调整后EBITDA和DCF潜在影响为1100万美元[131] 债务利率情况 - 截至2020年3月31日，公司约80亿美元长期债务有固定 - 浮动利率互换协议，2020年3月对其中25亿美元互换协议的LIBOR部分进行固定，约17%债务本金受可变利率影响[132] - 截至2020年3月31日和2019年12月31日，约17%和27%的债务本金余额需支付可变利率[183] 净债务与调整后EBITDA比率 - 截至2020年3月31日，公司净债务与调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）比率为4.3[145] 各业务线EBDA变化 - 2020年第一季度，天然气管道业务EBDA为11.96亿美元，较2019年同期的12.03亿美元下降700万美元，降幅1%[147] - 2020年第一季度，产品管道业务EBDA为2.69亿美元，较2019年同期的2.76亿美元下降700万美元，降幅3%[147] - 2020年第一季度，终端业务EBDA为2.57亿美元，较2019年同期的2.99亿美元下降4200万美元，降幅14%[147] - 2020年第一季度，二氧化碳业务EBDA为 -7.55亿美元，较2019年同期的1.98亿美元下降9.53亿美元，降幅481%[147] 公司整体财务指标变化 - 2020年第一季度，公司税前亏损（收益）为 -2.31亿美元，较2019年同期的7.39亿美元下降9.7亿美元，降幅131%[147] - 2020年第一季度，公司净亏损（收益）为 -2.91亿美元，较2019年同期的5.67亿美元下降8.58亿美元，降幅151%[147] - 经特定项目调整后，2020年公司归属于金德摩根公司的净亏损（收益）较2019年减少3000万美元[150] - 2020年第一季度，公司自由现金流（DCF）为12.61亿美元，较2019年同期的13.71亿美元下降1.1亿美元[151][152] - 2020年第一季度，公司调整后每股收益为0.24美元，2019年同期为0.25美元；每股自由现金流为0.55美元，2019年同期为0.60美元；每股宣布股息为0.2625美元，2019年同期为0.25美元[152] - 2020年第一季度GAAP净亏损2.91亿美元，2019年净利润5.67亿美元[154] - 2020年第一季度调整后EBITDA为18.48亿美元，2019年为19.47亿美元[154] - 2020年第一季度折旧、折耗及摊销（DD&A）为5.65亿美元，2019年为5.93亿美元[156] - 2020年第一季度，公司的税收支出约为6000万美元，较2019年同期减少1.12亿美元[185] - 2020年和2019年前三个月，公司经营活动产生的现金流分别为8.93亿美元和6.35亿美元[187] - 2020年第一季度，公司经营活动现金流较2019年同期增加2.58亿美元，主要因所得税支付减少2.11亿美元和其他经营活动现金增加4700万美元[201] - 2020年第一季度，公司投资活动现金流较2019年同期增加11.49亿美元，主要因出售Pembina股票获得9.07亿美元和股权投资贡献减少1.8亿美元[202] - 2020年第一季度，公司融资活动现金流较2019年同期减少24.21亿美元，主要因债务活动现金使用净减少17.42亿美元和TMPL出售收益分配减少8.79亿美元[204] - 2020年第一季度（截至3月31日）公司收入为28.56亿美元，营业收入为4.62亿美元，净收入为1.47亿美元[209] 各业务线调整后收入与EBDA变化 - 天然气管道业务2020年第一季度调整后收入下降3.58亿美元，降幅16%；调整后EBDA下降2200万美元，降幅2%[162] - 中游业务调整后EBDA下降4300万美元，降幅12%；调整后收入下降4.49亿美元，降幅33%[163] - 东部地区业务调整后EBDA增加2000万美元，增幅4%；调整后收入增加4500万美元，增幅8%[163] - 西部地区业务调整后EBDA增加100万美元；调整后收入增加1000万美元，增幅3%[163] - 产品管道业务2020年第一季度调整后收入增加7100万美元，增幅17%；调整后EBDA下降2000万美元，降幅7%[166] - 2020年第一季度，原油和凝析油业务调整后EBDA减少1700万美元（15%），收入增长34%[169] - 2020年第一季度，终端业务调整后收入减少6700万美元（13%），调整后EBDA减少4200万美元（14%）[170] - 2020年第一季度，CO₂业务调整后收入减少700万美元（2%），调整后EBDA减少1400万美元（7%）[175] - 2020年第一季度，源和运输活动调整后EBDA减少1400万美元（18%），收入减少16%[177] - 2020年第一季度，油气生产活动调整后收入增长500万美元（2%）[177] 其他费用与收入变化 - 2020年，调整后的一般及行政和公司费用减少1800万美元（11%）[179] - 2020年，调整后的净利息支出减少2300万美元（5%）[179] - 2020年，归属于非控股股东的净收入增加400万美元（36%）[179] 现金及现金等价物与营运资金 - 截至2020年3月31日，公司“现金及现金等价物”为3.6亿美元，较2019年12月31日增加1.75亿美元（95%）[186] - 截至2020年3月31日和2019年12月31日，公司营运资金赤字分别为25.12亿美元和18.62亿美元，较2019年末不利变化6.5亿美元（35%）[193] 股票回购 - 2020年第一季度，公司以约5000万美元回购约360万股P类股票，平均每股价格（含佣金）为13.94美元[189] 短期债务与有担保票据 - 截至2020年3月31日，公司短期债务为35.4亿美元，2019年12月31日为24.77亿美元[192] - 截至2020年3月31日和2019年12月31日，有担保票据未偿还金额分别为326.49亿美元和324.09亿美元[211] 资产与负债情况 - 2020年3月31日公司流动资产为27.62亿美元，2019年12月31日为19.18亿美元[211] - 2020年3月31日公司非流动资产为632.06亿美元，2019年12月31日为632.98亿美元[211] - 2020年3月31日公司流动负债为52.1亿美元，2019年12月31日为45.69亿美元[211] - 2020年3月31日公司非流动负债为331.05亿美元，2019年12月31日为336.12亿美元[211] - 2020年3月31日公司可赎回非控股股东权益为7.93亿美元，2019年12月31日为8.03亿美元[211] - 2020年3月31日公司股东权益为259.93亿美元，2019年12月31日为253.55亿美元[211] - 2020年3月31日公司总资产为677.05亿美元，2019年12月31日为668.03亿美元[211] - 2020年3月31日公司总负债为409.19亿美元，2019年12月31日为406.45亿美元[211] 业务量数据 - 天然气管道业务运输量、销售量、采集量和NGLs产量在2020年第一季度分别为390.95亿Btu/d、24.95亿Btu/d、33.61亿Btu/d和3万桶/d，2019年分别为360.44亿Btu/d、23.32亿Btu/d、33.01亿Btu/d和3.2万桶/d[162] - 产品管道业务2020年第一季度总交付量为231.4万桶/d，2019年为225.4万桶/d[166] 资本支出 - 2020年第一季度和预计剩余时间，公司维持性资本支出分别为1.41亿美元和5.24亿美元，总计6.65亿美元；可自由支配资本投资分别为5.42亿美元和11.51亿美元，总计16.93亿美元[198]

财务数据和关键指标变化 - 2020年第一季度，公司净亏损3.06亿美元，调整后收益为每股0.24美元，较2019年第一季度下降0.01美元 [27] - 2020年第一季度，公司总DCF为12.61亿美元，较去年下降1.1亿美元或8%，DCF每股为0.55美元，较去年下降0.05美元 [30] - 公司预计2020年EBITDA约为70亿美元，DCF约为46亿美元，较预算分别下降8%和10% [17] - 公司将2020年扩张资本支出减少约7亿美元或30%，至17亿美元 [11][17] - 公司预计年底债务与EBITDA比率为4.6倍，高于预算的4.3倍，但仍符合约4.5倍的长期杠杆目标 [17][25] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 第一季度天然气运输量同比增长8%，即每天31亿立方英尺，4月继续保持强劲 [16] - 第一季度天然气采集量增长2%，但4月相关产区产量下降，预计5月降幅更大 [16] - 全年天然气业务预计较计划下降4%，主要因采集和处理活动水平降低 [31] 产品业务 - 第一季度石油产品需求持平，1 - 2月为正增长，3月下降8%，目前精炼产品销量下降40% - 45% [17] - 第一季度原油和凝析油产量增长9%，3月保持强劲，但4月开始下降，预计5月进一步恶化 [17] - 全年产品业务预计下降约17%，受精炼产品销量、原油管道运输量下降以及价格不利影响 [31] 终端业务 - 终端业务大部分收入来自月仓储费，但辅助服务（如混合服务）与吞吐量相关，吞吐量下降导致收入下降，但未租赁产能需求增加部分抵消了这一影响 [12][13] - 全年终端业务预计下降5%，主要因吞吐量下降，辅助服务收入减少 [31] CO2业务 - 商品价格对CO2业务有负面影响，但公司年初进行了大量套期保值，降低了对油价变化的敞口 [15] - 全年CO2业务预计下降16%，受油价和NGL价格下跌、CO2和石油产量下降影响 [31] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司假设全年剩余时间平均油价约为每桶30美元，对油价的敏感度已降低，每桶价格变化约为170万美元 [18][19] - 预计第二季度至第四季度天然气采集和处理量减少约12%，不同资产的降幅差异较大，部分资产预计降幅超过30%，全年天然气G&P资产EBITDA预计较预算减少约20% [19] - 预计全年剩余时间精炼产品销量较预算减少18% - 20%，第二季度减少40% - 45%，第三季度减少10% - 12%，第四季度减少5% - 6% [20] - 预计第二季度至第四季度原油和凝析油产量较预算减少19% [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司财务战略保守，优先保障员工安全和业务运营，维持资产运行，采取远程办公和现场操作调整措施确保员工安全 [10] - 公司维持强大的资产负债表，通过资本回报率标准、良好的执行记录和自筹投资资金保持资本纪律，减少2020年扩张资本支出以应对市场变化 [10][11] - 公司向股东返还价值，将股息年化提高5%至1.05美元，并承诺市场条件恢复后将股息提高至1.25美元 [7][11] - 公司有能力向干气田业务转型，其天然气资产可服务于多个干气田，如马塞勒斯、尤蒂卡和海恩斯维尔 [65] 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面临前所未有的挑战，新冠疫情和OPEC+协议破裂对能源市场造成双重冲击，但公司业务模式使其在一定程度上免受影响 [9] - 公司预计精炼产品需求将随经济活动恢复正常，天然气需求和吞吐量目前未出现明显下降 [64] - OPEC+局势若无法改善，可能对页岩气和近期采集及生产投资产生更持久影响，除非在更好的经济环境下达成协议 [64] - 公司认为当前决策在维持资产负债表实力和向股东返还价值之间取得了平衡，将密切关注市场情况，保持灵活性 [7][11] 其他重要信息 - 公司在2020年第一季度成功完成季度结算和报告流程，尽管面临远程工作等挑战，但仍按时完成 [23] - 公司有未动用的40亿美元信贷额度，为公司提供充足流动性，尽管市场动荡，但投资级债务资本市场仍对公司开放 [24][25] - 公司可能面临潜在的信用违约事件，但目前未预测到具体影响，若发生可能对预测产生进一步压力 [33] - 公司在网站上发布了补充幻灯片，提供了更多关于年度假设、资产、客户和合同组合的信息 [33] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 终端容量签约期限及是否已纳入新指引 - 签约期限为1 - 2年，已纳入新指引，目前可用容量从季度初的230万桶降至72.7万桶，预计月底接近零 [38][39][40] 问题2: CO2业务未来最低资本支出及应对油价下跌措施 - 公司根据投资回报率决定CO2业务资本支出，已减少约1.3亿美元资本支出，预计产量下降率会有所增加，有能力降低产量并从套期保值中获利，目前大部分投资的开采成本约为每桶20美元 [42][43][44] 问题3: 精炼产品业务第二季度假设的输入依据 - 假设基于当前资产活动和与客户的讨论，是基于可用数据做出的最佳判断，并提供了敏感性分析 [46][47] 问题4: 若2020年剩余时间表现好于预算，是否考虑通过回购返还现金 - 公司预计经济正常化后将股息提高至1.25美元，目前无意进行大规模额外回购，但会密切关注情况 [48][49] 问题5: 德州铁路委员会限产行动对公司的影响 - 公司评估了不可抗力条款，州际天然气运输业务的不可抗力事件不免除付款义务，CO2生产方面，公司会根据价格信号做出反应，且其运输合同无最低产量承诺，不受限产影响 [51][52][54] 问题6: 不同盆地天然气采集和处理业务的现状 - 目前相关产区产量开始下降，二叠纪和巴肯地区受影响较大，预计随着时间推移，干气田（如海恩斯维尔）业务可能会增加 [55][56] 问题7: CO2业务在油价低于综合经济成本时的应对措施 - 公司有能力降低产量并从套期保值中获利 [58][59] 问题8: 除CO2业务外，其他业务资本支出减少的情况 - 天然气业务减少约4.6亿美元，主要是去除或推迟G&P投资；产品业务减少约9000万美元，主要来自原油或采集业务的减少；终端业务有一些项目推迟；CO2业务约1.3亿美元，主要是项目推迟至价格环境改善 [60][61] 问题9: 此次行业低迷与以往的不同及公司的适应策略 - 此次低迷由OPEC+协议破裂和新冠疫情导致，两者影响持续时间不同，新冠疫情影响预计是暂时的，OPEC+局势若无法改善，可能对行业产生更持久影响，公司有能力向干气田业务转型 [63][64][65] 问题10: 资本支出减少中实际削减与自然推迟的比例 - 难以确定，取决于商品价格的恢复情况，预计2021年资本支出仍将低于20 - 30亿美元的范围，除非商品价格环境改善 [66][67][68] 问题11: 关于信用违约事件的讨论依据 - 这是一个较为笼统的评论，公司每周一评估客户信用状况，采取寻求抵押等措施，2016年破产违约金额约为1000万美元，目前难以预测信用违约情况 [70][71][72] 问题12: JV合作伙伴资本贡献的运作方式及未按时贡献的应对措施 - 目前资本调用情况良好，有对资本贡献的信用支持 [73][75][76] 问题13: 公司精炼产品管道系统与美国整体系统的比较 - 公司不同管道系统服务于不同市场，如加利福尼亚、亚利桑那、中大西洋和佛罗里达等，各市场需求和对疫情的反应不同，恢复时间也可能不同 [78][79] 问题14: 投资级客户中处于负面信用展望的比例 - 大部分已纳入更新，处于负面展望的比例非常小，若客户信用评级下降，公司有权提取抵押品 [80][81][82] 问题15: 公司资产平台提供原油存储容量的选择及Jones Act油轮的使用情况 - Jones Act油轮容量已全部签约，客户因清洁成本等原因不愿将其转换为储存原油，公司精炼产品资产主要用于精炼产品服务，原油存储能力有限 [84][85][87] 问题16: 蒙大拿州Keystone管道裁决对公司的潜在法律挑战 - 公司认为该裁决不太可能适用于其他项目，目前不影响公司PHP项目的建设，且公司已有相关授权 [88][89] 问题17: 此次低迷中公司加强自身的机会和措施 - 公司过去几年采取了重要措施增强实力，目前继续良好运营，遵循资本分配优先事项，维持当前杠杆指标，与评级机构保持密切联系 [91][92][93] 问题18: 中游业务预期修订中，因现有生产关闭和预期产量增长未实现的比例 - 公司根据当前活动水平和与客户的讨论进行预测，关闭生产是某些油井的临时解决方案，客户会根据各种因素进行优先排序，公司按季度进行预测，尽量捕捉最佳情况 [93][94] 问题19: 公司在G&A方面的成本节约机会 - 公司已在8000万美元运营成本节约中考虑了G&A节约，如减少差旅费用，同时公司继续寻找节约成本的机会，与供应商谈判可能带来更多资本和运营成本节约 [95][96][97] 问题20: 对更新后指导数据的信心及杠杆目标和股息增长目标是否会进一步修订 - 公司进行了自下而上的审查，结合客户数据做出最佳判断，但市场高度不确定，因此提供了敏感性分析，以便根据实际情况调整数据 [100][101] 问题21: CO2业务关闭生产的影响及相关成本 - 公司并非关闭油田，而是根据市场价格信号进行调整，如在部分小油田回收CO2并循环利用，各油田情况不同，大部分生产恢复所需资本较少，但部分油井可能需要修复和重新刺激 [103][104][106] 问题22: 公司对剩余时间基差差异的假设 - 公司在Mid - Cush方面几乎100%进行了套期保值，基差为正0.14美元 [107]

业绩总结 - 2020年调整后的EBITDA预计为70亿美元，较2019年下降8%[9] - 可分配现金流预计为46亿美元，较2019年下降10%[9] - 每股可分配现金流预计为2.02美元，较2019年下降10%[9] - 2019年净收入为21.9亿美元，调整后收益为21.61亿美元[59] - 2019年现金流量DCF为49.93亿美元[59] - 2019年调整后EBITDA为76.18亿美元[61] 用户数据 - 超过90%的现金流来自于“取或付”及其他基于费用的合同[28] - 2019年天然气管道部门的调整后EBDA为46.1亿美元[63] - CO2部门的调整后EBDA为7.07亿美元[63] - 2019年CO2自由现金流为3.58亿美元[64] 未来展望 - 预计天然气部门的EBDA下降4%，并减少457百万美元的可支配资本支出[11] - 预计2020年剩余9个月内，天然气G&P销量变化5%将对调整后EBITDA产生2300万美元的影响[14] - 预计2020年4月至12月的WTI对冲价格为每桶55.60美元，日均产量为31,070桶[43] - 预计在经济重新开放时，精炼产品需求将迅速恢复[39] 新产品和新技术研发 - 目前正在进行的商业保障资本项目总额为33亿美元，其中70%为天然气项目[16] 市场扩张和并购 - 自2015年以来，精炼产品的年均复合增长率为1.1%[39] 负面信息 - 年末净债务与调整后EBITDA比率为4.6倍，较2020年预算增加0.3倍[9] - 2020年第一季度的年度化每股股息为1.05美元，较2020年预算减少0.20美元[9] - 精炼产品管道和终端的预计销量在剩余9个月内下降约18%[11] - CO2部门的EBDA预计下降16%，并减少128百万美元的可支配资本支出[11] 其他新策略和有价值的信息 - 公司在过去20个季度中产生了超过17亿美元的调整后EBITDA[23] - 2016年E&P破产对公司自由现金流的影响不到1000万美元，表明资产的重要性[31] - 自2010年至2019年，实际石油生产与预算相差不超过2%[43] - 公司在2020年预算中，天然气部门的“取或付”合同占比约80%[32] - 2019年总长期债务为308.83亿美元，净债务为330.31亿美元[60] - 2019年折旧、减值和摊销费用为28.67亿美元[63] - 2019年资本支出为6.88亿美元[64] - 2019年因特定项目产生的费用为2.9亿美元[62]

业绩总结 - 公司在2020年的调整后EBITDA预计为76亿美元，与2019年持平[11] - 公司预计2020年的可分配现金流为51亿美元，同比增长2%[11] - 2020年每股可分配现金流为2.24美元，同比增长2%[11] - 2020年每股股息计划增加25%，达到1.25美元[11] - 公司在2019年实现了25%的年度股息增长[10] - 2019年净收入为21.9亿美元[124] - 2019年调整后EBITDA为76.18亿美元[126] 资本支出与投资 - 公司计划在2020年进行24亿美元的可自由支配资本支出[11] - 预计2020年第一季度至2021年第一季度，Permian取走项目的资本投资为9亿美元，预计产能为4.4 bcfd[34] - 2020年至2022年，供应美国电力和地方公用事业需求的资本投资为4亿美元，预计产能为0.6 bcfd[34] - 2020年，天然气管道总投资为12.3亿美元[40] - 通过现有的管道网络，投资超过3.25亿美元以提高德克萨斯州内州管道网络的容量和连接性，增加1.7 bcfd的能力[41] 用户数据与市场趋势 - 预计2019年至2030年，天然气需求增长的83%将来自墨西哥湾沿岸地区，需求增长总量为28 Bcfd[32] - 预计到2024年美国对墨西哥的天然气出口将增长33%[83] - 2019年美国天然气出口市场份额约为55%[83] - 2019年新增商业保障资本项目约为13亿美元，总积压为36亿美元[33] 未来展望 - 预计2020年调整后EBITDA为76亿美元，当前股息收益率约为5%[56] - 预计2020年天然气管道部门的EBDA预计增长2%至47亿美元[71] - 预计2020年每桶WTI价格变化对公司整体现金流影响约为500万美元[73] - 预计2021年和2022年天然气管道部门的净再合同风险分别为-2.9%和-2.2%[78] 负面信息 - 2019年因资产减值和剥离产生的损失为2.8亿美元，其中包括12.96亿美元的税前收益和3.64亿美元的资产减值损失[127] - 2019年所得税费用为9.26亿美元，较GAAP的6.27亿美元增加2.99亿美元[128] 新产品与技术研发 - CO2部门的内部收益率（IRR）为18%[108] - CO2部门的自由现金流为数百万美元[108] 其他新策略 - 自2016年以来，公司已通过运营现金流自筹资金超过190亿美元的资本支出和股息[15] - 自2020年起，天然气管道的合同平均剩余期限为6.6年[78]

财务交易与债务偿还 - 2019年12月完成交易，获得25亿美元税前对价[12] - 2019年用出售TMPL和科钦管道美国部分的现金收益偿还约28亿美元到期债务[22] - 公司出售美国科钦管道部分和KML，获得25亿美元税前收入[12] - 2019年公司用出售TMPL和美国科钦管道部分的现金偿还约28亿美元到期债务[22] 财务指标预测 - 2020年预计每股股息为1.25美元，较2019年的1美元增长25%[23] - 2020年预计产生约51亿美元的DCF，即每股2.24美元的DCF，以及76亿美元的调整后EBITDA[23] - 2020年预计在扩张项目和对合资企业的出资上投资24亿美元[23] - 预计2020年末净债务与调整后EBITDA的比率为4.3倍[23] - 2020年公司预计每股股息1.25美元，较2019年增长25%，产生约51亿美元DCF，76亿美元调整后EBITDA[23] - 2020年公司预计投资24亿美元用于扩张项目和对合资企业出资，年末净债务与调整后EBITDA比率为4.3倍[23] 价格假设与敏感性分析 - 2020年预算假设WTI原油和亨利中心天然气的年均价格分别为每桶55美元和每百万英热单位2.5美元[23] - 2020年，预计WTI原油每桶均价每变动1美元，DCF将变动约500万美元；天然气每百万英热单位均价每变动0.1美元，DCF将变动约100万美元；NGL加权平均价格与WTI原油均价的比率每变动1%，DCF将变动约200万美元[23] - 2020年公司预计WTI原油和亨利中心天然气平均价格分别为55美元/桶和2.5美元/MMBtu，每1美元/桶WTI原油价格变动影响DCF约500万美元[23] 公司资产概况 - 公司拥有约83000英里管道和147个终端[13] - 公司拥有约83,000英里管道和147个终端的权益或经营权[13] 天然气管道业务数据 - 天然气管道业务板块拥有约45000英里全资天然气管道和权益实体中约26000英里天然气管道[34] - 公司天然气管道业务中，KM Texas和Tejas管道里程5845英里，设计容量7.80 Bcf/d，产能132 [0.51] Bcf/d，供应德州墨西哥湾沿岸市场[36] - 公司天然气管道业务中，EPNG/Mojave管道里程10665英里，设计容量6.38 Bcf/d，产能44 Bcf/d，供应二叠纪、圣胡安和阿纳达科盆地等地区[36] - 公司天然气管道业务中，Gulf Coast Express pipeline公司持股34%，管道里程520英里，设计容量2.00 Bcf/d，从二叠纪盆地到德克萨斯州阿瓜杜尔塞地区[36] - 公司天然气管道业务中，CIG管道里程4290英里，设计容量6.00 Bcf/d，产能38 Bcf/d，供应落基山脉和阿纳达科盆地等地区[36] - 公司天然气管道业务板块有约45000英里全资天然气管道和约26000英里有股权的天然气管道[34] - 北方地区TGP管道长11775英里，设计容量12.12（Bcf/d）[31] - 北方地区NGPL（50%）管道长9100英里，设计容量7.60（Bcf/d）[31] - 南方地区SNG（50%）管道长6930英里，设计容量4.40（Bcf/d）[32] - 西部地区EPNG/Mojave管道长10665英里，设计容量6.38（Bcf/d）[36] - 西部地区CIG管道长4290英里，设计容量6.00（Bcf/d）[36] 产品管道业务数据 - 公司产品管道业务中，Pacific (SFPP)管道里程2845英里，有13个终端，终端容量15.1 MMBbl，供应六个西部州[42] - 公司产品管道业务中，Plantation pipeline管道里程3182英里，从路易斯安那州到华盛顿特区[42] - 公司产品管道业务中，KM Crude & Condensate pipeline管道里程264英里，有5个终端，终端容量2.6 MMBbl，从南德州鹰福特页岩田到休斯顿船舶航道炼油综合体[42] 终端业务数据 - 公司终端业务中，液体终端有50个，容量79.5 MMBbl；琼斯法案合格油轮有16艘，容量5.3 MMBbl[45] - 截至2019年12月31日，公司终端业务板块有50个液体终端，容量7950万桶；32个散货终端；16艘琼斯法案合格油轮，容量530万桶[45] CO2业务数据 - 公司CO2业务中，McElmo Dome unit的CO2资源所有权权益为45%，压缩能力1.5 Bcf/d，位于科罗拉多州[48] - 公司CO2业务中，Doe Canyon Deep unit的CO2资源所有权权益为87%，压缩能力0.2 Bcf/d，位于科罗拉多州[48] - 截至2019年12月31日，公司拥有的二氧化碳资源中，麦克尔莫穹顶单元所有权权益45%，压缩能力15亿立方英尺/天；多峡谷深部单元所有权权益87%，压缩能力2亿立方英尺/天；布拉沃穹顶单元所有权权益11%，压缩能力3亿立方英尺/天[48] 其他资产数据 - 截至2019年12月31日，公司拥有的Cortez管道里程为569英里，运输能力为1.5Bcf/d，公司所有权占比53%；Central Basin管道里程为337英里，运输能力为0.7Bcf/d；Bravo管道里程为218英里，运输能力为0.4Bcf/d，公司所有权占比13%等[51] - 截至2019年12月31日，公司在SACROC的KMI总开发英亩数为49,156，Yates为9,576，Goldsmith Landreth San Andres为6,166等[52] - 截至2019年12月31日，公司拥有的Snyder汽油厂所有权权益为22%，Diamond M天然气厂为51%，North Snyder厂为100%[55] - 截至2019年12月31日，公司拥有的二氧化碳管道中，科尔特斯管道（53%）长569英里，运输能力15亿立方英尺/天；中央盆地管道长337英里，运输能力7亿立方英尺/天等[51] - 截至2019年12月31日，公司拥有的原油管道中，温克管道长433英里，运输能力14.5万桶/天[51] - 截至2019年12月31日，公司在西德克萨斯二叠纪盆地的产油区权益中，萨克罗克单元有97个，开发面积49156英亩；耶茨单元有50个，开发面积9576英亩等[52] - 截至2019年12月31日，公司在西德克萨斯二叠纪盆地拥有并运营的天然气和汽油厂中，斯奈德汽油厂所有权权益22%；钻石M天然气厂所有权权益51%；北斯奈德厂所有权权益100%[55] 客户收入占比 - 2019、2018和2017年各年，单一外部客户交易收入均未占公司合并总收入的10%以上[56] - 2019、2018和2017年各年，单一外部客户交易收入均未占公司合并总收入的10%以上[56] 业务许可证与规则 - Mier - Monterrey管道的天然气运输许可证于2026年到期，且需满足最低出资资本不少于项目拟投资的10%等条件[69][70] - 2019年9月，PHMSA最终确定规则，2020年7月1日生效，将完整性管理计划要求扩展到HCA以外的危险液体管道；10月，要求天然气管道运营商扩展HCA以外的完整性管理计划要求等，MAOP重新确认须在2035年完成[73] - 墨西哥Mier - Monterrey管道天然气运输许可证2026年到期，要求最低出资资本不少于项目投资的10%[69][70] - PHMSA要求天然气管道运营商在2035年前重新确认特定管道的最大允许操作压力（MAOP）[73] 业务监管情况 - 公司部分美国精炼石油产品和原油集输及输送管道作为州际公共承运人管道，受FERC根据《州际商业法》监管[63] - 公司西海岸精炼产品业务在加州的州内公共承运人业务，按“折旧账面资产”方法受CPUC监管[66] - 公司在德州的原油、液体管道以及天然气管道和储存设施的州内业务，受德州铁路委员会监管[67] - 公司作为州际天然气公司的所有者和运营商，需按FERC确定的合理费率为托运人提供服务[57] - 公司部分美国精炼石油产品和原油集输管道是州际公共承运人管道，受联邦能源管理委员会根据《州际商业法》监管，费率需“公平合理”且无歧视[63] - 公司作为州际天然气公司所有者和经营者，需按联邦能源管理委员会确定的合理费率为托运人提供服务，费率变更需经其授权[57] - 公司部分SFPP管道费率一直是向FERC投诉的对象[64] - 公司西海岸精炼产品业务在加州的州内管道运营受CPUC“折旧账面资产”方法监管，相关费率可能面临投诉[66] - 公司在德州的原油、液体和天然气管道及存储设施的州内运营受RCT监管[67] 合资企业权益 - 公司运营的Utopia管道系统，公司拥有其50%权益[84] - 公司运营的合资企业拥有的Utopia管道系统，公司持有50%权益[84] 环境储备金 - 截至2019年12月31日，公司已计提环境储备金2.59亿美元，总储备估计值在2.59亿至4.28亿美元之间[89] - 截至2019年12月31日，公司已计提2.59亿美元环境储备金，总储备估计值在2.59亿美元至4.28亿美元之间[89] 环保法规影响 - 2015年10月，EPA将地面臭氧国家环境空气质量标准从75 ppb降至70 ppb [96] - 超过三分之一的州已开始实施减少温室气体排放的法律措施[100] - 2015年10月，EPA将地面臭氧国家环境空气质量标准从75 ppb降至70 ppb，预计2020或2021年部分州将出台更严格空气质量法规，可能影响公司业务单元财务状况[96] - 2009年12月起，EPA要求对包括CO2和甲烷在内的某些温室气体进行许可和报告，公司设施需遵守相关要求[98] - 2015年10月23日，EPA发布清洁电力计划最终规则，2016年2月10日美国最高法院暂停该规则，2017年10月EPA提议废除，2018年8月提议替换，最终结果不确定，虽公司不运营相关电厂，但规则实施对天然气需求影响不明[99] - 超过三分之一的州已开始实施减少温室气体排放的法律措施，公司的天然气压缩机和加工厂可能受相关州法规约束[100][101] - 公司运营排放温室气体，新法规可能增加设施运营和维护成本，成本回收不确定，可能对公司业务等产生不利影响[102] - 气候变暖可能导致公司在恶劣天气地区的资产保险费用增加、覆盖范围减少，物理资产可能受损，但影响的时间、严重程度和位置不确定[103] - 温室气体法规可能刺激天然气需求，也可能增加天然气成本，对公司市场的影响方向和程度目前无法预测[104] 安全法规影响 - 2012年签署的《管道安全、监管确定性和创造就业法案》增加了对违反安全法律法规的处罚[75] - 公司管道或设施不时会发生泄漏和破裂，可能导致爆炸、火灾等，公司可能因此被起诉索赔[77] - 公司需遵守职业安全与健康管理局等机构关于员工健康和安全的要求，未来可能增加相关支出[78] - 公司运营油轮和海洋设备会产生海事义务和风险，受琼斯法案等联邦法律限制[80][81] - 公司业务运营受联邦、州和地方法规关于环境保护和人类健康安全的约束，意外泄漏等情况会带来高额成本[86] - 公司产生的危险和非危险废物受相关法规要求，法规变化可能导致额外资本支出或运营费用[90] - 公司管道和设施可能发生泄漏和破裂，会导致爆炸、火灾等后果，可能面临诉讼和罚款[77] - 公司海运业务受琼斯法案等限制，若不遵守规定会面临严重处罚，若法案修订可能面临外国旗船舶竞争[81] - 公司业务运营受多项环保和健康安全法律法规约束，新法规可能增加合规成本和运营限制[86][87] - 国土安全部要求高风险化工和工业设施遵守化学设施反恐标准，公司设施受规则覆盖范围和合规成本目前无法确定，可能成本巨大[105] 员工情况 - 2019年12月31日公司雇佣11,086名全职人员，其中约954名全职小时工分布在特定终端和管道[106] - 截至2019年12月31日，公司雇佣11086名全职人员，其中约954名全职小时工所在集体谈判协议2020 - 2023年到期[106] - 公司大部分员工由公司及少数子公司雇佣，相关薪酬等直接成本和人力资源行政成本分配至子公司[107] 项目投资与运营 - 墨西哥湾海岸快线管道项目总里程520英里，总投资6.16亿美元，2019年9月全面商业运营[17] - 德州州内交叉扩建项目提供超100万Dth/d运输能力，总投资2.88亿美元，一期和二期已投入使用[18] - 二叠纪公路管道项目预计2021年初投入使用，总投资6亿美元，可运输21亿立方英尺/天天然气[20][21] 业务战略与竞争 - 公司业务战略聚焦北美增长市场核心的稳定、收费型能源运输和存储资产等[26] - 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和供应连接等[38] - 公司产品管道的管道和终端业务与主要石油公司等竞争，铁路车厢和混合油业务与炼油厂等竞争[43]