财务表现 - 2023年第一季度公司归属于PAA的净收入为4.22亿美元，同比增长126%，主要得益于NGL板块的利润率提升、原油管道收益增加以及原油市场机会的改善[61] - 2023年第一季度产品销售收入为119.43亿美元，同比下降11%，主要由于2023年原油价格下降，部分被销量增加所抵消[62] - 2023年第一季度服务收入为3.98亿美元，同比增长27%，主要由于销量增加、关税上调以及Cactus II项目的整合[63] - 2023年第一季度资产出售和资产减值净收益为1.54亿美元，同比增长267%，其中包括Keyera Fort Saskatchewan设施出售带来的约1.4亿美元收益[64] - 2023年第一季度折旧和摊销费用为2.56亿美元，同比增长11%，主要由于Cactus II项目的整合[65] - 2023年第一季度利息支出净额为9800万美元，同比下降8%，主要由于加权平均债务余额减少[65] - 2023年第一季度其他收入净额为6400万美元，而2022年同期为亏损3700万美元，主要由于优先分配利率重置期权的公允价值调整[65] - 2023年第一季度所得税费用为5300万美元，同比增长152%，主要由于加拿大业务的税务影响，包括Keyera Fort Saskatchewan出售的税务影响[67] - 2023年第一季度非控制权益归属于非控制权益的净收入为5300万美元，同比增长39%，主要由于Cactus II项目的整合和Permian合资企业业绩提升[67] - 公司2023年第一季度净收入为4.75亿美元，同比增长111%[71] - 公司2023年第一季度调整后EBITDA为8.13亿美元，同比增长18%[71] - 公司2023年第一季度运营现金流为7.43亿美元，同比增长118%[106] 原油板块 - 公司2023年第一季度原油板块收入为117.58亿美元，同比下降10%[80] - 公司2023年第一季度原油板块调整后EBITDA为5.17亿美元，同比增长14%[80] - 公司2023年第一季度Permian Basin地区原油管道运输量同比增长21%至629.5千桶/天[80] - 公司2023年第一季度原油租赁采购量同比增长5%至142.8千桶/天[80] - 公司2023年第一季度维护资本支出同比增长68%至3200万美元[80] - 2023年第一季度NYMEX WTI原油价格平均为76美元/桶，低于2022年同期的95美元/桶[62] NGL板块 - 公司2023年第一季度NGL板块涉及天然气处理和NGL分馏、储存、运输及终端服务[93] - 公司2023年第一季度NGL收入主要来自第三方客户的收集、分馏、储存和终端服务费用[94] - 公司2023年第一季度NGL收入还包括从Empress straddle plant设施提取的NGL混合物，经过运输、储存和分馏后销售给客户[94] - NGL部门2023年第一季度收入为6.9亿美元，同比下降6%[95] - NGL部门2023年第一季度调整后EBITDA为1.92亿美元，同比增长19%[95] - 2023年第一季度NGL分馏量同比增长7%，达到14.4万桶/天[95] - 2023年第一季度NGL管道运输量同比增长10%，达到19.4万桶/天[95] - 2023年第一季度丙烷和丁烷销售量同比增长3%，达到13.8万桶/天[95] 资本支出与投资 - 公司2023年第一季度投资资本支出为8000万美元，同比下降27%[107] - 公司2023年第一季度维护资本支出为4800万美元，同比增长78%[107] - 公司预计2023年全年投资资本支出为4.2亿美元，维护资本支出为2.05亿美元[108] - 公司2023年第一季度通过资产出售获得2.84亿美元收益[108] 债务与融资 - 公司在2023年第一季度没有通过信贷工具或商业票据计划进行净借款或还款，而在2022年同期净借款为3.82亿美元[111] - 公司在2023年1月31日赎回了2.85%的4亿美元高级票据，并计划在2023年10月赎回3.85%的7亿美元高级票据[111] - 公司在2022年第一季度以2500万美元回购了240万普通单位，截至2023年3月31日，回购计划的剩余可用额度为1.98亿美元[111] - 截至2023年3月31日，公司未偿还的信用证金额为1.44亿美元，较2022年12月31日的1.02亿美元有所增加[116] 分配与权益 - 公司计划在2023年5月15日向A系列优先单位持有人支付每单位0.585美元的季度现金分配，向B系列优先单位持有人支付每单位22.18美元的季度现金分配，向普通单位持有人支付每单位0.2675美元的季度现金分配[112] - 截至2023年3月31日，公司在Permian JV、Cactus II和Red River中的非控股权益分别为35%、30%和33%[113] 采购与合同 - 公司预计2023年剩余时间至2028年及以后的原油和NGL采购总额为1332.4亿美元，其中2023年剩余时间的采购额为174.91亿美元[115] 衍生工具与风险管理 - 公司使用衍生工具对冲原油、天然气和NGL的价格风险，截至2023年3月31日，原油、天然气和NGL衍生工具的公允价值分别为500万美元、-4800万美元和8700万美元[124] - 公司使用利率衍生工具对冲利率风险，截至2023年3月31日，利率衍生工具的公允价值为1.15亿美元[126] - 2023年3月31日，假设远期LIBOR曲线上升10%，利率衍生工具的公允价值将增加1800万美元[126] - 2023年3月31日，假设远期LIBOR曲线下降10%，利率衍生工具的公允价值将减少1800万美元[126] - 截至2023年3月31日，公司没有可变利率债务，但在此期间可变利率债务的平均利率为5.1%[126] - 公司使用衍生工具对冲商品价格风险，假设商品价格整体上涨或下跌10%，衍生工具的公允价值将发生变化[125]

财务数据和关键指标变化 - 公司2023年第一季度调整后EBITDA为7.15亿美元 并重申2023年全年调整后EBITDA指引为24.5亿至25.5亿美元 [22] - 公司预计2023年自由现金流为16亿美元 普通股分配覆盖率为215% [22] - 公司预计2023年运营现金流为23亿美元 其中6亿美元可用于净债务减少 预计年底杠杆率约为3.5倍 [34] 各条业务线数据和关键指标变化 - 原油业务预计将实现同比增长 主要受Permian地区产量增长和集输系统及长途运输系统关税增长推动 [23] - NGL业务预计2023年调整后EBITDA中点为4.2亿美元 但较2022年下降约1亿美元 主要受第三方设施检修和NGL市场结构变化影响 [57] - 公司预计2023年Permian地区产量将增长约50万桶/天 从2022年底的565万桶/天增至2023年底的615万桶/天 [31][38] 各个市场数据和关键指标变化 - Corpus Christi管道利用率已接近90% 预计将保持满负荷运行 [63][77] - Capline管道需求强劲 预计将继续保持良好表现 [8] - 加拿大NGL业务面临AECO价格波动风险 每加元/吉焦耳的价格变化对NGL业务影响约为700万美元 [107] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续执行资本分配框架 目标实现多年期每年每单位0.15美元的分配增长 并进一步降低债务和杠杆 [54] - 公司正在评估多个能源转型项目 包括安大略省Sarnia设施的电池储能项目 预计今年夏季投入运营 [6] - 公司将继续优化Permian地区系统 预计未来几年不会遇到重大瓶颈 [2] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临宏观经济波动 公司对长期前景保持信心 认为北美能源供应对满足全球需求至关重要 [30] - 公司预计Permian地区产量将持续增长 当前水平钻机数量与全年预期一致 [31] - 公司认为其业务模式能够以低成本、可靠和负责任的方式满足长期能源需求 [35] 其他重要信息 - 公司正在推进Fort Saskatchewan设施相关的资本高效NGL机会 预计将在今年晚些时候提供更多细节 [55] - 公司已完成Keyera Fort Sask设施非运营权益的出售 这将影响全年NGL业务表现 [57] - 公司正在评估加拿大地下储氢机会 认为其加拿大储气位置适合储氢 [6] 问答环节所有的提问和回答 问题: Permian地区增长前景 - 公司预计2023年Permian地区产量将增长约50万桶/天 当前水平钻机数量与预期一致 [31][38] - 公司正在优化系统 预计未来几年不会遇到重大瓶颈 [2] 问题: Corpus Christi管道容量 - Corpus Christi管道利用率已接近90% 预计将保持满负荷运行 [63][77] - 公司不计划近期扩建Corpus Christi管道设施 [88] 问题: NGL业务展望 - 公司预计2023年NGL业务调整后EBITDA为4.2亿美元 较2022年下降约1亿美元 [57] - 公司未考虑将NGL业务转为固定收费模式 [94] 问题: 资本支出计划 - 公司预计2023年扩张性资本支出在3亿至4亿美元之间 未来几年也将保持在这一范围内 [40][110] - 公司将继续保持资本纪律 不会因扩张性资本支出影响自由现金流和股东回报 [40] 问题: 能源转型项目 - 公司正在评估多个能源转型项目 包括电池储能、可再生能源发电和地下储氢等 [6] - 这些项目需要满足投资门槛 与其他项目竞争资本 [6] 问题: 合同续签情况 - 公司正在与客户就合同续签进行讨论 倾向于在较高费率时签订较长期限合同 [90] - 公司未遇到获得5年期合同的困难 [90] 问题: 行业并购影响 - 公司认为Permian地区并购对其业务有利 因为大客户更倾向于使用其一体化系统 [14] - 私人资本收购低层级资产并立即开始钻探 这支持了产量增长 [123] 问题: 加拿大原油业务 - Capline管道需求强劲 预计将继续保持良好表现 [8] - 公司认为其加拿大资产基本不受Trans Mountain管道扩建影响 [115]

业绩总结 - 2023年第一季度，PAA的调整后EBITDA为7.15亿美元，预计2023年调整后EBITDA将在24.5亿至25.5亿美元之间[7] - 2023年第一季度的调整后EBITDA为2,562百万美元，较2022年第四季度增长4.7%[95] - 2023年第一季度运营活动提供的净现金为743百万美元[61] - 2023年第一季度投资活动使用的净现金为158百万美元[61] - 2023年第一季度现金分配为242百万美元[61] - 2023年第一季度的现金及现金等价物为378百万美元，较2022年第四季度增长27%[106] 用户数据 - Permian地区的总管道运输量为8,570 Mb/d，较上一季度增长350 Mb/d，增长幅度为4.3%[94] - 南德克萨斯州的管道运输量为625 Mb/d，较上一季度增长49 Mb/d，增长幅度为8.5%[94] - Mid-Con地区的管道运输量为525 Mb/d，较上一季度增长13 Mb/d，增长幅度为2.5%[94] - 2023年第一季度的NGL销售量为53 Mb/d，主要受益于C3+分馏价差[97] - 2023年第一季度的第三方吞吐量为约45 Mb/d，未包含在报告的NGL销售中[97] 财务状况 - 2023年截至目前，PAA已减少债务4.5亿美元，目标是实现持续的自由现金流[7] - 2023年自由现金流（FCF）预计为16亿美元，计划用于净债务减少和资本支出[8] - 2023年，PAA的净债务为80.68亿美元，短期债务为11.59亿美元[18] - 2023年年末杠杆比率预计为3.5倍[8] - 公司的杠杆比率为3.75x至4.25x，较2022年第四季度的3.3x有所上升[106] 未来展望 - 2023年预计自由现金流为16亿美元，预计自由现金流分配后为6亿美元[84] - 2023年，PAA计划将每单位分配增长0.20美元，达到每单位1.07美元[12] - 2023年，PAA的原油部门调整后EBITDA预计为20.8亿美元[20] - 2023年，PAA的NGL部门调整后EBITDA预计为4.2亿美元[25] - 2023年预计杠杆率为3.5倍[73] 其他信息 - 2023年截至目前的投资和维护资本净额为103百万美元[69] - 2023年资产销售预计将为4.7亿美元，主要来自于销售量和利润的增加[16] - 2023年第一季度的未对冲C3+分馏和营销收益占比约为10%[97] - 2023年第一季度的净购买量（纯度和Y级）为285百万美元[97]

公司业务概况 - 公司的业务活动主要通过原油和天然气液体两个部门进行，拥有庞大的管道运输、终端、储存和收集资产[25] - 公司的原油业务模式整合了大规模的供应聚合能力，以及连接主要生产地区和需求中心的关键基础设施系统[27] - 公司拥有多个天然气处理厂、分馏厂、NGL储存设施、NGL运输管道和铁路终端[53] 原油业务 - 公司在Permian盆地拥有大约4,900英里的采集管道，总容量约为每天370万桶[35] - 公司拥有多条长途管道系统，从Permian盆地运送原油到主要市场中心，如Cushing、Houston和Corpus Christi[36] - 公司在Permian盆地到Cushing/Mid-Continent的Basin Pipeline拥有87%的联合利益，是主要的原油运输路线[37] 天然气业务 - 公司拥有约185,600桶/日的NGL分馏能力，约28百万桶的NGL储存能力，约1,620英里的NGL运输管道[55] - 公司拥有四个天然气处理厂，平均进气能力为3.3 Bcf/d，以及八个分馏厂，平均容量为136,800桶/日[55] - 公司拥有并经营四个位于阿尔伯塔省Empress附近的天然气处理设施[57] 公司运营风险 - 公司的运营涉及液态和气态烃的存储、处理、加工和运输，必须遵守严格的环境保护和操作安全法规，不遵守可能导致处罚和限制[71] - 公司的管道和储罐设施受到美国运输部的管制，要求实施完整性管理计划，预计2023年相关支出约为3千万美元[72] - 公司必须遵守美国清洁空气法和加拿大空气排放法规，可能需要进行资本和运营支出以符合更严格的排放要求[75] 公司财务风险 - 公司的资产、运营和业务活动受到广泛的法律要求和监管，不遵守可能导致巨额罚款和成本支出[69] - 公司使用各种衍生工具管理与商品采购和销售义务相关的风险[59] - 公司的资本市场准入受到债务水平、运营和财务表现、当前到期和未来几年到期的债务金额以及市场条件的影响[144]

财务数据和关键指标变化 - 公司提供了2023年的前瞻性指引 包括调整后的EBITDA范围 以反映潜在波动性和基础商品市场的变化 [5] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司拥有吸引人的资产基础 包括其领先的Permian运营系统 以及专注于增加股东回报的长期资本分配框架 [7] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为当前是一个令人兴奋的时期 主要得益于其资产基础和资本分配策略 [7] 其他重要信息 - 公司最近任命Blake Fernandez为投资者关系副总裁 他期待在未来一年与投资者保持密切沟通 [7] 问答环节所有提问和回答 - 无相关内容

公司整体财务数据关键指标变化 - 2022年前九个月公司归属于PAA的净收入为7.74亿美元，而2021年同期为1.43亿美元，同比增长441%[120][123] - 2022年前九个月公司资产销售净收益为4600万美元，2021年同期资产销售和资产减值净损失为5.92亿美元[121][123] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，产品销售总收入分别为140.01亿美元和433.9亿美元，较2021年同期分别增长33%和54%[123] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，服务收入分别为3.35亿美元和10亿美元，较2021年同期分别增长28%和15%[123] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，采购及相关成本分别为130.71亿美元和411.81亿美元，较2021年同期分别下降30%和54%[123] - 2022年Q3净收入4.42亿美元，2021年Q3净亏损5500万美元，同比增加4.97亿美元[143] - 2022年前9个月净收入9.18亿美元，2021年前9个月净收入1.52亿美元，同比增加7.66亿美元[143] - 2022年Q3调整后EBITDA为7.21亿美元，2021年Q3为5.19亿美元，同比增长39%[143][144] - 2022年前9个月调整后EBITDA为21.15亿美元，2021年前9个月为16.43亿美元，同比增长29%[143][144] - 2022年Q3调整后归属于PAA的EBITDA为6.23亿美元，2021年Q3为5.14亿美元，同比增长21%[143] - 2022年前9个月调整后归属于PAA的EBITDA为18.51亿美元，2021年前9个月为16.31亿美元，同比增长13%[143] - 2022年Q3隐含DCF为4.22亿美元，2021年Q3为3.74亿美元，同比增长13%[144] - 2022年前9个月隐含DCF为13.22亿美元，2021年前9个月为12.16亿美元，同比增长9%[144] - 2022年Q3隐含可供普通股股东使用的DCF为3.85亿美元，2021年Q3为3.37亿美元，同比增长14%[144] - 2022年前9个月隐含可供普通股股东使用的DCF为11.85亿美元，2021年前9个月为10.79亿美元，同比增长10%[144] - 2022年前九个月和2021年前九个月经营活动产生的净现金分别为20.74亿美元和13.61亿美元，主要来自经营收益[177] - 2022年前九个月投资、维护和收购资本支出分别为2.62亿美元、1.46亿美元和7400万美元，2021年前九个月分别为1.82亿美元、1.16亿美元和3200万美元[179] - 2022年第三季度和前九个月自由现金流分别为7.26亿美元和16.15亿美元，自由现金流（扣除分配后）分别为5.37亿美元和10.46亿美元；2021年第三季度和前九个月自由现金流分别为10.93亿美元和18.3亿美元，自由现金流（扣除分配后）分别为9.27亿美元和13.04亿美元[175] - 2022年前九个月资产出售所得款项为5800万美元，2021年同期为8.78亿美元[181] - 2022年和2021年前九个月，公司分别回购730万和1190万普通股，总价分别为7400万和1.17亿美元，截至2022年9月30日，回购计划剩余额度1.98亿美元[187] 公司资产相关情况 - 2022年第一季度，公司出售加利福尼亚州的土地和建筑物获得4000万美元收益[130] - 2021年资产销售和资产减值净损失主要包括约2.2亿美元的原油存储终端资产减值、约4.75亿美元的天然气存储设施减值和1.06亿美元的资产交换收益[131] - 截至2022年9月30日，Line 2000相关资产组账面价值约为5.4亿美元，可能面临剩余使用寿命减少和部分减值[137] - 2022年11月2日，公司以约8800万美元购买Cactus II Pipeline LLC额外5%的权益，交易后持股比例达70%[184] - 截至2022年9月30日，传统货架注册声明下未售出证券约11亿美元，公司可通过WKSI货架注册声明按需发行不限量的债务和股权证券[188] - 截至2022年9月30日，子公司非控股股东权益包括Permian JV的35%和Red River LLC的33%[193] - 截至2022年9月30日，公司原油、NGL等采购合同付款总额预计为139.228亿美元，未结清信用证约5800万美元[196] 公司债务与信贷情况 - 2022年3月公司偿还7.5亿美元高级票据，使得2022年加权平均债务余额降低，导致利息费用减少[133] - 截至2022年9月30日，公司可用流动性约为33亿美元，其中高级无抵押循环信贷额度和高级有抵押套期保值库存额度分别为13.21亿美元，现金及现金等价物为6.23亿美元[168] - 2022年8月，公司修订信贷协议，将高级有抵押套期保值库存额度和高级无抵押循环信贷额度的到期日分别延长至2025年8月和2027年8月[170] - 2022年3月1日，公司赎回7.5亿美元、利率3.65%的高级票据[186] 公司业务板块调整与项目进展 - 2021年第四季度，公司将历史经营部门重组为原油和NGL两个经营部门，并修改了Segment Adjusted EBITDA的定义[119] - 2021年8月公司出售了天然气存储设施[155] - 2021年10月，公司与Oryx Midstream完成交易，将二叠纪盆地资产合并至Permian JV，Oryx Midstream持有35%权益[155] - 2022年第一季度，Capline管道反转项目和Wink to Webster管道项目二期完工并投入使用[155] 原油业务线数据关键指标变化 - 原油业务板块在2022年第三季度营收136.75亿美元，较2021年同期的107.01亿美元增长29.74亿美元，增幅28%；前九个月营收426.94亿美元，较2021年同期的283.33亿美元增长143.61亿美元，增幅51%[150] - 2022年前九个月，原油业务板块采购及相关成本为404.95亿美元，较2021年同期的261.46亿美元增加143.49亿美元，增幅55%；第三季度为129.38亿美元，较2021年同期的99.71亿美元增加29.67亿美元，增幅30%[150] - 2022年前九个月，原油业务板块调整后EBITDA为14.82亿美元，与2021年同期的14.86亿美元基本持平；第三季度为5.36亿美元，较2021年同期的4.59亿美元增长7700万美元，增幅17%[150] - 2022年前九个月，原油业务板块维护资本支出为8000万美元，较2021年同期的7500万美元增加500万美元，增幅7%；第三季度为3500万美元，较2021年同期的2400万美元增加1100万美元，增幅46%[150] - 2022年前九个月，二叠纪盆地原油管道关税运输量为545万桶/日，较2021年同期的411.4万桶/日增加133.6万桶/日，增幅32%；第三季度为569.8万桶/日，较2021年同期的439.4万桶/日增加130.4万桶/日，增幅30%[150] - 2022年前九个月，其他地区原油管道关税运输量为193.7万桶/日，较2021年同期的175.5万桶/日增加18.2万桶/日，增幅10%；第三季度为188.3万桶/日，较2021年同期的176.8万桶/日增加11.5万桶/日，增幅7%[150] - 2022年前九个月，原油租赁集输采购量为137.3万桶/日，较2021年同期的130万桶/日增加7.3万桶/日，增幅6%；第三季度为139万桶/日，较2021年同期的137.2万桶/日增加1.8万桶/日，增幅1%[150] NGL业务线数据关键指标变化 - 2022年第三季度和前九个月NGL业务收入分别为7.7亿美元和20.75亿美元，较2021年同期分别增长364%和101%[159] - 2022年第三季度和前九个月NGL业务调整后EBITDA分别为8600万美元和3.67亿美元，较2021年同期分别增长59%和155%[159] - 2022年第三季度和前九个月NGL业务维护资本支出分别为4100万美元和6600万美元，较2021年同期分别增长116%和61%[159] - 2022年NGL分馏、管道关税和销售的日均产量分别为12.1万桶、18.2万桶和9.6万桶，较2021年分别增长2%、10%和10%；前九个月日均产量分别为13.1万桶、18.2万桶和12.1万桶，分馏和管道关税较2021年分别增长1%和3%，销售较2021年下降13%[160] 公司分红情况 - 2022年11月14日，公司将向普通股股东支付季度现金分红，每股0.2175美元（年化0.87美元），与2022年8月持平[190] - 公司拟建议董事会将2022年第四季度普通股分红提高至每股0.2美元（年化），若获批将于2023年2月支付[192] 公司风险管理与衍生品情况 - 公司使用衍生品工具管理商品价格风险，涉及原油、天然气、NGL及其他商品[207][208] - 截至2022年9月30日，原油衍生品公允价值为 - 4000万美元，天然气为4900万美元，NGL及其他为2.23亿美元，总计2.32亿美元[209] - 商品价格10%上涨或下跌时，原油衍生品公允价值变化分别为 - 2100万美元和2100万美元，天然气为2400万美元和 - 2400万美元，NGL及其他为 - 7500万美元和7500万美元[209] - 公司使用利率衍生品对冲利率风险，2022年9月30日无未偿还的可变利率债务，前九个月可变利率债务平均利率为1.3%[211] - 截至2022年9月30日，利率衍生品公允价值为净资产1.13亿美元，远期LIBOR曲线10%上涨或下跌会使公允价值分别增加或减少1700万美元[211] - 公司A类优先股的优先股分配率重置期权是嵌入式衍生品，截至2022年9月30日，其公允价值为负债1.96亿美元[212] - 2022年9月30日，十年期美国国债利率为3.83%[212] - 十年期美国国债利率曲线10%上涨，在其他输入不变的情况下，费用和负债将增加3600万美元[212] - 十年期美国国债利率曲线10%下跌，在其他输入不变的情况下，费用和负债将减少3100万美元[212] - 公司有风险管理职能，负责风险政策、商业活动相关控制和企业风险管理的某些方面，并通过正式流程批准新的风险管理策略[206] 公司业务收入与成本变动原因 - 公司NGL业务收入增长主要由于价格和销量上升、更高的分馏价差、乙烷价格上涨以及所有权增加等因素；运营成本增加主要由于二叠纪合资企业、公用事业成本、第三方运输量和燃料价格上升等因素，部分被天然气储存设施出售所抵消[158,164,165] 公司资本预计情况 - 2022年投资资本预计约3.3亿美元（净权益2.75亿美元），维护资本预计2.2亿美元（净权益2.1亿美元）[180]

财务数据和关键指标变化 - 未提供具体财务数据和关键指标变化 [1][2][3][4][5] 各条业务线数据和关键指标变化 - 未提供各条业务线数据和关键指标变化 [1][2][3][4][5] 各个市场数据和关键指标变化 - 未提供各个市场数据和关键指标变化 [1][2][3][4][5] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 未提供公司战略和发展方向及行业竞争的具体信息 [1][2][3][4][5] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 未提供管理层对经营环境和未来前景的具体评论 [1][2][3][4][5] 其他重要信息 - 公司第三季度财报电话会议于2022年11月2日下午5:30举行 [1] - 电话会议由公司投资者关系副总裁Roy Lamoreaux主持 [2] - 电话会议内容包括公司高管介绍及问答环节 [4] - 电话会议的相关材料可在公司官网的投资者关系栏目中获取 [3] 问答环节所有提问和回答 - 未提供问答环节的具体内容 [1][2][3][4][5]

Table of Contents UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 ________________________________________________________________ FORM 10-Q ________________________________________________________________________________________________________________________________ ☑ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended June 30, 2022 or ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE A ...

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度调整后EBITDA为6.15亿美元，超出预期 [6] - 公司上调2022年全年调整后EBITDA指引1亿美元至23.75亿美元，较2月初始指引高出1.75亿美元 [6] - 公司预计2022年底杠杆率将达到目标范围中点4.0倍 [6] - 第二季度回购约5000万美元普通单位，年初至今回购总额达7500万美元，自回购计划启动以来总回购金额达3亿美元 [7] 各条业务线数据和关键指标变化 - 原油和NGL业务表现强劲，主要受益于更高的商品价格和更高的运输量 [6] - NGL业务继续推进资本效率优化和去瓶颈化机会 [11] - 原油业务中，Permian盆地的长输管道运输量增加，特别是流向Cushing的管道 [16] - NGL业务中，Empress工厂的跨接装置运输量增加，主要由于天然气订单流量的增加 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - Permian盆地的活动水平比预期高出约10%，预计2022年产量将增长65万至70万桶/天 [8] - 加拿大西部天然气产量增长预计将推动更多天然气流向Empress工厂 [11] - 国际市场需求强劲，特别是Corpus Christi市场，因其价格和物流优势吸引了更多原油出口 [32][33] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过大规模供应聚合、质量隔离、流量保证和多市场接入的集成业务模式，支持生产商活动水平的增加 [9] - 公司计划在未来几年继续产生大量自由现金流，并将现金分配给降低杠杆、增加股东回报和进行资本投资 [12] - 公司通过战略性合资企业（如Plains Orix Permian JV）和资产优化，继续改善资产负债表并增加资本回报 [25][26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为北美页岩油将继续满足全球能源需求，业务基本面保持积极 [8] - 公司预计通胀对其业务的影响较为温和，并通过战略采购和批量订单来缓解成本上升 [20] - 公司对未来几年的自由现金流生成持乐观态度，并计划通过分配增长和回购进一步增加资本回报 [12][21] 其他重要信息 - 公司完成了对Advantage Pipeline剩余50%股权的收购，交易金额为6500万美元，净成本为4200万美元 [10] - 公司发布了2021年可持续发展报告，展示了在排放和可持续发展方面的持续改进 [14] 问答环节所有的提问和回答 问题: Corpus Christi管道的利用率是否会保持高位 - 公司认为Corpus Christi市场因国际需求强劲而保持高利用率，但随着其他市场的填充，利用率可能会逐渐平衡 [32][33] - 公司系统具有灵活性，能够根据市场需求调整运输方向 [34][36] 问题: NGL业务的EBITDA增长驱动因素 - NGL业务的EBITDA增长主要来自价格和运输量的双重推动，预计价格贡献约40%，运输量贡献约60% [41] - Empress工厂的低成本去瓶颈化机会和优化措施将进一步推动业务增长 [44][45] 问题: 通胀对公司业务的影响 - 公司认为通胀对其业务的影响较为温和，资本支出计划保持稳定，并通过战略采购和批量订单来缓解成本上升 [20] 问题: 资本分配框架的潜在变化 - 公司计划与董事会讨论资本分配框架，可能会进一步降低杠杆率并增加股东回报 [50][51] 问题: 资产出售计划的更新 - 公司将2022年资产出售目标上调1亿美元，主要由于对资产出售的清晰度提高 [7][90] 问题: M&A市场的看法 - 公司对并购市场保持谨慎态度，将专注于能够带来协同效应和现金流的交易 [96]

Washington, D.C. 20549 ________________________________________________________________ FORM 10-Q ________________________________________________________________________________________________________________________________ ☑ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 Table of Contents UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Commission File Number: 1-14569 ________________________________________________________________ PLAINS ALL AMERICAN PIPELINE, L ...