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

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

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

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

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

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

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]