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

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

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

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

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

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

Kinder Morgan, Inc. (NYSE:KMI) Q1 2019 Earnings Conference Call April 17, 2019 4:30 PM ET Company Participants Rich Kinder - Executive Chairman Steve Kean - CEO Kim Dang - President David Michels - VP & CFO Dax Sanders - EVP & CSO John Schlosser - President, Terminals Tom Martin - President, Natural Gas Pipelines Conference Call Participants Shneur Gershuni - UBS Colton Bean - Tudor, Pickering, Holt & Company Tristan Richardson - SunTrust Gabriel Moreen - Mizuho Securities Spiro Dounis - Credit Suisse Keith ...

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 _____________ Form 10-K [X] ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the fiscal year ended December 31, 2018 or [ ]TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from _____to_____ Commission file number: 001-35081 Kinder Morgan, Inc. (Exact name of registrant as specified in its charter) Delaware 80-0682103 (State or other ...