总营收相关 - 2021年第一季度总营收为52.11亿美元，2020年同期为31.06亿美元，同比增长67.77%[13] - 2021年一季度，公司来自客户合同的总收入为54.95亿美元，其他收入为 - 2.84亿美元，总营收为52.11亿美元[75] - 公司2021年第一季度总营收为31.06亿美元，其中天然气管道业务营收18.75亿美元，产品管道业务营收4.95亿美元，终端业务营收4.42亿美元，二氧化碳业务营收3.09亿美元[77] - 2021年第一季度，公司天然气管道业务外部客户收入41.1亿美元，产品管道业务收入4.53亿美元，终端业务外部客户收入4.19亿美元，二氧化碳业务收入2.29亿美元，总合并收入52.11亿美元；2020年同期分别为18.61亿美元、4.95亿美元、4.41亿美元、3.09亿美元和31.06亿美元[83] 净利润相关 - 2021年第一季度净利润为14.25亿美元，2020年同期净亏损2.91亿美元[13] - 2021年第一季度净收入为14.09亿美元，2020年同期净亏损3.06亿美元[24][27] - 2021年第一季度公司总合并净利润为14.25亿美元，2020年同期为亏损2.91亿美元[85] - 2021年第一季度归属于公司的净收入为14.09亿美元，2020年同期净亏损为3.06亿美元[146] - 2021年第一季度，公司归属于Kinder Morgan, Inc.的净收入为140900万美元，较2020年的 - 30600万美元增加171500万美元，增幅560%[136] 现金及现金等价物相关 - 2021年3月31日现金及现金等价物为13.77亿美元，2020年12月31日为11.84亿美元[18] - 2021年3月31日季度末现金及现金等价物为13.77亿美元，受限存款为4600万美元，合计14.23亿美元；2020年同期分别为3.6亿美元、5.82亿美元和9.42亿美元[21] - 2021年第一季度现金、现金等价物和受限存款净增加2.14亿美元，2020年同期为7.33亿美元[21] - 截至2021年3月31日，公司“现金及现金等价物”为13.77亿美元，较2020年12月31日增加1.93亿美元；借款能力约为39亿美元[176] 经营、投资、融资活动净现金相关 - 2021年第一季度经营活动产生的净现金为18.73亿美元，2020年同期为8.93亿美元[19] - 2021年第一季度投资活动产生的净现金为1.3亿美元，2020年同期为3.35亿美元[19] - 2021年第一季度融资活动使用的净现金为17.89亿美元，2020年同期为4.87亿美元[19] - 2021年和2020年前三个月，公司经营活动产生的现金流分别为18.73亿美元和8.93亿美元[177] 资产相关 - 2021年3月31日总资产为712.08亿美元，2020年12月31日为719.73亿美元[18] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司天然气管道业务资产分别为482.62亿美元和485.97亿美元，产品管道业务分别为91.52亿美元和91.82亿美元，终端业务分别为85.6亿美元和86.39亿美元，二氧化碳业务分别为25.17亿美元和24.78亿美元，公司总资产分别为712.08亿美元和719.73亿美元[85] - 截至2021年3月31日，公司流动资产为34.65亿美元，2020年为29.57亿美元[201] - 截至2021年3月31日，公司非流动资产为606.48亿美元，2020年为617.83亿美元[201] - 截至2021年3月31日，公司总资产为658.16亿美元，2020年为665.07亿美元[201] 负债相关 - 2021年3月31日总负债为379亿美元，2020年12月31日为394.07亿美元[18] - 截至2021年3月31日，公司流动债务总额为21.73亿美元，2020年同期为25.58亿美元[42] - 截至2021年3月31日，公司长期债务总额为3.0007亿美元，总债务为3.218亿美元，2020年12月31日分别为3.0838亿美元和3.3396亿美元[43] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司债务账面价值分别为33.234亿美元和34.689亿美元，估计公允价值分别为37.05亿美元和39.622亿美元[46] - 截至2021年3月31日，公司流动负债为42.95亿美元，2020年为45.28亿美元[201] - 截至2021年3月31日，公司非流动负债为328.47亿美元，2020年为339.07亿美元[201] - 截至2021年3月31日，公司总负债为392.58亿美元，2020年为407.22亿美元[201] 股东权益相关 - 截至2021年3月31日，股东权益总额为326.03亿美元，其中归属于KMI的股东权益为321.87亿美元，非控股权益为4.16亿美元[24] - 截至2021年3月31日，公司可赎回非控股股东权益为7.05亿美元，2020年为7.28亿美元[201] - 截至2021年3月31日，公司股东权益为258.53亿美元，2020年为250.57亿美元[201] 每股收益相关 - 2021年第一季度基本和摊薄每股收益为0.62美元，2020年同期为 - 0.14美元[13] - 2021年第一季度每股基本收益为0.62美元，2020年同期每股基本亏损为0.14美元[35] - 2021年第一季度调整后每股收益为0.60美元，2020年为0.24美元[144] 综合收益相关 - 2021年第一季度综合收益为13.45亿美元，2020年同期综合亏损为2000万美元[15] 非现金税前净收益相关 - 2021年第一季度非现金税前净收益为9300万美元，2020年同期净亏损9.71亿美元[38] 资产出售与减记相关 - 2021年3月8日，公司出售NGPL Holdings LLC 25%的权益，获得净收益2.06亿美元[39] - 2021年第一季度，公司对Ruby的次级应收票据减记1.17亿美元[41] 长期资产和商誉减值相关 - 2020年第一季度，公司CO₂业务板块的长期资产和商誉减值分别为3.5亿美元和6亿美元[38] 优先票据发行相关 - 2021年2月11日，公司发行7.5亿美元3.60%的优先票据，2051年到期，净收益7.41亿美元[44] - 2021年2月11日，公司发行7.5亿美元本金的3.60%高级票据，净收益7.41亿美元用于偿还到期高级票据[178] 信贷安排与借款相关 - 截至2021年3月31日，公司40亿美元信贷安排无未偿还借款，商业票据计划无未偿还借款，信用证8100万美元，信贷安排可用额度39.19亿美元[45] 风险管理相关 - 截至2021年3月31日，公司在能源商品价格风险管理方面有多项未完成的购买和销售合同，最长套期保值至2025年12月[57] - 截至2021年3月31日，公司在利率风险管理方面有不同类型的未偿还利率合同，名义金额从2.5亿美元到71亿美元不等[58] - 2021年第一季度，公司签订3.75亿美元固定 - 可变利率互换协议，指定为会计套期保值，至2028年2月[59] - 截至2021年3月31日，公司在外汇风险管理方面有13.58亿美元的欧元 - 美元交叉货币互换合同，指定为现金流套期保值，至2027年3月[61] 衍生品相关 - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司总衍生品分别为6.31亿美元和9.31亿美元[65] - 2021年3月31日与2020年12月31日相比，能源商品衍生合约资产净额从6400万美元降至500万美元，负债净额从3600万美元降至1.12亿美元[66] - 利率合约公允价值套期关系中，2021年一季度利率合约损失2.17亿美元，套期固定利率债务收益2.19亿美元[68] - 截至2021年3月31日，现金流量套期关系中衍生品总损失2.03亿美元，预计未来十二个月约3500万美元损失将重分类至收益[70] - 未指定为会计套期的衍生品，2021年一季度能源商品衍生合约总损失4.68亿美元[71] 抵押品相关 - 截至2021年3月31日，公司现金保证金3000万美元作为抵押品，2020年12月31日为300万美元[72] - 若公司信用评级下调两档，截至2021年3月31日预计需追加6700万美元抵押品[73] 各业务线收入相关 - 2021年一季度，公司天然气管道服务收入10.44亿美元，商品销售35.39亿美元[75] - 2021年一季度，公司产品管道服务收入2800万美元，商品销售1.25亿美元[75] - 天然气管道业务2021年第一季度收入为41.25亿美元，2020年同期为18.75亿美元；调整后细分EBDA为20.94亿美元，较2020年同期增加9.15亿美元，增幅78%[150][152] - 产品管道业务2021年第一季度收入为4.53亿美元，2020年同期为4.95亿美元；调整后细分EBDA为2.63亿美元，较2020年同期减少1000万美元，降幅4%[155][158] - 终端业务2021年第一季度收入4.2亿美元，2020年同期为4.42亿美元；调整后息税折旧摊销前利润（EBDA）为2.27亿美元，较2020年同期减少3000万美元，降幅12%[160] - CO₂业务2021年第一季度收入2.29亿美元，2020年同期为3.09亿美元；调整后EBDA为2.91亿美元，较2020年同期增加1.16亿美元，增幅67%[164] 各业务线EBDA相关 - 2021年第一季度，公司天然气管道业务EBDA为21.03亿美元，产品管道业务为2.48亿美元，终端业务为2.27亿美元，二氧化碳业务为2.86亿美元，总EBDA为28.64亿美元；2020年同期分别为11.96亿美元、2.69亿美元、2.57亿美元、 - 7.55亿美元和9.67亿美元[85] - 2021年第一季度，天然气管道业务板块EBDA为210300万美元，较2020年的119600万美元增加90700万美元，增幅76%[136] - 2021年第一季度，产品管道业务板块EBDA为24800万美元，较2020年的26900万美元减少2100万美元，降幅8%[136] - 2021年第一季度，终端业务板块EBDA为22700万美元，较2020年的25700万美元减少3000万美元，降幅12%[136] - 2021年第一季度，CO₂业务板块EBDA为28600万美元，较2020年的 - 75500万美元增加104100万美元，增幅138%[136] 所得税费用相关 - 2021年第一季度公司所得税费用为3.51亿美元，有效税率为19.8%；2020年同期分别为6000万美元和 - 26.0%[86] - 2021年第一季度所得税费用（GAAP）为3.51亿美元，2020年同期为6000万美元[148] - 2021年第一季度所得税费用约为3.51亿美元，2020年同期为6000万美元，增加2.91亿美元，主要因2021年税前账面收入增加和2020年替代最低税扣押信贷退款[175] 法律事务相关 - SFPP东行线和解协议于2021年2月2日生效，相关费用已在2020年12月31日前全额计提[90] - 托运人在FERC发起的未解决诉讼中索赔至少5000万美元的费率退款和未指定的费率降低[91] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司法律事务准备金分别为1.3亿美元和2.73亿美元[98] - 2016年3月1日，Eni USA对GLNG提起仲裁，2018年6月29日仲裁小组裁决终止协议并由Eni USA向GLNG支付赔偿，2019年2月20日Eni USA支付赔偿[92] - 2019年6月3日，Eni USA再次对GLNG提起仲裁，2020年11月17日特拉华州最高法院支持GLNG，禁止Eni USA重新仲裁，2021年4月15日Eni USA向美国最高法院申请调卷令，该申请仍在审理中[94] - 2019年12月20日，GLNG剩余客户ALSS提起仲裁，预计2021年第三季度末作出最终裁决[95] - 2017年12月8日，CLR起诉Hiland Partners，2018年6月双方达成和解协议，CLR修订请愿书，索赔超2.25亿美元[96] - 2013年11月8日，路易斯安那州Plaquemines教区对TGP等18家能源公司提起损害赔偿诉讼，案件仍在等待上诉法院最终裁决[109] - 2019年3月29日，新奥尔良市和Orleans教区对SNG等11家能源公司提起损害赔偿诉讼，案件已被搁置，等待另一起案件的问题解决[110][111] -

业绩总结 - 2021年预算净收入预计为21亿美元，较2020年增加约20亿美元，主要由于2020年计提的减值[10] - 调整后EBITDA预计为68亿美元，较2020年下降2%，主要受再合同率降低和油价下跌影响[10] - 可分配现金流（DCF）预计为44亿美元，较2020年下降3%，受预期的资本支出增加和利息支出降低影响[10] - 2021年每股分红预计为1.08美元，较2020年增长3%[10] - 2021年净收入为21.09亿美元，较2020年的1.19亿美元增长了1990万美元，增幅为1672%[76] - 调整后的EBITDA为68.29亿美元，较2020年的69.62亿美元下降了1.33亿美元，降幅为2%[77] - 自由现金流（Free Cash Flow）为28.43亿美元，较2019年的24.78亿美元增长了3.65亿美元[86] 用户数据与市场趋势 - 2020年美国天然气需求为96 bcfd，预计到2030年将增长至116 bcfd，增长的80%来自德克萨斯州和路易斯安那州[24] - 预计到2030年，美国天然气生产将增长18 bcfd，主要增长来自出口和工业需求[24] - 自2007年以来，美国二氧化碳排放量下降，GDP增长约50%，主要得益于煤电转向天然气发电[27] - 根据巴黎协议，美国计划到2025年将2005年水平的二氧化碳排放减少26-28%，到2019年已实现超过一半的减排目标[28] 资本支出与回购计划 - 公司计划在2021年进行20亿美元的股票回购，预计可用于回购的资金为4.5亿美元[8] - 2021年预算的分红与资本支出由运营现金流全额资助[47] - 2021年预算的分红覆盖率接近2倍，当前收益率约为7%[47] - 2020年总的特定项目费用为18.92亿美元，较2019年的19.03亿美元下降了101%[76] 负面信息与挑战 - 调整后EBITDA预计为68亿美元，较2020年下降2%，主要受再合同率降低和油价下跌影响[10] - 2020年CO2业务部门的EBDA为6.52亿美元，较2019年的9.44亿美元下降了292百万美元[80] - 2020年折旧、减值和超额股权投资的摊销为22.23亿美元，较2019年的23.04亿美元下降了81百万美元，降幅为4%[77] 新技术与可持续发展 - 公司计划到2020年减少2250万立方英尺的甲烷排放，相当于约120万吨二氧化碳当量[45] - 2020年，公司的甲烷排放强度目标为0.03%，远低于2019年的0.31%目标，提前7年达成[46] - 加州的低碳燃料标准和补贴推动可再生柴油的增长，当前总补贴约为每加仑3.00美元[39] 其他重要信息 - 公司在北美能源基础设施领域拥有超过7万英里的天然气管道，运输约40%的美国天然气[7] - 公司拥有659亿立方英尺的工作储存能力和约1200英里的天然气液体管道[7] - 公司的CO2运输能力约为15亿立方英尺/天，拥有1500英里的CO2管道[7] - 2020年12月31日的项目积压为15亿美元，主要集中在合同天然气机会[51] - 预计2021年天然气管道合同的平均剩余期限为6年[56]

债务发行与偿还 - 公司2020年发行约22.5亿美元新高级票据，偿还约22亿美元到期高级票据，2021年1月用2020年8月发行所得部分收益偿还7.5亿美元原定于2021年3月到期的高级票据[17] - 公司2020年发行约22.5亿美元新高级票据，偿还约22亿美元到期高级票据，2021年初用部分收益偿还7.5亿美元2021年3月到期高级票据[17] 项目建设与投用 - 公司在佐治亚州埃尔巴岛的SLNG天然气终端新建液化和出口设施，总产能250万吨/年LNG，相当于约35.7万Dth/d天然气，项目成本12亿美元，2019年末部分设施和3个液化装置投用，2020年1 - 8月其余7个装置投用[16] - 二叠纪高速公路管道项目（PHP）设计输气能力21亿立方英尺/天，公司持股26.67%，项目成本6.52亿美元，2020年11月初始调试投用，2021年1月1日全面商业运营[16] - 公司Crossover II项目使德州州内系统输送能力增加14亿立方英尺/天，项目成本2.57亿美元，2020年11月投用[16] - EPNG南线干线扩建项目提供47.1万Dth/d的固定运输能力，项目成本1.34亿美元，一期已投用，二期2020年7月投用[16] - TGP East 300升级项目预计提供11.5万Dth/d的输送能力，项目成本2.46亿美元，预计2022年11月投用，待监管批准[16] - KMLP阿卡迪亚扩建项目将提供94.5万Dth/d的输送能力，项目成本1.45亿美元，预计最早2022年第二季度投用，已获监管批准[16] - NGPL墨西哥湾沿岸南线扩建二期项目将使南线输送能力增加约30万Dth/d，项目成本1.01亿美元，2020年12月中旬部分压缩机站投用，预计2021年上半年全面投用[16] - 公司SLNG扩建项目总产能250万吨/年LNG，相当于约35.7万Dth/d天然气，2019年末部分设施及3个液化装置投用，2020年1 - 8月其余7个装置投用，资本范围12亿美元[16] - 二叠纪高速公路管道项目设计输气能力21亿立方英尺/天，2020年11月初始调试投用，2021年1月1日全面商业运营，资本范围6.52亿美元[16] - 公司Crossover II项目使德州州内系统输送能力增加14亿立方英尺/天，2020年11月投用，资本范围2.57亿美元[16] - EPNG南线干线扩建项目一期已投用，二期2020年7月投用，提供47.1万Dth/d的固定运输能力，资本范围1.34亿美元[16] 天然气管道业务数据 - 公司天然气管道业务板块拥有约4.4万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[24] - 公司天然气管道业务板块中，TGP管道里程1.176万英里，设计输送能力12.14Bcf/d，储存能力80Bcf [26] - TGP管道里程1.176万英里，设计容量12.14Bcf/d，供应马塞勒斯、尤蒂卡等页岩盆地，服务东北、东南等市场[26] - NGPL（50%权益）管道里程9100英里，设计容量7.60Bcf/d，服务芝加哥等中西部市场和美国中部供应盆地[26] - 公司天然气管道业务中，KM Texas和Tejas管道里程达5920英里，设计容量为8.30 Bcf/d，产能为132 Bcf/d[27] - 公司天然气管道业务中，EPNG/Mojave管道里程为10685英里，设计容量为6.39 Bcf/d，产能为44 Bcf/d[27] - 公司天然气管道业务中，SNG管道里程6930英里，设计容量4.40 Bcf/d，产能66 Bcf/d，公司拥有其50%所有权[27] - 公司拥有Mier - Monterrey等多条天然气管道，如Mier - Monterrey管道长90英里，KM North Texas管道长80英里，Gulf Coast Express管道长530英里等[29] 产品管道业务数据 - 公司产品管道业务包含多条管道及相关设施，如KM Crude & Condensate管道长266英里，PPL管道长3183英里，Pacific管道长2845英里等[35] - 公司产品管道业务中，Pacific (SFPP)管道里程2845英里，终端数量13个，容量15.2 MMBbl，公司拥有其99.5%所有权[35] - 公司产品管道业务中，Southeast Terminals终端数量25个，容量8.9 MMBbl[35] - 公司产品管道业务中，KM Crude & Condensate管道里程266英里，终端数量5个，容量2.6 MMBbl[35] - 公司产品管道业务中，Central Florida管道里程206英里，终端数量2个，容量2.5 MMBbl[35] 终端业务数据 - 公司终端业务有50个液体终端，容量7970万桶；29个散货终端；16艘琼斯法案合格油轮，容量530万桶[39] - 截至2020年12月31日，终端业务板块有50个液体终端，容量7970万桶；29个散货终端；16艘琼斯法案合格油轮，容量530万桶[39] CO₂业务数据 - 公司CO₂业务拥有CO₂资源权益，如McElmo Dome unit所有权权益45%，压缩能力15亿立方英尺/天；Doe Canyon Deep unit所有权权益87%，压缩能力2亿立方英尺/天等[43] - 公司拥有多条CO₂和原油管道，如Cortez管道长569英里，运输能力15亿立方英尺/天；Wink管道长434英里，运输能力14.5万桶/天[46] - 截至2020年12月31日，公司对麦克尔莫穹顶单元的二氧化碳资源所有权权益为45%，压缩能力15亿立方英尺/天；多峡谷深部单元为87%，压缩能力2亿立方英尺/天；布拉沃穹顶单元为11%，压缩能力3亿立方英尺/天[43] - 截至2020年12月31日，公司拥有的科尔特斯二氧化碳管道长569英里，运输能力15亿立方英尺/天；中央盆地管道长337英里，运输能力7亿立方英尺/天等[46] - 截至2020年12月31日，公司拥有的温克原油管道长434英里，运输能力14.5万桶/天[46] 油气生产权益数据 - 公司在二叠纪盆地拥有油和气生产权益，如SACROC工作权益97%，公司总开发面积49156英亩；Yates工作权益50%，公司总开发面积9576英亩等[48] - 截至2020年12月31日，公司在二叠纪盆地油气生产田的工作权益方面，萨克罗克为97%，耶茨为50%等[48] 天然气厂权益数据 - 截至2020年12月31日，公司在西德克萨斯州二叠纪盆地拥有并运营的天然气厂权益情况为：斯奈德汽油厂工作权益22%、净利润权益28%，钻石M天然气厂权益51%，北斯奈德厂权益100%[52] - 截至2020年12月31日，公司在二叠纪盆地拥有的斯奈德汽油厂权益为22%；钻石M天然气厂为51%；北斯奈德厂为100%[52] 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和供应连接及相关服务[31] - 公司产品管道业务的管道和终端运营与主要石油公司等竞争，铁路车和混合操作与炼油厂等竞争[36] - 公司终端业务的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[40] - 公司天然气管道业务面临竞争，与州际和州内管道竞争新市场和供应连接及运输等服务[31] - 公司天然气管道业务中，托运商需与石油、煤炭、核能和可再生能源等其他能源竞争[32] - 公司产品管道业务的管道和终端运营与大型石油公司的专有管道和终端等竞争[36] 客户收入占比情况 - 2020、2019和2018年各年，单一外部客户交易收入均未占公司合并总收入的10%以上[54] - 2020、2019和2018年各年，单一外部客户交易收入均未占公司总合并收入的10%以上[54] 许可证相关情况 - 墨西哥Mier - 蒙特雷管道天然气运输许可证2026年到期，需满足最低出资不少于项目投资10%等条件[65][66] - 项目最低出资且不可撤回资本至少为项目拟投资的10%[66] 法规监管情况 - 2019年9月PHMSA最终确定规则，2020年7月1日起将完整性管理计划要求扩展到高后果区以外的危险液体管道；10月要求天然气管道运营商扩展高后果区以外完整性管理计划要求并在2035年前重新确认某些管道最大允许操作压力[68] - 公司西海岸精炼产品业务在加州的州内普通承运人业务按“折旧账面资产”方法受CPUC监管，州内管道服务费率可能面临挑战[63] - 公司在德克萨斯州的原油、液体和天然气管道及存储设施的州内运营受RCT监管，通常无托运人投诉时RCT不调查费率[64] - 公司部分美国精炼石油产品和原油集输及输送管道作为州际普通承运人管道受FERC根据《州际商业法》监管，费率需“公平合理”且无歧视[60] - 公司作为州际天然气公司所有者和运营商，需按FERC确定的合理费率为托运人提供服务，费率变更需FERC授权[55] - 公司海运业务受《琼斯法》等联邦法律限制，若不遵守将面临严重处罚，若《琼斯法》修订可能面临外国旗船舶竞争[74] - 《1936年商船法》规定，在国家紧急或国家安全受威胁时，美国总统宣布后，美国运输部长有权征用或购买公司船只，公司可获公平市场价值补偿但无间接损失补偿[76] - PHMSA于2019年9月敲定规则，2020年7月1日生效，将完整性管理计划要求扩展到部分高后果区外的危险液体管道[68] - PHMSA于2019年10月敲定规则，要求天然气管道运营商扩展高后果区外完整性管理计划要求，并在2035年前重新确认特定管道最大允许操作压力[68] - 公司州际天然气管道和储存设施需按联邦能源管理委员会确定的受监管费率向托运人提供服务[55] - 公司部分美国精炼石油产品和原油集输管道是州际公共承运人管道，受联邦能源管理委员会根据《州际商业法》监管[60] - 公司西海岸精炼产品业务在加州的州内公共承运人业务按“折旧账面资产”方法受加州公用事业委员会监管[63] - CFTC于2020年10月敲定规则，2022年和2023年生效，对场外掉期、期货和期权设定新的总头寸限制[78] 合资企业权益情况 - 公司运营的合资企业拥有乌托邦管道系统50%的权益[77] - 公司运营的合资企业拥有的乌托邦管道系统，公司持有50%权益[77] 环境准备金情况 - 公司已计提2.5亿美元环境准备金，截至2020年12月31日[82] - 截至2020年12月31日，公司已计提2.5亿美元环境储备金[82] 环保法规情况 - 2015年10月，EPA将地面臭氧NAAQS从75 ppb降至70 ppb [88] - 公司业务运营受联邦、州和地方法规关于环境保护、健康和安全的约束[80] - 公司产生的危险和非危险废物受相关法规要求约束，法规变化可能带来额外支出[83] - 公司运营受《清洁空气法》《清洁水法》等法规约束[86][87] - 因气候变化，各级政府可能出台监测和限制温室气体排放的法规，或对公司产生影响[89] - 2015年10月，EPA将地面臭氧国家环境空气质量标准从75 ppb降至70 ppb[88] - 预计2020或2021年部分州将出台更严格空气质量法规，可能要求公司新设备安装更严格空气污染控制装置，对现有设施进行改造[88] - 气候变化相关法律法规可能增加公司运营和维护设施成本，影响业务、财务等状况[89][90][91] - 温室气体法规可能刺激天然气需求，但也可能使天然气成本相对非化石燃料上升，影响不确定[92] - 国土安全部要求高风险化工设施遵守反恐标准，公司设施受规范围和合规成本暂无法确定[93] 员工情况 - 2020年12月31日，公司雇佣10,524名全职人员，其中约929名全职小时工的集体谈判协议于2021 - 2024年到期[95] - 公司员工安全绩效目标之一是将全公司员工TRIR从2019年的1.0降至2024年的0.7 [96] - 2020年12月31日公司雇佣10524名全职人员，其中约929名全职小时工所在集体谈判协议2021 - 2024年到期[95] - 公司员工安全目标是到2024年将全公司员工总可记录事故率（TRIR）从2019年的1.0降至0.7[96] 人力资源管理情况 - 公司采用战略方法管理人力资本，构建多元化、包容和尊重的工作场所[94] - 公司董事会提名与治理委员会负责高级管理层继任规划[97] - 2019 - 2020年公司为员工提供骚扰和歧视预防政策培训[98] - 2020年公司聚焦为高级职位确定少数族裔和女性候选人[99] - 公司薪酬计划与长短期战略财务和运营目标挂钩，包括环境、安全和合规目标[100] - 2019年为公司主管和员工提供骚扰和歧视预防政策更新培训，2020年继续为新入职或晋升人员提供[98] - 2020年年度继任规划聚焦为高级职位确定少数族裔和女性候选人[99]

财务数据和关键指标变化 - 2020年公司净债务减少近10亿美元，自2015年第一季度以来净债务减少108亿美元，实现并维持BBB平信用评级 [10] - 2020年公司削减约7亿美元资本支出，较预算减少约30% [10] - 2020年公司实现约1.9亿美元的费用和维持性资本节约，其中约1.19亿美元为永久性削减 [11] - 2020年公司DCF减去可自由支配资本支出较计划改善约2亿美元，较2019年改善约6.65亿美元 [11] - 2019年公司DCF减去可自由支配资本为22亿美元，2020年增至29亿美元，2021年预算为36.5亿美元 [11] - 2020年公司股息同比增长5%，年化股息为1.05美元，董事会计划2021年将股息提高至1.08美元 [12] - 2020年第四季度公司宣布每股股息0.2625美元，年化股息1.05美元，与上季度持平，较2019年第四季度增长5% [26] - 2020年第四季度公司净收入6.07亿美元，与2019年第四季度基本持平；调整后收益6.04亿美元，与2019年第四季度基本持平；调整后每股收益0.27美元，较上年增加0.01美元 [27] - 2020年第四季度公司DCF为12.5亿美元，较2019年第四季度减少1.04亿美元，降幅8%；每股DCF为0.55美元，较上年减少0.04美元 [29] - 截至2020年底，公司债务与EBITDA比率为4.6倍，与上季度持平，高于2019年底的4.3倍；手头现金12亿美元 [30] - 2020年底公司净债务为320亿美元，较2019年底减少9.89亿美元，较上季度减少5.56亿美元 [30] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气业务 - 2020年第四季度运输量较2019年第四季度下降2%，约60万 dekatherms/天，主要因落基山脉产量下降和二叠纪盆地运输替代方案增加，部分被LNG出口和工业客户需求增加抵消 [19] - 2020年第四季度向LNG设施的实际交付量平均近500万 dekatherms/天，较2019年第四季度增长50% [19] - 2020年公司管道向LNG出口设施输送的天然气量超过40%；对墨西哥的出口较2019年第四季度增长约4%，2020年公司在墨西哥交付量中的占比超过55%；向发电厂的交付量下降约2% [19][20] - 2020年第四季度天然气集输量较2019年第四季度下降约20%，较2020年第三季度下降约3% [20] 产品管道业务 - 2020年第四季度精炼产品量较2019年第四季度下降约13%，汽油量下降约10%，喷气燃料量仍疲软，下降47%，柴油量增长约7% [22] - 2020年12月量较2019年12月下降约17%，预计2021年1月量较2020年1月下降约13% [23] - 2020年第四季度原油和凝析油量较2019年下降约26%，较第三季度下降约6%，巴肯地区原油集输量略有上升 [23] 终端业务 - 精炼产品吞吐量因疫情需求下降，但自2020年下半年以来有所恢复，液体利用率保持在95%，排除检修罐后利用率为98% [23][24] - 琼斯法案油轮业务受疫情影响出现疲软，但被扩张项目的增量收益抵消；散装业务中，钢铁量强劲反弹，行业钢厂利用率从第二季度的50%低点提高到70%以上 [24] CO2业务 - 2020年石油产量下降约16%，CO2销售量下降约35% [24] - 2020年该业务部门DCF减去资本支出为4.66亿美元，较2019年改善超1亿美元，较预算改善超4000万美元 [25] 各个市场数据和关键指标变化 - 2020年美国能源市场低迷，公司业务受到影响，但通过削减支出和资本投资，抵消了DCF的下降 [10][11] - 2020年LNG出口需求增加，公司向LNG设施的天然气交付量大幅增长 [19] - 2020年墨西哥天然气市场需求增长，公司对墨西哥的天然气出口量增加 [19] - 2020年精炼产品市场受疫情影响需求下降，公司精炼产品量减少 [22] - 2020年原油市场受疫情影响需求下降，公司原油和凝析油量减少 [23] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司财务战略核心是通过内部产生的资金为股息和所有可自由支配的资本支出提供资金，并偿还债务和回购股份 [6] - 公司将继续保持资本和成本纪律，投资有吸引力回报的项目，同时向股东返还价值 [12][18] - 公司最大的业务天然气将继续满足国内需求和出口设施的需求，并在减少温室气体排放方面发挥作用，公司将其低甲烷排放表现纳入营销，区分自己为环境责任供应商 [15][16] - 公司参与能源转型业务，如在产品管道和终端部门存储、处理和混合液体可再生运输燃料，未来可能参与氢气混合、CO2运输和封存等业务 [17] - 公司将保持谨慎，在有吸引力回报的情况下进行投资，并利用现有资产和专业知识开展业务，不排除并购机会，但更强调有机增长 [18][59][60] - 行业整合机会一直存在，但公司进行整合需满足为投资者带来实际价值、在可安全、可靠和高效运营的业务中、具有增值性且不影响资产负债表等标准 [37][38] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2020年疫情和美国能源市场低迷对公司产生影响，但公司仍能维持财务原则，保持资产负债表强劲、资本和成本纪律，并向股东返还价值 [10][12] - 公司认为天然气在能源转型中仍将发挥重要作用，其资产处于有利地位参与转型 [7][8][15] - 公司对未来发展持乐观态度，认为自身具备强大的资产负债表、低成本运营、安全和环保的特点，有能力在困难环境中取得成功 [18] 其他重要信息 - 公司于2021年1月1日将二叠纪高速公路管道投入使用，尽管面临法律、许可等挑战，但仍比原计划仅晚三个月 [21][22] - 公司在2020年完成了组织和运营的全面审查，集中了某些职能以提高效率和效益，并实现了可观的节约 [13] - 公司在第四季度发布了第三份ESG报告，将ESG报告和风险管理纳入现有管理流程，Sustainalytics将公司在管理ESG风险方面排名行业第一，MSCI评级也大幅提升 [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 公司资本分配哲学，股息增长与回购的考虑，以及行业整合机会 - 公司认为资产负债表处于良好状态，有机会考虑扩张资本项目，在满足高回报项目后，有大量现金可用于增加股息和回购股份，公司将根据回报预期进行机会性回购，同时继续评估行业整合机会，需满足为投资者带来实际价值、在可安全、可靠和高效运营的业务中、具有增值性且不影响资产负债表等标准 [35][36][37][38] 问题2: ESG方面，与ESG评级机构和投资者的沟通，以及对范围三排放的看法 - 公司认为在ESG风险管理方面做得有效，很多人认可天然气的作用和公司的ESG风险管理，公司已被纳入ESG基金，但这并非普遍观点；关于范围三排放，天然气具有能量密度高的优势，与可再生能源相比，在环境影响方面更接近，公司认为天然气在能源转型中可发挥重要的支持作用 [40][41][42] 问题3: 精炼产品和其他业务的量趋势，以及公司目前的业绩跟踪情况 - 2021年1月量较2020年1月下降13%，略弱于预算，希望疫苗广泛分发后量能回升；CO2业务方面，油价上涨带来价格上行空间，SACROC的量在过去几个月强劲稳定，有少量增量CO2销售量 [45][46] 问题4: 回购的机会性定义，以及回购资金与自由现金流的关系 - 机会性回购没有具体目标价格或特定中期目标，公司将根据维持强大资产负债表和获得有吸引力回报的原则进行机会性回购；DCF扣除资本和股息后为12亿美元，4.5亿美元用于回购，约7.5亿美元用于资产负债表 [48][49] 问题5: 宏观展望下，生产商对增长的态度变化，以及明年资本支出的方向 - 不同盆地情况不同，巴肯地区开局良好，鹰福特地区仍疲软，二叠纪盆地钻机数量增加，接近疫情前水平，但生产商需看到原油价格长期稳定，且注重自由现金流，因此不确定会在多大程度上增加资本支出 [54][55] 问题6: ESG战略中，是否考虑并购，以及相关举措的时间安排 - 公司在现有业务中已具备开展一些ESG相关业务的能力，对于进一步拓展的业务将采取保守态度，不排除并购机会，但更强调有机增长；相关举措的时间安排需根据具体情况确定 [59][60] 问题7: 希兰（Hiland）业务量增长的原因，以及与第一季度的对比 - 希兰业务量增长部分得益于生产商关闭产能后的恢复和新生产，第四季度未恢复到2020年第一季度的水平，不确定市场份额是否与之前相同，但公司和客户的表现优于巴肯地区整体报告数据 [62][63][65] 问题8: 琼斯法案油轮业务疲软的原因，以及客户重新签约的意愿 - 疫情导致精炼产品需求下降，影响了琼斯法案油轮业务，但从长期来看，市场会恢复平衡；2021年开始看到一些询价和报价的增加，但仍有部分租约到期，业务恢复取决于精炼产品运输的疫情后复苏 [67][68] 问题9: 公司支付企业现金税的时间，以及企业税增加的影响 - 公司预计在2026年后才会支付企业现金税，这一指导不受企业税增加的影响，因为净运营亏损（NOLs）在该期间将超过应纳税所得额 [72] 问题10: 二叠纪高速公路管道上线和瓦哈（Waha）定价变化对州内业务中断部分的影响 - 管道上线后，公司有更多天然气进入系统，总体是积极发展；瓦哈价差缩小，但公司合同多为背对背，不会承担价差风险，对EBITDA影响不大 [76][77][79][80] 问题11: 第四季度柴油增长的原因，以及希兰原油业务客户对产能可用性的讨论 - 柴油增长主要归因于在线购物导致的货物运输增加；希兰原油业务客户的讨论总体积极，量趋势向好，1月接近满负荷 [82][84] 问题12: 埃尔帕索天然气（El Paso natural gas）业务量减少的原因，以及是否为长期趋势 - 业务量减少是加利福尼亚州需求疲软和二叠纪供应本地出口增加的综合结果，部分是季节性因素；长期来看，随着可再生能源增长，向加利福尼亚州的业务量可能不会像以前那么强劲，但该市场的容量需求可能会增加 [88][90] 问题13: 碳捕集业务对公司有吸引力的条件 - 最近发布的45Q法规使碳捕集与提高石油采收率结合的部分机会更具经济性，公司在处理业务中有分离CO2的技术，具备运输和封存CO2的能力，开始看到一些应用进入经济领域，但从发电厂和其他工业用途捕获CO2成本更高，直接空气捕获成本极高 [93][94] 问题14: 二叠纪天然气市场明年的运输能力，以及增加第三条天然气管道的讨论情况和竞争环境 - 预计2025年左右开始出现对新管道的需求，公司认为自己在得克萨斯州墨西哥湾沿岸有良好的管道网络，有能力在更困难的情况下完成项目，处于有利地位，但这不是保证，目前仍在与相关方进行长期讨论 [97][98][99] 问题15: 美国陆军工程兵团拆分全国许可证12对公司新管道项目监管情况的影响 - 拆分许可证可能会增加公司完成项目的时间和精力，但不会禁止项目进行，会使某些水道穿越的审查更加个体化，增加时间和成本，但不影响公司证明其穿越行为的环境责任性 [102][103] 问题16: 2021年公司成本的预期，以及州政策对天然气需求的限制对公司业务的影响 - 2020年的成本调整是永久性的，未来预算会根据监管、维护等要求进行上下调整；州政策对天然气需求的限制主要在有限地区，且涉及新建设和新住宅建设，从实际情况看，开发商、餐厅业主等对此反应消极，该问题仍有很多变数，值得关注 [107][108][109] 问题17: 可再生能源、氢气、生物柴油燃料业务对公司现金流有意义的时间，以及项目从概念到完成的过程 - 公司在负责任采购天然气、作为可再生能源的后盾、可再生柴油等方面已经有业务开展；氢气业务有前景，但目前成本高，需要补贴才能实现，公司现有网络和客户关系是竞争优势，不同能源业务处于不同阶段，公司将谨慎对待 [112][113][114][115][118] 问题18: 氢气环境对中游企业的发展机会，以及公司在氢气价值链中的竞争优势 - 目前氢气市场机会广泛，尚未出现主导企业；公司的竞争优势在于现有网络和客户关系，能够为客户提供混合氢气服务 [118] 问题19: 埃尔帕索天然气业务量变化与之前资本投入的关系 - 早期通过投入少量资本签订定期合同抓住了一些利润丰厚的机会，随着这些合同重新签约，收益会有所降低，但金额不重大，更重要的是宏观基本面因素 [120]

业绩总结 - 2021年调整后的EBITDA预计为68亿美元，较2020年下降约2%[11] - 2021年可分配现金流(DCF)预计为44亿美元，较2020年下降约3%[11] - 2020年调整后的EBITDA预计为76亿美元，较预算下降超过8%[13] - 2020年可分配现金流(DCF)预计为51亿美元，较预算下降超过10%[13] - 2020年年末净债务与调整后EBITDA比率为4.6倍[13] - 公司市值超过300亿美元，成为标准普尔500指数中十大能源公司之一[9] - 2020年公司股息收益率超过7%，每股股息为1.05美元[9] - 自2016年以来，公司实现了超过190亿美元的现金流[25] 用户数据 - 2020年预测的调整后EBDA中，68%的收入来自于“Take-or-pay”合同，主要涉及天然气和液体运输[27] - 2020年预测的调整后EBDA中，24%的收入来自于固定费用的“Fee-based”合同，主要涉及精炼产品管道和原油G&P[27] - 公司的现金流稳定，约74%的收入来自于“Take-or-pay”或对冲收益，当前股息收益率超过7%[35] - 2020年，93%的收入来自于“按需支付”及其他基于费用的合同[66] 市场展望 - 预计2020年天然气需求将增长，85%的需求增长来自德克萨斯州和路易斯安那州[14] - 预计2021年和2022年，天然气管道部门的再合同风险分别为-2.9%和-2.2%[52] - 2020年合同剩余平均年限为6.6年，天然气管道为5.7年，液体终端为4.9年[66] 新产品与技术研发 - 2019年，公司在生物燃料方面的处理量超过100百万桶乙醇、7百万桶生物柴油和2百万桶可再生柴油[34] - CO2油气生产的近80%价格风险已被对冲，显示出公司在管理价格波动方面的纪律性[27] - CO2部门的油气生产占公司业务组合的约6%[59] 财务健康 - 2019年净收入归属于Kinder Morgan, Inc.为21.9亿美元，调整后收益为21.61亿美元[81] - 2019年调整后EBITDA为76.18亿美元，较上年增长[83] - 2019年净债务为330.31亿美元，长期债务为308.83亿美元[81] - 2019年现金税支出为900万美元，维持资本支出为6.88亿美元[81] 负面信息 - 2020年实际原油日产量为30,684桶，2021年为20,300桶，2022年为8,600桶，2023年为5,150桶，2024年预计为950桶[60] - 2019年因资产减值和处置产生的损失为2.8亿美元[81]

资产出售与资金用途 - 2019年12月16日公司出售科钦管道美国部分和KML全部股权获约2500万股宾博纳普通股，2020年1月9日出售这些股票获约9.07亿美元（税后7.64亿美元）用于偿还到期债务[140] 资产减值情况 - 2020年前六个月公司二氧化碳业务板块长期资产减值3.5亿美元，天然气管道非监管和二氧化碳报告单元商誉分别减值10亿美元和6亿美元[142] - 2020年前九个月，公司CO2报告单元商誉减值6亿美元，油气生产资产非现金减值3.5亿美元[197] 疫情相关成本 - 截至2020年9月30日的九个月，公司与新冠疫情缓解相关的增量员工安全成本约1100万美元[142] 预算与业绩预期 - 2020年公司原预算预计DCF约51亿美元（每股2.24美元）、调整后EBITDA约76亿美元，现预计DCF低于计划超10%、调整后EBITDA低于计划超8%，预计年末净债务与调整后EBITDA比率约4.6倍[143] - 公司预计2020年预算的24亿美元扩张项目和对合资企业的出资将减少约6.8亿美元，DCF减去扩张资本支出较预算改善约1.35亿美元[144] 股息情况 - 2020年第三季度公司董事会维持股息水平，宣布每股股息0.2625美元（年化每股1.05美元），较2019年第三季度股息增长5%，而非原预算的增长25%[144] - 公司预计2020年股息支付和可自由支配支出将全部由内部产生的现金流提供资金[145] - 2020年第三季度和前九个月，每股股息分别为0.2625美元和0.7875美元，2019年同期分别为0.25美元和0.75美元[169] - 2020年第三季度，公司董事会宣布每股股息为0.2625美元，较2019年第三季度增长5%[214] - 公司预计2020年普通股股息为每股1.05美元，2020年各季度股息分别为0.2625美元（除2019年12月31日结束的季度为0.25美元）[229] - 公司普通股股息不累积，预计在每年2月、5月、8月和11月15日左右支付[231] 净债务与调整后EBITDA比率 - 截至2020年9月30日，公司净债务与调整后EBITDA比率为4.6[157] 总Segment EBDA情况 - 截至2020年9月30日的三个月，公司总Segment EBDA为17.16亿美元，较2019年的18.76亿美元减少1.6亿美元，降幅9%[160] - 截至2020年9月30日的九个月，公司总Segment EBDA为32.82亿美元，较2019年的57.31亿美元减少24.49亿美元，降幅43%[161] 净收入与净亏损情况 - 截至2020年9月30日的三个月，公司净收入为4.72亿美元，较2019年的5.17亿美元减少0.45亿美元，降幅9%[160] - 截至2020年9月30日的九个月，公司净亏损4.43亿美元，较2019年的16.12亿美元减少20.55亿美元，降幅127%[161] 各业务线Segment EBDA情况 - 截至2020年9月30日的三个月，产品管道业务Segment EBDA为2.23亿美元，较2019年的3.25亿美元减少1.02亿美元，降幅31%[160] - 截至2020年9月30日的九个月，产品管道业务Segment EBDA为7.19亿美元，较2019年的9.08亿美元减少1.89亿美元，降幅21%[161] - 截至2020年9月30日的三个月，终端业务Segment EBDA为2.46亿美元，较2019年的2.95亿美元减少0.49亿美元，降幅17%[160] - 截至2020年9月30日的九个月，终端业务Segment EBDA为7.32亿美元，较2019年的8.84亿美元减少1.52亿美元，降幅17%[161] 所得税前收入情况 - 截至2020年9月30日的三个月和九个月，所得税前收入分别减少5600万美元和22.22亿美元，主要受COVID - 19影响[162] - 年初至今的减少还包括与天然气管道非监管和CO2报告单位相关的19.5亿美元商誉非现金减值[162] 调整后收益情况 - 2020年前三季度和前九个月，公司调整后收益分别减少2300万美元和1.65亿美元[166] GAAP净利润与调整后收益等情况 - 2020年第三季度和前九个月，GAAP净利润分别为4.55亿美元和 - 4.88亿美元，2019年同期分别为5.06亿美元和15.8亿美元[168] - 2020年第三季度和前九个月，调整后收益分别为4.85亿美元和14.07亿美元，2019年同期分别为5.08亿美元和15.72亿美元[168] - 2020年第三季度和前九个月，DCF分别为10.85亿美元和33.47亿美元，2019年同期分别为11.4亿美元和36.39亿美元[168] - 2020年第三季度和前九个月，调整后每股收益分别为0.21美元和0.62美元，2019年同期分别为0.22美元和0.69美元[169] - 2020年第三季度和前九个月，每股DCF分别为0.48美元和1.47美元，2019年同期分别为0.5美元和1.6美元[169] 各业务线调整后EBDA情况 - 2020年第三季度和前九个月，天然气管道业务调整后EBDA分别为10.82亿美元和32.77亿美元，2019年同期分别为10.9亿美元和33.62亿美元[169] - 2020年第三季度和前九个月，产品管道业务调整后EBDA分别为2.69亿美元和7.69亿美元，2019年同期分别为3.36亿美元和9.36亿美元[169] - 2020年第三季度和前九个月，终端业务调整后EBDA分别为2.46亿美元和7.32亿美元，2019年同期分别为2.95亿美元和8.84亿美元[169] 所得税费用等情况 - 所得税费用（GAAP）在不同统计期分别为1.4亿美元、1.51亿美元、3.04亿美元和4.71亿美元[174] - 归属于非控股股东权益的净利润（GAAP）在不同统计期分别为0.17亿美元、0.11亿美元、0.45亿美元和0.32亿美元[175] - 未合并合资企业折旧、折耗及摊销（DD&A）在不同统计期分别为1.01亿美元、1.04亿美元、3.06亿美元和3.08亿美元[177] 天然气管道业务情况 - 天然气管道业务在2020年第三季度和前九个月的收入分别为18.09亿美元和52.55亿美元，2019年同期分别为19.34亿美元和61.03亿美元[180] - 天然气管道业务调整后收入在2020年第三季度和前九个月较2019年同期分别减少1.28亿美元（7%）和8.52亿美元（14%）[180] - 天然气管道业务调整后息税折旧摊销前利润（EBDA）在2020年第三季度和前九个月较2019年同期分别减少0.08亿美元（1%）和0.85亿美元（3%）[180] - 天然气管道业务运输量（BBtu/d）在2020年第三季度和前九个月分别为36453和37091，2019年同期分别为37028和35958[180] 各区域业务调整后EBDA情况 - 中游业务调整后EBDA在2020年第三季度和前九个月较2019年同期分别减少0.68亿美元（21%）和1.83亿美元（18%）[182][183] - 西区业务调整后EBDA在2020年第三季度和前九个月较2019年同期分别减少0.05亿美元（2%）和0.19亿美元（2%）[182][183] - 东区业务调整后EBDA在2020年第三季度和前九个月较2019年同期分别增加0.65亿美元（13%）和1.17亿美元（7%）[182][183] 营收与调整后营收情况 - 2020年第三季度营收4.42亿美元，2019年同期为4.84亿美元；2020年前九个月营收12.82亿美元，2019年同期为13.5亿美元[185] - 2020年第三季度调整后营收较上一时期减少4200万美元，降幅9%；2020年前九个月较上一时期减少6800万美元，降幅5%[186] 调整后业务部门EBDA情况 - 2020年第三季度调整后业务部门EBDA为2.69亿美元，2019年同期为3.36亿美元；2020年前九个月为7.69亿美元，2019年同期为9.36亿美元[185] - 2020年第三季度调整后业务部门EBDA较上一时期减少6700万美元，降幅20%；2020年前九个月较上一时期减少1.67亿美元，降幅18%[186] 西海岸精炼产品业务情况 - 2020年第三季度西海岸精炼产品调整后业务部门EBDA减少3100万美元，降幅21%，调整后营收减少1900万美元，降幅10%[188] - 2020年前九个月西海岸精炼产品调整后业务部门EBDA减少5100万美元，降幅13%，调整后营收减少4500万美元，降幅8%[189] 终端业务情况 - 2020年第三季度终端业务调整后营收4.24亿美元，2019年同期为5.08亿美元；2020年前九个月为12.85亿美元，2019年同期为15.24亿美元[191] - 2020年第三季度终端业务调整后业务部门EBDA为2.46亿美元，2019年同期为2.95亿美元；2020年前九个月为7.32亿美元，2019年同期为8.84亿美元[191] - 2020年第三季度终端业务调整后营收较上一时期减少8400万美元，降幅17%；2020年前九个月较上一时期减少2.39亿美元，降幅16%[191] - 2020年第三季度终端业务调整后业务部门EBDA较上一时期减少4900万美元，降幅17%；2020年前九个月较上一时期减少1.52亿美元，降幅17%[191] 调整后收入与细分业务EBDA等情况 - 2020年第三季度和前九个月调整后收入分别为2.51亿美元和7.92亿美元，较2019年同期分别下降3400万美元（12%）和9700万美元（11%）[196] - 2020年第三季度和前九个月调整后细分业务EBDA分别为1.54亿美元和4.85亿美元，较2019年同期分别增长500万美元（3%）和下降3700万美元（7%）[196] - 2020年第三季度和前九个月石油总产量分别为3.16万桶/日和3.35万桶/日，较2019年同期分别下降0.41万桶/日和0.38万桶/日[196] - 2020年第三季度和前九个月实现的加权平均油价分别为54.83美元/桶和53.28美元/桶，较2019年同期分别增长5.38美元/桶和3.92美元/桶[196] 油气生产与源与运输活动调整后细分业务EBDA情况 - 2020年第三季度和前九个月，油气生产活动调整后细分业务EBDA分别增加2700万美元（35%）和2300万美元（8%）[198][199] - 2020年第三季度和前九个月，源与运输活动调整后细分业务EBDA分别减少2200万美元（31%）和6000万美元（27%）[198][199] 原油套期保值情况 - 截至2020年9月30日，公司原油套期保值剩余2020 - 2024年价格分别为56.07美元/桶、52.00美元/桶、53.05美元/桶、50.14美元/桶和43.40美元/桶[201] 费用调整情况 - 2020年第三季度和前九个月，一般及行政费用和公司费用调整后分别减少1800万美元和3100万美元[203][204][205] - 2020年第三季度和前九个月，净利息支出调整后分别减少6100万美元（13%）和1.43亿美元（10%）[203][204] - 2020年前三季度和前九个月，公司合并利息费用较去年同期分别减少6100万美元和1.43亿美元[207] 债务相关情况 - 截至2020年9月30日和2019年12月31日，公司债务本金中约16%和27%分别为可变利率债务[208] - 截至2020年9月30日和2019年12月31日，公司短期债务分别为2.057亿美元和2.477亿美元[218] - 截至2020年9月30日和2019年12月31日，义务集团未偿还的担保票据分别为325.02亿美元和324.09亿美元[235] 非控股股东净收入情况 - 2020年前三季度和前九个月，归属于非控股股东的净收入较去年同期分别增加600万美元和1200万美元[209] 税务费用情况 - 2020年第三季度和前九个月，公司税务费用较去年同期分别减少1100万美元和1.67亿美元[210][211] 现金及现金流情况 - 截至2020年9月30日，公司现金及现金等价物为6.32亿美元，较2019年12月31日增加4.47亿美元[212] - 2020年前九个月，公司经营活动产生的现金流为32.82亿美元，较2019年同期增加1610万美元[213][226] - 2020年前九个月，公司投资活动所用现金较2019年同期减少1.834亿美元，融资活动所用现金较2019年同期减少1.587亿美元[227][228] 扩张项目资本支出情况

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

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

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

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