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 ...

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]