业绩总结 - Kinetik预计2022年调整后EBITDA将增长至770百万至810百万美元[42] - 2021年调整后EBITDA为737百万美元，较前一年增长超过一倍，达到355百万美元[40] - 2022年预计的EBITDA中，90%以上将来自天然气中游服务[7] - 2022年预计的毛利润中约85%来自合资管道、按需支付合同和当前生产[20] - 2022年预计的毛利中约15%暴露于商品价格波动[47] - 预计2022年将实现超过5000万美元的年度EBITDA协同效应，主要通过系统整合和成本节约[48] 用户数据 - Kinetik的客户基础超过30个，提供稳定的收益[7] - 2022年预计毛利润中约50%来自投资级客户，若近期评级上调则超过70%[20] - 平均合同期限为11年，且没有近期到期的合同[20] 未来展望 - Kinetik计划在2023年开始每年增长5%的6美元股息[4] - 预计未来五年天然气液体需求将增长超过1.1百万桶/日[21] - Kinetik的Permian盆地原油生产预计到2025年底将从约200万桶/日增长至约700万桶/日[4] - 预计2023年实现3.5倍杠杆目标[39] - 目标在2023年底前获得投资级信用评级Baa3/BBB-[39] 新产品和新技术研发 - Kinetik的资本投资预计在2500万至3000万美元之间，用于系统集成[17] - 2022年预计的资本支出为125百万至150百万美元，主要来自新合同和系统优化[41] - 2022年预计的资本支出中包括550万美元的一次性整合资本支出[46] 市场扩张和并购 - 预计未来五年通过合并节省资本175百万美元[39] - Kinetik的处理能力约为每日2亿立方英尺，位于德克萨斯州德拉瓦盆地[7] 负面信息 - 预计2022年商品价格波动对EBITDA的潜在影响为每桶原油约8百万美元，天然气约7百万美元[47] - 2021年EBITDA的杠杆率为4.7倍，预计2022年将保持在4.3倍[40] 其他新策略和有价值的信息 - Kinetik的净债务和杠杆目标为3.5倍[4] - 2022年现金股息覆盖预计超过5.0倍[39] - 2022年计划加速赎回A系列优先股，预计在2022年底前完成[39] - 2022年自由现金流预计在1.5亿至2.25亿美元之间[18] - Kinetik的可持续发展目标包括在2050年前实现净零排放[4]

公司历史与更名 - 公司原名为Kayne Anderson Acquisition Corp.，于2016年12月12日在特拉华州注册成立，2017年第二季度完成首次公开募股[20] - 2018年8月3日，Altus Midstream LP成立；8月8日，公司与Apache相关子公司签订贡献协议；11月9日完成Altus组合收购[21][22] - 完成Altus组合收购后，公司更名为Altus Midstream Company，持有约23.1%的未偿还普通单位，Apache持有剩余76.9% [23][24] 公司与BCP合并 - 2021年10月21日，公司宣布与BCP进行全股票交易合并，预计2022年第一季度完成[24] - 作为合并对价，公司将向BCP的有限合伙人发行5000万股C类普通股[25] - 合并后，Contributor或其指定方将约占已发行和流通的Altus普通股的75%，Apache Midstream LLC将约占20%，其余现有股东将约占5% [26] - 公司将与BCP进行全股票交易，预计2022年第一季度完成，公司将发行5000万股C类普通股给BCP的有限合伙人[24][25] - 交易完成后，贡献方或其指定方将持有约75%的已发行和流通的Altus普通股，Apache Midstream LLC持股将从约79%降至约20%，其余现有股东持股约5%[26] 公司业务与资产 - 公司通过Altus Midstream开展业务，拥有二叠纪盆地的天然气收集、加工和传输资产[27] - 公司运营由一个可报告的业务部门组成[27] - 截至2021年12月31日，公司拥有约182英里在用天然气集输管道、约46英里残渣气管道和约38英里NGL管道[29] - 公司拥有四条权益法核算管道的股权，包括墨西哥湾海岸快线管道16%股权、EPIC原油管道15%股权、二叠纪高速公路管道约26.7%股权和申奥克NGL管道33%股权[31][32][33][34] - 2019年投入使用三个低温处理列车，每个铭牌容量为20000万立方英尺/天[29] - 公司拥有一个NGL卡车装载终端，有六个租赁自动监护转移装置和八个容量为90000加仑的NGL子弹罐[29] - 公司持有Gulf Coast Express Pipeline 16%的股权，该管道容量约为20亿立方英尺/天[31] - 公司持有EPIC Crude Oil Pipeline 15%的股权，该管道二叠纪盆地初始吞吐量约为60万桶/天[32] - 公司持有Permian Highway Pipeline约26.7%的股权，该管道容量约为21亿立方英尺/天[33] - 公司持有Shin Oak NGL Pipeline 33%的股权，该管道容量高达55万桶/天[34] - 公司收购Salt Creek NGL管道50%股权的期权于2020年3月2日到期未行使[35] 公司与Apache关系 - 阿帕奇是公司最大单一有表决权普通股股东，拥有公司约76.9%非控股权益[36] - 2018年和2019年，阿帕奇在阿尔卑斯高地分别钻探100口和82口井，后因价格环境和开发效果不佳减少投资[38] - 公司与阿帕奇签订的协议除天然气加工协议外，主要条款有效期从2018年7月1日至2032年3月31日，可自动延长两个五年期[42] - 2020 - 2021年，公司根据COMA协议向阿帕奇支付费用分别为500万美元和700万美元，此后每年900万美元[46] - 公司与阿帕奇的办公场地租赁协议月租金包括44,500美元基础租金和相关设施费用[52] - 2020年和2021年，公司与阿帕奇压缩机租赁协议收入分别为40万美元和160万美元[53] - Apache是公司最大单一有表决权普通股股东，拥有公司约76.9%非控股权益[36] - 2018年和2019年Apache分别在Alpine High钻探100口和82口井，后因价格和开发表现不佳减少投资和钻探计划[38] - 公司与Apache的协议除天然气加工协议外，主要条款有效期从2018年7月1日至2032年3月31日，可自动延长两个五年期[42] - 公司根据COMA向Apache支付费用，2018年11月9日至2019年12月31日为300万美元，2020年为500万美元，2021年为700万美元，此后每年900万美元[46] - 公司与Apache的租赁协议中，每月支付44,500美元基础租金及相关设施费用[52] - 2020年和2021年公司与Apache的压缩机租赁协议分别产生收入40万美元和160万美元[53] 公司监管与合规 - 公司州内天然气运输业务受FERC和TRRC等监管，收费需公平合理，违规将面临多种处罚[57][58] - 公司天然气收集管道虽目前被认为不受FERC管辖，但分类可能改变，州内收集设施受多种监管[59] - 公司NGLs管道传输服务受TRRC监管，通常无托运人投诉时不调查费率[61] - 公司遵守OSHA和州相关法律保障员工安全，运营基本符合OSHA要求[62] - 公司部分管道受DOT的PHMSA依据相关法案监管，违规将面临处罚[63] - 公司运营受重大环境法律法规约束，合规增加运营成本，公司运营基本符合规定[66][67] - 联邦或州关于温室气体排放的举措可能影响公司业务，气候变化可能影响公司资产和运营[68][69] - 公司天然气州内运输服务受FERC和德州相关机构监管，收费需公平合理，否则可能面临多种处罚[57][58] - 公司认为其天然气集输管道不受FERC管辖，但分类和监管可能因未来决定而改变[59] - 公司天然气管道系统受德州相关法规约束，集输管道需遵守可比例接收和共同购买法规[60] - 公司传输服务受TRRC监管，TRRC有权监管费率[61] - 公司遵守OSHA和州法律关于员工健康安全的规定[62] - 部分管道受DOT的PHMSA依据相关法案监管，违规会受处罚[63] - 公司认为管道运营基本符合PHMSA和州要求，但新法规可能有不利影响[65] - 公司运营受环境法规约束，合规增加运营成本[66] - 公司认为运营基本符合环境法规，但新法规可能影响财务状况[67] - 气候相关法规可能影响公司产品供需和增加运营成本[68] 公司新兴成长身份 - 公司为新兴成长公司，可享受部分报告要求豁免，将持续至满足特定条件之一，如年总收入达10.7亿美元等[70][72] - 公司是“新兴成长公司”，可享受部分报告要求豁免[70] - 公司将保持新兴成长公司身份至满足特定条件，如年总收入达10.7亿美元等[72] 公司运营管理 - 公司无员工，业务由Apache运营管理，无重要实体资产，行政办公室位于得克萨斯州休斯顿[73][74] - 公司无员工，业务由Apache员工开展，Apache提供运营和管理服务[73] 公司其他信息 - 公司网站可免费获取董事会委员会章程、公司治理文件和SEC文件[28] BCP相关信息 - BCP持有Permian Highway Pipeline 26.7%的权益[24] - BCP拥有EagleClaw Midstream，包括EagleClaw Midstream Ventures、Caprock Midstream和Pinnacle Midstream业务，以及Permian Highway Pipeline 26.7%的权益[24] 公司业务竞争 - 公司天然气和NGLs业务竞争激烈，在获取气量方面面临来自多方的竞争[56] 公司资产土地权益 - 公司资产所在土地权益来自租赁、地役权等，未遇到重大产权挑战[54] 公司优先股发行 - 2019年6月12日，公司发行并出售A系列累积可赎回优先股[51]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度净收入为5000万美元 其中包括400万美元的未实现嵌入式衍生工具收益 [25] - 调整后的EBITDA为7000万美元 增长资本支出约为300万美元 [26] - 公司连续第三个季度产生自由现金流 并在9月支付了第三次现金股息 [25] - 董事会宣布了每股1.50美元的季度股息 将于12月底支付 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气处理量较上季度略有增长 增幅约为1% [8] - 收集量从上一季度略有增加 平均每天4.52亿立方英尺 其中约75%为富气 [26] - 联合管道业务继续为公司业绩做出贡献 天然气管道的最低容量承诺提供了稳定 可预测的现金流 [7] - 液体管道业务随着盆地活动的恢复 有望实现产量增长 [7] 各个市场数据和关键指标变化 - 德克萨斯州特拉华盆地的商品价格正在改善 生产活动正在加速 [18] - 公司预计将在2022年第一季度完成与EagleClaw的业务合并 [18] - 合并后的公司预计2022年调整后EBITDA在8亿至8.5亿美元之间 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司与Apache签署了新的天然气处理协议 修改了新产量的处理费用 使其更符合当前市场 [11] - 公司宣布与EagleClaw Midstream进行业务合并 这将创建一个专注于为二叠纪盆地生产商提供中游服务的强大现金流业务 [20] - 合并后的公司将成为特拉华盆地最大的天然气处理器 也是二叠纪盆地第三大天然气处理器 [17] - 公司计划将Altus和EagleClaw资产整合为一个收集和处理超级系统 这将为客户提供更大的规模 可靠性和灵活性 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计2021年运营成本将同比下降15% [11] - 公司对2021年的指导范围没有改变 但所有项目的表现都优于中点 [27] - 公司预计合并后的公司将实现至少5000万美元的年度EBITDA协同效应 总整合支出不到1亿美元 分三年分摊 [21] - 公司预计合并后的公司2022年的现金股息覆盖率为1.75倍 并承诺在2023年之前维持现有股息 目标是从2024年开始实现5%的股息增长 [22] 其他重要信息 - 公司运营团队在成本结构 系统效率和安全运营方面表现出色 [9] - 第三季度运营费用高于上一季度 主要原因是非例行维护工作 天气相关的道路和通行权维修以及库存清理 [10] - 公司已连续两年半没有发生可报告的事故 [13] - 公司预计合并后的公司将具有比单独运营时更低的风险状况 [16] 问答环节所有的提问和回答 - 本次电话会议没有收到任何问题 [29]

公司营收情况 - 截至2021年9月30日的三个月，公司总营收为34,548,000美元，2020年同期为40,172,000美元[16] - 截至2021年9月30日的九个月，公司总营收为104,287,000美元，2020年同期为113,152,000美元[16] - 2021年和2020年前三季度总收入分别为1.04287亿美元和1.13152亿美元[82] - 2021年第三季度，公司来自关联方的中游服务收入降至3454.8万美元，较2020年同期的3886.9万美元减少440万美元，主要因天然气吞吐量降低[164][167][168] - 2021年前三季度，公司来自关联方的中游服务收入降至9854.4万美元，较2020年同期的1.11252亿美元减少1280万美元，主要因天然气吞吐量降低[164][167][170] - 2021年第三季度，公司无产品销售收入，2020年同期为130.3万美元；2021年前三季度，产品销售收入增至574.3万美元，较2020年同期的190万美元增加384.3万美元[164][167][169][171] 公司运营收入情况 - 截至2021年9月30日的三个月，公司运营收入为14,590,000美元，2020年同期为18,948,000美元[16] - 截至2021年9月30日的九个月，公司运营收入为41,243,000美元，2020年同期为49,381,000美元[16] 公司现金及现金等价物情况 - 截至2021年9月30日，公司现金及现金等价物为108,988,000美元，2020年12月31日为24,188,000美元[24] - 2021年前九个月现金及现金等价物增加84,800千美元，2020年减少4,000千美元[28] - 2021年9月30日现金及现金等价物期末余额为108,988千美元，2020年为1,983千美元[28] - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，公司现金及现金等价物分别为1.09亿美元和2420万美元[204][205] 公司债务情况 - 截至2021年9月30日，公司长期债务为657,000,000美元，2020年12月31日为624,000,000美元[24] - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，循环信贷安排下的借款分别为6.57亿美元和6.24亿美元[88] - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，公司总债务分别为6.57亿美元和6.24亿美元[204][205] 公司资产情况 - 截至2021年9月30日，公司总资产为1,865,934,000美元，2020年12月31日为1,799,630,000美元[24] - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，物业、厂房和设备净值分别为1.89383亿美元和1.95836亿美元[86] - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，公司对Gulf Coast Express Pipeline LLC的所有权分别为16.0%，金额为276,093千美元和283,530千美元；对EPIC Crude Holdings, LP的所有权分别为15.0%，金额为164,497千美元和176,640千美元；对Permian Highway Pipeline LLC的所有权分别为26.7%，金额为632,720千美元和615,186千美元；对Breviloba, LLC的所有权分别为33.0%，金额为464,597千美元和479,826千美元[106] - 截至2021年9月30日，阿特拉斯中游公司资产包括约182英里天然气集输管道、约46英里残气管道和约38英里NGL管道[144] 公司负债情况 - 截至2021年9月30日，公司总负债为878,121,000美元，2020年12月31日为863,478,000美元[24] - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，其他流动负债分别为1590.7万美元和561.3万美元[97] 公司净收入情况 - 截至2021年9月30日，归属于A类普通股股东的净收入为5,244,000美元，2020年同期为2,896,000美元[16] - 截至2021年9月30日的九个月，归属于A类普通股股东的净收入为17,087,000美元，2020年同期亏损6,137,000美元[16] - 2021年前九个月净收入（含非控股权益）为146,019千美元，2020年为21,860千美元[28] - 2021年第三季度，公司净收入（含非控股权益）为4968.9万美元[162] - 2021年前九个月，公司净收入（含非控股权益）为1.46019亿美元[162] - 2021年前三季度，税前净收入为1.46亿美元，较2020年同期增加1.248亿美元，主要因嵌入式衍生工具公允价值计量费用减少9460万美元、权益法投资收益增加3510万美元等[189] 公司现金流情况 - 2021年前九个月经营活动提供的净现金为158,395千美元，2020年为137,447千美元[28] - 2021年前九个月投资活动提供（使用）的净现金为1,200千美元，2020年为 - 301,280千美元[28] - 2021年前九个月融资活动提供（使用）的净现金为 - 74,795千美元，2020年为159,833千美元[28] 公司可赎回非控股权益情况 - 2021年第三季度末可赎回非控股权益 - 优先股有限合伙人余额为634,795千美元，2020年为600,395千美元[32] - 2021年第三季度末可赎回非控股权益 - 阿帕奇有限合伙人余额为837,158千美元，2020年为238,842千美元[32] - 2021年第三季度末留存收益（累计赤字）为 - 484,142千美元，2020年为 - 378,361千美元[32] - 2019年12月31日，可赎回非控股权益中，优先股有限合伙人权益为555,599千美元，Apache有限合伙人权益为701,000千美元，总权益为 - 355,161千美元[36] - 2020年9月30日，可赎回非控股权益中，优先股有限合伙人权益为600,395千美元，Apache有限合伙人权益为238,842千美元，总权益为72,386千美元[36] - 2020年12月31日，可赎回非控股权益中，优先股有限合伙人权益为608,381千美元，Apache有限合伙人权益为575,125千美元，总权益为 - 247,354千美元[36] - 2021年9月30日，可赎回非控股权益中，优先股有限合伙人权益为634,795千美元，Apache有限合伙人权益为837,158千美元，总权益为 - 484,140千美元[36] - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，可赎回非控制性权益（Apache有限合伙人）分别为8.372亿美元和5.751亿美元[111] - 截至2021年9月30日，可赎回非控制性权益（优先股有限合伙人）为634,795千美元，嵌入式衍生负债为120,522千美元，总计755,317千美元[118] 公司资本支出情况 - 2021年前九个月应计资本支出为312千美元，2020年为256千美元[28] - 2021年前三季度和2020年前三季度，中游基础设施资产资本支出分别为330万美元和2950万美元，公司预计2021年剩余时间现有基础设施资产资本需求极小[195] - 2021年前三季度和2020年前三季度，公司对权益法投资管道的现金出资分别为2730万美元和2.862亿美元，预计2021年剩余时间出资200 - 400万美元[196] 公司股权及业务合并情况 - 公司持有Altus Midstream约23.1%的流通普通股单位和控股权，Apache持有其余76.9% [46] - 公司于2016年12月12日在特拉华州注册成立，最初名为Kayne Anderson Acquisition Corp.（KAAC），2017年第二季度完成首次公开募股[43] - 2018年8月3日，Altus Midstream LP成立，8月8日，KAAC和Altus Midstream LP与Apache的子公司签订贡献协议[44] - 2018年11月9日，KAAC完成业务合并，收购Altus Midstream实体的全部股权和五个第三方管道项目的股权收购期权，并更名为Altus Midstream Company [45] - 2020年6月30日，公司对A类普通股和C类普通股进行了1比20的反向股票拆分[109] - 截至2021年9月30日，Apache拥有12,500,000个Altus Midstream普通单位，约占已发行和流通普通单位总数的76.9%[110] - 2021年10月21日，公司宣布将与BCP Raptor Holdco LP进行全股票交易，公司将向BCP的有限合伙人发行5000万股C类普通股[139][140] - 2021年10月21日，公司宣布将与私有企业BCP进行全股票交易，交易预计2022年第一季度完成[145][146] - 作为交易对价，公司将向BCP的单位持有人发行5000万股C类普通股[146] 公司与Apache业务关系情况 - 公司通过其全资子公司Altus Midstream GP LLC控制Altus Midstream，Altus Midstream是可变利益实体（VIE），公司是其主要受益人[47][49][50] - 公司合并财务报表中的可赎回非控股权益由Apache持有的Altus Midstream有限合伙人权益组成，该权益数量等于Apache持有的公司C类普通股数量[51] - 公司向Apache提供天然气收集、压缩、处理、传输和NGL传输等服务，自2020年起还签订三份为Apache压缩机提供运维服务协议，按服务类型和产品量收取规定费用及每台压缩机固定月费[73] - 公司将与Apache相关协议产生的收入列于合并运营报表“中游服务收入 — 关联方”，未开票收入列于合并资产负债表“应收收入”[74] - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，与Apache的合同应收账款分别为1100万美元和1140万美元[83] - 2021年10月，公司与阿帕奇签订新的天然气加工协议，取代先前协议[151] 公司财务调整情况 - 2020财年调整后，三个月截至2020年9月30日，股权法权益净收入从14320千美元变为15987千美元，认股权证估值调整为209千美元，总其他收入（损失）从10787千美元变为12663千美元等[61] - 2020财年调整后，九个月截至2020年9月30日，认股权证估值调整为1668千美元，总其他收入（损失）从 - 28907千美元变为 - 27239千美元，税前净收入从19496千美元变为21164千美元等[63] - 2020年12月31日合并资产负债表调整后，其他非流动负债从5539千美元变为6424千美元，总负债从862593千美元变为863478千美元，额外实收资本从144716千美元变为122222千美元等[66] 公司费用情况 - 2021年和2020年前三季度运营和维护费用分别为380万美元和400万美元，一般和行政费用分别为680万美元和510万美元[75] - 公司与Apache签订的COMA协议规定，2020年费用为500万美元，2021年为700万美元，此后每年900万美元[76] - 2021年第三季度，公司运营和维护费用增至964.2万美元，较2020年同期的896万美元增加约60万美元；2021年前三季度，该费用降至2438.4万美元，较2020年同期的2905.9万美元减少467.5万美元[164][173][175][179] - 2021年第三季度，公司一般及行政费用增至342万美元，较2020年同期的293.6万美元增加48.4万美元；2021年前三季度，该费用增至1035万美元，较2020年同期的1010.2万美元增加24.8万美元[164][173][176][180] - 2021年第三季度，公司非所得税降至281.1万美元，较2020年同期的414.3万美元减少133.2万美元；2021年前三季度，该费用降至1043.1万美元，较2020年同期的1093.3万美元减少50.2万美元[164][173][177][181] - 2021年第三季度，公司融资成本（扣除资本化利息）为267.4万美元，较2020年同期的41.3万美元增加226.1万美元；2021年前三季度，该成本增至788.7万美元，较2020年同期的97.8万美元增加690.9万美元[164][182] - 2021年前三季度和2020年前三季度，融资成本净额分别为788.7万美元和97.8万美元[96] 公司股息情况 - 2021年第一、二、三季度，公司向A类普通股股东支付每股1.50美元现金股息，每次总计560万美元，其中约50万美元支付给Apache[80

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度净收入为7400万美元，其中包括3100万美元的未实现嵌入式衍生品收益 [23] - 调整后的EBITDA为6900万美元，增长资本支出约为360万美元 [23] - 连续第二个季度实现正现金流，并在6月支付了第二次现金股息 [10] - 董事会宣布每股1.50美元的季度股息，将于下月底支付 [10] - 收集和处理量从第一季度增加，平均每天447百万立方英尺，其中约74%为富气 [24] - 预计全年收集量调整为415至430百万立方英尺/天，富气比例预计在70%至75%之间 [25] - 调整后的EBITDA指导中值增加1000万美元，新范围为2.6亿至2.7亿美元 [25] 各条业务线数据和关键指标变化 - 合资管道业务中，Gulf Coast Express和Permian Highway管道表现稳定强劲 [14] - Shin Oak NGL管道量从第一季度增加，乙烷回收水平提高 [14] - 收集和处理业务中，Alpine High地区5口新井上线，收集量增加 [18] - 预计全年收集和处理量将因Alpine High地区产量下降趋缓而增加 [19] - 连续第八个季度运营费用低于前一季度，预计同比减少至少15% [19] 各个市场数据和关键指标变化 - Permian Basin和Rockies地区钻探和完井活动增加，预计将带来额外增长 [14] - 其他生产商在Alpine High地区的活动增加，钻机数量上升 [32] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续监控COVID-19及其变种，尽管疫情持续，但尚未对运营产生重大影响 [13] - 公司致力于成为首选合作伙伴，支持社区项目和教育 [17] - 公司正在寻找更充分利用资产基础并高效增长业务的方法 [37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2021年剩余时间持积极预期，并调整了年度指导以反映上半年强劲表现 [12] - 公司预计合资管道业务将继续按预期交付，天然气管道表现良好，液体管道有上行潜力 [36] - 公司对G&P业务的运营感到满意，成本结构具有竞争力，成本得到控制 [37] 其他重要信息 - 公司在6月被纳入Russell U.S.指数，5月被纳入Cushing Midstream指数 [27] - 公司在Diamond低温复合体与社区建立了良好关系，支持科学研究和社区项目 [16] 问答环节所有的提问和回答 问题: DUC完井是否支持了第二季度的G&P量，未来是否有增长机会 [30] - DUC完井对第二季度的G&P量有贡献，但Alpine High地区现有产量的下降曲线也有所趋缓 [31] - 其他生产商在Alpine High地区的活动增加，钻机数量上升 [32] - Apache对5口DUC井的表现非常满意，这些井将与其他投资机会竞争资本 [33] - 目前尚未有资本承诺，但Alpine High地区仍在讨论中 [34]

业绩总结 - 2021年预计的调整后EBITDA为2.6亿至2.7亿美元，主要归因于合资管道的稳定现金流[19] - 2021年可分配现金流预计为1.8亿至1.95亿美元，较之前的1.65亿至1.9亿美元有所上调[19] - 2021年季度固定股息为每股1.50美元，年化股息为每股6.00美元[19] - 预计2021年自由现金流收益率为15%[18] - 2021年可分配现金流覆盖率预计为1.9倍[18] 用户数据与市场表现 - 2021年收集的气体量预计为415至430百万立方英尺/天，较之前的370至410百万立方英尺/天有所增加[19] - Altus Midstream的股息收益率为9%，高于同行业的中位数7%[22] 资本支出与资金来源 - 2021年资本支出预计为3000万至4000万美元，主要用于Permian Highway Pipeline[19] - 2021年第三季度和第四季度的资本来源预计为3.11亿美元，超出资金需求2.52亿美元[20] 新产品与技术研发 - Altus Midstream在四条合资管道中拥有权益，所有管道均已投入使用，提供从Permian盆地到美国墨西哥湾沿岸的运输能力[25] - Gulf Coast Express (GCX) 管道的容量为2.0 Bcf/d，已在长期、具有约束力的协议下完全订阅，最低交易量承诺[28] - Permian Highway Pipeline (PHP) 的容量为2.1 Bcf/d，项目总成本约为22亿美元，已在长期、具有约束力的协议下完全订阅[29] - Shin Oak NGL Pipeline的总成本为15亿美元，连接Waha和Mont Belvieu，提供多盆地供应[31] - EPIC Crude Pipeline的当前容量约为600 MBPD，项目总成本在24亿至25亿美元之间[32] - Gulf Coast Express的总项目成本为17.5亿美元，管道长度约为450英里[28] - Permian Highway Pipeline的管道长度约为430英里，已于2021年1月投入使用[29] - Shin Oak Pipeline连接Rocky Mountain和MAPL，提供竞争优势以吸引第三方业务[31] 未来展望 - 2021年的现金流开始于1Q21，来自Permian Highway Pipeline的现金流已开始流入Altus[29] - 2021年的EPIC Crude Pipeline预计将受益于宏观环境的改善[32] - Altus在Gulf Coast Express中的持股比例为16%，在Permian Highway Pipeline中的持股比例约为27%[40]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2021年Q2总收入3.56亿美元，2020年同期3.16亿美元，同比增长12.58%[16] - 2021年上半年总收入6.97亿美元，2020年同期7.24亿美元，同比下降3.79%[16] - 2021年Q2运营收入1.36亿美元，2020年同期1.17亿美元，同比增长16.18%[16] - 2021年上半年运营收入2.67亿美元，2020年同期3.04亿美元，同比下降12.15%[16] - 2021年Q2净收入7.38亿美元，2020年同期1.60亿美元，同比增长361.44%[16] - 2021年上半年净收入9.63亿美元，2020年同期亏损1.00亿美元，扭亏为盈[16] - 截至2021年6月30日，公司总资产18.54亿美元，较2020年末的18.00亿美元增长2.95%[24] - 截至2021年6月30日，公司总负债8.80亿美元，较2020年末的8.63亿美元增长2.09%[24] - 2021年Q2综合收入7.38亿美元，2020年同期1.64亿美元，同比增长349.39%[21] - 2021年上半年综合收入9.70亿美元，2020年同期亏损1.01亿美元，扭亏为盈[21] - 2021年上半年净收入（含非控股权益）为96330千美元，2020年为 - 9337千美元[28] - 2021年上半年经营活动提供的净现金为101055千美元，2020年为86797千美元[28] - 2021年上半年投资活动使用的净现金为11288千美元，2020年为175295千美元[28] - 2021年上半年融资活动提供（使用）的净现金为 - 38863千美元，2020年为84395千美元[28] - 2021年上半年现金及现金等价物增加50904千美元，2020年减少4103千美元[28] - 2021年和2020年截至6月30日的三个月，公司总营收分别为3559.3万美元和3161.6万美元，六个月分别为6973.9万美元和7238.3万美元[81] - 2021年Q2净收入（含非控股权益）为7384.1万美元，2020年同期为1603.4万美元[159] - 2021年上半年净收入（含非控股权益）为9633万美元，2020年同期亏损933.7万美元[159] - 2021年Q2调整后EBITDA为6924.2万美元，2020年同期为4364.1万美元[159] - 2021年上半年调整后EBITDA为1.34278亿美元，2020年同期为9018.3万美元[159] - 2021年Q2营收3.56亿美元，2020年同期3.16亿美元；2021年H1营收6.97亿美元，2020年同期7.24亿美元[161][164] - 2021年Q2成本和费用2.20亿美元，2020年同期1.99亿美元；2021年H1为4.31亿美元，2020年同期4.20亿美元[161][170] - 2021年Q2调整后EBITDA为6924.2万美元，2020年同期4364.1万美元；2021年H1为1.34亿美元，2020年同期9018.3万美元[161] - 2021年Q2净利润税前为7380万美元，较2020年同期增加5780万美元；H1净利润税前为9630万美元，较2020年同期增加10640万美元[186][188] - 2021年Q2调整后EBITDA较上年同期增加2560万美元，H1增加441万美元[187][189] - 2021年和2020年H1中游基础设施资产资本支出分别为240万美元和2650万美元[195] - 2021年和2020年H1公司对权益法投资管道的现金出资分别为2420万美元和1.544亿美元，预计未来资本出资在500 - 700万美元[196] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司现金及现金等价物分别为7510万美元和2420万美元[203][204] 各条业务线数据关键指标变化 - 公司与Apache签订协议，提供天然气收集、压缩、处理、传输等服务，收入在合并运营报表中列为“中游服务收入 — 关联方”[72] - 公司向Apache提供压缩机运营和维护服务，自2020年起按每台压缩机固定月费收费[72] - 2021年Q2中游服务关联收入3.25亿美元，较2020年同期增加0.9百万美元；2021年H1为6.40亿美元，较2020年同期减少8.4百万美元[161][164][165][167] - 2021年Q2产品销售第三方收入312.6万美元，2020年同期无显著收入；2021年H1为574.3万美元，2020年同期无显著收入[161][164][166][168] - 2021年Q2产品销售成本335.1万美元，用于支持第三方产品销售；2021年H1为534.4万美元[171][175] - 2021年Q2天然气平均吞吐量为447MMcf/d，2020年同期434MMcf/d；2021年H1为442MMcf/d，2020年同期505MMcf/d[161] 公司股权结构相关数据变化 - 公司持有Altus Midstream约23.1%的流通普通股单位和控股权，Apache持有其余76.9% [46] - 2021年6月30日季度末，可赎回非控股权益 - 优先股有限合伙人余额为617191千美元，2020年为592625千美元[32] - 2021年6月30日季度末，可赎回非控股权益 - 阿帕奇有限合伙人余额为863063千美元，2020年为229348千美元[32] - 2021年6月30日季度末，A类普通股股数为3746千股，金额为1千美元；C类普通股股数为12500千股，金额为1千美元[32] - 2021年6月30日季度末，留存收益（累计赤字）为 - 506200千美元，2020年为 - 381256千美元[32] - 2021年6月30日季度末，累计其他综合收益（损失）为0千美元，2020年为 - 449千美元[32] - 2019年12月31日，可赎回非控股权益（优先股有限合伙人）余额为555,599千美元，可赎回非控股权益（Apache有限合伙人）余额为701,000千美元[36] - 2020年上半年，净收入（亏损）为 - 9,032千美元，非控股权益赎回价值变动为433,710千美元[36] - 2020年6月30日，可赎回非控股权益（优先股有限合伙人）余额为592,625千美元，可赎回非控股权益（Apache有限合伙人）余额为229,348千美元[36] - 2020年12月31日，可赎回非控股权益（优先股有限合伙人）余额为608,381千美元，可赎回非控股权益（Apache有限合伙人）余额为575,125千美元[36] - 2021年上半年，向优先股有限合伙人支付和应付的分配分别为 - 23,124千美元和 - 11,562千美元，向Apache有限合伙人分配为 - 18,750千美元[36] - 2021年上半年，普通股股息为 - 5,620千美元，净收入为11,843千美元，非控股权益赎回价值变动为 - 265,212千美元[36] - 2021年6月30日，可赎回非控股权益（优先股有限合伙人）余额为617,191千美元，可赎回非控股权益（Apache有限合伙人）余额为863,063千美元[36] - 截至2021年6月30日，Apache拥有12,500,000个Altus Midstream普通单位，约占已发行和流通普通单位总数的76.9%[108] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，可赎回非控股权益（Apache）分别为8.631亿美元和5.751亿美元[109] - 截至2020年12月31日和2021年6月30日，可赎回非控股权益（优先股单位）分别为608,381千美元和617,191千美元[117] - 截至2021年6月30日，嵌入式衍生负债为124,532千美元[117] - 截至2021年6月30日，优先股赎回价格按1.3倍投资资本计算为8.125亿美元，高于按11.5%内部收益率计算的7.212亿美元[118] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司认股权证负债分别为130万美元和90万美元[137] 公司费用相关数据变化 - 2021年和2020年截至6月30日的三个月，公司运营和维护费用分别为150万美元和130万美元，六个月分别为230万美元和280万美元；一般和行政费用三个月分别为230万美元和160万美元，六个月分别为460万美元和360万美元[74] - 公司与Apache签订的COMA协议中，2020年费用为500万美元，2021年为700万美元，此后每年900万美元[75] - 2021年Q2运营和维护费用降至734万美元，较2020年同期减少约220万美元；2021年H1降至1474.2万美元，较2020年同期减少540万美元[170][172][176] - 2021年Q2一般和行政费用增至347.5万美元，较2020年同期增加50万美元；2021年H1降至693万美元，较2020年同期减少30万美元[170][173][178] - 2021年Q2非所得税增至381.2万美元，较2020年同期增加40万美元；2021年H1增至762万美元，较2020年同期增加80万美元[170][174][179] 公司股息相关数据 - 2020年12月和2021年5月，公司董事会宣布A类普通股每股现金股息1.50美元，每次股息总额560万美元，每次约50万美元支付给Apache，因其持有公司A类普通股9.8% [79] - 2021年第一和第二季度，公司向普通股持有人每单位分配1.50美元，共2440万美元，其中560万美元支付给公司用于支付A类普通股股息，1880万美元支付给Apache，因其持有流通普通股76.9% [79] - 2021年8月3日，公司董事会宣布对A类普通股每股派发现金股息1.50美元，总计560万美元，将于9月30日支付[139] - 2021年第一和第二季度，公司每季度支付2440万美元股息；2021年8月3日，董事会宣布每股1.5美元现金股息，总计560万美元，9月30日支付[197][198] - 2020年12月和2021年5月，公司董事会宣布对A类普通股每股1.50美元的现金股息，每次股息总额为560万美元[112] 公司资产相关数据变化 - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司与Apache的合同应收账款分别为1100万美元和1140万美元，与第三方的合同应收账款分别为200万美元和100万美元[82] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司固定资产净值分别为1.90792亿美元和1.95836亿美元[84] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司其他流动负债分别为1358.2万美元和561.3万美元[95] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，公司对Gulf Coast Express Pipeline LLC的所有权为16.0%，金额分别为277,785千美元和283,530千美元；对EPIC Crude Holdings, LP的所有权为15.0%，金额分别为167,399千美元和176,640千美元；对Permian Highway Pipeline LLC的所有权为26.7%，金额分别为635,526千美元和615,186千美元；对Breviloba, LLC的所有权为33.0%，金额分别为473,675千美元和479,826千美元[104] - 截至2021年6月30日和2020年12月31日，权益法投资余额中未摊销基础差异分别为3710万美元和3770万美元[104] - 2021年上半年，公司权益法投资中，Gulf Coast Express Pipeline LLC贡献为0，分配为 - 24,898千美元，权益收入为19,153千美元；EPIC Crude Holdings, LP贡献为1,500千美元，分配为0，权益收入为 - 11,371千美元；Permian Highway Pipeline LLC贡献为22,655千美元，分配为 - 30,015千美元，权益收入为27,700千美元；Breviloba, LLC贡献为0，分配为 - 20,823千美元，权益收入为14,672千美元[105] 公司税务相关数据 - 2020年第一季度，公司因净营业亏损结转抵税申请记录了70万美元的当期所得税收益[121] - 2021年和2020年截至6月30日的三个月和六个月，公司有效所得税税率分别受估值备抵减少、CARES法案下净营业亏损结转抵税申请和估值备抵增加影响[122] 公司每股收益相关数据 - 2020财年调整后，三个月截至2020年6

业绩总结 - 2021年预计的收集量范围上调至370-410 MMcf/d，之前为360-400 MMcf/d[18] - 调整后的EBITDA预计在2.4亿至2.7亿美元之间，之前为2.3亿至2.7亿美元[18] - 可分配现金流预计在1.65亿至1.9亿美元之间，之前为1.6亿至1.9亿美元[18] - 公司的调整后EBITDA为65,036千美元[42] - 可分配现金流(DCF)为41,727千美元[43] 财务指标 - 2021年每股固定股息为1.50美元，年化为6.00美元[13] - 预计2021年末杠杆率将低于3倍，债务契约为5倍[17] - 2021年自由现金流收益率约为15%[17] - 2021年可分配现金流覆盖率为1.8倍[17] 项目与管道 - Gulf Coast Express Pipeline的能力为2.0 Bcf/d，已在长期绑定协议下完全订阅[24] - Permian Highway Pipeline的总项目成本估计约为22亿美元，2021年1月1日全面投入使用[24] - Gulf Coast Express项目的总成本为17.5亿美元，管道容量为2.0 Bcf/d[25] - Permian Highway Pipeline项目的总成本约为22亿美元，管道容量为2.1 Bcf/d[26] - Shin Oak Pipeline项目的总成本为15亿美元，管道长度为658英里[27] - EPIC Crude项目的管道长度约为700英里，当前容量为600 MBPD[28] 股权结构 - Altus在Gulf Coast Express项目中的持股比例为16%[37] - Altus在Permian Highway Pipeline项目中的持股比例约为27%[37] - Altus在Shin Oak Pipeline项目中的持股比例为33%[37] - Altus在EPIC Crude项目中的持股比例为15%[37]

财务数据关键指标变化 - 2021年第一季度总收入3414.6万美元，2020年同期为4086.9万美元，同比下降16.45%[17] - 2021年第一季度运营收入1304.7万美元，2020年同期为1865.2万美元，同比下降30.05%[17] - 2021年第一季度净收入2248.9万美元，2020年同期净亏损2537.1万美元，同比扭亏为盈[17] - 截至2021年3月31日，总资产18.42576亿美元，截至2020年12月31日为17.9963亿美元，增长2.39%[25] - 截至2021年3月31日，总负债9.06429亿美元，截至2020年12月31日为8.63478亿美元，增长4.97%[25] - 2021年第一季度经营活动产生的净现金为4327.2万美元，2020年同期为5153.8万美元，同比下降16.04%[29] - 2021年第一季度投资活动使用的净现金为1322.2万美元，2020年同期为9761.5万美元，同比减少86.45%[29] - 2021年第一季度融资活动使用的净现金为293.2万美元，2020年同期提供的净现金为5939.5万美元，同比由正转负[29] - 截至2021年3月31日，现金及现金等价物为5130.6万美元，截至2020年12月31日为2418.8万美元，增长112.12%[25] - 2021年第一季度A类普通股股东每股基本净收入为0.05美元，2020年同期为亏损2.16美元，同比扭亏为盈[17] - 2020财年调整影响：第一季度股权法投资净收入从1629.8万美元降至1584.2万美元，认股权证估值调整为187.7万美元，总其他收入（损失）从 - 4586.7万美元变为 - 4444.6万美元等[59] - 2020年12月31日合并资产负债表调整：其他非流动负债从553.9万美元增至642.4万美元，总负债从86259.3万美元增至86347.8万美元等[61] - 2021年和2020年第一季度，公司运营和维护费用分别为80万美元和140万美元[70] - 2021年和2020年第一季度，公司一般和行政费用分别为220万美元和200万美元[70] - 2020年1月1日至12月31日，公司支付给Apache费用500万美元；2021年1月1日至12月31日，支付700万美元；此后每年支付900万美元[71] - 2021年和2020年第一季度总收入分别为3.4146亿美元和4.0869亿美元[77] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司与Apache的合同应收账款分别为1120万美元和1140万美元[78] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司与第三方的销售应收账款分别为130万美元和100万美元[78] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司的物业、厂房及设备净值分别为1.93416亿美元和1.95836亿美元[80] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司循环信贷安排下的借款分别为6.57亿美元和6.24亿美元[82] - 2021年第一季度和2020年第一季度，公司的融资成本净额分别为259.8万美元和27.3万美元[90] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司的其他流动负债分别为1032.2万美元和561.3万美元[91] - 截至2021年3月31日，公司权益法投资余额为15.66672亿美元，较2020年12月31日的15.55182亿美元增加0.1149亿美元[101] - 2021年第一季度，公司权益法投资的净收益为2168.8万美元[101] - 截至2021年3月31日，Permian Highway Pipeline LLC的未分配收益为320万美元[101] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，可赎回非控股权益分别为6.624亿美元和5.751亿美元[105] - 2021年第一季度A类普通股股东净收入为18万美元，每股收益0.05美元；2020年同期净亏损808.1万美元，每股亏损2.16美元[125] - 2021年和2020年第一季度嵌入式衍生工具未实现损失分别为1650万美元和6200万美元[130] - 截至2021年3月31日，优先股嵌入式衍生工具公允价值为1.55538亿美元，估算使用的公司隐含利率范围为7.15 - 12.51%，利率波动率为38.75% [131] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司因认股权证公允价值变动分别记录负债150万美元和90万美元；2021年和2020年第一季度分别产生费用70万美元和收入190万美元[133] - 2021年第一季度调整后EBITDA为6503.6万美元，2020年同期为4654.2万美元[154][156] - 2021年第一季度净收入（含非控股权益）为2248.9万美元，2020年同期亏损2537.1万美元[154][156] - 2021年第一季度总收入为3414.6万美元，2020年同期为4086.9万美元，中游服务收入同比减少930万美元，产品销售收入同比增加250万美元[156][159][160][161] - 2021年第一季度总成本和费用为2109.9万美元，2020年同期为2221.7万美元，产品销售成本同比增加190万美元，运营和维护费用同比减少约320万美元，一般和行政费用同比减少70万美元，非所得税同比增加30万美元[156][163][164][165][166][167] - 2021年第一季度其他收入（损失）为1204万美元，2020年同期损失4444.6万美元，融资成本（扣除资本化利息）为259.8万美元，2020年同期为27.3万美元[156][169] - 2021年第一季度天然气平均吞吐量为436MMcf/d，2020年同期为577MMcf/d[156] - 2021年第一季度未实现衍生工具损失为1650万美元，2020年同期为6200万美元[170] - 2021年第一季度权益法投资净收益增至2170万美元，较2020年同期增加590万美元，主要因公司持有26.7%股权的二叠纪高速公路管道于2021年1月投入运营[171] - 2021年第一季度公司确认当期所得税收益为零，2020年同期为70万美元；两个期间均无递延所得税费用[174] - 2021年第一季度税前净收入为2250万美元，较2020年同期净亏损2610万美元增加4860万美元[175] - 2021年第一季度调整后EBITDA较上年同期增加1850万美元[176] - 2021年和2020年第一季度，中游基础设施资产资本支出分别为130万美元和1910万美元[181] - 2021年和2020年第一季度，公司对权益法投资管道的现金出资分别为2050万美元和8280万美元，预计2021年剩余时间还将产生约1000万美元额外资本出资[182] - 2021年第一季度公司支付季度股息2440万美元；2021年5月4日，董事会宣布每股1.50美元现金股息，总计560万美元，将于6月30日支付[183][184] - 截至2021年3月31日和2020年12月31日，公司现金及现金等价物分别为5130万美元和2420万美元；总债务分别为6.57亿美元和6.24亿美元[191] - 截至2021年3月31日，公司杠杆率低于4.00:1.00[87][196] - 截至2021年3月31日，公司循环信贷安排已提取6.57亿美元，利率为可变利率[196][205] - 若利率上升1.0%，2021年第一季度公司年度合并利息费用将增加约160万美元[205] 可赎回非控股权益相关数据变化 - 2019年12月31日可赎回非控股权益（优先股有限合伙人）余额为555,599千美元，Apache有限合伙人余额为701,000千美元[32] - 2020年第一季度净亏损8,081千美元，可赎回非控股权益赎回价值变动为433,710千美元[32] - 2020年3月31日可赎回非控股权益（优先股有限合伙人）余额为573,861千美元，Apache有限合伙人余额为230,827千美元[32] - 2020年12月31日可赎回非控股权益（优先股有限合伙人）余额为608,381千美元，Apache有限合伙人余额为575,125千美元[32] - 2021年第一季度向优先股有限合伙人支付和应付分配均为11,562千美元，净收入为180千美元，可赎回非控股权益赎回价值变动为 - 84,005千美元[32] - 2021年3月31日可赎回非控股权益（优先股有限合伙人）余额为604,749千美元，Apache有限合伙人余额为662,432千美元[32] - 截至2021年3月31日，优先股单位的可赎回非控股权益为6.04749亿美元，嵌入式衍生负债为1.55538亿美元，总计7.60287亿美元[114] - 截至2021年3月31日，优先股单位的赎回价格为8.125亿美元，基于1.3倍的投资资本倍数[115] 公司股权结构与合作关系 - 公司持有Altus Midstream约23.1%的流通普通股单位及控股权，Apache持有其余76.9% [42] - Apache持有1250万股Altus Midstream普通单位，占已发行和流通普通单位总数的约76.9%[104] - 公司于2016年12月12日在特拉华州注册成立，2017年第二季度完成首次公开募股[39] - 2018年11月9日公司完成业务合并，从Apache收购Altus Midstream实体全部股权及管道期权[41] - Altus Midstream是可变利益实体，公司是其主要受益人并对其进行合并[46][47] - COMA协议在Apache或其关联方不再直接或间接持有公司至少50%有表决权或其他股权证券时，任一方可提前30天书面通知终止[74] - 2020年12月，公司董事会宣布A类普通股每股1.50美元现金股息，总计560万美元，2021年第一季度支付[75] - Apache因持有公司A类普通股9.8%股权，获得约50万美元股息[75] - 公司向普通合伙人每单位分配1.50美元，总计2440万美元，其中560万美元用于支付现金股息，1880万美元支付给Apache，因其持有76.9%流通普通股[75] - 2020年12月，公司董事会宣布对A类普通股每股派发现金股息1.50美元，总计560万美元，其中约50万美元支付给Apache[108] - 2021年5月4日，公司董事会宣布对A类普通股每股派发现金股息1.50美元，总计560万美元，将于6月30日支付[135] 公司资产与业务范围 - 截至2021年3月31日，阿特拉斯中游公司资产包括约182英里天然气集输管道、约46英里残气管道和约38英里NGL管道[139] - 截至2021年3月31日，公司拥有墨西哥湾海岸快线管道项目16%股权、EPIC原油管道15%股权、二叠纪高速公路管道约26.7%股权和申奥克NGL管道33%股权[140] 公司运营与市场风险 - 公司运营结果主要取决于天然气吞吐量，大部分收入来自与阿帕奇的收费协议[143] - 产品销售成本与第三方NGL采购合同相关，运营和维护费用主要与公司资产运营相关，商品价格会直接或间接影响成本[145][146] - 公司自2017年第二季度运营以来，最大客户为Apache，正寻求与第三方的长期商业服务合同，未来运营结果可能受Apache产量和第三方业务签约能力影响[158] - 中游服务收入主要来自与Apache的商业协议，按天然气和天然气液体流量收取费用，2021年第一季度因Apache天然气吞吐量降低而减少[159][160] - 产品销售收入自2020年3月起来自第三方NGLs和凝析油的采购、加工和销售，2021年第一季度同比增加[161] - 运营和维护费用减少主要因从机械制冷单元过渡到集中式Diamond低温综合体，提高了运营效率[165] - 公司预计2021年剩余时间保持正现金流，未来资本需求极小[141] - 公司中游服务协议基本为收费型，无直接大宗商品价格风险，但间接受价格波动影响[203] - 公司面临信用风险，客户违约、破产或清算可能对经营业绩产生不利影响[206] 公司财务报告内部控制 - 公司首席执行官和首席财务官评估认为，截至2021年3月31日，公司披露控制和程序存在重大缺陷[208] - 公司在业务合并时对已发行的公开和私人认股权证的会计核算控制存在重大缺陷[209] - 为补救财务报告内部控制的重大缺陷，公司实施了额外审查程序、培训，并完善了会计政策[210] - 公司补救计划已实施，但重大缺陷在控制措施运行足够长时间且经测试有效前不能视为已补救[211] 特殊事件影响 - 2021年2月，因德州冰冻事件和合同电量未充分使用，公司获得约720万美元信贷[67] - 2021年2月，因德州冰冻事件电价上涨及合同电量未充分使用，公司获得约720万美元电力信用额度，2020年第一季度无此项收入[172]

财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度净收入为2200万美元 包括非控制权益 调整后EBITDA为6500万美元 增长资本支出约为2100万美元 [22] - 第一季度净收入因未实现嵌入式衍生品损失减少约1700万美元 这反映了优先股中嵌入式衍生品的会计重估 [22] - 第一季度平均收集量为4.36亿立方英尺/天 其中约72%为富气 受天气相关减产影响 但部分被Alpine High新增的两口井抵消 [23] - 第一季度调整后EBITDA为6500万美元 预计全年调整后EBITDA中值上调至2.55亿美元 [28] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司首次实现所有四条合资管道和服务的季度运营 并首次实现自由现金流为正 [9] - 运营成本连续第七个季度下降 尽管因恶劣天气条件产生加班费用 [15] - 第一季度收集量受天气影响 但部分被Alpine High新增的两口井抵消 [23] - Permian Highway天然气管道于2021年1月1日投入运营 但第一季度仅反映两个月的分配 其中一个因冬季风暴影响较低 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司专注于Permian Basin和墨西哥湾沿岸的中游业务 拥有四条主要长输管道的股权 运输石油 天然气和天然气液体 [10] - 公司继续寻求第三方业务 尽管Permian Basin的活动水平较低 正在与公共和私募股权支持的E&P运营商以及其他中游公司进行对话 [17] - 公司预计石油和天然气产品需求将继续增强 支持Permian Basin的钻探和完井活动 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于捕捉新业务 优化资产并继续构建强大的ESG文化 [18] - 公司预计甲烷和燃烧的监管要求将为其带来巨大利益 尤其是在2021年下半年和2022年 [34] - 公司拥有660百万立方英尺/天的处理能力 目前处理量在340至360百万立方英尺/天之间 富气和贫气系统均有剩余容量 [36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司进入2021年势头强劲 尽管面临2月严寒天气和其他业务挑战 仍有望达到或超过去年11月指引的中值 [8] - 公司预计全年调整后EBITDA中值上调至2.55亿美元 增长资本支出预计在3000万至4000万美元之间 [28] - 公司预计石油和天然气产品需求将继续增强 支持Permian Basin的钻探和完井活动 [18] 其他重要信息 - 公司董事会宣布每股1.50美元的股息 将于6月底支付给5月28日登记在册的股东 [19] - 公司拥有强大的流动性 预计无需动用资本 继续专注于资产负债表 优先处理优先股并支持强劲的股息支付 [29] 问答环节所有的提问和回答 问题: 公司提到的潜在增长机会的时间表和资本支出情况 - 公司预计增长机会将在2021年下半年实现 主要来自Delaware Basin运营商增加的活动 [33] - 公司预计资本支出主要是连接资本支出 因为现有工厂有剩余容量 预计不会有大额资本支出 [36] - 公司预计项目建设的倍数在低至中个位数 对股东具有吸引力 [38] 问题: Permian Highway管道在第一季度的贡献和未来预期 - 公司未具体披露PHP在第一季度的贡献 但预计在第二至第四季度将恢复正常 [42] - 公司预计PHP的分配在10-Q中披露 但由于冬季风暴影响 第一季度数据不能反映持续收益 [43] 问题: Alpine High新增井的表现和对收集量指导的影响 - 公司未披露Alpine High新增井的具体表现 预计Apache将在未来讨论中披露更多信息 [44] - 公司对收集量指导持保守态度 未将新增井的潜在上行空间纳入指导 [45] 问题: Apache的非核心Permian资产出售是否涉及Alpine High - 公司确认Apache的非核心Permian资产出售不涉及Alpine High [46]