财务数据和关键指标变化 - 2019年第四季度，公司宣布每股股息0.25美元，全年每股股息1美元，较2018年的0.8美元增长25% [25] - 本季度每股收益0.27美元，较2018年第四季度增长29%；调整后每股收益和每股自由现金流分别较去年同期增长4%和5% [25] - 2019年全年，公司每股自由现金流为2.19美元，较计划的2.20美元仅低0.01美元；EBITDA低于计划不到3%，自由现金流略低于计划 [25] - 第四季度收入较2018年第四季度下降4.29亿美元，但销售成本下降4.23亿美元，毛利率与去年同期基本持平；若排除2018年第四季度1.12亿美元的非现金衍生品合约收益，毛利率同比增长超1亿美元 [27][28] - 2019年第四季度，公司因出售KML和美国科钦管道获得13亿美元收益，部分被俄克拉荷马州和北德克萨斯州集输和处理资产的3.64亿美元减值以及Ruby管道投资的6.5亿美元减值所抵消 [28][29] - 归属于普通股股东的净利润较2018年第四季度增加1.27亿美元，增幅26%；调整后净利润增加2400万美元，增幅4%，调整后每股收益为0.26美元，较上一季度增加0.01美元，增幅4% [29] - 天然气业务自由现金流增加1.2亿美元，增幅11%；调整后EBITDA较2018年第四季度增加5800万美元，增幅3% [30] - 利息支出减少1800万美元，主要因债务余额降低和LIBOR利率下降；维持性资本支出较2018年第四季度增加3000万美元，但全年维持性资本支出低于预算 [30][31] - 总自由现金流为13.54亿美元，较去年增加8100万美元，增幅6%；每股自由现金流为0.59美元，较去年增加0.03美元，增幅5% [31] - 季度末债务与EBITDA比率降至4.3倍，低于2019年第三季度末的4.7倍和年初的4.5倍，也优于预算的4.5倍 [31] - 调整后净债务为330亿美元，较第三季度减少22亿美元，较2018年末减少11亿美元；自2015年第三季度以来，净债务减少94亿美元 [32] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气运输业务 - 传输管道天然气运输量连续8个季度同比增长至少10%，第四季度同比增长14% [20] - EPNG因二叠纪相关活动增加和加州天气寒冷，日运输量增加近13亿立方英尺；TGP因扩建项目，日运输量增加超10亿立方英尺；CIG因DJ产量增加和科罗拉多州前陆地区供暖需求上升，日运输量增加7.8亿立方英尺；KMLP因萨宾帕斯扩建项目，日运输量增加5.42亿立方英尺；GCX全面投入运营，日运输量约20亿立方英尺 [20] - 德州州内管道因德州墨西哥湾沿岸市场持续增长和GCX新增供应，日运输量增加超5亿立方英尺 [21] 天然气集输业务 - 集输资产和天然气业务量较2018年第四季度增长8%，即2.65亿立方英尺/日，主要受鹰福特和巴肯地区产量增加推动，巴肯地区集输量增长18%，鹰福特地区增长22% [21] - 海恩斯维尔地区业务量与2018年第四季度基本持平 [21] NGL运输业务 - 第四季度NGL运输量较2018年第四季度增长23%，主要因科钦管道运输量增加 [21] 产品业务 - 本季度产品业务表现良好，巴肯船队资产、分馏器和SFPP贡献显著；精炼产品和原油业务量与2018年第四季度基本持平 [21] 终端业务 - 本季度终端业务较2018年第四季度下滑，液体业务受12月出售KML影响；休斯顿液体终端创纪录，季度吞吐量达1.37亿桶，日均约150万桶，精炼产品日均通过码头量达32.8万桶 [22] - 船舶业务较2018年第四季度下滑，石油焦处理业务的增长被煤炭出口量的疲软所抵消 [22] CO2业务 - 受大宗商品价格下跌和原油业务量减少影响，CO2业务表现不佳；本季度加权平均NGL价格较2018年第四季度下跌5.34美元/桶，跌幅约19%；加权平均原油价格下跌5.67美元/桶，跌幅10% [22] - 原油总产量较2018年同期下降5%，净NGL销售量增长4% [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 能源业务在标准普尔500指数中的占比从2008年的16%降至如今的约4% [6] - 预计到2030年，70%的天然气需求增长将来自路易斯安那州和德州 [19] - 二叠纪盆地天然气市场，Waha基准价差在Gulf Coast Express投入运营后迅速扩大，价差约为关税的2 - 3倍 [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 公司战略 - 公司采取保守战略，优先改善资产负债表，通过股息向股东返还资金，适时回购股票，并在项目预期内部收益率高且有保障时进行扩张 [8] - 坚持资本纪律，仅投资符合高回报率标准的项目，并持续审查资本计划；2019年资本支出较预算减少超3亿美元 [31] - 继续提高股息，2017 - 2019年股息分别为0.5美元、0.8美元和1美元，2020年计划支付1.25美元，且股息均有充足现金流覆盖 [9] - 利用广泛的管道和终端系统进行扩展和扩建，避免建设与现有资产无关的全新系统带来的风险 [9] 行业竞争 - 行业需向投资者展示可持续的长期合理回报路径，产生正运营现金流并惠及股东 [6] - 需解释化石燃料尤其是天然气在全球向可再生能源转型的乐观情景下仍有长期使用前景 [7] - 行业应尽可能减少排放，以透明方式报告减排结果 [7] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 能源行业在标准普尔500指数中的相对价值下降，面临诸多挑战，但公司认为行业需采取措施以实现成功和繁荣 [6] - 公司资产负债表状况良好，债务与EBITDA比率降至4.3倍，低于目标值4.5倍，2020年计划有12亿美元的资产负债表空间 [11][12] - 公司在项目投资上总体能获得有吸引力的回报，2015 - 2019年项目资本投资约120亿美元，项目获批时预计EBITDA倍数约为6倍，实际表现略好于此 [13][14] - 公司认为二叠纪盆地天然气外输能力需求的长期趋势强劲，其在德州的广泛管道网络使其有能力抓住市场机会 [18] - 公司历史经验、网络规模和市场动态，特别是天然气市场，将继续提供每年20 - 30亿美元的投资机会，但不会强行投资不符合标准的项目 [19] 其他重要信息 - 公司将于下周举行年度投资者会议，届时将详细介绍2020年计划 [34] - 公司在ESG管理方面表现出色，在行业中排名第二，尤其在甲烷减排方面超额完成目标 [54][55] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司是否有计划在特定时间完成股票回购授权，以及如何从长期角度考虑回购计划？ - 公司评估股票回购决策基于回报，采取机会主义而非程序化方式，不会公布具体的回购结束时间；目前已使用约5.25亿美元的20亿美元回购计划，对至今的回购结果满意 [37] 问题2: 公司积压项目清单有何变化，Elba是否已从清单中移除，CO2业务前景是否有变化？ - Elba自首个单元投入运营且公司开始获得大部分收入后，随着各单元陆续投入使用逐步从积压项目清单中移除；此外，巴肯地区的一座处理厂投入运营也从清单中移除，这是清单变化的主要原因 [39][40] 问题3: 公司如何考虑在当前市场环境下进行投资组合优化和并购，以及如何看待近期中游运营商的资产交易价格？ - 公司采取保守策略，不希望通过并购损害杠杆指标；会持续关注机会，但项目需满足较高回报标准；公司近期收购了南德州的一条管道，认为该交易回报可观；对于市场上较高的资产交易价格，公司会谨慎使用股东资金，确保投资能产生价值 [44][45][47] 问题4: 公司如何补充积压项目清单，何时会批准除Permian Pass之外的更多项目？ - 公司不刻意补充积压项目清单，长期来看，每年在网络上的投资机会约为20 - 30亿美元，2020年预算中有24亿美元；公司会根据实际情况寻找机会，相信历史投资规模仍适用于未来一段时间 [50][51][52] 问题5: ESG因素在公司资产决策中起到多大作用，是否会为满足ESG标准出售或收购资产，例如煤炭码头？ - 公司重视ESG中的治理因素，即照顾股东利益和合理使用资金；公司以天然气业务为主，认为这是未来的重要解决方案；公司在ESG管理方面表现出色，但不会进行稀释性的可再生能源收购或对投资者不利的资产剥离 [54][55] 问题6: Permian Highway项目联邦许可预计何时获批以启动东部段建设，Permian Pass项目的商业讨论是否因市场变化而改变？ - 基于记录的完善程度和法定时间线，预计联邦许可很快获批；Permian Pass项目的商业讨论在生产商收紧资本计划后有所降温，但目前没有进一步冷却，市场仍认识到需要额外的天然气外输能力，公司认为自身有优势获得该项目 [58][60][61] 问题7: 公司特定资产是否仍有收购意向，今年是否有信心完成增值资产出售？ - 私募股权投资者对公司部分资产的估值与公开市场存在差异，但公司会谨慎对待，不会给出关于资产变现时间的指导 [64] 问题8: 过去30 - 60天内，公司与生产商客户的沟通情况如何，天然气价格疲软对公司集输业务和长输管道业务有何影响，Ruby、Fayetteville Express和MEP等管道的情况如何？ - 与石油生产商（同时生产天然气）的沟通与干气生产商不同，干气生产商因天然气价格疲软面临压力，公司与他们的沟通主要围绕确保充足的信贷支持；Ruby和Fayetteville Express面临挑战，MEP表现有所改善，有正的经济价值 [67][68][69] 问题9: 公司与Tallgrass的合资项目有何进展？ - 公司未能在该合资项目上取得实质性进展，未能完成一些转换和扩建项目，但仍在考虑西部管道的替代方案 [71] 问题10: 公司对美国LNG出口市场前景有何看法，是否担心美国LNG供应增长对公司天然气供应给LNG出口设施的风险？ - 公司对LNG客户和设施上线情况满意，合同结构使其不受全球天然气价格波动影响，公司希望看到更多LNG基础设施建设并参与服务，目前40% - 50%的吞吐量用于LNG出口 [74] 问题11: 如果今年公司能够进行大规模资产出售，出售所得的优先用途是什么？ - 公司会根据预期回报决定资金用途，优先考虑进一步降低债务、股票回购、股息或项目投资，在确保资产负债表和股息稳定后，会权衡股票回购和项目投资的风险调整后回报 [76]

业绩总结 - 2019年可分配现金流(DCF)约为50亿美元，其中约20亿美元用于分红，约30亿美元用于提升股东价值[16] - 2020年调整后EBITDA预计为76亿美元，分配现金流预计为51亿美元，尽管出售Cochin和KML[14] - 2019年分红覆盖率为2.2倍，计划2020年每股分红从1.00美元增加至1.25美元，增长25%[12][14] - KMI的净收入为19.19亿美元，归属于普通股东的净收入为14.81亿美元[129] - KMI的可分配现金流（DCF）为47.3亿美元[129] - KMI的调整后EBITDA为75.68亿美元[129] 用户数据 - 公司在2019年拥有约70,000英里的天然气管道，运输约40%的美国天然气消费量[10] - KMI的天然气管道在2019年预算EBDA中占61%[75] - 2019年天然气消费量约占美国总消费的40%[95] 未来展望 - 预计2020年年末净债务与调整后EBITDA比率为4.3倍，低于长期目标4.5倍，提供了良好的财务灵活性[14] - 公司在未来几年内预计每年将有20亿到30亿美元的有机投资机会[27] - 预计到2030年，美国天然气总产量将增长超过30 Bcfd，增幅接近40%[38] 新产品和新技术研发 - 公司在天然气项目上的资本支出预计为28亿美元，占总资本支出的68%[27] - 公司在Permian盆地的天然气管道网络投资超过3.25亿美元，预计将增加1.7 Bcfd的运输能力[42] 市场扩张和并购 - 公司在2019年达成的关键里程碑包括以约25亿美元的价格出售KML和美国Cochin管道[13] - KMI以15.46亿美元现金出售美国Cochin，预计2019年调整后EBITDA约为13倍[65] 负面信息 - KMI预计2020年调整后EBITDA将受到约2.6亿美元的影响[65] - 预计2020年和2021年的天然气管道部门的再合同风险分别为-0.9%和-2.6%[97] 其他新策略和有价值的信息 - 计划在2020年内使用内部生成的现金流完全资助分红支付和几乎所有的可自由支配支出[14][15] - 公司在减少甲烷排放方面的努力使其在行业中表现优异，2018年甲烷排放强度为0.02%[57] - KMI的资产组合中，约66%为“取或付”合同，提供高度可靠的现金流[68] - KMI计划在2019年每年投资约25亿美元于增长项目[78]

资产出售情况 - 公司于2019年8月21日宣布以15.46亿美元现金将科钦管道美国部分出售给彭比纳管道公司，还将出售KML 70%股权，预计获约2500万股彭比纳普通股，税前价值约9.27亿美元[163] - 2018年8月31日，KML完成出售跨山管道系统及其扩建项目，净现金对价为44亿加元（34亿美元），确认税前收益6.22亿美元[164] - 2019年第一季度，KML结算剩余3700万加元（2800万美元）营运资金调整[164] - 2019年1月3日，KML向股东分配跨山管道出售净收益，非控股股东获约9亿美元，公司70%部分约19亿美元用于偿还债务[165] 公司预算与现金流预期 - 公司预计2019年DCF略低于50亿美元预算，主要因ELC投产延迟、大宗商品价格和销量下降等，部分被天然气管道业务西区强劲表现和较低利息费用抵消[166] - 2019年公司预算投资31亿美元用于增长项目和合资企业出资，预计略低于该金额，主要因二氧化碳业务资本支出降低[166] 公司整体财务指标变化 - 2019年前九个月和第三季度，公司总Segment EBDA为18.76亿美元，较2018年减少5.39亿美元，降幅22%[179] - 2019年前九个月和第三季度，公司净收入为5.17亿美元，较2018年减少4.88亿美元，降幅49%[179] - 2019年前九个月和第三季度，归属于公司的净收入为5.06亿美元，较2018年减少2.26亿美元，降幅31%[179] - 2019年总业务部门EBDA为57.31亿美元，较2018年的54.59亿美元增加2.72亿美元，增幅5%[180] - 2019年净利润为16.12亿美元，较2018年的14.17亿美元增加1.95亿美元，增幅14%[180] - 2019年归属于金德摩根公司的净利润为15.8亿美元，较2018年的11.15亿美元增加4.65亿美元，增幅42%[180] - 截至2019年9月30日的三个月，总业务部门调整后EBDA为18.7亿美元，较2018年的24.15亿美元减少1200万美元[183] - 截至2019年9月30日的三个月，净利润为5.17亿美元，较2018年的10.05亿美元减少4800万美元[184] - 截至2019年9月30日的九个月，总业务部门调整后EBDA为57.04亿美元，较2018年的57.27亿美元减少2300万美元[186] - 截至2019年9月30日的九个月，净利润为16.12亿美元，较2018年的14.17亿美元增加1.95亿美元[187] - 2019年可用于普通股股东的净利润为15.8亿美元，较2018年的9.98亿美元增加5.82亿美元，增幅58%[180] - 截至2019年9月30日的三个月，可用于普通股股东的调整后DCF为11.4亿美元，较2018年的10.93亿美元增加4700万美元[189] - 截至2019年9月30日的九个月，可用于普通股股东的调整后DCF为36.39亿美元，较2018年的34.57亿美元增加1.82亿美元[189] - 2019年9月结束的三个月，调整后EBITDA为18.34亿美元，上年同期为18.57亿美元；九个月为55.98亿美元，上年同期为56.06亿美元[190][192] - 2019年9月结束的三个月，DCF为11.4亿美元，上年同期为10.93亿美元；九个月为36.39亿美元，上年同期为34.57亿美元[190] - 2019年9月结束的三个月，GAAP净利润为5.17亿美元，上年同期为10.05亿美元；九个月为16.12亿美元，上年同期为14.17亿美元[192] - 2019年9月结束的三个月，宣布的普通股每股股息为0.25美元，上年同期为0.2美元；九个月为0.75美元，上年同期为0.6美元[190] - 2019年第三季度营收2.98亿美元，2018年同期为3.16亿美元；2019年前九个月营收9.13亿美元，2018年同期为8.7亿美元[218] - 2019年第三季度调整后营收减少6100万美元，降幅18%；2019年前九个月调整后营收减少1.44亿美元，降幅14%[218] - 2019年第三季度调整后息税折旧摊销前利润（EBDA）为1.49亿美元，2018年同期为2.33亿美元；2019年前九个月为5.22亿美元，2018年同期为6.91亿美元[218] - 2019年第三季度调整后EBDA减少8400万美元，降幅36%；2019年前九个月减少1.69亿美元，降幅24%[218] - 2019年第三季度总石油净产量为35.7千桶/日，2018年同期为38.2千桶/日；2019年前九个月为37.3千桶/日，2018年同期为38.8千桶/日[218] - 2019年第三季度实现加权平均油价为49.45美元/桶，2018年同期为57.96美元/桶；2019年前九个月为49.36美元/桶，2018年同期为58.59美元/桶[218] - 2019年第三季度和前九个月，油气生产活动调整后EBDA分别减少7800万美元（50%）和1.69亿美元（36%）[219][221] - 2019年第三季度和前九个月，综合利息费用调整后分别减少2100万美元和5700万美元[222][224][227] - 2019年第三季度和前九个月，归属于非控股权益的净收入调整后分别减少600万美元和2100万美元[222][224][229] - 2019年第三季度公司税务支出约1.51亿美元，较2018年同期的1.96亿美元减少4500万美元[230] - 2019年前九个月公司税务支出约4.71亿美元，较2018年同期的3.14亿美元增加1.57亿美元[231] - 截至2019年9月30日，公司现金及现金等价物为2.41亿美元，较2018年12月31日减少30.39亿美元（93%）[232] - 2019年和2018年前九个月，公司经营活动产生的现金流分别为31.21亿美元和33.75亿美元[233] - 截至2019年9月30日，公司短期债务为44.06亿美元，2018年12月31日为33.88亿美元[235] - 截至2019年9月30日和2018年12月31日，公司营运资金赤字分别为44.61亿美元和18.35亿美元，不利变化26.26亿美元（143%）[236][237] - 2019年前九个月公司维持性资本支出为4.77亿美元，预计全年为6.95亿美元；KMI可自由支配资本投资为21.68亿美元，预计全年为27.55亿美元；KML可自由支配资本投资为1500万美元，预计全年为2700万美元[240] - 截至2019年9月30日和2018年12月31日，公司购买物业、厂房及设备的承诺分别为4.73亿美元和3.04亿美元，增加1.69亿美元[244] - 2019年前九个月公司经营活动现金净减少2.54亿美元，投资活动现金净增加32.96亿美元，融资活动现金净增加27.47亿美元[245][246][247] - 公司预计2019年普通股股息为每股1.00美元[249] 天然气管道业务数据指标变化 - 2019年前九个月和第三季度，天然气管道业务Segment EBDA为10.92亿美元，较2018年增长1.62亿美元，增幅17%[179] - 2019年9月结束的三个月，天然气管道业务收入为10.9亿美元，上年同期为10.05亿美元；九个月收入为33.62亿美元，上年同期为30.77亿美元[190] - 天然气管道业务2019年三季度和前九个月营收分别为19.34亿美元和61.03亿美元，2018年同期分别为21.92亿美元和64.25亿美元[200] - 天然气管道业务2019年三季度和前九个月调整后息税折旧摊销前利润（EBDA）分别为10.9亿美元和33.62亿美元，2018年同期分别为10.05亿美元和30.77亿美元[200] - 天然气管道业务调整后营收在2019年三季度和前九个月较2018年同期分别减少2.77亿美元（13%）和3.32亿美元（5%）[201] - 天然气管道业务调整后EBDA在2019年三季度和前九个月较2018年同期分别增加8500万美元（8%）和2.85亿美元（9%）[201] - 天然气管道业务中，中游业务在2019年三季度和前九个月调整后EBDA分别增加3700万美元（13%）和8900万美元（10%）[205] 产品管道业务数据指标变化 - 产品管道业务2019年三季度和前九个月营收分别为4.84亿美元和13.5亿美元，2018年同期分别为4.75亿美元和14.2亿美元[207] - 产品管道业务2019年三季度和前九个月调整后EBDA分别为3.36亿美元和9.36亿美元，2018年同期分别为3.13亿美元和9.3亿美元[207] - 产品管道业务调整后营收在2019年三季度较2018年同期增加900万美元（2%），前九个月减少7000万美元（5%）[207] - 产品管道业务调整后EBDA在2019年三季度较2018年同期增加2300万美元（7%），前九个月增加600万美元（1%）[207] 精炼产品业务数据指标变化 - 2019年第三季度，西海岸精炼产品调整后EBDA增加1700万美元，增幅13%，调整后收入增加400万美元，增幅2%[209] - 2019年前九个月，东南精炼产品调整后EBDA增加1300万美元，增幅7%，调整后收入减少1200万美元，降幅4%[211] - 2019年前九个月，原油和凝析油调整后EBDA减少1700万美元，降幅5%，调整后收入减少6900万美元，降幅12%[211] 终端业务数据指标变化 - 2019年第三季度，终端业务调整后收入增加400万美元，增幅1%，调整后EBDA减少400万美元，降幅1%[213] - 2019年前九个月，终端业务调整后收入增加1200万美元，增幅1%，调整后EBDA减少2100万美元，降幅2%[213] - 2019年第三季度，艾伯塔加拿大终端调整后EBDA减少400万美元，降幅11%，调整后收入增加300万美元，增幅7%[214] - 2019年前九个月，大西洋中部终端调整后EBDA减少600万美元，降幅13%，调整后收入减少600万美元，降幅7%[216] - 2019年第三季度，墨西哥湾中部终端调整后EBDA减少100万美元，降幅7%，调整后收入减少100万美元，降幅4%[214] - 2019年前九个月，墨西哥湾液体终端调整后EBDA增加900万美元，增幅4%，调整后收入增加1600万美元，增幅5%[216] - 2019年第三季度，东南部终端调整后EBDA增加400万美元，增幅33%[214] 其他财务指标及风险情况 - 2019年9月结束的三个月，调整后普通股每股收益为0.22美元，上年同期为0.21美元；九个月为0.69美元，上年同期为0.64美元[190] - 2019年9月结束的三个月，DD&A（GAAP）为5.78亿美元，上年同期为5.69亿美元；九个月为17.5亿美元，上年同期为17.1亿美元[194] - 2019年9月结束的三个月，所得税费用（GAAP）为1.51亿美元，上年同期为1.96亿美元；九个月为4.71亿美元，上年同期为4.71亿美元[196] - 2019年9月结束的三个月，归属于KML非控股股东权益的净利润为900万美元，上年同期为2.7亿美元；九个月为2500万美元，上年同期为2.91亿美元[195] - 2019年9月结束的三个月，加权平均流通普通股股数为22.77亿股，上年同期为22.18亿股；九个月为22.76亿股，上年同期为22.17亿股[190] - 公司合资企业的折旧、损耗和摊销（DD&A）及所得税费用在不同时期有不同金额，如2019年部分时期为123美元和368美元[198] - 截至2019年9月30日和2018年12月31日，约31%的债务本金余额受可变利率影响[228] - 截至2018年12月31日，市场风险敞口无重大变化，不影响2018年10 - K表中第7A项的定量和定性披露[254] - LIBOR将在2021年底逐步淘汰，公司正在评估其对公司的影响，但预计影响不大[255]

财务数据和关键指标变化 - 2019年宣布每股0.25美元股息，全年计划宣布每股1美元股息，较2018年的每股0.8美元增长25% [30] - 调整后每股收益和每股DCF较去年第三季度增长，本季度每股DCF为0.5美元，超出宣布股息约5.7亿美元 [30] - 预计2019年调整后EBITDA比预算低约3%，DCF略低于预算 [30] - 第三季度收入较2018年第三季度下降9%，但销售成本下降使毛利润改善 [31] - 归属于普通股股东的净利润下降1.87亿美元或27%，调整后收益增长3900万美元或8%，调整后每股收益为0.22美元，较上一时期增长0.01美元或5% [32] - 总DCF为11.4亿美元，较去年增长4700万美元或4%，每股DCF为0.5美元，较去年增长0.01美元或2% [35] - 季度末债务与EBITDA比率为4.7倍，高于年初的4.5倍，预计年底杠杆率为4.6倍 [37] - 调整后净债务季度末为352亿美元，较上季度增加约3.8亿美元，较2018年底增加10.73亿美元 [37] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 本季度天然气需求增长约40亿立方英尺/天，运输量增加约41.5亿立方英尺/天或13%，连续七个季度超过同期10%以上 [24] - EPNG、TGP、Kinder Morgan Louisiana、CIG、GCX、rig等管道运输量均有不同程度增长，LNG出口交付量约25亿立方英尺/天，较2018年第三季度增加近20亿立方英尺 [24][25] - 集输资产量增长12%或3.5亿立方英尺/天，主要受Haynesville和Eagle Ford地区产量增加驱动 [25] - 关键盆地天然气井口产量持续增加，Permian、Haynesville、Bakken和Eagle Ford地区分别增长22%、22%、20%和30% [26] 产品业务 - 精炼产品业务增长，主要因SFPP平均关税提高和费用降低，精炼产品管道运输量较EIA数据增长近1%，而EIA数据下降约1.3% [26] - 原油和凝析油业务基本持平，Bakken资产贡献被KMCC贡献减少抵消，本季度原油和凝析油运输量增长约4% [26] 终端业务 - 本季度终端业务下降约1%，液体业务占比约80%，扩张项目带来增长，但Edmonton South终端租赁费用增加等因素抵消了增长 [27] - 与2018年第三季度相比，增加约40万桶储罐容量，总可租赁容量超过8900万桶 [27] - 休斯顿和纽约港汽油和馏分油业务增长，散装业务略有增长，散装量因煤炭和石油焦量下降约6% [28] CO2业务 - 本季度CO2业务下降，主要因商品价格下降、原油和NGL产量下降以及电力价格上涨 [28] - 净实现原油价格每桶下降约8.5美元，NGL价格每桶下降约15美元，净原油产量下降约7%，调整后产量下降约4.5% [28][29] - 预计2019年该业务自由现金流约3.5亿美元，比预算好约3000万美元，主要因资本支出降低 [29] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国能源信息署9月报告预测，到2050年天然气消费量将增长40%，即使可再生能源大幅增长 [9] - 2007 - 2017年美国总CO2排放量下降约14%，电力部门CO2排放量下降约26% [10] - 1990 - 2017年美国天然气系统甲烷排放量下降超过14%，而天然气产量增长53%，全行业甲烷排放量下降16% [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司执行出售Kinder Morgan Canada 70%股权和Cochin Pipeline美国部分100%股权的计划，以维持强大资产负债表、扩大核心资产、支付股息和回购股票 [7] - 公司认为天然气未来前景积极，将受益于天然气需求增长，计划利用Permian项目连接供需，拓展下游业务 [9][21] - 公司继续评估资产出售意向，以实现良好治理和资本纪律 [8] - 公司致力于解决甲烷排放问题，是ONE Future倡议的创始成员，目标是到2025年天然气供应链甲烷泄漏率降至1%或更低 [12] - 公司坚持资本纪律，寻求高于资本成本的回报项目进行投资，若未找到合适项目，不会强行投资 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为天然气需求增长将为业务带来积极影响，Permian项目将受益于德州供需增长 [9][21] - 公司认为501 - G风险基本过去，解决该问题将有助于解决费率风险，提升网络长期价值 [21][22] - 公司预计KML出售交易将在今年第四季度末或2020年第一季度完成，KML全年业绩将符合预算 [40][44] 其他重要信息 - 公司Elba Island液化设施第一单元于9月30日投入使用，目前已实现项目收入的70%，剩余九个单元预计今年再投入三个，明年上半年全部投入使用 [16] - 公司Gulf Coast Express管道于9月投入使用，提前几天且已满负荷运行 [17] - 公司Permian Highway Pipeline项目进展顺利，预计2021年初投入使用，两个Permian天然气管道项目均已获得长期合同，将为下游业务带来机会 [17][18] - 公司正在与客户合作推进Permian Pass管道项目，但商业活动放缓，该管道需求可能不如三个月前预期的那么迫切 [19] - 公司积压项目金额降至41亿美元，主要因Elba Unit one和GCX投入使用 [22] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 现有积压项目下，2020年运营现金流是否足以支付股息和资本支出计划？何时决定Cochin和PBL股份收益的用途？ - 公司尚未开始2020年预算流程，不确定最终答案，但预计明年将基本实现资本支出和支付增加的股息的自我融资 [48] - Cochin收益到账后，预计将使预计净债务与EBITDA比率降至4.4倍，公司将等待合适机会，用于有吸引力回报的资本项目或股票回购 [49] - Pembina股份预计将在适当时候转换为现金，以非破坏性方式进行，收益将用于机会性股票回购 [50][51] 问题2: EOR业务本季度现场维护对基础下降率是否有影响？ - 公司认为在当前价格下，将管理较小油田以获取自由现金流，预计这些油田产量会下降，将关注SACROC和Yates油田的项目机会 [53] 问题3: 此前指导的20 - 30亿美元资本支出，哪些因素会使其接近下限或上限？Permian Pass管道商业讨论放缓是否会使资本支出接近下限？ - Permian Pass管道项目未获批前会使资本支出接近下限，未来项目机会主要来自天然气领域，项目批准时间将影响资本预算 [56] 问题4: KML - Cochin出售交易后预计年底净债务与EBITDA比率为4.4倍，是否包含Pembina股份出售？ - 该比率仅基于Cochin现金收益，假设年底完成交易 [58] 问题5: CO2业务保持产量持平或降低4.5%下降率需要多少资本支出？ - 公司根据资本投资回报来决定是否投资，而非维持产量，预计小油田若无资本投资产量会下降，将继续在SACROC和Yates油田寻找机会 [61] 问题6: 公司资产有超过13倍EBITDA的收购意向，这些资产是哪些类型？为何不进行变现？ - 公司未透露具体资产和意向来源，强调个别资产估值高于公司整体估值 [63] 问题7: 收购意向来自哪里？是否考虑出售部分资产并保留运营控制权？ - 公司会考虑出售部分资产并保留运营控制权，未透露意向来源，称能源中游领域有大量资金寻求投资机会 [66] 问题8: Permian Pass管道是否有合资伙伴表达兴趣？Permian Highway管道延迟是否有额外成本，是否由合作伙伴均摊？ - Permian Pass管道有托运商和潜在合作伙伴表达兴趣，需求仍在但投产日期可能推迟 [68] - Permian Highway管道延迟有适度额外成本，由项目和所有投资者承担 [68] 问题9: 作为增长战略的一部分，对收购的最新看法是什么？ - 公司一直关注有意义的收购机会，但难以预测，会持续寻找 [71] 问题10: 目前财务状况下如何评估资产出售？ - 资产出售收益首先用于维持杠杆目标，然后可能用于机会性股票回购或资本项目 [73] 问题11: 2020年结束多年展望期后，是否会制定类似的多年计划？ - 股息决策由董事会决定，预计不会制定多年股息计划，公司将逐年评估，但会遵循保持强大资产负债表、投资有吸引力项目和向股东返还价值的原则 [76][78] 问题12: Permian Highway管道监管和路权许可方面的主要延迟因素是否已解决？ - 公司在许可和路权方面取得进展，虽仍有工作要做，但认为没有不可克服的障碍，预计2021年初投入使用 [80] 问题13: 考虑到收益和自由现金流增长，是否有可能降低杠杆目标，争取更高的BBB评级和更高的收益增长？与评级机构的沟通情况如何？ - 公司认为维持BBB评级良好，降低杠杆目标带来的资本成本效益有限，且会阻碍创造股东价值的机会 [83] - 公司近期获得三大评级机构升级，评级机构采取谨慎态度，公司目前杠杆目标和杠杆水平与评级机构关系良好 [84] 问题14: 公司CO2业务相关EOR是否符合ESG资格和政府激励措施？ - 公司捕获CO2并注入地下，目前主要利用地质来源的CO2，尚未发现利用人造CO2具有经济可行性，但认为长期来看CO2封存能力可能有价值 [86] 问题15: 股票回购时是否假设杠杆维持在目标4.5倍？资本支出较少且净债务低于目标时是否会回购股票？是否会因潜在并购机会提高杠杆？ - 公司预计在股票回购时维持杠杆目标，回购将是机会性的 [89] - 若评级机构同意且有明确的降杠杆路径，公司可能会因并购机会提高杠杆，但董事会致力于维持强大资产负债表 [91][92]

资产出售与资金处理 - 2018年8月31日，公司完成TMPL等资产出售，获净现金对价44亿加元（34亿美元），2019年第一季度结算剩余3700万加元（2800万美元）营运资金调整[157] - 2019年1月3日，公司将TMPL出售净收益返还股东，非控股股东获约9亿美元（12亿加元），公司约70%部分（19亿美元，25亿加元，税后）用于偿还债务[158] 各业务线Segment EBDA变化 - 2019年第二季度，天然气管道业务Segment EBDA为10.88亿美元，同比增长251%；产品管道业务为3.07亿美元，同比下降4%；终端业务为2.9亿美元，同比增长5%；CO₂业务为1.96亿美元，同比增长25%；Kinder Morgan Canada业务为0，同比下降100%；总Segment EBDA为18.81亿美元，同比增长70%[163] - 2019年上半年，天然气管道业务Segment EBDA为22.91亿美元，同比增长59%；产品管道业务为5.83亿美元，同比下降1%；终端业务为5.89亿美元，同比增长3%；CO₂业务为3.94亿美元，同比增长11%；Kinder Morgan Canada业务为 - 0.02亿美元，同比下降102%；总Segment EBDA为38.55亿美元，同比增长27%[164] 公司净收入变化 - 2019年第二季度，公司净收入为5.28亿美元，上年同期亏损1.3亿美元，同比增长506%；归属于公司的净收入为5.18亿美元，上年同期亏损1.41亿美元，同比增长467%；普通股股东可获得净收入为5.18亿美元，上年同期亏损1.8亿美元，同比增长388%[163] - 2019年上半年，公司净收入为10.95亿美元，上年同期为4.12亿美元，同比增长166%；归属于公司的净收入为10.74亿美元，上年同期为3.83亿美元，同比增长180%；普通股股东可获得净收入为10.74亿美元，上年同期为3.05亿美元，同比增长252%[164] 所得税前收入变化 - 某些项目使2019年第二季度所得税前收入比上年同期增加8.67亿美元，2019年上半年比上年同期增加8.61亿美元[166] - 考虑某些项目后，2019年第二季度所得税前收入较上年同期减少1500万美元（2%），2019年上半年较上年同期增加2400万美元（2%）[167] 非GAAP绩效指标相关 - 公司非GAAP绩效指标包括DCF和特定项目前的Segment EBDA，DCF用于评估公司资产产生现金收益的能力[168][170] - DCF通过调整普通股股东可获得净收入等项目计算得出，DCF每股收益为DCF除以平均流通普通股股数[170] DCF及相关指标变化 - 2019年Q2普通股股东可获得的净收入为5.18亿美元，2018年同期为 - 1.8亿美元；2019年上半年为10.74亿美元，2018年同期为3.05亿美元[172] - 2019年Q2自由现金流（DCF）为11.28亿美元，2018年同期为11.17亿美元；2019年上半年为24.99亿美元，2018年同期为23.64亿美元[172] - 2019年Q2每股DCF为0.5美元，2018年同期为0.5美元；2019年上半年为1.1美元，2018年同期为1.07美元[172] 普通股股息情况 - 2019年Q2宣布的普通股每股股息为0.25美元，2018年同期为0.2美元；2019年上半年为0.5美元，2018年同期为0.4美元[172] - 公司预计2019年普通股股息为每股1.00美元[216] - 2018年12月31日至2019年6月30日期间，季度股息分别为每股0.20美元、0.25美元、0.25美元[216] - 2019年7月16日，KML董事会宣布2019年第二季度股息为每股0.1625加元，8月15日支付[219] 收入与调整特定项目前EBDA变化 - 与上一时期相比，收入在2019年Q2减少1.44亿美元（7%），上半年减少0.55亿美元（1%）；调整特定项目前的EBDA在2019年Q2增加7300万美元（7%），上半年增加2亿美元（10%）[175] 天然气管道业务收入与EBDA变化 - 天然气管道业务2019年Q2收入为19.68亿美元，2018年同期为21.07亿美元；2019年上半年为41.69亿美元，2018年同期为42.33亿美元[175] - 天然气管道业务2019年Q2调整特定项目前的EBDA为10.71亿美元，2018年同期为9.98亿美元；2019年上半年为22.72亿美元，2018年同期为20.72亿美元[175] - 西部地区调整特定项目前的EBDA增加2800万美元（12%），收入增加2900万美元（10%）[178] - 北部地区调整特定项目前的EBDA增加2600万美元（8%），收入增加4200万美元（11%）[178] - 中游业务调整特定项目前的EBDA增加1800万美元（6%），收入减少2.2亿美元（17%）[178] - 天然气管道业务中，西区EBDA增加6400万美元（13%），收入增加6100万美元（10%）；北区EBDA增加8300万美元（13%），收入增加8400万美元（10%）；中游EBDA增加5200万美元（9%），收入减少2.05亿美元（8%）；南区EBDA减少300万美元（1%），收入增加700万美元（4%）；其他部分EBDA和收入均增加400万美元（133%）；内部抵消收入减少600万美元（43%）；天然气管道业务总体EBDA增加2亿美元（10%），收入减少5500万美元（1%）[179] 产品管道业务收入与EBDA变化 - 产品管道业务中，2019年Q2收入4.42亿美元，同比减少6100万美元（12%）；EBDA为3.07亿美元，同比减少1300万美元（4%）；2019年上半年收入8.66亿美元，同比减少7900万美元（8%）；EBDA为6亿美元，同比减少1700万美元（3%）[181] - 产品管道业务中，原油与凝析油Q2 EBDA减少1000万美元（8%），收入减少4400万美元（20%）；上半年EBDA减少1800万美元（7%），收入减少6700万美元（17%）[182][184] - 产品管道业务中，西海岸精炼产品Q2 EBDA减少700万美元（5%），收入增加100万美元（1%）；上半年EBDA减少700万美元（3%），收入增加700万美元（2%）[182][184] - 产品管道业务中，东南精炼产品Q2 EBDA增加400万美元（6%），收入减少1800万美元（17%）；上半年EBDA增加800万美元（6%），收入减少1900万美元（9%）[182][184] 终端业务收入与EBDA变化 - 终端业务中，2019年Q2收入5.07亿美元，同比减少700万美元（1%）；EBDA为2.9亿美元，同比减少1900万美元（6%）；2019年上半年收入10.16亿美元，同比增加800万美元（1%）；EBDA为5.89亿美元，同比减少1700万美元（3%）[185] - 终端业务中，艾伯塔加拿大Q2 EBDA减少600万美元（16%），收入增加300万美元（7%）[187] - 终端业务中，海洋运营Q2 EBDA减少600万美元（12%），收入减少300万美元（3%）[187] - 终端业务中，海湾中部Q2 EBDA减少400万美元（24%），收入减少500万美元（19%）[187] - 终端业务中，中西部Q2 EBDA减少400万美元（17%），收入减少300万美元（7%）；海湾液体Q2 EBDA增加400万美元（5%），收入增加400万美元（4%）；其他部分（包括内部抵消）Q2 EBDA减少300万美元（3%），收入减少300万美元（1%）；终端业务总体Q2 EBDA减少1900万美元（6%），收入减少700万美元（1%）[187] 公司营收、EBDA、产量及价格情况 - 2019年第二季度公司营收3.1亿美元，2018年同期为2.5亿美元；2019年上半年营收6.15亿美元，2018年同期为5.54亿美元，同比分别下降11%和12%[190] - 2019年第二季度公司调整后息税折旧摊销前利润（EBDA）为1.84亿美元，2018年同期为2.21亿美元；2019年上半年为3.73亿美元，2018年同期为4.58亿美元，同比分别下降17%和19%[190] - 2019年第二季度公司石油总产量为37.9千桶/日，2018年同期为38.6千桶/日；2019年上半年为38.2千桶/日，2018年同期为39.1千桶/日[190] - 2019年第二季度公司实现加权平均油价为49.95美元/桶，2018年同期为58.08美元/桶；2019年上半年为49.31美元/桶，2018年同期为58.90美元/桶[190] - 2019年第二季度公司天然气凝析液（NGL）销售净量为10.4千桶/日，2018年同期为10.1千桶/日；2019年上半年为10.2千桶/日，2018年同期为10.1千桶/日[190] - 2019年第二季度公司二氧化碳（CO₂）净产量为0.6十亿立方英尺/日，与2018年同期持平；2019年上半年亦为0.6十亿立方英尺/日，与2018年同期持平[190] 公司活动调整后EBDA变化 - 2019年第二季度公司油气生产活动调整后EBDA减少4000万美元，降幅27%；2019年上半年减少9100万美元，降幅29%[191][192] - 2019年第二季度公司源与运输活动调整后EBDA增加300万美元，增幅4%；2019年上半年增加600万美元，增幅4%[191][192] 公司费用情况 - 2019年第二季度公司一般及行政和企业费用为1.55亿美元，2018年同期为1.74亿美元，同比下降11%[193] - 2019年第二季度公司净利息支出为4.52亿美元，2018年同期为5.16亿美元，同比下降12%[193] - 2019年上半年一般及行政费用和公司费用在特定项目前较上年同期减少800万美元和1400万美元，主要因大型二叠纪盆地管道项目资本化成本增加及TMPL出售带来的费用降低[196] - 2019年上半年利息费用在特定项目前较上年同期减少2200万美元和3600万美元，主要因平均债务余额降低，部分被较高的LIBOR利率抵消[197] 债务相关情况 - 截至2019年6月30日和2018年12月31日，约30%和31%的债务本金余额受可变利率影响[198] - 截至2019年6月30日，短期债务为30.54亿美元，2018年12月31日为33.88亿美元[204] - 2019年和2018年6月30日营运资金赤字分别为33.59亿美元和18.35亿美元，较2018年末不利变化15.24亿美元（83%）[205] 归属非控股股东净利润变化 - 2019年上半年归属非控股股东的净利润在特定项目前较上年同期减少800万美元和1500万美元，主要因TMPL出售[199] 所得税费用情况 - 2019年3月和6月的所得税费用分别约为1.48亿美元和3.2亿美元，较上年同期分别增加1.94亿美元和2.02亿美元，主要因税前收益增加[200] 现金及现金等价物情况 - 截至2019年6月30日，公司现金及现金等价物为2.13亿美元，较2018年12月31日减少30.67亿美元（94%）[201] 经营活动现金流量情况 - 2019年和2018年上半年经营活动产生的现金流量分别为20.98亿美元和24.68亿美元[202] 资本支出情况 - 2019年上半年资本支出及预计全年剩余支出中，维持性资本支出为7.07亿美元，KMI和KML的可自由支配资本投资分别为28.33亿美元和2700万美元[209] 优先股股息情况 - KML有1200万股1系列优先股和1000万股3系列优先股，初始固定利率期内，年股息分别为每股1.3125加元和1.3000加元[219] 市场风险与LIBOR影响 - 截至2018年12月31日，市场风险敞口无重大变化[220] - LIBOR将于2021年底逐步淘汰，公司认为影响不大[221]

财务数据和关键指标变化 - 公司宣布每股0.25美元的股息，与上一季度相同且符合预算，较2018年股息增长25% [27] - KMI调整后收益和DCF较去年第二季度增长，每股DCF为0.50美元，约5.6亿美元超过宣布的股息 [27] - 本季度收入下降6%，但销售成本下降使毛利率较前期上升，包含特定项目后毛利率与同期持平 [27] - 归属于普通股股东的净利润为5.18亿美元，较2018年第二季度增长388%，不包括特定项目增长约7% [28] - 调整后每股收益为0.22美元，较上一时期增长0.01美元或5% [28] - 总DCF为11.28亿美元，增长100万美元或1%，DCF每股0.50美元与上一季度持平 [31][32] - 季度末债务与EBITDA比率为4.6倍，与预算一致，略高于年末的4.5倍，预计年末杠杆率为4.6倍 [32] - 预计全年EBITDA略低于预算不到2%，全年DCF与预算一致 [33] - 现金使用31亿美元，主要用于偿还债券、向公众股东分配和支付加拿大现金税 [33] - 长期债务因偿还13亿美元债券而下降，调整后净债务季度末为348亿美元，与上季度持平，较年末增加6.89亿美元 [34] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 本季度增长7%，2018 - 2019年天然气需求预计每天增加超50亿立方英尺，近60%的KMI部门DD&A前收益来自该业务 [19] - 传输管道运输量较2018年第二季度每天增加约31亿立方英尺，约10%，连续六个季度超过同期10%以上 [19] - 收集资产量增加约16%或每天4.5亿立方英尺，主要因海恩斯维尔和伊格尔福特收集系统的更高产量 [20] - 关键盆地的天然气井口产量持续增加，二叠纪增长约30%，海恩斯维尔增长约27%，巴肯增长约27%，伊格尔福特增长约5% [21] 产品业务 - 本季度略有下降，东南精炼产品终端等贡献增加被KMCC和SFPP的较低贡献抵消 [22] - 原油和凝析油体积增加2%，精炼产品体积持平，EIA精炼产品体积估计下降约0.9%，略好于全国平均水平 [22] 终端业务 - 本季度下降，液体业务因扩张项目有不错增长，但被埃德蒙顿南站租赁费用和密西西比河高水位影响抵消 [22][23] - 本季度增加约120万桶罐容，总可租赁容量约8900万桶，散货业务因低体积下降约11% [23] CO2业务 - 本季度下降，主要因原油和NGL价格下跌，净实现原油价格每桶下降约8美元，NGL价格每桶下降约9美元 [24] - 原油产量下降约2%，棉花产量增长8%，但低于计划，SACROC产量本季度增长1%，预计全年高于预算 [24][25] - 年中储备审查中，SACROC探明储量增加约550万桶，约33% [26] - CO2销售和运输业务本季度略有上升，因CO2体积增加11%，抵消了价格4%的下降 [26] 各个市场数据和关键指标变化 - 2018年美国天然气需求较2017年增长12%，比十年前增长44%，2019年有望继续保持强劲 [8] - 预计到2030年美国天然气需求将增长超30%，由L&G、电力和工业需求以及对墨西哥出口驱动 [9] - 预计到2025年美国将生产全球四分之一的天然气，占全球供应增长的50%以上 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司以财务负责的方式管理资产和现金流，目标是实现股东回报最大化 [6] - 维持资本纪律，通过回报标准、执行记录和自我融资投资来实现，同时向股东返还价值并寻找有吸引力的增长机会 [12] - 大部分资本扩张资金投入天然气业务，看好天然气未来供需前景，公司管道网络有利于抓住德州和路易斯安那州的机会 [7][8][10] - 继续推进二叠纪天然气管道项目，包括GCX、Permian Highway和可能的Permian Pass，以连接供应和需求市场 [13][16] - 推进埃尔巴液化设施建设，预计首台机组尽快投入使用，延迟影响预计为无杠杆税后约100个基点 [17][18] - KML继续推进温哥华工厂的扩张项目，宣布股票回购计划和柴油出口项目 [36][37][38] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为天然气在未来几年将是赢家，连接美国供应和增长的需求市场将推动新基础设施建设和现有资产利用率提高 [9] - 公司对长期未来感到乐观，因其在德州和路易斯安那州的管道网络有利于服务快速增长的LNG出口和石化设施 [10] - 公司今年表现稳健，预计未来也将如此，虽面临商品价格和项目延迟等逆风，但低利率和部分业务良好表现可抵消负面影响 [12][13] 其他重要信息 - 公司将在第三季度的收益报告中使用新的财务展示格式，目前已在网站上发布补充收益信息 [35] - KML董事会宣布第二季度每股0.1625美元的股息，预计实现约2.13亿美元的EBITDA和约1.09亿美元的其他指标 [38][41] - KML结束季度时拥有约3300万美元现金和大量可用流动性，过去12个月调整后EBITDA债务比率约为1.3倍 [42] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: GCX管道在压缩机未上线时能否输送气体及如何看待启动过程中的管存问题 - 公司表示管道正在填充，压缩机站是提升流量的关键，虽调试有挑战但有信心使其运行，期间会购买和输送部分气体，有一定价值，预计提前一周到十天达到20亿立方英尺/天的流量 [45] 问题2: Permian Pass的目标市场、是否会有合作伙伴及是否有足够需求 - 公司认为大型托运商可能参与所有权，预计需求强劲，因二叠纪供应增长和LNG需求增长，预计每年需要一条20亿立方英尺/天的管道 [47][50][51] 问题3: CO2资本支出减少是否等同于自由现金流增加及Tallgrass项目进展 - 公司称8000万美元自由现金流增加主要源于资本支出减少，HH管道正在进行开放季节以确定容量，利用西部天然气资产用于原油外输仍在探索中 [53][54] 问题4: 为何不将HH管道转换为NGL服务及GCX启动是否会影响现有管道 - 公司表示未获得足够承诺且有竞争项目，GCX上线后会减少短期交易机会，但预计其会快速填满，减少二叠纪的限制 [57][59] 问题5: 下游2.5亿美元投资的时间安排及如何解决气体到达阿瓜杜尔塞后的问题 - 公司称投资约2.5亿美元可增加14亿立方英尺/天的外输能力，交叉项目二预计明年完成，后续可能还有更多去瓶颈项目 [62] 问题6: 未来两年资本支出应更激进还是保守 - 公司表示会保守行事，等待托运商提出需求并签订长期承诺，预计资本支出在20 - 30亿美元之间 [64][65] 问题7: KMCC和Gray Oak合资企业的互连位置、最终容量及是否考虑双鹰管道循环 - 公司称互连在特定站点，可能匹配容量，需考虑增量马力，双鹰管道需与合资伙伴探讨 [68][70][71] 问题8: 海恩斯维尔地区下半年产量前景是否改变 - 公司表示该地区产量仍强劲，可能需投资去瓶颈以适应增长，项目回报有吸引力 [73] 问题9: 未来战略机会和资本优先事项 - 公司表示首要任务是维持投资级资产负债表，其次是执行股息计划，剩余自由现金流将用于高回报项目或回购股票 [76] 问题10: 海湾LNG出口项目的商业讨论、时间表和可行性更新 - 公司称该项目还很遥远，获得FERC批准是积极进展，但暂无具体进展 [79] 问题11: Permian Highway管道的进度和成本情况及费城炼油厂关闭对产品管道和纽约港业务的影响 - 公司表示管道按计划进行，成本预计符合预算，费城炼油厂关闭短期内有负面影响，长期来看因纽约港进口增加将带来积极影响 [80][81][83] 问题12: KMCC项目的成本、合同期限及能否抵消重新签约逆风 - 公司称今年将花费约1000万美元，可获得10万桶/天的初始协议，合同期限最长三年，可部分抵消逆风，目标是将二叠纪原油引入KMCC [85][86] 问题13: Permian Pass项目是否有LNG拉动需求及与现有项目的回报比较 - 公司表示该项目服务德州东部LNG项目和工业客户，回报与之前项目一致，是良好的两位数杠杆税后回报，通过合理安排成本和进度管理风险 [89][91] 问题14: 501 - G流程剩余情况及合同到期风险 - 公司称大部分501 - G风险已解决，今年影响5000万美元，明年1亿美元，合同到期风险主要集中在FEP和Ruby管道，时间为2021 - 2022年 [93] 问题15: 与联合爱迪生的合同在东北增加容量的增量机会 - 公司表示已开展两个类似项目，会继续寻找在东北难以获批管道的情况下进行去瓶颈扩张的机会 [95] 问题16: 积压项目中8亿美元差异有多少是由于CO2项目移除及FERC流程时间 - 公司称5亿美元是由于CO2项目移除，FERC流程难以预测，希望委员会考虑不同情况，不会采用一刀切政策 [97][99] 问题17: KML股票回购是否会按比例回购KMI股票及考虑的指标 - 公司称回购计划仅适用于公众流通股，会评估其他机会，主要关注DCF增值，会机会主义地使用该计划 [100][102] 问题18: 今年股票购买增加的原因及对估值的看法 - 公司高管表示看好公司上行机会和股息政策，会继续作为感兴趣的股东 [105] 问题19: Elba设施低温问题原因、解决方法及后续机组是否有问题 - 公司称问题是确保冷箱均匀冷却，因启动过快导致，目前进展良好，吸取的经验将应用于其他机组，预计很快投入使用 [106][107] 问题20: EOR资本支出是否可进一步降低 - 公司表示会按项目回报进行投资，CO2团队会有效部署资本，无必须的基础资本支出 [109][110]

业绩总结 - 2019年第二季度，净收入可归属于普通股股东为518百万美元，较2018年同期的-180百万美元增长388%[7] - 2019年第二季度，调整后收益为493百万美元，较2018年同期的459百万美元增长7%[10] - 2019年第二季度，调整后EBITDA为973百万美元，较2018年同期的272百万美元显著增长[7] - 2019年第二季度，基本和稀释每股收益为0.23美元，较2018年同期的-0.08美元增长388%[7] - 2019年第二季度，收入为3,214百万美元，较2018年同期的3,428百万美元下降6%[7] - 2019年第二季度，运营成本总计为2,241百万美元，较2018年同期的3,156百万美元下降29%[7] - 2019年第二季度，现金税支出为-51百万美元，较2018年同期的-33百万美元有所增加[10] - 2019年第二季度，宣告每股股息为0.25美元，较2018年同期的0.20美元增长25%[7] - 2019年6月30日，公司的净收入为2,602百万美元，较2018年同期的1,919百万美元增长35.5%[22] - 2019年6月30日，公司的调整后EBITDA为7,582百万美元，较2018年12月31日的7,568百万美元略有增长[22] 用户数据 - 自然气管道的运输量为34,790 BBtu/d，同比增长9%[17] - 实现的平均油价为49.95美元/桶，同比下降14.5%[17] - 实现的平均NGL价格为23.58美元/桶，同比下降28.3%[17] 负面信息 - 2019年第二季度，收入为3,214百万美元，较2018年同期的3,428百万美元下降6%[7] - 产品管道部门的调整后EBDA为307百万美元，同比下降4%[11] - 终端部门的调整后EBDA为290百万美元，同比下降6%[11] - CO2部门的调整后EBDA为184百万美元，同比下降17%[11] - 总调整后EBDA为1,852百万美元，同比下降2%[11] - 调整后EBITDA为1,817百万美元，同比下降2%[15] - 2019年6月30日，公司的总资产为76,695百万美元，较2018年12月31日的78,866百万美元下降了2,171百万美元[21] - 2019年6月30日，公司的净债务为34,840百万美元，较2018年12月31日的33,352百万美元增加了1,488百万美元[22] - 2019年6月30日，公司的净债务与调整后EBITDA的比率为4.6，较2018年12月31日的4.4有所上升[22] - 所得税费用为148百万美元，较2018年同期的46百万美元增加221.7%[24] 其他新策略和有价值的信息 - 2019年6月30日，公司的短期债务为3,054百万美元，较2018年12月31日的3,388百万美元减少了334百万美元[22] - 2019年6月30日，公司的长期债务为31,848百万美元，较2018年12月31日的33,105百万美元减少了1,257百万美元[22] - 2019年6月30日，公司的其他流动负债为2,605百万美元，较2018年12月31日的4,169百万美元减少了1,564百万美元[22] - 2019年6月30日，公司的总负债为41,436百万美元，较2018年12月31日的43,669百万美元减少了2,233百万美元[22] - 2019年6月30日，公司的股东权益为34,484百万美元，较2018年12月31日的34,531百万美元略有下降[22]

业绩总结 - 2019年预计可分配现金流(DCF)约为50亿美元，其中约20亿美元用于分红，约30亿美元用于提升股东价值[15] - 2019年预计调整后的EBITDA为78亿美元，较2018年增长3%[54] - 2019年可分配现金流为50亿美元，较2018年增长6%[54] - 2019年每股分红为1.00美元，较2018年增长25%[54] - 2018年可分配现金流（DCF）为47.3亿美元[118] - 2018年净收入为19.19亿美元，调整后的EBITDA为75.68亿美元[120] 用户数据 - 66%的收入来自“取或付”合同，25%来自基于费用的合同，确保稳定的现金流[20] - 2019年，约94%的干线和液化天然气管道为“取或付”合同[65] - 2019年天然气管道的合同平均剩余期限为6.3年，液体管道为3.6年，CO2及运输为7.2年[65] 未来展望 - 预计到2030年，美国天然气生产将增长超过30 Bcfd，增幅接近40%[26] - 预计到2025年，美国石油和天然气生产将增长约33%[11] - 预计到2025年，美国LNG出口将增长超过四倍[36] 新产品和新技术研发 - 2019年计划回购20亿美元的股票，自2017年12月以来已回购约5.25亿美元[18] - 预计每年将有20亿至30亿美元的持续有机投资机会，主要与LNG出口相关[31] - 2019年新增约6亿美元的新项目[31] 市场扩张和并购 - 总待处理订单为61亿美元，其中主要包括液体相关机会[31] - 项目积压为43亿美元，涵盖2019-2022年期间的承诺增长项目[81] 负面信息 - 2019年净债务与调整后EBITDA的比率为4.5倍，预计2019年结束时为约4.6倍[54] - 2019年，TGP和EPNG的费率调整预计将对调整后的EBITDA产生约5000万美元的影响[86] 其他新策略和有价值的信息 - 自2008年以来，公司每年在增长项目上的投资平均为25亿美元至30亿美元[68] - 2019年预算的EBDA中，天然气管道占61%，产品管道占15%，终端占14%，CO2占10%[65] - 2019年，油价每变动1美元，预计将对现金流产生约800万美元的影响[78] - 2019年，天然气每变动0.10美元，预计将对现金流产生约100万美元的影响[78]

业绩总结 - 公司市值超过400亿美元，成为标准普尔500指数中十大能源公司之一[9] - 2019年调整后的EBITDA预计为78亿美元，同比增长3%[66] - 2019年可分配现金流为50亿美元，同比增长6%[66] - 2019年每股分红为1.00美元，较2018年增加25%[66] - 2019年预算的EBDA约为51亿美元[85] - 2018年净收入为19.19亿美元，调整后的EBITDA为75.68亿美元[121] 用户数据 - 公司客户中，前25名客户贡献约48%的2019年预算净收入[76] - 2019年预算中，约90%的收入来自于“取或付”或费用基础的合同[62] 未来展望 - 预计到2030年，美国天然气需求将达到119 Bcfd，增长32%[36] - 预计到2030年，全球液体消费将超过每日1亿桶，主要受中国和印度的推动[50] - 预计到2025年，美国将生产全球近五分之一的原油和四分之一的天然气[32] 新产品和新技术研发 - 公司在美国液化天然气出口能力方面的资产合同容量为5746 mDth/d，总资本为22.13亿美元[45] - 2019年第一季度新增约6亿美元的新项目[38] 市场扩张和并购 - 公司在休斯顿中心投资近20亿美元，自2010年以来持续扩展其终端能力[52] - 公司目前有61亿美元的商业资本项目在建，主要来自于广泛的天然气业务[38] 负面信息 - 预计2020年和2021年天然气管道部门的再合同风险分别为-0.9%和-2.6%[93] 其他新策略和有价值的信息 - 自2017年12月以来，公司已回购约5.25亿美元的股票，计划回购总额为20亿美元[9] - 2019年预算中，天然气管道占EBDA的61%，产品管道占15%[69] - 2019年预算中，约96%的现金流来自于“取或付”及其他费用基础合同[14] - 预计2019年每增加1美元的油价，公司将产生约800万美元的现金流影响[81] - 2019年预算中，CO2部门的自由现金流为8.53亿美元[103]

TMPL资产出售相关 - 2018年8月31日，公司完成TMPL等资产出售，净现金对价为44亿加元（34亿美元）[149] - 2019年第一季度，公司结算剩余3700万加元（2800万美元）营运资金调整[149] - 2019年1月3日，公司向股东分配TMPL出售净收益，非控股股东获约9亿美元（12亿加元）[150] - 2019年第一季度Kinder Morgan Canada业务收入减少6100万美元（100%），Segment EBDA before certain items减少4600万美元（100%），主要因2018年8月31日出售TMPL [177][178] - 2019年第一季度，经营活动提供的现金净额较2018年同期减少3.39亿美元，主要归因于与TMPL出售相关的3.4亿美元外国所得税支付[197] - 2019年第一季度，融资活动使用的现金净额较2018年同期增加26.99亿美元，主要是债务活动现金使用增加19.27亿美元、TMPL出售收益分配8.79亿美元和普通股股息支付增加0.178亿美元[198] - 2019年1月3日，KML向受限投票股东分配约9亿美元TMPL出售净收益作为资本返还[204] 净收益使用情况 - 公司约70%的净收益19亿美元（25亿加元）用于偿还商业票据借款4亿美元和到期长期债务13亿美元[150] 各业务线Segment EBDA变化（季度同比） - 2019年第一季度与2018年同期相比，天然气管道业务Segment EBDA增加7500万美元，增幅7%[156] - 2019年第一季度与2018年同期相比，产品管道业务Segment EBDA增加1000万美元，增幅4%[156] - 2019年第一季度与2018年同期相比，终端业务Segment EBDA增加300万美元，增幅1%[156] 财务关键指标季度同比变化 - 2019年第一季度与2018年同期相比，DCF从12.47亿美元增至13.71亿美元，增幅10%[160] - 2019年第一季度与2018年同期相比，DCF每股从0.56美元增至0.60美元，增幅7%[160] - 2019年第一季度与2018年同期相比，普通股每股股息从0.20美元增至0.25美元，增幅25%[160] 天然气管道业务年度数据 - 天然气管道业务2019年营收22.01亿美元，较2018年的21.26亿美元增长4%，调整前息税折旧摊销前利润（EBDA）为12.01亿美元，较2018年的10.74亿美元增长12%[164] - 天然气管道业务2019年天然气运输、销售、收集量分别为36674、2332、3301（BBtu/d），NGLs为121（MBbl/d）[164] - 天然气管道业务中，北区调整前EBDA增加5700万美元（18%），西区增加3600万美元（14%），中游增加3400万美元（10%），南区减少200万美元（1%）[165] 产品管道业务年度数据 - 产品管道业务2019年营收4.24亿美元，较2018年的4.42亿美元下降4%，调整前EBDA为2.93亿美元，较2018年的2.97亿美元下降1%[168] - 产品管道业务2019年总交付量为2254（MBbl/d），较2018年的2202（MBbl/d）有所增加[168] - 产品管道业务中，原油与凝析油调整前EBDA减少800万美元（7%），东南精炼产品增加400万美元（6%），西海岸精炼产品持平[170][171] 码头业务年度数据 - 码头业务2019年营收5.09亿美元，较2018年的4.95亿美元增长3%，调整前EBDA为2.99亿美元，较2018年的2.97亿美元增长1%[173] - 码头业务2019年液体罐容利用率为93.9%，较2018年的91.4%有所提高[173] - 码头业务中，墨西哥湾液体码头调整前EBDA增加600万美元（8%），海运业务增加300万美元（6%），加拿大艾伯塔省码头减少500万美元（13%）[174] - 码头业务中，墨西哥湾中部调整前EBDA减少300万美元（18%），其他（包括内部抵消）增加100万美元（1%）[174] CO2业务数据 - 公司CO2业务中，Gulf Central终端收入减少300万美元（18%），主要因2018年8月一份客户合同终止[175] - 2019年第一季度CO2业务收入3.05亿美元，2018年为3.04亿美元；Segment EBDA为1.98亿美元，2018年为1.99亿美元；Segment EBDA before certain items为1.89亿美元，较2018年的2.37亿美元减少4800万美元（20%）[175] - 2019年第一季度公司实现的加权平均油价为每桶48.67美元，2018年为59.72美元；加权平均NGL价格为每桶25.98美元，2018年为30.39美元[175] 费用及所得税变化 - 2019年第一季度一般及行政和企业费用、利息净额和非控股权益方面，一般及行政和企业费用before certain items减少600万美元（4%），利息净额before certain items减少1400万美元（3%），非控股权益净收入减少700万美元（39%）[178] - 2019年第一季度所得税费用约为1.72亿美元，较2018年同期的1.64亿美元增加800万美元，主要因税前收益增加[184] 现金及现金流相关 - 截至2019年3月31日，公司“现金及现金等价物”为2.21亿美元，较2018年12月31日减少3.059亿美元（93%）[185] - 2019年和2018年前三个月，公司经营活动产生的现金流分别为6.35亿美元和9.74亿美元[186] - 截至2019年3月31日，公司短期流动性的主要来源包括经营活动现金、45亿美元的循环信贷安排及相关40亿美元的商业票据计划、KML的5亿加元无担保循环信贷安排[187] 债务相关 - 截至2019年3月31日和2018年12月31日，公司约31%的债务本金余额需支付可变利率[182] - 截至2019年3月31日，公司短期债务为25.02亿美元，包括KML循环信贷安排下的0.38亿美元、商业票据计划下的1.09亿美元以及未来12个月到期的22亿美元优先票据；2018年12月31日短期债务余额为33.88亿美元[190] - 2019年3月31日和2018年12月31日，公司营运资金赤字分别为27.47亿美元和18.35亿美元，较2018年末不利变化9.12亿美元（50%）[191] 资本支出相关 - 2019年第一季度资本支出方面，维持性资本支出为1.15亿美元，预计全年为7.12亿美元；KMI可自由支配资本投资为5.94亿美元，预计全年为29.61亿美元；KML可自由支配资本投资为0.02亿美元，预计全年为0.27亿美元[194] - 2019年3月31日和2018年12月31日，购买物业、厂房及设备的承诺分别为4.43亿美元和3.04亿美元[196] 投资及融资活动现金流变化 - 2019年第一季度，投资活动使用的现金净额较2018年同期增加0.89亿美元，主要是对股权投资者的出资增加2.65亿美元，部分被资本支出减少1.53亿美元抵消[197] 股息相关 - 公司预计2019年普通股股息为每股1.00美元，2019年3月31日季度股息为每股0.25美元[200][201] - 2019年4月17日，KML宣布2019年第一季度股息为每股0.1625加元[205] - KML的1200万股1系列优先股和1000万股3系列优先股，在初始固定利率期间分别按每股每年1.3125加元和1.3000加元的固定累积优先股息率每季度支付[205]