财务数据和关键指标变化 - 公司2022年第一季度净收入为3.91亿美元，同比增长24%（排除冬季风暴Uri的影响）[13] - 调整后的EBITDA同比增长11%（排除冬季风暴Uri的影响）[13] - 第一季度末未分馏的NGL库存较高，预计第二季度将分馏并销售，带来收入[13] - 净债务与EBITDA的比率保持在4倍以下，长期目标是3.5倍或更低[13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气液体（NGL）业务：第一季度NGL原料吞吐量同比增长17%，其中Rocky Mountain地区增长24%，Mid-Continent地区增长10%，Permian Basin地区增长23%[17][18][19] - 天然气采集和处理业务：Rocky Mountain地区第一季度处理量平均为13亿立方英尺/天，同比增长11%[21] - 天然气管道业务：第一季度受益于天然气销售增加和季节性需求增长[22] 各个市场数据和关键指标变化 - Rocky Mountain地区：4月因极端天气影响，天然气和NGL处理量减少约20%，5月继续受到影响[10] - Mid-Continent地区：NGL处理量略高于预期，天然气处理量预计将增加[18][22] - Permian Basin地区：NGL处理量增长23%，天然气管道系统有扩展机会[19][35] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司已完成大型基础设施项目，未来将专注于快速投产的扩展项目，具有吸引力的回报和较低的资本需求[7] - 公司在关键页岩盆地的地位为其提供了长期增长机会，能够满足国内外能源需求的增长[7][8] - 公司正在通过最佳管理实践和与客户及服务提供商的合作，推动低碳未来的转型[26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为当前事件凸显了天然气和NGL在长期能源转型中的重要性，公司将继续在提供能源产品和服务方面发挥关键作用[8] - 尽管4月的极端天气影响了Rocky Mountain地区的运营，公司仍维持2022年的财务指引，预计全年将实现强劲的产量和收入增长[11][14][27] 其他重要信息 - 4月Moody's将公司的评级展望调整为正面，并确认其投资级评级[14] - 公司正在扩建德克萨斯州的天然气储存设施，并计划增加俄克拉荷马州的储存能力[23] - 公司宣布了两个开放季节，以应对Permian Basin和Upper Midwest地区增加的管道需求[24] 问答环节所有提问和回答 问题: 天气对Rocky Mountain地区运营的影响 - 4月极端天气导致Rocky Mountain地区的天然气和NGL处理量减少约20%，5月继续受到影响[10][30] - 当前处理量为11亿立方英尺/天，NGL处理量为32万桶/天，随着关闭的油井重新上线，处理量正在上升[10][30] 问题: GOR（气油比）趋势 - GOR自2016年以来增长了约80%，随着新井的投产，GOR会有所波动，但总体趋势是上升的[31] 问题: 2022年完井指导 - 第一季度完成了90口井的连接，预计全年将完成400口井的连接，存在一定的上行潜力[33][34] 问题: Permian Basin地区的天然气管道扩展机会 - 公司正在评估Permian Basin地区的管道扩展机会，类似于2018年的扩展，预计将有约2亿立方英尺/天的重新合同机会[35] 问题: NGL管道扩展计划 - 公司目前有足够的NGL管道容量，但正在评估未来的扩展需求，以确保在需要时能够快速扩展[37][38] 问题: 乙烷回收机会 - 公司预计2022年乙烷回收机会强劲，尤其是在国内和国际需求增加的背景下[20][46][54] 问题: 国际NGL出口机会 - 公司正在评估NGL出口机会，但将保持纪律性，确保项目能够带来合理的回报[56] 问题: Permian Basin地区的乙烷回收对其它盆地的影响 - 如果Permian Basin地区实现全乙烷回收，可能会对Mid-Continent地区的乙烷回收产生一定压力，但影响有限[60] 问题: Bakken地区的出口瓶颈 - Bakken地区的石油、NGL和天然气出口能力充足，公司认为该地区在未来几年内不会出现出口瓶颈[61] 问题: 2022年资本支出趋势 - 公司维持2022年的资本支出指引，尽管MB-5项目的启动时间提前，但并未增加成本[66] 问题: 成本控制和通胀压力 - 公司已看到一些通胀压力，但合同中的价格调整条款足以抵消这些成本增加[72]

业绩总结 - 2021年调整后的EBITDA增长24%[19] - 2021年每股稀释收益为3.35美元，较2021年指导中值3.33美元有所上升[19] - 2021年净债务与EBITDA比率为3.99倍，债务总额减少超过6亿美元[19] - 2022年净收入指导范围为15.5亿至18.3亿美元[73] - 2022年稀释后每股收益指导范围为3.45至4.07美元[73] - 2022年调整后EBITDA指导范围为34.7亿至37.7亿美元[73] 用户数据 - 2021年天然气液体(NGL)处理量在落基山地区增长45%[19] - 2021年总天然气处理量在落基山地区的平均处理量为1,348 MMcf/d，较2020年增长21%[50] - 2021年第四季度天然气处理量为1348百万立方英尺/天[64] 市场扩张 - 2021年在落基山地区连接了324口井，预计2022年将连接375至425口井[50] - 2022年预计将完成405至475个井连接[74] 新产品和新技术研发 - 预计2022年天然气液体部门调整后EBITDA为21.1亿至23亿美元[73] - 预计2022年天然气收集和处理部门调整后EBITDA为9.6亿至10.4亿美元[73] - 预计2022年天然气管道部门调整后EBITDA为4亿至4.3亿美元[73] 负面信息 - 2021年NGL的平均原料进料量为1,269,000 bpd，较2020年略有下降[36] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年公司在MSCI ESG评级中从A级升级至AA级[21] - 2021年公司在道琼斯可持续性指数中排名行业同类企业的第4位[21] - 威利斯顿盆地的气油比自2016年以来增加超过80%[59] - 2021年全州燃烧气体减少至7%，相比2014年的36%大幅下降[59]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度净收入为3.79亿美元，全年净收入为15亿美元 [18] - 2021年第四季度调整后EBITDA为8.47亿美元，全年调整后EBITDA为33.8亿美元，同比分别增长14%和24% [18] - 2021年12月31日的净债务与EBITDA比率低于4倍，公司计划继续降低杠杆率，长期目标是3.5倍或更低 [19] - 2021年公司主动偿还了约5.5亿美元的到期债务，并通过公开市场回购减少了超过6亿美元的总债务 [20] - 2022年公司预计净收入中位数为16.9亿美元，每股收益为3.76美元，调整后EBITDA范围为35亿至38亿美元，中位数为36.2亿美元，同比增长7% [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年第四季度，Rocky Mountain地区的天然气处理量环比增长5%，NGL（天然气液体）处理量环比增长6% [28] - 2021年全年，Rocky Mountain地区的天然气和NGL处理量创下历史新高，主要由于该地区活动增加和天然气与原油比率上升 [29] - 2022年公司预计NGL总处理量将同比增长8%，天然气处理量将同比增长11% [30] - 2022年Rocky Mountain地区的天然气处理量预计将同比增长15%，平均处理量将达到15亿立方英尺/天 [36] - 2022年Mid-Continent地区的天然气处理量预计将同比增长2%-5%，公司将连接30至50口新井，较2021年的15口大幅增加 [39][81] 各个市场数据和关键指标变化 - Williston盆地的天然气生产保持强劲，预计2022年该地区的天然气产量将继续增长，主要由于钻井效率提高和核心区域的扩展 [37] - Mid-Continent地区的活动持续增加，特别是来自私人生产商的活跃度提升，可能带来额外的NGL处理量 [33] - Permian盆地的NGL处理量预计将实现两位数增长，主要由于Midland和Delaware盆地的处理量增加 [34] - 2022年乙烷需求预计将增加，主要由于新建和扩建的石化设施以及出口增长，预计将带来超过30万桶/天的增量需求 [35] 公司战略和发展方向 - 公司将继续专注于优化资产、负责任和可靠地运营，并通过与客户的增量增长来推动业务发展 [42] - 公司计划在2022年投资约9.75亿美元的资本支出，主要用于支持预期的生产活动和处理量增长，包括完成Demicks Lake III和MB-5项目 [24] - 公司将继续通过合同中的通胀调整条款（如CPI或PPI指数）来应对成本上升 [25] - 公司将继续推进ESG（环境、社会和治理）目标，包括减少温室气体排放和提高ESG评级 [9] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对2022年的前景持乐观态度，预计生产活动增加和市场需求的改善将推动处理量和收入的强劲增长 [10] - 公司认为其资产位于美国最具生产力的页岩盆地之一，客户资本充足且计划在2022年维持和增加产量 [11] - 公司认为天然气和NGL的需求将持续增长，这些资源将在能源转型中发挥重要作用 [15] - 管理层预计2022年的经营环境将优于2021年，尤其是在原油价格维持在70美元左右的情况下 [23] 其他重要信息 - 公司在2021年实现了多项里程碑，包括宣布温室气体排放减少目标、获得MSCI的AA ESG评级升级，并在人权运动企业平等指数中获得满分 [9] - 公司计划在2022年继续推进其天然气储存容量的扩展，预计将增加11亿立方英尺的储存容量，使总储存容量超过530亿立方英尺 [40] - 公司预计2022年的运营成本将有所上升，主要由于员工相关福利成本和计划中的维护项目 [21][109] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于乙烷回收的激励措施 - 公司表示乙烷回收的激励措施主要取决于Bakken地区的天然气价格与Mont Belvieu乙烷价格之间的差异，如果价差扩大，公司将激励更多的乙烷回收 [46] 问题: Bakken地区的天然气管道扩展项目 - 公司认为Bakken地区在未来三年内可能需要更多的天然气外输能力，预计将在今年做出相关决策 [48] 问题: 关于2022年业绩指引的形成 - 公司表示当前的经营环境和资产容量使其对2022年的业绩前景持乐观态度，预计业绩将至少达到指引的中位数 [55] 问题: 关于资本分配和杠杆目标 - 公司表示将继续优先降低杠杆率，并关注股息支付率，预计2022年的杠杆率将降至3.5倍以下 [61] 问题: 关于Mid-Continent地区的生产展望 - 公司预计Mid-Continent地区的生产将略有增长，主要由于近期活动增加 [68] 问题: 关于通胀对资本预算的影响 - 公司表示通胀对其资本预算的影响有限，大部分项目的成本已经锁定，预计不会显著超出预算 [91] 问题: 关于Permian盆地的竞争优势 - 公司表示其在Permian盆地的竞争优势在于现有的管道基础设施和低成本扩展能力，预计将继续在该地区实现增长 [111] 问题: 关于碳捕获的潜在机会 - 公司表示正在与州政府和其他私营实体讨论碳捕获的机会，认为其在管道建设和储存方面具有优势 [125]

业绩总结 - ONEOK的市场资本超过200亿美元，信用评级为投资级别（BBB-/Baa3）[6] - 预计2021年至2023年每股收益（EPS）年复合增长率超过5%[6] - ONEOK的股息收益率超过5%，且已有超过25年的历史未减股息[6] - 2021年调整后的EBITDA指导范围为33.25亿美元至34.25亿美元[88] - 2021年净收入指导范围为14.3亿至15.5亿美元[88] 用户数据 - ONEOK在美国天然气生产中占据超过10%的市场份额，依赖其基础设施的天然气生产量超过10 Bcf/d[10] - 2021年，ONEOK的天然气处理量为1,283 MMcf/d，显示出持续的增长[71] - 2021年，ONEOK在威利斯顿盆地的平均井连接数为每月约25个，显示出良好的生产效率[70] 未来展望 - 预计Demicks Lake III处理厂的建设将在2023年第一季度完成，成本约为1.4亿美元[56] - 预计2021年天然气液体业务的收入将约90%为费用基础收入[28] - 2021年预计收益中超过95%为费用基础收入[81] 新产品和新技术研发 - 2021年，天然气液体的原料进料吞吐量在不同地区的增长情况为：洛基山地区增长5%，中部地区增长2%，墨西哥湾/佩米安地区增长12%[30] - 洛基山地区的NGL原料进料吞吐量在2021年第三季度达到315,000桶/日，较2020年第三季度增长超过45%[36] - 中部地区的乙烷回收机会约为100,000桶/天，威利斯顿盆地超过125,000桶/天[45] 市场扩张和并购 - 全球NGL需求预计在2020年至2040年间增长约20%[41] - 过去10年增加了约1.6亿立方英尺/天的处理能力，以提高北达科他州的天然气捕集[100] 负面信息 - 2021年第二季度，中部地区的平均处理量为648 MMcf/d，第三季度降至631 MMcf/d[57] - 威利斯顿盆地的气体与油的比率自2016年以来增加超过85%[67] 其他新策略和有价值的信息 - 目标到2030年将范围1和范围2的温室气体排放量减少30%，即220万吨[98] - 2021年天然气燃烧减少至6%，较2011年的36%大幅下降[100] - 2020年对当地社区的贡献超过800万美元[108] - 2020年在多样性和包容性相关组织的捐赠超过350万美元，占总捐赠的40%以上[109] - 2020年代理报告的环境事件率下降超过45%[107]

业绩总结 - 自然气液体的交换服务收入增加了4000万美元，主要由于在落基山脉地区和二叠纪盆地的交易量增加2170万美元[6] - 自然气管道运输服务收入增加了400万美元，主要由于更高的固定运输收入[7] - 自然气收集和处理的收入增加了730万美元，主要由于落基山脉地区的交易量增加[8] - 第三季度处理的天然气量为1283 MMcf/d，较第二季度的1256 MMcf/d增加了2%[27] - 落基山脉地区的NGL原料进料吞吐量与第二季度相比增加了5%[11] - 落基山脉地区的NGL吞吐量增加了超过45%，达到315,000 bpd[17] - 预计2021年将连接超过300口新井，年初至今已连接194口[28] - 2021年调整后的EBITDA指导范围为34.25亿美元，较之前的33.25亿美元有所增加[48] - 预计25,000 bpd的落基山脉地区NGL将为公司带来约1亿美元的年EBITDA[20] 成本与运营 - 由于外部服务费用和员工相关成本的增加，天然气收集和处理的运营成本上升[8] 环境责任与减排目标 - ONEOK计划到2030年实现相对于2019年基准年水平的Scope 1和Scope 2排放量减少30%，即减少220万吨（MMT）[51] - 2019年Scope 1排放量为72万吨（MMT），Scope 2排放量为11万吨（MMT）[51] - 预计到2030年，Scope 1和Scope 2的总排放量将减少至50万吨（MMT）[51] - ONEOK的减排目标包括通过电气化天然气压缩资产和最佳管理实践来减轻甲烷排放[51] - 公司将与公用事业提供商合作，以增加低碳电力选项的可用性[51] - 通过系统优化，ONEOK将进一步推动减排机会[51] - 公司的减排目标是基于2019年的排放水平进行的绝对减少[51] - 预计通过实施这些措施，ONEOK将显著降低其整体碳足迹[51] - 公司致力于在2030年前实现可持续发展目标，推动环境责任[51]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度净收入为3.92亿美元，同比增长26%，环比增长15% [11] - 第三季度调整后EBITDA为8.65亿美元，同比增长16%，环比增长8% [11] - 公司预计2021年净收入为14.3亿至15.5亿美元，调整后EBITDA为33.25亿至34.25亿美元，较之前预期分别增长10%和5% [9] - 公司预计2021年资本支出接近5.25亿至6.75亿美元的高端 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气液体（NGL）业务：第三季度NGL原料处理量同比增长10%，达到近130万桶/日，创历史新高 [13] - 洛基山地区NGL原料处理量同比增长近50%，Permian盆地处理量环比增长12% [13] - 天然气收集和处理业务：第三季度处理量平均为13亿立方英尺/日，同比增长25% [17] - 天然气管道业务：调整后EBITDA环比增长8%，主要受益于长期运输和存储需求的增加 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 洛基山地区：第三季度连接了72口井，10月又连接了30多口井，预计全年将连接超过300口井 [19] - Permian盆地：由于乙烷回收和生产活动增加，处理量显著增长 [13] - 中大陆地区：第三季度连接了10口井，预计未来活动将继续增加 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划到2030年将Scope 1和2的排放量减少30%，即220万公吨 [6] - 公司将继续投资于低碳机会，以补充其运营能力并提供长期股东价值 [8] - 公司正在与客户合作，评估未来的容量需求和供应预期，并调整项目和资本投资以满足这些需求 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 随着全球经济从疫情中复苏，天然气和NGL的需求持续恢复，公司专注于满足这些关键能源产品的需求 [5] - 公司预计2022年增长前景将继续增强，主要受生产活动增加和Williston盆地气油比上升的推动 [10] - 公司对2022年的EBITDA增长持乐观态度，预计将在2022年2月提供具体指导 [41] 其他重要信息 - 公司第三季度末净债务与EBITDA的比率为4.0倍，预计未来将降至4倍以下 [11] - 公司在第三季度末没有未偿还的25亿美元信贷额度，资产负债表上有近2.25亿美元现金 [12] - 公司董事会宣布每股季度股息为93.5美分，年度化股息为3.74美元，与上一季度持平 [12] 问答环节所有的提问和回答 问题: 2022年的增长动力和资本回报计划 - 公司预计2022年的增长动力主要来自Bakken地区的生产活动增加和乙烷需求的增长 [27] - 公司计划继续减少债务，并利用自由现金流投资于高回报项目，未来可能会考虑增加股息或回购股票 [30] 问题: 乙烷回收的激励措施和市场前景 - 公司根据市场价格决定是否激励乙烷回收，第三季度激励了更多的乙烷回收 [35] - 随着新石化设施的投产，预计2022年乙烷需求将增加，乙烷与天然气的价差将扩大 [37] 问题: 2022年资本支出的展望 - 公司正在评估客户需求和容量需求，预计2022年资本支出将根据这些需求进行调整 [65] 问题: 长期资本分配计划 - 公司优先考虑通过增长每股收益来回报股东，未来可能会考虑其他形式的资本回报，如股息增长或股票回购 [80][81]

业绩总结 - 第二季度天然气液体原料进料吞吐量较第一季度增加了18%[10] - 第二季度总原料进料吞吐量为1,209,000桶/日，较第一季度的1,036,000桶/日增加了16.7%[13] - 第二季度天然气收集和处理的调整后EBITDA较第一季度增加了24.7百万美元，主要由于罗基山地区的高处理量[27] 用户数据 - 中部地区天然气液体原料进料吞吐量较第一季度增加了16%[11] - 墨西哥湾/二叠纪地区天然气液体原料进料吞吐量较第一季度增加了16%[12] - 第二季度罗基山地区的处理气体量为1,309百万立方英尺/日，较第一季度的1,213百万立方英尺/日增加了7.9%[19] - 第二季度中部地区的处理气体量为734百万立方英尺/日，较第一季度的708百万立方英尺/日增加了3.7%[19] 未来展望 - 预计Bear Creek天然气处理厂扩建项目将在2021年第四季度完成，处理能力为200百万立方英尺/日[18] - 预计2021年收集气体的指导量为2,475至2,830 BBtu/日，处理气体的指导量为2,360至2,690 BBtu/日[24] 新产品和新技术研发 - Arbuckle II扩建项目在第二季度完成，容量提升至500,000桶/日[11] 负面信息 - 第二季度天然气管道收入较第一季度减少了105.7百万美元，主要由于第一季度的天然气销售较高[28]

财务数据和关键指标变化 - 公司2021年第二季度净收入为3.42亿美元，每股收益为0.77美元 [18] - 第二季度调整后EBITDA为8.02亿美元，同比增长50%，环比增长3%（扣除冬季风暴Uri的影响） [18] - 公司预计2021年调整后EBITDA将超过此前3.05亿至3.35亿美元指导范围的中点 [16] - 第二季度可分配现金流为5.7亿美元，股息覆盖率为1.4倍，超额现金流超过1.5亿美元 [19] - 截至6月30日，公司净债务与EBITDA的比率为4.3倍，目标是将该比率降至4倍以下 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气液体（NGL）业务 - 第二季度NGL原料吞吐量环比增长17%，其中落基山地区增长18%，中大陆地区增长16%，二叠纪盆地增长16% [24][26][27] - 落基山地区NGL原料吞吐量达到33万桶/天，仍有超过10万桶/天的剩余管道容量 [25] - 乙烷回收量在多个地区有所增加，预计二叠纪盆地在2021年下半年将接近全回收 [27][28] - 公司预计2021年下半年将实现1250万美元的收益，主要来自未分馏NGL库存的分馏 [18] 天然气收集和处理业务 - 落基山地区第二季度处理量平均超过12.5亿立方英尺/天，环比增长6%，同比增长超过50% [30] - 预计2021年落基山地区的处理量将继续增长，Bear Creek处理厂扩建项目预计在第四季度初完成 [32] - 中大陆地区处理量环比增长4%，主要由于第一季度冻结后的恢复 [37] 天然气管道业务 - 该业务第二季度表现稳定，收入同比下降主要由于2020年第二季度的一次性合同结算 [38] - 公司已与客户续签或重新签订长期存储容量合同，包括在德克萨斯州和俄克拉荷马州的存储容量 [38] 各个市场数据和关键指标变化 - 落基山地区的天然气液体和天然气处理量显著增长，主要由于生产商活动增加和乙烷回收 [23][30] - 中大陆地区的NGL吞吐量恢复至接近2019年第四季度的水平 [98] - 二叠纪盆地的NGL量增长主要由于乙烷回收和生产商活动增加 [27] 公司战略和发展方向 - 公司将继续专注于安全、可靠性和环境责任，同时推动能源系统转型以降低温室气体排放 [14] - 公司计划通过现有资产和容量实现收益增长，无需大量资本投资 [17] - 公司正在评估可再生能源天然气（RNG）、氢能和碳捕获与封存（CCUS）等新兴机会 [81][82][83] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对2022年的增长前景持乐观态度，预计商品价格上涨和生产商活动加速将推动业绩增长 [17] - 公司预计未来几年将通过现有资产实现显著收益增长，尤其是在落基山地区 [70] - 管理层强调，公司将继续关注能源转型，特别是在低碳能源系统方面的创新和准备 [51][52] 其他重要信息 - 公司发布了最新的企业可持续发展报告，详细介绍了环境、社会和治理（ESG）相关绩效和计划 [40][41] - 公司预计在2021年下半年完成Bear Creek处理厂的扩建，并继续评估其他增长项目 [32][141] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于2022年资本支出和股票回购的展望 - 公司正在评估2022年及未来五年的资本分配计划，包括股票回购的可能性 [47][48] - 目前没有重大资本支出项目，主要是一些小型增长项目和现有项目的收尾工作 [49] 问题: 关于乙烷回收的经济性和长期合同 - 公司通过激励措施回收乙烷，但未将落基山地区的乙烷回收纳入2021年财务指导 [27][61] - 长期合同的签署取决于乙烷价格的上涨和需求的增加，特别是来自石化行业的需求 [62] 问题: 关于可再生能源天然气（RNG）和氢能的机会 - 公司已在多个地区连接了RNG设施，并正在评估氢能和碳捕获与封存（CCUS）的机会 [81][82][83] - 公司认为这些机会将使现有天然气管道在未来能源转型中保持重要性 [84] 问题: 关于Bakken地区的乙烷回收和天然气出口容量 - 公司正在与Northern Border管道合作伙伴讨论解决Btu限制问题，预计未来几个月将有进展 [95] - 公司预计未来几年Bakken地区的天然气产量将继续增长，可能需要增加出口容量 [119] 问题: 关于Mid-Continent地区的天然气容量和冬季风暴Uri的影响 - 公司正在评估如何提高Mid-Continent地区的天然气供应弹性，特别是在极端天气事件期间 [124] - 公司认为现有资产具有高度合同稳定性，未来可能会有扩展机会 [129]

业绩总结 - 第一季度每股收益为0.86美元，较2020年第四季度的0.69美元增长24.6%[7] - 调整后EBITDA较2020年第四季度增长17%，达到超过2.45亿美元[7] - 2021年第一季度的净收入为386百万美元[87] - 第二季度净收入为134百万美元，第三季度为312百万美元，第四季度为309百万美元，全年为613百万美元[87] - 2021年净收入指导范围为12亿至15亿美元[85] 未来展望 - 2021年调整后EBITDA预计在30.5亿至33.5亿美元之间[9] - 可分配现金流预计在21.4亿至24.4亿美元之间[9] - 2021年预计将连接295至365口新井[10] - 预计2021年收益将约90%基于费用[42] - 预计2021年天然气处理能力为2.7 Bcf/d，主要基于费用合同[62] 用户数据 - 2021年指导的收集体积为2,475 – 2,830 BBtu/d[70] - 2021年第一季度ONEOK天然气处理量为1,183 MMcf/d[72] - 管道系统的总能力约为5.5 Bcf/d，储存能力为52.2 Bcf[82] 新产品和新技术研发 - 2021年自然气液体部门调整后EBITDA预计在18.25亿至19.95亿美元之间[9] - 2021年自然气收集和处理部门调整后EBITDA预计在7.35亿至8.35亿美元之间[9] - 2021年自然气管道部门调整后EBITDA预计在4.95亿至5.15亿美元之间[9] 市场扩张和并购 - Rocky Mountain地区NGL原料进料吞吐量较2020年第四季度增加4%，达到253,000 bpd[43] - Williston Basin地区的25,000 bpd NGLs为公司带来约1亿美元的年EBITDA[56] 负面信息 - Mid-Continent地区因冬季风暴Uri导致平均全季度吞吐量减少约35,000 bpd[44] - Gulf Coast/Permian地区因冬季风暴Uri导致平均全季度吞吐量减少约18,000 bpd[45] - 2021年天然气捕集率从2011年的36%降至6%[24] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年每股分红为0.935美元，分红覆盖率为1.59[87] - 维护资本支出预计为210百万美元至190百万美元[85] - 公司的管道和客户互联数量约为100个[82]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第一季度净收入为3.86亿美元，每股收益为0.86美元 [23] - 第一季度调整后EBITDA为8.66亿美元，同比增长24%，环比增长17% [23] - 第一季度可分配现金流超过6.6亿美元，同比增长27%，环比增长28% [23] - 第一季度股息覆盖率为1.6倍，超额可分配现金流超过2.45亿美元 [23] - 2021年全年净收入预期中值为13.5亿美元，每股收益为3.02美元，调整后EBITDA预期中值为32亿美元 [20] - 2021年资本支出预计为5.25亿至6.75亿美元，较2020年减少70%以上 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气管道业务 - 第一季度销售了5.2亿立方英尺的天然气库存，较2020年同期的1.2亿立方英尺大幅增加 [29] - 极端天气条件下，天然气管道和储存资产表现良好，满足了客户需求并贡献了更高的调整后EBITDA [12] 天然气液体业务 - 第一季度系统范围内的天然气液体（NGL）平均日产量减少了6.4万桶，主要受冬季风暴Uri影响 [31] - 落基山地区的NGL原料吞吐量环比增长4%，同比增长20%，尽管受到冬季风暴Uri的影响 [33] - 第一季度乙烷回收量增加，特别是在落基山地区，公司通过激励措施增加了乙烷回收 [34] 天然气收集和处理业务 - 第一季度落基山地区的处理量同比增长5%，尽管2月份天气异常寒冷 [38] - 第一季度连接了38口井，预计全年将连接超过300口井 [41] - 第一季度平均费用率为每百万英热单位1.04美元，与2020年第四季度持平 [44] 各个市场数据和关键指标变化 - 威利斯顿盆地的表现超出预期，提供了稳定的收益 [13] - 落基山地区的NGL和天然气量在第一季度表现强劲 [13] - 中陆和墨西哥湾沿岸的Permian地区受到冬季风暴Uri的影响，导致产量下降 [27] 公司战略和发展方向 - 公司预计2021年调整后EBITDA增长超过17%，主要得益于生产者活动增加、商品价格上涨和能源市场走强 [15] - 公司正在研究可持续性和可再生能源机会，包括压缩资产的电气化、碳捕获和储存项目、可再生能源采购以及氢运输和储存 [17] - 公司计划在2021年第四季度完成Bear Creek工厂扩建，并在第二季度完成Arbuckle II管道的低成本扩建 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为，2021年的收益增长不依赖于钻机活动或商品价格的增加，而是依赖于未完成的钻井库存、天然气捕获率的提高以及乙烷需求的增加 [14] - 管理层预计，2022年EBITDA增长将在高单位数到低双位数之间，前提是油价在50至70美元/桶之间 [17] - 管理层强调，公司将继续保持资本纪律，同时探索新的增长机会 [18] 其他重要信息 - 公司预计2021年乙烷回收量将部分恢复，特别是在中陆地区 [35] - 公司预计Permian盆地的乙烷回收将在2021年下半年恢复到接近完全水平 [36] - 公司预计2021年费用率将接近每百万英热单位0.95至1美元的高端 [45] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于Bakken地区的乙烷回收激励计划 - 乙烷回收激励计划导致Bakken地区的平均费率下降 [52] 问题: 关于Bakken地区的钻机数量 - 目前Bakken地区有16台钻机，其中8台在公司所属的区块上运行 [54] 问题: 关于Bakken地区的DUC库存和完井活动 - 公司预计2021年将连接超过300口井，预计第二和第三季度完井活动将显著增加 [58][59] 问题: 关于天然气管道业务的碳排放减少机会 - 公司正在研究压缩资产的电气化、碳捕获和储存项目，并已分配部分资本用于这些项目 [61][65] 问题: 关于2022年的增长预期 - 公司预计2022年EBITDA增长将在高单位数到低双位数之间，主要得益于生产者活动增加和乙烷需求上升 [71][76] 问题: 关于乙烷回收的经济性 - 公司通过激励措施在落基山地区增加了乙烷回收，但这一部分未包含在2021年的指导中 [78][79] 问题: 关于Bear Creek工厂的扩建 - Bear Creek工厂扩建预计将在2021年第四季度完成，预计将增加处理能力 [87][88] 问题: 关于资本支出的分配 - 公司预计2021年资本支出将接近指导范围的高端，主要取决于生产者活动的增加 [92][93] 问题: 关于2022年的资本支出预期 - 公司预计2022年资本支出将与2021年持平或略低，主要得益于现有资产的运营杠杆 [94][96] 问题: 关于Permian地区的NGL定价 - 公司预计Permian地区的NGL定价不会有显著上升，新产量的费率压力较大 [126][127] 问题: 关于可再生能源投资的经济性 - 公司正在评估可再生能源投资机会，并将保持财务纪律，确保项目具有合理的回报 [131][132] 问题: 关于冬季风暴Uri对天然气收集和处理业务的影响 - 冬季风暴Uri主要影响了中陆地区的产量，导致第一季度减少了2.7亿立方英尺的产量 [149] 问题: 关于Permian地区基础设施的防寒措施 - 公司已经对Permian地区的基础设施进行了防寒处理，确保了在极端天气条件下的运营 [150][152] 问题: 关于Northern Border管道的Btu规格限制 - 公司正在与TC Energy合作，解决Northern Border管道的Btu规格限制问题 [157]