财务数据和关键指标变化 - 公司第一季度调整后EBITDA为6.14亿美元，超出预期，全年调整后EBITDA指引上调7500万美元至22.75亿美元，偏向乐观 [6][21] - 公司预计2022年自由现金流指引减少1.5亿美元，主要由于Line 901和解的保险赔付时间差 [24][99] - 公司第一季度偿还了7.5亿美元的高级票据，并回购了240万股普通股，剩余7500万美元可用于年内进一步回购 [27] 各条业务线数据和关键指标变化 - 原油业务受益于Permian系统的增量运输量以及管道损耗补偿桶的更高定价，NGL业务受益于更高的裂解价差和运输量 [21] - Permian系统预计2022年将增加28万桶/日的运输量，较2021年底增长 [10] - NGL业务在加拿大西部天然气产量增长和NGL供需基本面改善的推动下，预计将继续增长 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - Permian盆地预计2022年产量增长至少60万桶/日，公司预计将从中捕获28万桶/日的增量运输量 [10] - 加拿大西部天然气产量增长和NGL供需基本面改善，推动NGL业务增长 [11] - 全球库存处于多年低点，供需紧张，支撑了更高的商品价格环境 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司将继续通过优化现有设施和运营来增加NGL业务的运输量，并探索资本效率高的新兴能源机会，如氢能存储 [11][12] - 公司计划通过减少债务、增加股东现金回报和进行资本投资来平衡自由现金流的分配 [13][14] - 公司预计将在2023年年中达到杠杆目标，并有能力进一步增加股东现金回报 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 当前全球事件凸显了碳氢化合物在日常生活中的重要性，北美能源行业在资源丰富、资本获取、劳动力和技术创新方面具有关键作用 [8] - 公司认为Permian盆地的产量将在未来几十年保持强劲，公司的中游资产和商业模式将在连接能源供应与全球需求方面发挥关键作用 [9] - 公司预计美国页岩产量，尤其是Permian盆地，将继续在全球能源供应中发挥关键作用 [16] 其他重要信息 - 公司已达成原则性协议，解决两起与Line 901相关的集体诉讼，并记录了8500万美元的净费用增加 [22][23] - 公司正在与Atura Power合作进行可行性研究，探索在Windsor盐穴存储设施增加氢能存储能力 [12] 问答环节所有的提问和回答 问题: Oryx的整合进展如何 - Oryx的整合进展超出预期，活动水平和协同效应捕获均优于计划，预计将继续增长 [46][47] 问题: 氢能存储机会的深度和路径 - 氢能存储机会具有潜力，公司正在评估在Windsor盐穴存储设施增加氢能存储能力的可行性 [49][50][51] 问题: 生产增长和生产者活动的变化 - 公司看到Permian盆地的生产增长主要由私营运营商推动，预计2023年将有更多活动 [56][57] 问题: NGL业务指引的驱动因素 - NGL业务指引的驱动因素包括运输量和裂解价差的改善，公司提供了更多关于业务结构的详细信息 [59][60][61][62][63] 问题: Permian运输能力的有效运营容量 - Permian运输能力的有效运营容量约为90%，随着产量和运输利用率的增加，运输费率将逐步恢复正常 [67][68] 问题: 客户对混合和延长合同的兴趣 - 公司正在与客户进行短期合同谈判，并计划在2023年进行更长期的合同谈判 [71][72] 问题: 2025年Permian运输费率正常化 - 随着运输能力的紧张，运输费率将逐步增加，最终费率将由新建管道的成本决定 [76][77] 问题: 公司如何捕捉商品价格上涨的机会 - 公司通过灵活的系统和更高的管道损耗补偿桶定价捕捉商品价格上涨的机会 [79][80][81] 问题: 7500万美元指引上调的驱动因素 - 指引上调主要由Permian原油运输量和NGL业务的运输量及裂解价差改善驱动 [85][86][87] 问题: 长期运输业务的容量和收益拐点 - 公司预计将在2023年年中达到杠杆目标，并有能力进一步增加股东现金回报 [89][90][91][92] 问题: 1.5亿美元自由现金流减少的原因 - 自由现金流减少主要由于Line 901和解的保险赔付时间差 [99][100] 问题: NGL业务的套期保值情况 - 公司已对2022年的大部分裂解价差进行了套期保值，并正在积极管理2023年的套期保值 [104][105][106] 问题: 管道损耗补偿桶的利润率敏感性 - 公司每年通过管道损耗补偿桶获得200万至300万桶的收益，具体取决于运营表现 [107]

公司财务目标设定 - 公司设定杠杆倍数目标为3.75x - 4.25x，长期债务与调整后EBITDA倍数为3.0x - 3.5x，长期债务与总资本比率约50%或更低，总债务与总资本比率约60%或更低，调整后EBITDA与利息覆盖倍数约3.3x或更好[30] 公司业务分部调整 - 2021年第四季度起公司业务分为原油和天然气凝析液两个报告分部[31] 原油业务设施情况 - 截至2021年12月31日，原油运输管道和集输系统共18300英里，另有110英里支持原油储存和终端设施的管道[39] - 截至2021年12月31日，公司商业原油储存能力为7400万桶，地上活动罐容量为3800万桶[39] - 截至2021年12月31日，公司有4个美国海洋设施、1个日处理能力12万桶的凝析油处理设施、7个原油铁路终端和2100节原油铁路车厢[39] - 截至2021年12月31日，公司有640辆卡车和1275辆拖车，自有管道和油罐中有1500万桶原油管存，第三方管道中有300万桶原油管存[39] - 公司在部分地区的原油存储设施总容量分别为：Cushing 2700万桶、St. James 1500万桶、Patoka 700万桶等[65] - Gardendale凝析油处理设施日处理能力12万桶，可用存储容量16万桶[66] - 公司原油铁路装卸设施的日装卸能力分别为：装载26.4万桶、卸载35万桶[67] 原油管道产能及权益情况 - 二叠纪盆地约4900英里集输管道总产能约370万桶/日，约75%产能在特拉华盆地[42] - 二叠纪盆地内盆地管道系统产能约310万桶/日，加拿大内盆地管道产能约30万桶/日[47][48] - 二叠纪盆地多个长输管道系统总净产能约170万桶/日[49] - 公司在加拿大有一条跨境管道，可灵活输送最多4万桶/日加拿大原油至落基山脉地区长输管道[48] - 公司在多条原油管道拥有权益，如Basin Pipeline占87%、Sunrise II Pipeline占80%、BridgeTex Pipeline占20%等[52] - 部分原油管道的日运输能力分别为：BridgeTex 44万桶、Cactus 39万桶、Cactus II 67万桶等[52] - Wink to Webster Pipeline总日运输能力约150万桶，UJI权益净日运输能力110万桶，2022年一季度二期提至150万桶/日[52] NGL业务情况 - 公司NGL业务涉及天然气处理、分馏、存储、运输和终端服务，收入来自服务收费和商业活动[69] - 公司NGL天然气处理设施中，Empress处理能力55亿立方英尺/日，平均进气量27亿立方英尺/日[73] - 公司NGL分馏设施总可用分馏能力约20.01万桶/日，平均日产量12.95万桶[73] - 公司NGL存储设施总容量约2800万桶，运输管道约1620英里，平均日运输量17.9万桶[73] - 公司在阿尔伯塔省拥有4座天然气处理厂，所有权占比66% - 100%，日处理天然气能力达55亿立方英尺，实际供应通常在25 - 40亿立方英尺/天，日产乙烷5 - 8.5万桶、NGL混合液3 - 5万桶[76][77] - 公司Empress分馏设施日处理和生产NGL产品能力达23300桶[77] - Co - Ed NGL管道系统运输能力约7万桶/天，从阿尔伯塔省西南部和中部收集NGL输送至Fort Saskatchewan分馏设施[78] - Fort Saskatchewan设施分馏能力44400桶/天，设计能力88400桶/天，日产丙烷、丁烷和凝析油约44400桶[79] - 公司在Keyera Fort Saskatchewan设施拥有约21%所有权，净权益下分馏能力约17300桶/天[80] - Sarnia分馏器平均日产NGL产品约10万桶，各处理单元所有权占比62% - 84%[81] 原油期货价格情况 - 去年，NYMEX轻质低硫原油期货合约价格在48 - 85美元/桶之间波动[82] 公司客户收入占比情况 - ExxonMobil及其子公司在2019 - 2021年分别占公司收入的12%、12%、15%；Marathon Petroleum及其子公司在同期分别占12%、13%、12%；BP及其子公司在2021年占10%；Phillips 66及其子公司在2019年占11%[89] 公司合资合作情况 - 2021年10月，公司与Oryx Midstream完成合并，成立Permian JV，公司拥有65%股权并运营资产[96] - 公司参与超25项合资和联合权益安排[95] - 截至2021年12月31日，公司在BridgeTex Pipeline Company, LLC的合资企业所有权百分比为20%[97] - 截至2021年12月31日，公司在Cactus II Pipeline LLC的合资企业所有权百分比为65%[97] - 截至2021年12月31日，公司在Capline Pipeline Company LLC的合资企业所有权百分比为54%[97] - 截至2021年12月31日，公司在Diamond Pipeline LLC的合资企业所有权百分比为50%[97] 公司资产交易情况 - 截至2021年12月31日，公司完成资产销售超45亿美元，过去五年完成收购约20亿美元[98][99] 公司投资资本情况 - 2022年总投资资本预计约3.3亿美元，其中约一半与二叠纪合资企业有关，维护资本预计2.2亿美元[101] 公司管道管理费用情况 - 2021年公司在管道完整性管理项目上的检查、测试和纠正异常费用约2100万美元，2022年初步估计约3000万美元[107] - 2021年公司在管道完整性管理自愿举措上的费用约1000万美元，2022年初步估计约1500万美元[107] - 2021年公司在美国API 653项目上的费用约1500万美元，2022年预算约3800万美元[111] - 2021年公司在管道、设施和洞穴完整性管理活动上的费用约6600万美元，2022年初步估计约9600万美元[113] 环境法规相关情况 - 2021年11月EPA发布拟议规则，若最终确定，原油和天然气行业新老排放源需将甲烷和挥发性有机化合物排放量减少95%[126] - 加州AB32法案下的温室气体总量控制与交易计划自2014年起适用于二氧化碳当量排放量超过25000公吨的大型工业设施，公司仅一家设施受该计划约束[127] - 加州行政命令B - 30 - 15要求到2030年将温室气体排放量从1990年的基线水平降低40%[129] - 加州州长设定目标，到2030年至少保护加州30%的土地和沿海水域[129] - 拜登宣布到2030年美国经济范围内的净温室气体排放量比2005年水平减少50 - 52%[131] - COP26上，超100个国家加入全球甲烷承诺，目标是到2030年将全球甲烷排放量比2020年水平减少至少30%[131] - COP26上，GFANZ宣布来自45个国家的超450家公司承诺投入超130万亿美元资金实现净零目标[133] - 公司两家设施需遵守联邦温室气体报告要求，且进口成品燃料产品的活动也需报告[125] - 2016年Plains Marketing完成加州成品燃料提供商温室气体排放法规首年合规，2019年Plains Midstream Canada提交首份合规报告[128] - 公司运营受CERCLA、RCRA等环境法规约束，可能需承担环境修复成本和责任，或对经营和财务状况产生重大不利影响[118][120][122] - 2018年1月1日起，加拿大联邦环境与气候变化部将温室气体排放报告门槛从每年50千吨降至10千吨，使需报告排放的设施增至4个[136] - 加拿大联邦碳污染定价2019年为每吨20加元，每年增加10加元，2022年起达到每吨50加元；2023 - 2030年，最低全国碳污染价格拟从2023年的每吨65加元起，每年增加15加元，到2030年达每吨170加元[137][138] - 2021年7月，加拿大联邦政府宣布到2030年温室气体排放量较2005年水平降低40 - 45% [139] - 2018年4月，加拿大联邦政府出台规定，到2025年将石油和天然气设施的甲烷排放量从2012年水平最多降低45% [140] - 2018年，安大略省引入更新的二氧化硫标准，要求到2023年将工业设施当前每立方米空气一小时平均排放率690微克降至100微克[143] - 艾伯塔省TIER计划下，碳价格最初为每吨30加元，2022年通过部长令提高到每吨50加元[144] 法规政策变化情况 - 2020年4月，蒙大拿州联邦地方法院撤销美国陆军工程兵团的全国许可12号；2021年1月，工程兵团重新发布重组后的全国许可12号[151] - 2021年第三季度，亚利桑那州和新墨西哥州的两个联邦地方法院撤销了2020年缩小联邦对美国水域管辖权范围的规则[152] 公司运营监管情况 - 公司州际普通承运人液体管道运营受美国联邦能源监管委员会根据《州际商业法》进行的费率监管[155] - 公司州内液体管道运输活动受美国各州法律、法规及州监管机构命令约束，如得克萨斯州铁路委员会和加利福尼亚州公共事业委员会[156] - 2021年7月1日至2026年6月30日，普通承运人按指数收费的管道费率年度调整为生产者价格指数减0.21%[157] - 违反联邦贸易委员会市场操纵法规，面临最高约130万美元/天的民事罚款[171] - 违反商品期货交易委员会市场操纵规则，面临最高约123万美元或三倍获利的民事罚款[171] - 公司美国卡车运输业务受联邦汽车运输安全协会和职业安全与健康管理局监管[161] - 公司加拿大卡车运输业务受联邦和省级交通机构及职业健康与安全法规监管[162] - 公司铁路车辆运营受联邦铁路管理局、职业安全与健康管理局等监管[163] - 公司运营涉及原住民土地，相关管辖权问题存在不确定性[167] - 2021年美国运输安全管理局发布安全指令，可能影响公司运营[169] - 公司跨境活动受多种法律要求约束，违规将面临处罚[170] 公司保险情况 - 公司维持多种保险覆盖运营和财产，部分风险自留[172] 公司员工情况 - 截至2021年12月31日，公司在北美约有4100名员工，其中美国约2900人，加拿大约1200人[176] - 约69%的员工（约2800人）为现场员工，其中约525人在运输部门[176] - 约185名员工受六项集体谈判协议覆盖，一项正在协商，五项将在2023年和2024年重新协商[176] - 自2017年起，公司在安全和环境责任指标上实现了累计三年超过50%的降幅[177] - 截至2021年12月31日，公司全体员工中约21%为女性（不包括现场员工为45%）[178] - 美国员工中少数族裔约占31%（不包括现场员工为37%）[178] 公司税务情况 - 2020年12月31日后至2026年1月1日前开始的纳税年度，非公司纳税人的“超额业务损失”限额为25万美元，联合申报为50万美元[188] - 公司的“业务利息”扣除限额为业务利息收入与“调整后应税收入”30%之和[189] - 公司已做出《国内税收法典》第754条规定的选举[191] - 出售普通股的持有人将确认实现金额与调整后税基之间的差额作为损益[192] - 转让从事美国贸易或业务的合伙企业权益时，受让方通常需代扣转让方所得金额的10%，除非转让方证明其不是外国人士，该规定自2023年1月1日起对通过经纪人进行的公开交易合伙企业权益转让生效[196][197] - 2017年12月31日后开始的纳税年度，若美国国税局对公司所得税申报表进行审计调整，可直接向公司征收相关税款，除非公司选择让普通合伙人、单位持有人和前单位持有人按其在审计纳税年度的权益考虑调整[198] 公司业务影响因素 - 公司业务受多种因素影响，如原油、天然气和NGL运输量、行业竞争、疫情、供需变化等[203] - 2020年初新冠疫情导致全球原油需求和价格迅速大幅下降，国内原油、NGL和天然气产量显著减少，对公司中游服务需求和商业机会产生不利影响[207] - 除部分新建长途管道资产外，第三方托运人一般无长期合同承诺在公司管道运输原油，托运人减少或停止运输可能导致公司收入大幅下降[209] - 公司需不断签订新的原油供应合同以维持运营采购量，产量下降时，竞争对手可能影响公司获取额外原油供应的能力[210] - 公司面临行业竞争，部分运营地区中游能源基础设施产能过剩，新进入者可能以低回报率提供服务，影响公司吞吐量、利润率和财务状况[211][212] - 普通合伙人的成本报销可能大幅减少公司可分配给单位持有人的现金[206] - 公司可能未经单位持有人批准发行额外普通股，稀释现有单位持有人的所有权权益[206] - 公司单位持有人可能需在未居住的州和司法管辖区缴纳州、地方和非美国税款并提交纳税申报[206] - 新冠疫情导致原油和NGL需求及运输、加工等业务量显著下降，未来疫情发展对石油产品消费和市场状况影响未知[215][217] - 产品供需变化受价格、经济、政策、技术等多种因素影响，需求下降会对公司经营结果产生负面影响[218] - 全球原油供应过剩会降低油价，使公司服务区域的生产和运输利润减少[219] - 原油需求波动，如炼油厂停工，会影响公司运输系统吞吐量，且应对能力难以预测[220] - NGL产品需求波动或供应增加，会导致公司处理量下降、收费减少及利润降低[221] - 自然灾害、恐怖袭击、设备故障等事件可能中断公司运营，造成损失，维修时间从一周到六个月以上不等[223][225] - 此类事件还可能损害公司声誉，影响项目审批和运营[226] - 网络安全攻击、数据泄露等会对公司业务、声誉和财务结果产生不利影响[227] - 信息技术系统风险包括信息泄露、业务流程中断等，可能导致公司资产受损和运营受影响[228] - 公司未专门

业绩总结 - 2021年公司自由现金流约为16.5亿美元，超出预期约6亿美元[10] - 2021年调整后EBITDA为21.96亿美元，2022年预计将受益于Permian产量增长和项目完成[22] - 2021年调整后EBITDA为19.09亿美元，预计2022年为18.2亿美元[192] - 2021年自由现金流（FCF）为23.69亿美元，2022年预计为14亿美元[138] - 2021年债务减少10亿美元，现金余额为4.49亿美元[152] 用户数据 - 2021年全球原油需求同比增长超过5%，接近疫情前水平，全球油价上涨超过50%[5] - Permian盆地2021年原油日产量约为500万桶，较2020年年底增长约54万桶[5] - 2021年4季度的Permian关税量为1,522 mb/d，较2020年4季度的1,318 mb/d增长了15.5%[197] - 2021年4季度的长途运输量为1,905 mb/d，显示出持续的市场需求[198] 未来展望 - 2022年调整后EBITDA指引为22亿美元，较2021年增长约2亿美元[8] - 2022年预计运营现金流为21亿美元，自由现金流为14亿美元，杠杆比率约为4.25倍[21] - 预计在2023年，随着Wink-to-Webster的填充，可能会看到超出MVC的运输量，从而实现显著的收益提升[105] - 预计Permian地区未来几年生产增长约为600万桶/日[160] 新产品和新技术研发 - 2021年温克至韦伯斯特（W2W）和Capline项目投入使用，推动未来增长[127] - 预计未来将有更多的商业机会和系统优化，推动整体业务增长[87] 市场扩张和并购 - 2022年计划将75%的自由现金流用于偿还债务，25%用于增加分红和其他支出[39] - 预计2022年将实现5000万美元的协同效应，长期目标为1亿美元[83] 负面信息 - 2022年，Plains的整体EBITDA指导低于2021年第四季度的年化数据，反映出市场竞争和管道填充的影响[64] - 由于Wink-to-Webster管道的投产，Plains的部分现有管道将面临体量转移的影响[42] - 公司在2024年及以后可能面临Permian天然气运输能力不足的压力[56] 其他新策略和有价值的信息 - 2022年计划将每单位的年度分配增加0.15美元，预计覆盖率约为250%[13] - 公司计划在未来降低杠杆率，以增加对股东的回报能力[104] - 预计2022年资本支出（Capex）预计在2.5亿到3.5亿美元之间，维护性支出预计低于2亿美元[156]

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] 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] 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] 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] 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] 其他重要信息 - 公司第四季度和全年2021年财报电话会议的幻灯片演示文稿可在公司投资者关系网站的新闻和活动部分查看 [3] - 电话会议结束后，音频回放也将在同一网站上提供 [3] - 重要披露信息包括前瞻性声明和非GAAP财务指标，详见幻灯片2 [3] - 附录中提供了PAGP的简明合并资产负债表和其他参考资料 [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]

公司重大交易 - 2021年8月2日，公司出售天然气存储设施，净收益约8.5亿美元，偿还定期贷款2亿美元[129] - 2021年10月5日，公司与Oryx Midstream完成合并，成立合资企业Plains Oryx Permian Basin，公司持股65%[130] 公司整体净收入情况 - 2021年前九个月，公司净收入1.52亿美元，2020年同期净亏损25.55亿美元[131] - 2021年Q3净收入为 - 5500万美元，2020年同期为1.46亿美元，同比下降138%；2021年前9个月净收入为1.52亿美元，2020年同期为 - 25.55亿美元，同比增长106%[143] 2020年净亏损原因 - 2020年净亏损主要因商誉减值损失和非现金减值费用约33.3亿美元，以及2.33亿美元库存估值调整[131] 各业务线调整后EBITDA变化 - 2021年前九个月，运输业务调整后EBITDA为12.48亿美元，2020年为12.33亿美元，同比增长1%[135] - 2021年前九个月，设施业务调整后EBITDA为4.25亿美元，2020年为5.6亿美元，同比下降24%[135] - 2021年前九个月，供应与物流业务调整后EBITDA为 - 0.31亿美元，2020年为2.05亿美元，同比下降115%[135] - 2021年Q3调整后EBITDA为5.19亿美元，2020年同期为6.82亿美元，同比下降24%；2021年前9个月调整后EBITDA为16.43亿美元，2020年同期为20.01亿美元，同比下降18%[143] - 运输业务板块三个月调整后EBITDA为4.27亿美元，较2020年同期减少1700万美元，降幅4%；九个月调整后EBITDA为12.48亿美元，较2020年同期增加1500万美元，增幅1%[148] - 设施部门本季度调整后EBITDA为1.14亿美元，去年同期1.76亿美元，下降6200万美元，降幅35%；前九个月为4.25亿美元，去年同期5.6亿美元，下降1.35亿美元，降幅24%[159] - 供应与物流部门本季度调整后EBITDA为 - 2300万美元，去年同期6100万美元，下降8400万美元，降幅138%；前九个月为 - 3100万美元，去年同期2.05亿美元，下降2.36亿美元，降幅115%[164] 资产销售和资产减值净损失情况 - 2021年前九个月，资产销售和资产减值净损失5.92亿美元，2020年为6.17亿美元，同比减少4%[135] - 2021年Q3资产销售和资产减值净损失为2.21亿美元，2020年同期为 - 200万美元，同比增长显著；2021年前9个月为5.92亿美元，2020年同期为6.17亿美元，同比下降4%[143] - 2021年资产销售和资产减值净损失主要包括约2.2亿美元原油存储终端资产减值、约4.75亿美元天然气存储设施减值和1.06亿美元资产交换交易收益；2020年九个月主要是约4.46亿美元管道等资产减值和约1.67亿美元待售资产减值[170] 商誉减值损失情况 - 2021年前九个月，商誉减值损失为0，2020年为25.15亿美元，同比减少100%[135] - 2020年第一季度，公司确认25.15亿美元商誉减值费用[171] 对非合并实体投资情况 - 2021年前九个月，对非合并实体投资的收益/减值为0，2020年为 - 1.82亿美元，同比减少100%[135] - 2020年9月30日止三个月和九个月，公司对非合并实体投资分别确认9100万美元和2.02亿美元损失，九个月还确认出售Saddlehorn Pipeline Company 10%权益的2100万美元收益[172] 隐含DCF情况 - 2021年Q3隐含DCF为3.74亿美元，2020年同期为5.02亿美元，同比下降25%；2021年前9个月隐含DCF为12.16亿美元，2020年同期为14.93亿美元，同比下降19%[143] 利息费用净额情况 - 2021年Q3利息费用净额为1.06亿美元，2020年同期为1.13亿美元，同比下降6%；2021年前9个月利息费用净额为3.19亿美元，2020年同期为3.29亿美元，同比下降3%[143] - 2021年9月30日止三个月和九个月，利息费用减少主要因加权平均债务余额降低和平均利率下降[173] 折旧和摊销情况 - 2021年Q3折旧和摊销为1.78亿美元，2020年同期为1.6亿美元，同比增长11%；2021年前9个月折旧和摊销为5.51亿美元，2020年同期为4.93亿美元，同比增长12%[143] - 2021年Q3未合并实体折旧和摊销为2100万美元，2020年同期为1800万美元，同比增长17%；2021年前9个月为1.09亿美元，2020年同期为5100万美元，同比增长114%[143] - 2021年初修改部分管道及相关设施和存储、终端及铁路设施的使用寿命，预计每年折旧费用增加约0.72亿美元[208] 公司业务管理与换算规则 - 公司通过运输、设施以及供应和物流三个运营部门管理业务，首席执行官基于多种指标评估部门绩效[144] - 公司将加拿大子公司的收入和费用按当月现行平均汇率换算，调整后EBITDA审查时排除未合并实体折旧和摊销费用[146] 运输业务板块营收及成本情况 - 运输业务板块三个月营收为5.29亿美元，较2020年同期增加3500万美元，增幅7%；九个月营收为15.68亿美元，较2020年同期增加3800万美元，增幅2%[148] - 运输业务板块三个月采购及相关成本为7500万美元，较2020年同期减少1500万美元，降幅25%；九个月采购及相关成本为1.81亿美元，较2020年同期增加300万美元，增幅2%[148] 运输业务板块维护资本情况 - 运输业务板块三个月维护资本为2200万美元，较2020年同期减少1200万美元，降幅35%；九个月维护资本为6800万美元，较2020年同期减少3000万美元，降幅31%[148] 运输业务板块运输量情况 - 2021年9月30日止三个月，原油管道日均运输量为616.2万桶，较2020年同期增加29.4万桶，增幅5%；九个月日均运输量为586.9万桶，较2020年同期减少29.6万桶，降幅5%[150] - 2021年9月30日止三个月，运输业务板块总运输量为638.5万桶/日，较2020年同期增加27万桶/日，增幅4%；九个月总运输量为610.7万桶/日，较2020年同期减少32万桶/日，降幅5%[150] 各地区业务收入及运量情况 - 二叠纪盆地地区2021年前九个月净收入增加1400万美元，主要因2021年第一、二季度最低运量承诺相关收入确认，但部分被2021年第一季度原油产量下降抵消[151] - 2021年前九个月，南德克萨斯/伊格尔福特地区收入和运量下降，主要因产量降低，包括2021年第一季度冬季风暴“尤里”减产影响[151] - 2021年前九个月，中部地区收入增加，主要因部分管道运量增加，包括红河管道；股权收益减少，主要因钻石管道项目取消成本冲销[151] - 2021年前九个月，墨西哥湾沿岸地区收入略有增加，因低关税管道运输量增加；股权收益减少，主要因卡普林管道项目取消成本冲销[152] 设施部门收入及维护资本支出情况 - 设施部门本季度收入2.26亿美元，去年同期2.71亿美元，下降4500万美元，降幅17%；前九个月收入7.41亿美元，去年同期8.6亿美元，下降1.19亿美元，降幅14%[159] - 设施部门本季度维护资本支出1800万美元，去年同期1000万美元，增长800万美元，增幅80%；前九个月支出3900万美元，去年同期4000万美元，下降100万美元，降幅3%[159] 供应与物流部门收入及维护资本支出情况 - 供应与物流部门本季度收入105.15亿美元，去年同期55.37亿美元，增长49.78亿美元，增幅90%；前九个月收入282.22亿美元，去年同期163.71亿美元，增长118.51亿美元，增幅72%[164] - 供应与物流部门本季度维护资本支出300万美元，去年同期900万美元，下降600万美元，降幅67%；前九个月支出900万美元，去年同期1900万美元，下降1000万美元，降幅53%[164] 设施部门容量情况 - 设施部门液体存储平均月容量本季度为1亿桶，去年同期1.11亿桶，下降1100万桶，降幅10%；前九个月为1亿桶，去年同期1.1亿桶，下降1000万桶，降幅9%[159] - 设施部门天然气存储平均月工作容量本季度为230亿立方英尺，去年同期670亿立方英尺，下降440亿立方英尺，降幅66%；前九个月为540亿立方英尺，去年同期660亿立方英尺，下降120亿立方英尺，降幅18%[159] 供应与物流部门采购及销售情况 - 供应与物流部门本季度原油租赁收集采购日均量为137.2万桶，去年同期114.7万桶，增长22.5万桶，增幅20%；前九个月为130万桶，去年同期118.1万桶，增长11.9万桶，增幅10%[164] - 供应与物流部门本季度NGL日均销量为8.7万桶，去年同期8.3万桶，增长4000桶，增幅5%；前九个月为13.9万桶，去年同期13.2万桶，增长7000桶，增幅5%[164] 原油基准价格情况 - 2021年9月30日止三个月和九个月，NYMEX WTI原油基准价格范围分别为62 - 75美元/桶和48 - 75美元/桶，2020年同期分别为37 - 43美元/桶和 - 38 - 63美元/桶[166] 公司原油与NGL业务净收入情况 - 2021年9月30日止三个月和九个月，公司原油业务净收入低于2020年同期，NGL业务净收入高于2020年同期[167] 公司营运资金与流动性情况 - 截至2021年9月30日，公司营运资金赤字5.23亿美元，但有28亿美元可用流动性，包括高级无抵押循环信贷额度12.93亿美元、高级有抵押套期保值库存额度13.43亿美元和现金及现金等价物1.91亿美元[177] 公司信贷协议变更情况 - 2021年8月，公司新签和修订信贷协议，高级无抵押循环信贷额度从16亿美元变为13.5亿美元（2026年8月到期），高级有抵押套期保值库存额度从14亿美元变为13.5亿美元（2024年8月到期）[178] 公司自由现金流情况 - 2021年9月30日止三个月和九个月，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；2020年同期分别为7300万美元、1.95亿美元、 - 9500万美元和 - 4.66亿美元[183] 公司经营活动净现金情况 - 2021年和2020年前九个月，经营活动提供的净现金分别为13.61亿美元和12.56亿美元，主要源于经营收益[185] 公司资本支出情况 - 2021年前九个月投资资本、维护资本和收购资本支出分别为1.82亿美元、1.16亿美元和0.32亿美元，2020年同期分别为7.85亿美元、1.57亿美元和3.1亿美元[187] - 2021年预计投资资本为2.75亿美元，维护资本为1.8亿美元[188] 公司资产剥离与还款情况 - 2021年前九个月资产剥离所得款项为8.78亿美元，2020年同期为2.46亿美元[189] - 2021年前九个月信贷安排和商业票据计划净还款7.13亿美元，2020年同期为3.06亿美元[193][194] - 2021年8月2日出售天然气储存设施后偿还2亿美元GO Zone定期贷款[195] 公司普通股回购情况 - 2021年前九个月回购1191.7303万个普通股单位，总价1.17亿美元，9月30日计划剩余可用额度3.33亿美元[196] 公司证券发行情况 - 截至2021年9月30日，传统货架登记声明下未售出证券约11亿美元，可通过WKSI货架登记声明按需发行不限量债务和股权证券[197] 公司未偿还信用证情况 - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，未偿还信用证分别约为0.64亿美元和1.29亿美元[204] 公司合同义务情况 - 截至2021年9月30日，长期债务及相关利息、租赁、其他义务和原油等采购的合同义务总计160.791亿美元[202] 公司面临的市场风险 - 公司面临多种市场风险，包括商品价格风险、利率风险和货币汇率风险[217] - 公司面临全球原油需求和价格下降、竞争和产能过剩、社会负面情绪等风险[211] - 公司面临炼油厂产能波动、战略机会获取、合资企业运营等风险[213] - 其他未知或不可预测因素也可能对公司未来业绩产生重大不利影响[215] 公司衍生品情况 - 截至2021年9月30日，商品衍生品公允价值为 - 3.51亿美元，原油、天然气、NGL及其他衍生品公允价值分别为 - 400万美元、7800万美元、 - 4.25亿美元；10%价格上涨时，三者公允价值变化分别为400万美元、2400万美元、 - 1.14亿美元；10%价格下跌时，分别为 - 300万美元、 - 2400万美元、1.14亿美元[220] - 截至2021年9月30日，公司无未偿还的可变利率债务，利率衍生品公允价值为净资产8100万美元；

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] 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] 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] 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] 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] 其他重要信息 - 公司提供了关于前瞻性声明和非GAAP财务指标的重要披露 [4] - 电话会议的幻灯片演示文稿可在公司投资者关系网站的新闻与活动部分查看 [3] - 电话会议结束后将提供音频重播 [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]

业绩总结 - 2021年第三季度调整后EBITDA为5.19亿美元，全年预计调整后EBITDA为21.75亿美元[10] - 2021年预计调整后的EBITDA为2,175百万美元，较2020年的2,560百万美元下降[109] - 2021年第三季度运输和设施部门的调整后EBITDA分别为4.44亿美元和5.41亿美元[20] - 2021年PAA的平均日运输量为6,250桶/天，较2020年的6,340桶/天有所下降[112] - 2021年PAA的调整后每单位净收入为0.92美元，较2020年的1.55美元下降[109] 财务状况 - 自2020年底以来，总债务减少约10亿美元，第三季度总债务为92亿美元[23] - 截至2021年9月30日，PAGP的总资产为259.51亿美元，较2020年12月31日的244.97亿美元增长了5.5%[114] - 总负债为147.61亿美元，较2020年12月31日的147.59亿美元增长了0.01%[114] - 合伙人资本总额为111.90亿美元，较2020年12月31日的97.38亿美元增长了14.9%[114] - 当前负债为42.55亿美元，较2020年12月31日的42.53亿美元增长了0.05%[114] 现金流与投资 - 预计2021年自由现金流（FCFaD）为14亿美元，较之前预期增加5000万美元[30] - 2021年自由现金流在分配后预计为5亿美元，反映出公司在债务减少和股东回报方面的平衡策略[17] - 2021年资本投资预计减少5000万美元，完成多年的资本项目[78] - 2021年自由现金流的正向转变得益于降低的资本投资和资产出售收益[78] - 2021年预计的资产出售收益中，有5000万美元尚待确认[44] 资产与负债 - 当前资产为36.68亿美元，较2020年12月31日的36.65亿美元增长了0.08%[114] - 长期资产中的物业和设备净值为146.20亿美元，较2020年12月31日的146.11亿美元增长了0.06%[114] - 长期运营租赁负债为3.17亿美元，较2020年12月31日的3.11亿美元增长了1.93%[114] - 其他长期负债和递延信用为8.07亿美元，较2020年12月31日的8.11亿美元下降了0.49%[114] 市场与战略 - 2021年资产销售总额超过9.2亿美元，超出750百万美元的目标[12] - Plains Oryx Permian合资企业的整合和协同效应按计划进行[43] - 预计绝大多数能源形式的绝对需求将在长期内增加[47] - PAA的合同平均期限约为6年，Oryx约为9.5年，总体约为7年[92] - 2021年目标为实现20%的年度减少在TRIR和联邦报告释放[39]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2021年前六个月公司净收入为2.07亿美元，而2020年同期净亏损27.01亿美元[125] - 2020年净亏损主要因约32.4亿美元的商誉减值损失和非现金减值费用，以及2.32亿美元的库存估值调整[126] - 2021年Q2净收入为 - 2.16亿美元，2020年同期为1.44亿美元，变动为 - 3.6亿美元，变动率为 - 250%；2021年上半年净收入为2.07亿美元，2020年同期为 - 27.01亿美元，变动为29.08亿美元，变动率为108%[141] - 2021年Q2调整后EBITDA为5.79亿美元，2020年同期为5.24亿美元，变动为0.55亿美元，变动率为10%；2021年上半年调整后EBITDA为11.25亿美元，2020年同期为13.19亿美元，变动为 - 1.94亿美元，变动率为 - 15%[141][142] - 2021年Q2隐含DCF为4.35亿美元，2020年同期为3.59亿美元，变动为0.76亿美元，变动率为21%；2021年上半年隐含DCF为8.42亿美元，2020年同期为9.92亿美元，变动为 - 1.5亿美元，变动率为 - 15%[142] - 2021年Q2可用于普通股股东的隐含DCF为3.73亿美元，2020年同期为2.97亿美元，变动为0.76亿美元，变动率为26%；2021年上半年为7.43亿美元，2020年同期为8.93亿美元，变动为 - 1.5亿美元，变动率为 - 17%[142] - 2021年Q2利息费用净额为1.07亿美元，2020年同期为1.08亿美元，变动为 - 0.01亿美元，变动率为 - 1%；2021年上半年为2.13亿美元，2020年同期为2.15亿美元，变动为 - 0.02亿美元，变动率为 - 1%[141] - 2021年Q2所得税费用为 - 0.1亿美元，2020年同期为 - 0.12亿美元，变动为0.02亿美元，变动率为17%；2021年上半年为0.14亿美元，2020年同期为0.1亿美元，变动为0.04亿美元，变动率为40%[141] - 2021年Q2折旧和摊销为1.96亿美元，2020年同期为1.66亿美元，变动为0.3亿美元，变动率为18%；2021年上半年为3.74亿美元，2020年同期为3.33亿美元，变动为0.41亿美元，变动率为12%[141] - 2021年和2020年前六个月经营活动提供的净现金分别为10.26亿美元和9.74亿美元[181][183] - 2021年和2020年前六个月自由现金流分别为6000万美元和 - 1.66亿美元，自由现金流（扣除分配后）分别为 - 1.32亿美元和 - 3.59亿美元[181] - 2021年和2020年前六个月投资、维护和收购资本支出分别为2.47亿美元和10.66亿美元，2021年预计投资资本3.25亿美元，维护资本1.8亿美元[184] - 2021年和2020年前六个月资产剥离所得分别为2200万美元和2.45亿美元，2021年8月2日出售天然气储存设施获8.5亿美元[185][186] - 2021年和2020年前六个月信用安排净还款分别为3.26亿美元和4.18亿美元，2021年8月2日偿还2亿美元贷款[190][191][192] - 截至2021年6月30日，公司营运资金赤字4.87亿美元，但有26亿美元的可用流动性[177] - 2020年第一季度，公司确认了25.15亿美元的商誉减值费用[173] - 2021年Q2和上半年的净损失主要源于约4.75亿美元的非现金减值费用，部分被1.06亿美元的资产交换交易收益抵消[172] 公司投资与资产交易情况 - 2021年前六个月公司在中游基础设施项目投资1.42亿美元，主要用于二叠纪盆地开发项目[128] - 2021年7月公司与Oryx Midstream达成协议，将合并二叠纪盆地资产成立合资企业，公司将持有65%股权，预计第四季度完成交易[131] - 2021年8月2日公司以8.5亿美元出售天然气储存设施[132] 公司分红与股份回购情况 - 2021年前六个月公司向普通股持有人支付约2.6亿美元现金分红，向A类优先股持有人支付约7400万美元，向B类优先股持有人支付2500万美元[129] - 2021年前六个月公司回购5290592股普通股，花费5300万美元，其中300万美元是2020年12月回购并于2021年1月结算的[130] - 2021年前六个月回购5290592个普通股单位，总价5300万美元，剩余可用额度3.97亿美元[193] 运输业务线数据关键指标变化 - 2021年第二季度运输业务调整后EBITDA为4.33亿美元，较2020年同期增加8700万美元，增幅25%；前六个月为8.21亿美元，较2020年同期增加3300万美元，增幅4%[134] - 三个月内，公司运输业务收入从4.57亿美元增至5.53亿美元，增幅21%；六个月内，从10.36亿美元增至10.39亿美元，增幅可忽略不计[149] - 三个月内，采购及相关成本从4400万美元增至6000万美元，增幅36%；六个月内，从1.24亿美元降至1.06亿美元，降幅15%[149] - 三个月内，股权收益从8100万美元降至3100万美元，降幅62%；六个月内，从1.89亿美元降至1.17亿美元，降幅38%[149] - 三个月内，折旧和摊销从1500万美元增至6700万美元，增幅347%；六个月内，从3200万美元增至8700万美元，增幅172%[149] - 三个月内，调整后EBITDA从3.46亿美元增至4.33亿美元，增幅25%；六个月内，从7.88亿美元增至8.21亿美元，增幅4%[149] - 三个月内，维护资本从3100万美元降至2000万美元，降幅35%；六个月内，从6400万美元降至4700万美元，降幅27%[149] - 三个月内，每桶调整后EBITDA从0.64美元增至0.76美元，增幅19%；六个月内，从0.66美元增至0.76美元，增幅15%[149] - 三个月内，运输业务总日均交易量从59.14万桶增至62.48万桶，增幅6%；六个月内，从65.85万桶降至59.66万桶，降幅9%[149] - 二叠纪盆地地区，三个月和六个月内净收入分别增加4400万美元和1400万美元，主要因最低量承诺相关收入确认[151] - 南德克萨斯/伊格尔福特地区，2021年截至6月30日的六个月收入下降，因产量降低，包括冬季风暴造成的减产[152] 设施业务线数据关键指标变化 - 2021年第二季度设施业务调整后EBITDA为1.4亿美元，较2020年同期减少3400万美元，降幅20%；前六个月为3.11亿美元，较2020年同期减少7300万美元，降幅19%[134] - 2021年上半年设施部门收入为5.15亿美元，较2020年同期的5.89亿美元减少7400万美元，降幅13%[161] - 2021年上半年设施部门采购及相关成本为 - 600万美元，较2020年同期的 - 1000万美元增加400万美元，增幅40%[161] - 2021年上半年设施部门现场运营成本为 - 1.51亿美元，较2020年同期的 - 1.59亿美元增加800万美元，增幅5%[161] - 2021年上半年设施部门调整后EBITDA为3.11亿美元，较2020年同期的3.84亿美元减少7300万美元，降幅19%[161] - 2021年上半年设施部门维护资本为2000万美元，较2020年同期的2900万美元减少900万美元，降幅31%[161] - 2021年上半年设施部门液体存储平均月容量为1亿桶，较2020年同期的1.1亿桶减少1000万桶，降幅9%[161] - 2021年上半年设施部门天然气存储平均月工作容量为690亿立方英尺，较2020年同期的650亿立方英尺增加40亿立方英尺，增幅6%[161] 供应与物流业务线数据关键指标变化 - 2021年第二季度供应与物流业务调整后EBITDA为500万美元，较2020年同期增加200万美元，增幅67%；前六个月亏损800万美元，较2020年同期减少1.52亿美元，降幅106%[134] - 2021年上半年供应与物流部门NGL业务收入较2020年同期减少5700万美元，主要因设施费率降低、2020年收到约2000万美元不足额付款等[166] - 2021年上半年供应与物流部门原油存储业务收入较2020年同期减少3100万美元，主要因2020年10月出售洛杉矶盆地码头[166] - 2021年上半年供应与物流部门天然气存储净收入较2020年同期增加1700万美元，主要因2021年第一季度枢纽活动利润率增加[166] - 供应与物流部门Q2 2021营收96.23亿美元，较2020年的2.925亿美元增长229%；上半年营收177.07亿美元，较2020年的108.34亿美元增长63%[167] - 2021年Q2和上半年的采购及相关成本分别为97亿美元和174.97亿美元，较2020年分别增长234%和63%[167] - 2021年Q2和上半年的调整后EBITDA分别为500万美元和 - 800万美元，较2020年分别增长67%和下降106%[167] - 2021年Q2和上半年的维护资本分别为300万美元和600万美元，较2020年分别下降63%和45%[167] - 2021年Q2和上半年的原油租赁收集采购日均量分别为135.2万桶和126.4万桶，较2020年分别增长26%和6%[167] - 2021年Q2和上半年的NGL销售量日均分别为11.2万桶和16.5万桶，较2020年分别增长19%和6%[167] - 2021年Q2和上半年的供应与物流部门总日均量分别为146.4万桶和142.9万桶，较2020年分别增长25%和6%[167] 公司业务板块相关说明 - 公司运营分为运输、设施以及供应和物流三个业务板块，首席执行官根据板块调整后EBITDA、板块业务量、每桶板块调整后EBITDA和维护资本投资等指标评估板块业绩[144] - 运输板块业务主要是通过管道、集输系统和卡车运输原油和NGL的收费业务，通过关税、管道容量协议和其他运输费用产生收入[147] - 公司加拿大子公司以加元为功能货币，其收入和费用按当月现行平均汇率折算[146] 公司债务与合同义务情况 - 截至2021年6月30日，传统货架登记声明下未售出证券约11亿美元，可通过WKSI货架登记声明按需发行[194] - 截至2021年6月30日，长期债务及相关利息、租赁、其他义务和采购的总合同义务为152.144亿美元[199] - 2021年6月30日和2020年12月31日，未偿还信用证分别约为8100万美元和1.29亿美元[201] - 公司无《S - K条例》第303项定义的资产负债表外安排[202] 公司会计政策与衍生品情况 - 2021年初公司修改部分管道及相关设施、存储终端和铁路设施的使用寿命，从10 - 70年改为10 - 50年，预计每年折旧费用增加约7200万美元[205] - 存储、加工和运输协议中约有19亿美元与在设施中储存原油、运输原油或使用权益法投资对象拥有的管道运力有关[205] - 2021年6月30日，原油衍生品公允价值为 - 2.54亿美元，10%价格上涨影响为 - 7100万美元，10%价格下跌影响为7200万美元；天然气衍生品公允价值为5000万美元，10%价格上涨影响为1600万美元，10%价格下跌影响为 - 1600万美元；NGL及其他衍生品公允价值为 - 1.91亿美元，10%价格上涨影响为 - 6700万美元，10%价格下跌影响为6700万美元；总公允价值为 - 3.95亿美元[205][213] - 2021年6月30日，公司可变利率债务约为5.88亿美元，平均利率为0.8%，利率衍生品公允价值为净资产7500万美元，10%的远期LIBOR曲线上升或下降会使利率衍生品公允价值增减1700万美元[215] - 2021年6月30日，公司外汇衍生品公允价值为负债100万美元，10%的美元兑加元汇率上升或下降会使外汇衍生品公允价值增减不到100万美元[216] - 2021年6月30日，公司A类优先股的优先股分配率重置期权嵌入式衍生品公允价值为负债500万美元，10%的公允价值增减影响不到100万美元[217]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度调整后EBITDA为5.79亿美元，超出预期，并将全年EBITDA指引上调2500万美元至21.75亿美元 [8][9] - 第二季度EBITDA中有7000万美元与时间相关的收益，主要来自供应和物流（S&L）板块的提前套利操作和NGL销售 [20][21] - 运输板块表现超预期，贡献了4000万美元的EBITDA，主要由于管道系统和枢纽终端的吞吐量增加以及运营成本节省 [21] - 公司预计2021年自由现金流为13.5亿美元，其中4.5亿美元来自资产销售 [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - 供应和物流（S&L）板块的EBITDA指引下调2500万美元，主要由于市场条件变化导致原油价差收窄 [26] - 运输板块的EBITDA指引上调5000万美元，反映了该板块的强劲表现 [25] - 设施板块的EBITDA指引下调1000万至1500万美元，主要由于天然气存储业务提前出售 [25] 各个市场数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地的生产活动在年初有所增加，但近期趋于稳定，预计2022年年中供需平衡将进一步改善 [14][15] - 公司预计二叠纪盆地的增长将在2022年中期恢复，并认为公司在该地区具备显著的运营杠杆和长期现金流支持 [15] 公司战略和发展方向 - 公司计划通过资产出售、合资企业和资本支出优化来最大化自由现金流，并加速债务削减和资本回报 [10][12] - 公司与Oryx Midstream的合资企业预计将在第四季度完成，该合资企业将直接支持公司的资产优化战略 [12] - 公司2021年投资资本进一步减少5000万美元至3.25亿美元，较2月指引减少25% [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对全球原油供需平衡持乐观态度，预计未来几个季度将继续改善 [14] - 管理层认为公司已进入业务的正向拐点，并预计未来几年二叠纪盆地将迎来多增长期 [10][15] 其他重要信息 - 公司发布了2020年可持续发展报告，披露了Scope 1和Scope 2温室气体排放数据，显示过去三年排放量持续减少 [13] - 公司计划将自由现金流主要用于债务削减，并逐步增加对股东的资本回报 [17][29] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于全年EBITDA指引的调整 - 公司解释了第二季度EBITDA超预期的原因，包括7000万美元的时间相关收益和4000万美元的超预期表现，并调整了全年指引 [41][42][43] - 供应和物流（S&L）板块的EBITDA下调主要由于市场条件变化，而运输板块的EBITDA上调则反映了该板块的强劲表现 [45][46] 问题: 关于二叠纪盆地的生产前景 - 公司预计二叠纪盆地的生产将在2022年中期恢复增长，并认为公司在该地区具备显著的运营杠杆 [48][50][51] 问题: 关于资本分配和股票回购 - 公司计划将至少75%的自由现金流用于债务削减，并逐步增加股票回购 [53][54] - 公司已回购1150万单位股票，总计1.03亿美元，其中约一半在第二季度完成 [29] 问题: 关于Oryx合资企业的进展 - 公司预计该合资企业将在第四季度完成，并已提交FTC审批 [66] 问题: 关于运营成本节省 - 公司通过持续的成本控制措施实现了运营成本节省，并预计部分节省将成为永久性 [75][76] 问题: 关于加拿大业务的潜在出售 - 公司未对加拿大业务的潜在出售发表评论 [92] 问题: 关于二叠纪盆地的出口市场 - 公司认为休斯顿和科珀斯克里斯蒂市场各有优势，科珀斯克里斯蒂市场在原油出口方面表现突出 [120][121] 问题: 关于运输板块的EBITDA指引 - 公司解释了运输板块EBITDA指引的调整，主要由于第一季度成本节省的延迟确认和MVC支付的时间差异 [129]

业绩总结 - 2021年第二季度调整后EBITDA为5.79亿美元，超出指导范围的高端约1.1亿美元[5] - 2021年调整后EBITDA预期上调至约21.75亿美元，较之前增加50百万美元[5] - 2021年自由现金流（FCFaD）预期上调至约13.5亿美元，较之前增加2亿美元[5] - 2021年第二季度运输部门调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）为3.46亿美元[71] - 2021年调整后的EBITDA为2,175百万美元，较2020年的2,560百万美元下降15%[80] - 运输部门的调整后EBITDA为1,635百万美元，较2020年的1,616百万美元略增1.2%[80] - 设施部门的调整后EBITDA为540百万美元，较2020年的731百万美元下降26.1%[80] - 供应链和物流部门的调整后EBITDA为210百万美元，较2019年的803百万美元大幅下降[80] 现金流与资本投资 - 2021年自由现金流（FCFaD）预期不包括资产销售的情况下，预计约为4亿美元[20] - 2021年资本投资计划为325百万美元，维护资本为180百万美元[24] - 预计2021年将超过75%的自由现金流用于债务减少，其余部分用于股票回购[28] - 2021年资本投资预计减少5000万美元[51] 资产与负债 - 2021年总债务为98亿美元，较第一季度的96亿美元有所上升[18] - 2021年投资资本进一步减少50百万美元至约3.25亿美元，较2月的估计减少约25%[7] - 2021年预计资产剥离约为9.2亿美元，超过750百万美元的目标[53] - 2016年至2021年累计资产剥离约为45亿美元[53] 环境与可持续发展 - 2020年可持续发展报告发布，显著增强了定量披露和与环境、社会及治理（ESG）相关的背景信息[34] - 2020年温室气体（GHG）排放量较2018年减少约20%[39] - 2020年总范围1和范围2的温室气体排放量为1.9百万吨CO2e[40] - 2020年甲烷排放占范围1排放的2%[42] 每股数据 - 每个普通单位的隐含折现现金流(DCF)为1.90美元，较2020年的2.29美元下降17%[80] - 每个普通单位的分配为0.72美元，较2020年的0.90美元下降20%[80] - 普通单位分配覆盖比率为2.61倍，较2020年的2.57倍略增1.6%[80] - 每个普通单位的稀释调整后净收入为0.96美元，较2020年的1.55美元下降38.1%[80] 资产总额 - 2021年总资产为26,812百万美元，较2020年的25,391百万美元增长5.6%[87]