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]

财务数据和关键指标变化 - 2020年全年净收入为8000万美元，调整后EBITDA为1.91亿美元，增长资本支出为3.62亿美元 [24] - 2020年第四季度净收入为6000万美元，调整后EBITDA为4800万美元，增长资本支出为4200万美元 [25] - 全年平均集气量为4.99亿立方英尺/天，其中约73%为富气 [26] - 第四季度平均集气量为4.55亿立方英尺/天，同样约73%为富气 [26] 各条业务线数据和关键指标变化 - 合资管道资产表现强劲，特别是Permian Highway Pipeline (PHP)的提前投产，推动了EBITDA的增长 [13] - 液体管道Shin Oak NGL和EPIC Crude受到Permian盆地和Delaware盆地钻探活动减少的影响 [13] - 公司在集气和处理业务中成功捕获了新的收入来源，包括处理不合格凝析油和提供新的压缩服务 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - Permian盆地的钻机数量从疫情前的236台减少到116台，但公司认为随着活动增加，存在潜在上行空间 [13] - 公司预计2021年所有四条合资管道将全年运营，并贡献收入 [21] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续优化未充分利用的资产，无论是通过出售还是重新部署 [20] - 公司计划进一步减少10%的燃烧和30%的非计划设备排放，同时保护股息并分析优先股的融资替代方案 [20] - 公司将继续专注于提高运营效率和减少环境足迹，特别是在ESG方面的努力 [16][17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对2021年的前景持乐观态度，认为随着COVID-19疫苗的推出和经济复苏，石油和天然气产品的需求将增加 [19] - 公司预计2021年将是一个更好的年份，特别是在捕获第三方业务方面 [37] - 公司预计2021年将产生自由现金流，支持向股东返还资本的目标 [53] 其他重要信息 - 公司连续第六个季度减少运营费用，同比减少了近三分之一，并预计在2021年继续节省成本 [14] - 公司在第四季度没有发生员工受伤或可报告的泄漏事件，且近两年没有发生可记录的伤害 [14] - 公司的COVID-19协议仍然有效，没有员工之间的传播案例 [15] 问答环节所有的提问和回答 问题: 天然气价格上涨是否改善了第三方业务机会 - 公司认为天然气价格上涨将创造一些第三方业务机会，尽管生产商在资本支出方面保持谨慎 [36] - 公司对Apache在Alpine High地区的DUC（已钻未完成井）完成情况感到鼓舞，预计这将增加集气和处理业务的吞吐量 [36] 问题: 2021年优先股再融资的计划 - 公司正在考虑多种融资替代方案，以再融资优先股，目标是保持保守的资产负债表和杠杆指标，同时保护股息 [39][41] 问题: Apache的DUC完成计划和Alpine High地区的钻机活动 - Apache计划在2021年完成7口DUC，但公司希望未来能有更多的DUC完成 [43] - Apache表示前两口DUC表现良好，可能有机会引入更多资本开发Alpine High地区 [44] 问题: Shin Oak管道的容量利用率和运营杠杆 - 公司预计Shin Oak管道在2021年的利用率将保持平稳，但存在上行潜力 [45] - 乙烷拒绝现象可能对NGL管道的增长产生一定影响 [46] 问题: EPIC Crude管道的贷款状态和分配时间表 - EPIC Crude管道的分配时间表已被推迟，公司预计短期内不会有股权分配 [48] - 公司不认为EPIC Crude的贷款会出现任何契约问题 [49]

公司股权结构 - 公司持有Altus Midstream LP约23.1%的流通普通股并拥有控股权，Apache持有其余76.9%[24] - 业务合并后，阿帕奇持有公司约76.9%非控股权益[33] 公司管道资产情况 - 截至2020年12月31日，Altus Midstream有182英里在役天然气集输管道、46英里残气管道和38英里NGL管道[26] - 截至2020年12月31日，Altus Midstream有182英里天然气集输管道、46英里残气管道和38英里NGL管道，3个处理能力为200MMcf/d的低温处理列车于2019年投入使用[26] - 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[26] - 2018年12月，公司获得Gulf Coast Express Pipeline项目15%股权，2019年5月增持1%，共持有16%股权，该管道产能约2.0Bcf/d[28] - 2019年3月，公司获得EPIC原油管道15%股权，该管道二叠纪盆地初始吞吐量约600MBbl/d[29] - 2019年5月，公司收购二叠纪高速公路管道约26.7%股权，管道产能约21亿立方英尺/日[30] - 2019年7月，公司收购新橡木NGL管道33%股权，管道产能高达55万桶/日[31] - 公司收购盐溪NGL管道50%股权的期权于2020年3月2日到期未行使[32] - 公司在4条管道拥有权益法权益，包括GCX 16%、EPIC 15%、PHP约26.7%、Shin Oak 33%[28][29][30][31] 公司发展历程 - 公司原名Kayne Anderson Acquisition Corp.，2017年第二季度完成首次公开募股，证券在纳斯达克资本市场开始交易[19] - 公司原名Kayne Anderson Acquisition Corp.，2017年二季度完成首次公开募股，后在纳斯达克上市[19] - 2018年8月3日，Altus Midstream LP成立，8月8日与Apache相关子公司签订贡献协议[20] - 2018年11月9日，公司完成业务合并，收购Altus Midstream Entities全部股权和五个第三方管道项目的股权收购期权[21] - 2018年11月9日，公司完成业务合并，收购Altus Midstream实体全部股权和5个第三方管道项目期权[21] - 业务合并按反向资本重组进行会计处理，历史运营视为公司运营[22] - 业务合并按反向资本重组会计处理，财务报表反映Altus Midstream Operating历史运营结果等[22] 合作方钻井情况 - 2018年和2019年，阿帕奇分别在阿尔卑斯高地钻探100口和82口井[35] - 2018 - 2019年，Apache在Alpine High分别钻井100口和82口，后因价格和表现不佳减少投资和钻井计划[35] 公司与Apache合作协议 - 公司与阿帕奇的中游服务协议自2018年7月1日起生效，至2032年3月31日止，可自动延长两个五年期[39] - 公司与Apache的中游服务协议自2018年7月1日起生效，至2032年3月31日，可自动延长两个五年期[38][39] - 2020年，公司与Apache签订单独协议，为其提供压缩机维护等服务并收取固定月费[40] - 公司与Apache签订COMA，由Apache为公司资产提供设计、开发等服务[42] - 根据COMA协议，公司2018年11月9日至2019年12月31日支付300万美元，2020年支付500万美元，2021年支付700万美元，此后每年支付900万美元[43] - 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[43] - 若Apache或其关联方不再直接或间接拥有公司至少50%有表决权或其他股权证券，任一方可提前30天书面通知终止COMA[44] - 业务合并完成后，Apache有义务在特定区域约170万英亩内，为公司提供收购或投资中游资产机会的优先选择权及特定保留中游资产的优先要约权[45] - 公司与阿帕奇的办公场地租赁协议，月租金44500美元，初始期限四年[49] - 公司每月向Apache支付办公场地等租赁费用，包括44500美元的基本租金及相关设施费用[49] - 2020年7月和11月，公司与阿帕奇签订压缩机租赁协议，月租金分别为11万美元和7.5万美元[50] - 2020年7月，Apache每月向公司支付11万美元租赁压缩机费用；2021年1月起，另一项租赁协议的月租金为7.5万美元[50] 公司融资情况 - 2019年6月12日，公司私募发行A系列累积可赎回优先股[48] 公司监管情况 - 公司天然气收集管道系统分类和监管可能因FERC和法院未来决定而改变[56] - 公司天然气管道系统受TRRC根据德州法规监管，收集管道系统受可比例收购和共同购买法规约束[57] - Altus天然气液体管道传输服务受TRRC监管，TRRC有权监管费率[58] - Altus管道部分受DOT的PHMSA根据相关法案监管，违反规定会受处罚[60] - 公司天然气州内运输服务受FERC和TRRC监管，收费需公平合理，超额收费需退还并支付利息[54][55] - 公司天然气收集管道虽认为不受FERC管辖，但分类和监管可能因FERC和法院未来决定而改变[56] - 公司部分管道受DOT的PHMSA监管，违反相关安全法规会面临行政、民事和刑事处罚[60] 公司环境法规影响 - 公司运营需遵守大量环境法律法规，违规会受处罚，合规增加运营成本[63] - 联邦或州关于温室气体排放的法规可能影响公司业务和财务状况[65] - 公司运营受联邦、州和地方环境法律法规约束，合规会增加运营成本[63] - 联邦或州对温室气体排放的立法或监管举措可能影响公司业务、财务状况和现金流[65] 公司新兴成长公司身份 - Altus是新兴成长公司，可享受部分报告要求豁免，证券交易市场可能受影响[67] - Altus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[69] - 公司作为新兴成长型公司，可豁免部分报告要求，如萨班斯 - 奥克斯利法案第404条的独立注册会计师事务所鉴证要求等[67] - 新兴成长型公司可利用证券法第7(a)(2)(B)条的过渡期推迟采用某些会计准则，但公司不打算利用此过渡期[68] - 公司将保持新兴成长型公司身份，直至满足以下条件之一：2022年4月4日（首次公开募股完成五周年）后财年的最后一天；年度总收入至少达10.7亿美元；被视为大型加速申报公司（非关联方持有的A类普通股市值在公司上一财年第二财季最后工作日超过7亿美元）；或在过去三年发行超过10亿美元的非可转换债务[69] 公司人员与资产情况 - 公司无员工，业务由Apache员工开展，Apache提供运营和管理服务[70] - 公司不拥有重要实体资产，行政办公室位于德州休斯顿[71] - 公司无员工，所有业务人员由Apache雇佣，Apache负责公司运营和管理服务[70] - 公司无对运营重要的房地产或实体资产，行政办公室位于德克萨斯州休斯顿[71]

业绩总结 - 2020年净收入为8050万美元，现金流来自运营为1.643亿美元[8] - 2020年调整后的EBITDA为1.912亿美元，超出11.2百万美元，增幅为6%[9] - Altus的Adjusted EBITDA（非GAAP）在2020年为191,155千美元，分配现金流为121,850千美元[43] - Altus的总资本投资在2020年为339,547千美元，其中包括41,078千美元的权益法投资[49] 未来展望 - 2021年预计调整后的EBITDA范围为2.3亿至2.7亿美元，75%归因于合资管道项目[13] - 2021年可分配现金流范围为1.6亿至1.9亿美元，包含约500万美元的G&P维护资本[13] - 2021年季度股息为每股1.50美元，年化股息为每股6.00美元，预计年化股息支付约9700万美元[13] - 2021年增长资本投资范围为3000万至4000万美元，主要归因于PHP项目[13] - 2021年预计杠杆率将在3倍以下，符合5倍的契约要求[12] 用户数据 - 2020年收集的气体量为499百万立方英尺/天，预计2021年收集气体量为360至400百万立方英尺/天[13] 市场扩张与合资项目 - 所有合资管道现已投入使用，提供多样化的现金流来源[21] - Altus在Gulf Coast Express Pipeline中拥有16%的股份，项目总成本为17.5亿美元，管道容量为2.0 Bcf/d[24] - Altus在Permian Highway Pipeline中拥有约27%的股份，项目总成本约为22亿美元，管道容量为2.1 Bcf/d[25] - Shin Oak NGL Pipeline的总项目成本为15亿美元，Altus在该项目中拥有33%的股份[26] - EPIC Crude Pipeline的总项目成本在24亿至25亿美元之间，Altus在该项目中拥有15%的股份，当前容量为600 MBPD[27] - Gulf Coast Express Pipeline的管道长度约为450英里，最低合同期限为10年[24] - Permian Highway Pipeline的管道长度约为430英里，预计在2021年第一季度开始向Altus产生现金流[25] - Shin Oak Pipeline的管道长度约为658英里，项目完成时的预算为15亿美元，但由于成本超支，预计总成本增加至24亿至25亿美元[26] 财务状况 - Altus的财务状况稳健，具有充足的运营现金流和流动性以支持未来的股息和资本需求[34] - 2021年总资本来源为3.75亿美元，超额融资来源为2.43亿美元[17] 现金流定义 - 调整后EBITDA定义为净收入（损失）加上非控股权益，扣除融资成本、净利息支出、所得税、折旧和摊销等[51] - 可分配现金流（DCF）定义为调整后EBITDA减去股权利益的调整后EBITDA，加上来自股权利益的现金分配，减去维护资本支出、现金税、优先单位分配和利息支出[51] - 自由现金流（FCF）定义为可分配现金流减去增长资本投资[51] - 保留现金流定义为自由现金流减去普通股股东的现金分红[51] - 资本投资定义为在中游活动中发生的成本，调整后不包括资产退休义务修订和负债，同时包括在期间内支付的放弃和退役支出[51] - 增长资本投资定义为资本投资加上Altus在股权法权益中的比例资本[51]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度净收入为2900万美元，其中包括约400万美元的未实现嵌入式衍生品损失 [16] - 第三季度调整后EBITDA为5300万美元，环比增长21% [16] - 2020年调整后EBITDA预测中值从1.75亿美元上调至1.8亿美元 [19] - 2020年可分配现金流（DCF）预测中值上调至1.15亿至1.25亿美元 [19] - 2021年资本支出预计在第一季度后接近零 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气收集和处理业务的气体量从第二季度恢复，增长22% [11] - Shin Oak管道的NGL量相对平稳，预计2021年会有适度增长 [10] - EPIC原油管道继续受到Permian盆地产量减少的影响，预计随着石油钻探增加，量将逐渐回升 [10] - Permian Highway管道预计在2021年第一季度投入使用，设计运输能力为21亿立方英尺/天 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - Permian盆地的商品价格恢复，许多运营商恢复生产活动 [6] - 第三方G&P市场目前疲软，但有迹象显示交易流正在回升 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司调整业务重点，从Delaware盆地的天然气收集和处理设施转向长距离合资管道项目 [8] - 公司继续降低运营成本，连续第五个季度减少绝对运营费用，同比下降33% [13] - 公司计划在2021年开始支付每股1.50美元的季度股息 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对第四季度和2021年的前景持谨慎乐观态度 [6] - 公司预计Permian Highway管道的投入使用将显著增加EBITDA贡献 [9] - 公司认为其资产在Permian盆地具有竞争优势，特别是在G&P业务方面 [32] 其他重要信息 - 公司完成了与Apache的两项压缩服务协议，扩大了在Permian盆地的业务 [12] - 公司参与了电网响应计划，预计这些项目每年将贡献400万至600万美元的EBITDA [12] - 公司欢迎Joe Frana加入董事会，感谢Doug Johnson的服务 [49] 问答环节所有的提问和回答 问题: 为什么选择1.50美元的股息？ - 1.50美元的股息是基于公司资产的现金生成能力，预计2021年的可分配现金流覆盖率为1.8倍 [29] 问题: 公司如何平衡股息支付和未来增长？ - 公司认为其基础现金流足以覆盖当前股息，同时Shin Oak和EPIC等资产具有增长潜力 [32] 问题: 公司对未来现金流的信心如何？ - 公司对未来现金流充满信心，特别是来自合资管道项目的现金流 [38] 问题: 总统选举结果对公司有何影响？ - 公司认为其资产在拜登政府下可能会表现更好，特别是考虑到联邦土地的监管变化 [40] 问题: 公司对优先股的看法如何？ - 公司计划在2021年底或2022年初处理优先股，目前7%的分配率是可管理的 [45]

业绩总结 - Altus Midstream 2020年调整后的EBITDA预期范围上调至1.7亿至1.9亿美元，其中55-65%归因于合资管道项目[32] - 2021年调整后的EBITDA预期范围上调至2.3亿至2.7亿美元，约80%归因于合资管道项目[34] - 2020年可分配现金流预期范围上调至1.15亿至1.25亿美元，主要受益于Shin Oak和G&P业务的现金分配高于预期[32] - 2021年可分配现金流预期范围上调至1.6亿至1.9亿美元，主要受益于PHP和G&P业务的现金分配高于预期[34] 用户数据 - Altus Midstream在Gulf Coast Express Pipeline中拥有16%的权益，Permian Highway Pipeline中约27%的权益，Shin Oak Pipeline中33%的权益，EPIC Crude Pipeline中15%的权益[8] - Altus在EPIC Crude项目中拥有15%的股份，其他股东包括Ares Capital（45%）、Noble Midstream Partners（30%）和Rattler Midstream（10%）[24] 未来展望 - 预计2021年自由现金流为1.75亿美元，增长资本支出为4,300万美元[14] - 预计在PHP启动后将实现现金流为正，未来将专注于提升股东价值和谨慎的资产负债表管理[31] - Altus Midstream的杠杆率预计在2021年年底将低于3倍，符合5倍的契约要求[15] 新产品和新技术研发 - Permian Highway Pipeline预计在2021年初投入使用，设计能力为每日2.1 Bcf，当前建设进度已完成约97%[22] - Gulf Coast Express Pipeline的设计能力为每日2.0 Bcf，已于2019年9月投入使用，且所有能力均已在长期绑定协议下完全订阅[21] - Shin Oak NGL Pipeline的项目预算为15亿美元，已在预算内完成[23] 市场扩张和并购 - EPIC Crude项目的管道总长约700英里，连接Permian和Eagle Ford盆地至Corpus Christi，当前容量约为590 MBPD[24] - Altus Midstream的自由现金流收益率约为89%，股息收益率约为62%[14] - Altus Midstream在同行中以折扣价交易，尽管未来自由现金流的可见性强[16] 其他新策略和有价值的信息 - Altus Midstream计划在2021年3月开始每股派发1.50美元的季度股息，预计覆盖率约为1.8倍[13] - Altus的循环信贷额度为8亿美元，预计在2023年11月到期，预计不需要进入资本市场融资增长计划[31] - 2020年增长资本投资预期范围收紧至3.3亿至3.6亿美元，95%以上归因于合资管道项目[32] - 2021年增长资本投资预期范围收紧至3000万至4000万美元，全部增长资本归因于PHP[34]

报告数据基础 - 本季度报告包含前瞻性陈述，基于公司对历史运营趋势、Apache Corporation的Alpine High油田开发的生产和增长预测等数据[8] 结果差异因素 - 可能导致公司实际结果与预期有重大差异的因素包括疫情、产品市场价格、管道和集输系统情况等[9] 实体名称变更 - 自2019年2月14日起，Altus Midstream实体名称中的“Alpine High”被替换为“Altus Midstream”[14] 单位定义 - Bbl指42美制加仑的原油、凝析油或NGLs液体体积[15] - Bcf指十亿立方英尺的天然气[15] - MBbl指一千桶原油、凝析油或NGLs[15] - Mcf指一千立方英尺的天然气[15] - MMBbl指一百万桶原油、凝析油或NGLs[15] - MMBtu指一百万英热单位[15] - MMcf指一百万立方英尺的天然气[15]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度净收入为1800万美元 其中包括1100万美元的未实现嵌入式衍生品损失 调整后的EBITDA为4400万美元 较上一季度下降约6% [20] - 第二季度资本投资为7400万美元 主要用于Permian Highway管道项目 2020年第二季度总资本为8900万美元 [21] - 2020年调整后EBITDA指引从1.5亿美元上调至1.6亿美元 2021年预计调整后EBITDA为2.2亿至2.6亿美元 同比增长约40% [23][27] 各条业务线数据和关键指标变化 - Gulf Coast Express天然气管道项目持续稳定贡献季度业绩 最低运量承诺确保调整后EBITDA波动最小 [8] - Shin Oak天然气液体管道第二季度运量受Permian盆地钻井活动减少和产量削减影响 但6月和7月运量回升 [9] - EPIC原油管道自4月1日全面运营以来 持续吸引Permian盆地运营商使用其存储和装船设施 [10] - Permian Highway天然气管道建设进度接近80% 预计2021年初投入运营 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - Permian盆地天然气外输能力仍然不足 公司管道项目有助于减少伴生气的燃烧 同时安全地将天然气输送到德克萨斯州墨西哥湾沿岸市场 [12] - 第二季度平均集气量为4.34亿立方英尺/天 较第一季度下降25% 7月平均集气量回升至约5.6亿立方英尺/天 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续积极寻求第三方业务和其他新收入来源 尽管受疫情影响进展不如预期 [16] - 公司与Apache达成两项协议 租赁和运营Alpine High地区以外未充分利用的压缩资产 预计将在下半年产生收入 [17] - 公司正在评估所有闲置或未充分利用的资产 计划通过出售或重新利用这些资产创造额外现金流 [18] - 公司将继续专注于引入第三方业务 降低成本和安全运营 预计随着Permian Highway的启动 明年将产生自由现金流 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - COVID-19疫情给全球经济带来巨大挑战 全面复苏时间表仍不确定 但公司凭借多元化的现金流和健康的资产负债表 能够应对行业面临的逆风 [18] - 公司对前景持乐观态度 预计随着所有合资管道项目投入运营 明年将实现自由现金流正增长 [40] - 公司在成本削减方面取得显著进展 预计转向电力将进一步降低成本并减少排放 [40] 其他重要信息 - 公司已完成1:20的反向股票分割 以符合纳斯达克最低股价上市规则 [28] - 公司信用额度已扩大至8亿美元 第二季度末提取金额不到5亿美元 预计2021年信用额度杠杆率将低于3倍 [22] 问答环节所有的提问和回答 问题: 公司如何优先考虑去杠杆化 是否考虑减少优先股 - 公司表示这是一个动态过程 预计明年PHP上线后将实现自由现金流正增长 目标是确保杠杆水平可控 优先股赎回时间可能在2021年底或2022年初 [31] - 公司正在考虑不同的融资方案 包括资产出售 但尚未将股息排除在外 只是需要确保未来能够持续向股东分配 [32][33] 问题: 燃料转换成本节约的潜在收益 - 公司表示参与ERCOT市场的计划可以带来收益 但具体金额取决于德州夏季气温 历史价格显示有不错的收益 [35] - 电动压缩机的运营成本比燃气压缩机低10%-20% 公司将在未来几个月进行实时比较 并在下次电话会议中提供具体数字 [35][37]

报告相关信息 - 本10 - Q季度报告包含前瞻性陈述，基于公司对历史运营趋势、Apache Corporation的Alpine High油田开发的生产和增长预测等数据[9] 影响实际结果与预期差异的因素 - 可能导致公司实际结果与预期有重大差异的因素包括疫情、产品市场价格、管道和集输系统情况等[10] 实体名称变更 - 自2019年2月14日起，Altus Midstream实体名称中的“Alpine High”被替换为“Altus Midstream”[15] 单位定义 - Bbl指42美制加仑液体体积的原油、凝析油或NGLs[16] - Bcf指十亿立方英尺天然气[16] - MBbl指一千桶原油、凝析油或NGLs[16] - Mcf指一千立方英尺天然气[16] - MMBbl指一百万桶原油、凝析油或NGLs[16] - MMBtu指一百万英热单位[16] - MMcf指一百万立方英尺天然气[16]