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

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

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

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

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

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

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

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

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

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