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

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

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

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

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

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

财务数据关键指标变化 - 2021年第二季度总营收31.5亿美元，2020年同期为25.6亿美元；2021年上半年总营收83.61亿美元，2020年同期为56.66亿美元[15] - 2021年第二季度净亏损7.4亿美元，2020年同期为亏损6.24亿美元；2021年上半年净利润6.85亿美元，2020年同期为亏损9.15亿美元[15] - 2021年第二季度归属于公司的净亏损7.57亿美元，2020年同期为亏损6.37亿美元；2021年上半年归属于公司的净利润6.52亿美元，2020年同期为亏损9.43亿美元[15] - 2021年6月30日现金及现金等价物为13.65亿美元，2020年12月31日为11.84亿美元[19] - 2021年6月30日总资产为701.75亿美元，2020年12月31日为719.73亿美元[19] - 2021年6月30日总负债为383.52亿美元，2020年12月31日为394.07亿美元[19] - 2021年6月30日归属于公司的股东权益为307.11亿美元，2020年12月31日为314.36亿美元[19] - 2021年第二季度基本和摊薄后每股亏损0.34美元，2020年同期为亏损0.28美元；2021年上半年基本和摊薄后每股收益0.29美元，2020年同期为亏损0.42美元[15] - 2021年第二季度其他综合亏损1.22亿美元，2020年同期为亏损1.37亿美元；2021年上半年其他综合亏损2.02亿美元，2020年同期为收益1.34亿美元[17] - 2021年第二季度综合亏损8.62亿美元，2020年同期为亏损7.61亿美元；2021年上半年综合收益4.83亿美元，2020年同期为亏损7.81亿美元[17] - 2021年上半年经营活动产生的净现金为33.11亿美元，2020年同期为22.32亿美元[22] - 2021年上半年投资活动使用的净现金为1.11亿美元，2020年同期为2.41亿美元[22] - 2021年上半年融资活动使用的净现金为24.4亿美元，2020年同期为16.49亿美元[22] - 2021年上半年现金、现金等价物和受限存款净增加7.6亿美元，2020年同期为3.37亿美元[22] - 2021年6月30日现金、现金等价物和受限存款期末余额为19.69亿美元，2020年同期为5.46亿美元[22] - 2021年上半年支付的利息（扣除资本化利息）为8.07亿美元，2020年同期为8.91亿美元[24] - 2021年上半年支付的所得税净额为800万美元，2020年同期为1.36亿美元[24] - 2021年6月30日归属于公司的股东权益为307.11亿美元，2020年同期为317.53亿美元[27][28] - 2021年6月30日非控股权益为4.29亿美元，2020年同期为3.71亿美元[27][28] - 2021年6月30日股东权益总额为311.4亿美元，2020年同期为321.24亿美元[27][28] - 截至2021年6月30日，公司总债务为3.2191亿美元，较2020年12月31日的3.3396亿美元有所下降[56] - 截至2021年6月30日，公司未偿债务账面价值为33.26亿美元，估计公允价值为38.498亿美元；2020年12月31日，账面价值为34.689亿美元，估计公允价值为39.622亿美元[59] - 2021年第二季度每股现金股息为0.27美元，2020年同期为0.2625美元；2021年上半年每股现金股息为0.54美元，2020年同期为0.525美元[61] - 截至2021年6月30日，累计其他综合损失为6.09亿美元，较2020年12月31日的4.07亿美元有所增加[63] - 2021年上半年折旧、损耗和摊销为10.69亿美元，2020年同期为10.97亿美元[22] - 2021年上半年资本支出为5.45亿美元，2020年同期为9.63亿美元[22] - 2021年上半年发行债务31.1亿美元，偿还债务42.73亿美元[22] - 2021年第二季度和上半年，公司所得税费用分别为2.37亿美元和1.14亿美元[97] - 2021年第二季度和上半年，公司有效税率分别为24.3%和14.3%[97] - 2020年因非税务可抵扣商誉减值10亿美元和16亿美元，导致当季和上半年有效税率为负[98][99] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司法律事务总准备金分别为1.85亿美元和2.73亿美元[109] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司为环境负债计提的准备金分别为2.48亿美元和2.5亿美元，同时记录了1200万美元的预期成本回收应收款[121] - 2021年第二季度，公司服务收入18.89亿美元，商品销售收入12.46亿美元，其他收入1500万美元，总营收31.5亿美元[15] - 2021年第二季度，公司运营成本、费用及其他总计39.14亿美元，运营亏损7640万美元[15] - 2021年上半年，公司服务收入38.06亿美元，商品销售收入44.75亿美元，其他收入8000万美元，总营收83.61亿美元[15] - 2021年上半年，公司运营成本、费用及其他总计72.39亿美元，运营收入1.122亿美元[15] - 2021年第二季度，公司净亏损7400万美元，归属于Kinder Morgan, Inc.的净亏损7570万美元，基本和摊薄后每股亏损0.34美元[15] - 2021年上半年，公司净收入6850万美元，归属于Kinder Morgan, Inc.的净收入6520万美元，基本和摊薄后每股收益0.29美元[15] - 2021年上半年经营活动产生的现金流量净额为33.11亿美元，2020年同期为22.32亿美元[22] - 2021年上半年投资活动使用的现金流量净额为1.11亿美元，2020年同期为2.41亿美元[22] - 2021年上半年融资活动使用的现金流量净额为24.4亿美元，2020年同期为16.49亿美元[22] - 2021年上半年现金及现金等价物和受限存款净增加7.6亿美元，2020年同期为3.37亿美元[22] - 截至2021年6月30日，已发行股份为22.65亿股，股东权益总额为311.4亿美元[27,31] - 2020年6月30日，已发行股份为22.61亿股，股东权益总额为321.24亿美元[28,32] - 2021年Q2末和2020年上半年末，资产减值、剥离和其他减记的税前净损失分别为1.602亿美元、1.005亿美元、1.509亿美元和1.976亿美元[47] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司总债务分别为321.91亿美元和333.96亿美元，债务公允价值调整分别增加总债务余额10.69亿美元和12.93亿美元[56] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司未偿还债务的账面价值分别为332.6亿美元和346.89亿美元，估计公允价值分别为384.98亿美元和396.22亿美元[59] - 截至2021年6月30日，累计其他综合损失为6.09亿美元，2020年12月31日为4.07亿美元[63] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司合同资产余额分别为4800万美元和2000万美元，其中2020年12月31日的合同资产余额中有1200万美元在2021年上半年转入应收账款[90] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司合同负债余额分别为2.32亿美元和2.39亿美元，其中2020年12月31日的合同负债余额中有4500万美元在2021年上半年确认为收入[90] - 2021年3个月总合并收入为31.5亿美元，2020年为25.6亿美元；2021年6个月为83.61亿美元，2020年为56.66亿美元[94] 各条业务线数据关键指标变化 - 2021年公司天然气管道业务营收为19.76亿美元，产品管道业务营收为5.14亿美元，终端业务营收为4.33亿美元，CO₂业务营收为2.43亿美元[84] - 2020年6月30日止三个月天然气管道业务营收为15.71亿美元，产品管道业务营收为3.45亿美元，终端业务营收为4.19亿美元，CO₂业务营收为2.32亿美元[86] - 另一时期天然气管道业务营收为61.01亿美元，产品管道业务营收为9.67亿美元，终端业务营收为8.53亿美元，CO₂业务营收为4.72亿美元[87] - 2021年公司服务业务营收为15.77亿美元，商品销售业务营收为13.29亿美元[84] - 公司2021年上半年总营收为56.66亿美元，其中天然气管道业务营收34.46亿美元，产品管道业务营收8.40亿美元[89] - 2021年第二季度和上半年，公司天然气管道业务外部客户收入分别为19.60亿美元和60.70亿美元[94] - 2021年第二季度和上半年，公司产品管道业务收入分别为5.14亿美元和9.67亿美元[94] - 2021年上半年，公司各业务板块调整后息税折旧摊销前利润（EBDA）总计29.55亿美元[96] - 截至2021年6月30日，公司总资产为701.75亿美元，其中天然气管道业务资产为464.45亿美元[96] - 2021年公司天然气管道业务总收入为19.76亿美元，产品管道业务总收入为5.14亿美元，终端业务总收入为4.33亿美元，二氧化碳业务总收入为2.43亿美元，公司总收入为31.5亿美元[84] - 2020年第二季度公司天然气管道业务总收入为15.71亿美元，产品管道业务总收入为3.45亿美元，终端业务总收入为4.19亿美元，二氧化碳业务总收入为2.32亿美元，公司总收入为25.6亿美元[86] - 2021年公司来自客户合同的服务收入中，固定服务收入为10.63亿美元，收费服务收入为5.14亿美元，服务总收入为15.77亿美元[84] - 2020年第二季度公司来自客户合同的服务收入中，固定服务收入为10.52亿美元，收费服务收入为4.42亿美元，服务总收入为14.94亿美元[86] - 2021年公司商品销售中，天然气销售为6.72亿美元，产品销售为6.57亿美元，商品销售总收入为13.29亿美元[84] - 2020年第二季度公司商品销售中，天然气销售为3.76亿美元，产品销售为2.84亿美元，商品销售总收入为6.6亿美元[86] - 2021年公司其他收入中，租赁服务收入为3.21亿美元，商品销售衍生品调整为 - 8500万美元，其他收入为800万美元，其他收入总计为2.44亿美元[84] - 2020年第二季度公司其他收入中，租赁服务收入为2.99亿美元，商品销售衍生品调整为6400万美元，其他收入为4300万美元，其他收入总计为4.06亿美元[86] - 2021年3个月天然气管道业务来自外部客户收入为19.6亿美元，2020年为15.65亿美元；2021年6个月为60.7亿美元，2020年为34.26亿美元[94] - 2021年3个月天然气管道业务部门间收入为1600万美元，2020年为600万美元；2021年6个月为3100万美元，2020年为2000万美元[94] - 2021年3个月产品管道业务收入为5.14亿美元，2020年为3.45亿美元；2021年6个月为9.67亿美元，2020年为8.4亿美元[94] - 2021年3个月终端业务来自外部客户收入为4.33亿美元，2020年为4.18亿美元；2021年6个月为8.52亿美元，2020年为8.59亿美元[94] - 2021年3个月终端业务部门间收入为0，2020年为100万美元；2021年6个月为100万美元，2020年为200万美元[94] - 2021年3个月CO₂业务收入为2.43亿美元，2020年为2.32亿美元；2021年6个月为4.72亿美元，2020年为5.41亿美元[94] - 2021年3个月公司及部门间消除项为 - 1600万美元，2020年为 - 700万美元；2021年6个月为 - 3200万美元，2020年为 - 2200万美元[94] 公司资产与业务收购 - 公司拥有或运营约83000英里的管道和144个终端[35] - 2021年7月9日，公司以约12.28亿美元完成对Stagecoach Gas Services LLC子公司的收购，其资产包括4个天然气储存设施，总工作容量410亿立方英尺[39] - 2021年7月16日，公司宣布以3.1亿美元收购Kinetrex Energy，预计2021年第三季度完成交易[40] - 公司拥有约83000英里的管道和144个终端[35] - 2021年7月9日，公司完成对Stagecoach Gas Services LLC子公司的收购，交易价格约为12.28亿美元[39] - 2021年7月16日，公司宣布以3

财务数据和关键指标变化 - 2021年第二季度宣布每股股息0.27美元，年化1.08美元，较2020年第二季度增长3% [24] - 本季度营收31.5亿美元，较2020年第二季度增加5.9亿美元；销售成本增加4.95亿美元，毛利润增加9500万美元 [24] - 本季度对南德克萨斯州集输和处理资产进行了16亿美元的减值，导致净亏损7.57亿美元；调整后收益为5.16亿美元，较2020年第二季度增加1.35亿美元 [24] - 调整后EBITDA为16.7亿美元，较2020年第二季度增长7% [26] - 总DCF为10.25亿美元，增长2%；DCF每股0.45美元，较去年增加0.01美元 [27] - 本季度末债务与EBITDA比率为3.8倍，低于去年年底的4.6倍；预计年底达到4.0倍 [27][28] - 本季度末净债务接近302亿美元，较去年年底减少18.47亿美元，较第一季度减少约5亿美元；自峰值水平以来，净债务已下降超120亿美元，约30% [29] - 目前预计全年DCF为54亿美元，高于上季度给出的51 - 53亿美元的范围上限 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 本季度运输量较2020年第二季度增长4%，约15亿英热单位/天，主要受墨西哥LNG出口、TGP电力需求、PHP投产、德州州内系统工业和LNG需求增加以及Elba Express LNG设施交付量增加的推动；部分被CIG的低流量抵消 [17] - 管道向LNG的实际交付量平均约50亿英热单位/天，较2020年第二季度大幅增加，较今年第一季度增加约8%；LNG出口量市场份额约48% [18] - 对墨西哥的出口较2020年第二季度增长约20%，市场份额约54% [18] - 发电厂的总交付量相对持平，向LDC的交付量略有下降，向工业设施的交付量增长4% [18] - 本季度天然气集输量较2020年第二季度下降约12%；与第一季度相比，增长约6%，其中Hiland和Haynesville的集输量分别增长约10%和13% [18][19] 产品管道业务 - 本季度精炼产品较2020年第二季度增长37%，较第一季度增长约17%；与2019年第二季度相比，道路燃料基本持平，喷气燃料仍下降约26% [19] - 原油和凝析油本季度较2020年第二季度增长6%，环比略有增长 [19] 终端业务 - 液体利用率仍然很高，排除因检查停用的油罐，约98%的油罐已出租 [19] - 液体终端吞吐量总体增长约22%，精炼产品增长26%，但仍略低于2019年水平 [20][21] - 海运油轮业务仍有疲软，但预计市场将在今年晚些时候改善 [21] - 散货业务量增长23%，受煤炭和钢铁推动，最大钢铁客户的工厂利用率超过疫情前水平，煤炭出口经济改善 [21] CO2业务 - 原油产量较去年同期下降约9%，CO2产量下降约10%；油价和NGL价格上涨抵消了部分产量下降的影响 [21][22] - 预计石油产量将超过预算约5%，CO2产量也将超过预算 [22] 各个市场数据和关键指标变化 - 预计2020 - 2030年，天然气增长的80%来自德克萨斯州和路易斯安那州，且大部分是出口市场 [50] - 目前天然气市场，需求增长明显，供应侧反应相对滞后，预计未来几年供需平衡偏紧，价格环境较高 [51] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将资金用于维持强大的资产负债表、支付股息、投资新项目或收购以及机会性回购股份 [6][7] - 本季度宣布两项重大收购：以约12亿美元收购东北部的Stagecoach天然气储存和管道资产；以约3亿美元收购Kinetrex，进入可再生天然气市场 [7] - 公司认为现有天然气业务在未来几十年仍有需求，同时积极布局能源转型业务，如可再生天然气、负责任采购的天然气、可再生运输燃料等 [15][16] - 在可再生天然气市场，公司认为该市场高度分散，有机会通过有机增长和收购来扩大业务；公司的竞争优势包括现有网络、客户资源、项目管理专业知识等 [34][35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司持续产生强劲的现金流，并在现金流范围内舒适运营 [6] - 看好美国天然气市场，预计未来20年市场增长约23 - 24%，主要受出口和工业需求推动 [49] - 认为天然气储存价值将随着时间推移而增加，特别是在冬季风暴Uri期间得到体现，且随着间歇性可再生能源的增加，储存价值将更加凸显 [9][10] 其他重要信息 - 公司的收益发布和本次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审查最新的SEC文件 [5] - 公司在南德克萨斯州集输和处理资产上进行了16亿美元的减值 [24] - 公司在第一季度成立了能源转型风险投资集团 [10] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: RNG市场的机会和竞争格局 - 公司认为RNG市场高度分散，有机会进行有机增长；公司的竞争优势包括现有网络、客户资源和项目管理专业知识等 [34][35] 问题2: 二叠纪盆地天然气外输需求的演变 - 公司认为随着二叠纪盆地的持续发展，未来可能需要新的管道外输天然气，预计时间为中期，目前商业对话活跃度一般 [37] 问题3: 指导更新的驱动因素 - 除了Stagecoach收购，主要驱动因素是精炼产品销量的改善和商品价格的上涨 [40] 问题4: 天然气业务的重新签约趋势是否结束 - 2021年后重新签约的影响将降低，但仍有几年的时间，不过规模较小 [42][45] 问题5: 天然气宏观环境及LNG业务的机会 - 公司对美国天然气市场持乐观态度，预计未来20年增长约23 - 24%；目前市场供需平衡偏紧，价格环境较高；公司将努力扩大在LNG市场的份额 [49][51] 问题6: Kinetrex项目的有机增长回报 - 公司认为该项目的回报具有吸引力，但未透露具体回报数据 [53] 问题7: Kinetrex业务的固定价格合同和收入来源 - 目前部分LNG采购有固定价格，RNG将以指数价格结算；业务收入约60%来自RNG，剩余来自LNG；尚未建立LCFS途径 [56][58] 问题8: 是否考虑出售非核心业务 - 公司喜欢现有的资产组合，但一切资产在合适的估值下都可以出售 [60][61] 问题9: SACROC扩张项目的情况 - 公司获得了在SACROC单元附近进行进一步开发的权利，并将其纳入单元；公司将继续寻找增量投资机会 [63] 问题10: 中游业务下半年的展望 - 公司认为需要逐个资产进行评估，Hiland和Haynesville有望实现增量业绩；整体天然气中游基础设施的价值在提升 [65][66] 问题11: CCUS项目的时机和紧迫性 - 与二叠纪盆地的几家运营商正在进行讨论；如果用于EOR，预计需要12 - 18个月；如果用于封存，需要3 - 5年获得Class VI井许可证；目前市场兴趣浓厚 [71][73] 问题12: 海恩斯维尔盆地的外输需求和Elba资产的情况 - 随着天然气价格上涨和活动增加，海恩斯维尔盆地未来3 - 5年可能需要额外的外输能力；Elba资产与公司的整体系统集成良好，已进行部分出售，且有长期合同与壳牌合作 [78][79] 问题13: 非经常性项目的内容和未来预期 - 主要是法律和环境储备，包括法律纠纷储备、环境影响成本估计储备和费率案例储备调整；这些项目难以预测，不会定期出现 [84] 问题14: 是否会增加石油业务的资本支出 - 公司将继续根据单个项目进行评估，目前有几个项目正在进行中；公司的石油产量比计划高5% [82] 问题15: 指导中的商品价格 - 下半年原油价格为70美元/桶，天然气价格为3.50美元/百万英热单位 [83] 问题16: 2022年Ruby管道债务偿还对资本支出的影响 - 公司将与合作伙伴进行经济决策，最终预算待定；如果决定出资，将作为明年的现金使用 [87][88] 问题17: 是否有提高45Q税收抵免的讨论 - 华盛顿有相关讨论，但无法预测结果 [91] 问题18: 大型联合循环发电厂对CCS的兴趣 - 与一家电力客户有非常初步的对话 [93] 问题19: 收购后回购股份的资本分配考虑 - 公司将综合考虑维持资产负债表、收购、支付股息和回购股份等因素，根据机会进行决策 [97] 问题20: Stagecoach资产捕捉存储费率增长的能力 - 该资产的平均合同期限约为3年，50%与公用事业和终端用户签订，50%与生产商和营销公司签订；公司可以进行短期交易，并通过与TGP的整合解锁更多商业机会；服务费率基于市场定价 [99] 问题21: 德州铁路委员会获得监管权对碳封存井时间线的影响 - 如果德州铁路委员会获得监管权，将缩短时间线；公司目前专注于陆上机会 [102][103] 问题22: 垃圾填埋场RNG与碳捕获整合的机会 - 有机会，但取决于设施规模和排放增长情况 [106]

业绩总结 - 公司在2021年的净收入预计为27亿至29亿美元，较之前预算增加6亿至8亿美元[10] - 调整后的EBITDA预计为76亿至77亿美元，较之前预算增加8亿至9亿美元[10] - 可分配现金流(DCF)预计为51亿至53亿美元，较之前预算增加7亿至9亿美元[10] - 公司在2021年预计的自由现金流超过19亿至21亿美元，确保强劲的资产负债表和股东价值回报[9] - 2021年预计净收入范围为2,700百万至2,900百万美元，2020年实际净收入为119百万美元[89] - 2021年调整后的收益预计为2,700百万至2,900百万美元，2020年调整后的收益为2,011百万美元[89] - 2021年自由现金流（DCF）预计为5,100百万至5,300百万美元，2020年实际自由现金流为4,597百万美元[89] - 2021年调整后的EBITDA预计为7,600百万至7,700百万美元，2020年实际为6,962百万美元[90] 用户数据与市场表现 - 公司在北美拥有约70,000英里的天然气管道，运输约40%的美国天然气[7] - 公司在德克萨斯州的天然气网络在冬季风暴期间显示出其重要性，德克萨斯州内的管道系统占总调整后细分EBDA的约10%[11] - 公司在天然气管道的合同平均剩余期限为6年[63] - 公司在多个关键盆地的收集和处理资产占其EBDA的约7%[64] 未来展望与投资计划 - 公司预计到2030年，天然气需求将增加24 bcfd，主要由德克萨斯州和路易斯安那州推动，预计这两个州将占预测需求增长的80%[25] - 公司在2021年计划进行20亿美元的股票回购，剩余回购能力超过14亿美元[8] - 公司在2020年预计将在可再生燃料生产能力上，未来将投入超过100亿美元的资本支出，以支持可再生燃料的增长[36] - 公司在2020年，预计将有超过60百万美元的资本支出用于加州的可再生燃料基础设施建设[41] 新产品与技术研发 - 公司在未来的CCUS（碳捕集、利用与储存）服务中，预计将利用其超过1300英里CO2管道的运营经验，具备1.5 bcfd的主干线能力[42] - 公司在天然气基础设施方面，预计未来将能够利用现有的天然气管道网络运输生物甲烷和氢气[31] - 公司在加州的可再生柴油项目中，预计每个新建的可再生柴油中心将具备高达20 mbbld的可再生能力[41] 财务健康与股东回报 - 公司在2021年宣布每股分红为1.08美元，较2020年增加约3%[9] - 公司预计2021年年末净债务与调整后EBITDA比率为3.9倍至4.0倍，较之前预算改善0.6倍至0.7倍[10] - 公司目前的现金流稳定，约72%的收入为“取或付”或对冲收益[50] - 公司在S&P 500中排名前10的股息收益率，当前收益率约为6%[50] ESG与可持续发展 - 公司在ESG（环境、社会和治理）方面，已被评为186家公司中炼油和管道行业的第一名，显示出其在安全和环境管理方面的领导地位[45] - 公司设定了2020年的减排目标，计划减少2.25亿立方英尺的甲烷排放，约合1.2百万吨二氧化碳当量[48] - 公司在过去三年中投资了712,000美元用于温室气体排放和其他气候相关的研发[47]

业绩总结 - 2021年净收入预计在27亿至29亿美元之间，较之前预算增加6亿至8亿美元[12] - 调整后的EBITDA预计在76亿至77亿美元之间，较之前预算增加8亿至9亿美元[12] - 可分配现金流(DCF)预计在51亿至53亿美元之间，较之前预算增加7亿至9亿美元[12] - 2021年预计净收入为2,700百万美元，较2020年实际119百万美元大幅增长[43] - 调整后收益（Adjusted Earnings）预计为2,700百万美元，较2020年实际2,011百万美元增长[43] - 可分配现金流（DCF）预计为5,100百万美元，较2020年实际4,597百万美元增长[43] - 调整后EBITDA预计为7,600百万美元，较2020年实际6,962百万美元增长[44] - 净收入的GAAP计算为2,700百万美元，包含特定项目调整1,892百万美元[44] 股东回报 - 2021年股息每股为1.08美元，较2020年增加约3%[11] - 2020年向股东支付的股息为24亿美元，较2019年增加9%[18] - 自2016年以来，资本支出和股息均由经营现金流资助[27] 负债与资本支出 - 2020年净债务同比减少9.9亿美元[18] - 预计2021年年末净债务与调整后EBITDA比率为3.9倍至4.0倍[12] - 2021年资本支出预算为8亿美元，较之前预算减少约30%[18] - 净债务为32,042百万美元，调整后EBITDA为6,962百万美元[47] 项目与市场机会 - 2021年项目积压为14亿美元，主要集中在合同天然气机会[19] - 2021年总特定项目（Certain Items）预计为少于100百万美元[45] - CO2业务部门的自由现金流（CO2 Segment Free Cash Flow）通过减少部门EBDA和资本支出计算得出[42] - 自由现金流（Free Cash Flow）通过调整运营现金流减去资本支出计算得出[41] - 调整后段EBDA（Adjusted Segment EBDA）为5,213百万美元，包含特定项目调整[46]