季度分红公告 - PAA和PAGP宣布2023年第四季度的季度现金分红 PAA普通单位每单位分红0.3175美元（年化1.27美元） 较2023年11月的分红增加0.05美元（年化增加0.20美元 增幅19%）[1] - PAGP A类股票每单位分红0.3175美元（年化1.27美元） 较2023年11月的分红增加0.05美元（年化增加0.20美元 增幅19%）[1] - PAA A系列优先单位每单位分红0.61524美元（年化约2.46美元）[1] - PAA B系列优先单位每单位分红24.92美元 将于2024年2月15日支付[2] 税务信息 - PAGP A类股票的分红预计为非应税资本返还 以股东在每单位A类股票中的税基为限 超出部分应作为资本利得征税[3] - PAA普通单位和B系列优先单位分红的合格通知将发布在公司网站的投资者关系-税务信息栏目[3] 第四季度财报时间 - PAA和PAGP将于2024年2月9日市场开盘前发布2023年第四季度财报[4] - 财报发布后将举行电话会议 时间为中部时间上午9点（东部时间上午10点） 会议将通过公司网站投资者关系栏目进行网络直播[4] 公司业务概况 - PAA是一家公开上市的主有限合伙企业 拥有并运营中游能源基础设施 为原油和天然气液体提供物流服务[4] - PAA拥有广泛的管道收集和运输系统网络 以及终端 储存 加工 分馏和其他基础设施资产 服务于美国和加拿大的主要产油盆地 运输走廊 主要市场枢纽和出口口岸[4] - PAA平均每天处理约800万桶原油和天然气液体[4] - PAGP是一家公开上市实体 拥有PAA的间接非经济控制普通合伙人权益和间接有限合伙人权益 PAA是北美最大的能源基础设施和物流公司之一[5] - PAA和PAGP总部位于德克萨斯州休斯顿[6]

公司表现 - Plains All American Pipeline 最近交易日收盘价为 $15.41 较前一日上涨 0.72% 表现优于标普500指数的 0.8% 跌幅 道琼斯指数下跌 0.76% 纳斯达克指数下跌 1.18% [1] - 公司股价在过去一个月下跌 1.35% 表现不及同期上涨 0.83% 的能源行业和上涨 3.4% 的标普500指数 [2] 财务预测 - 公司即将公布财报 预计每股收益为 $0.37 较去年同期增长 12.12% 预计季度营收为 173.4 亿美元 同比增长 33.89% [3] - 分析师对公司的盈利预测在过去一个月上调 2.53% 目前公司Zacks评级为3级(持有) [6] 估值分析 - 公司远期市盈率为 11.81 低于行业平均的 12.05 [7] 行业概况 - 公司所属的油气管道运输行业属于能源板块 该行业Zacks行业排名为101位 处于所有250多个行业的前41% [8] - Zacks行业排名显示 排名前50%的行业表现优于后50% 幅度为2:1 [9]

净收入 - 2023年前九个月，PAA的净收入为9.18亿美元，较2022年同期的7.74亿美元有所增长[76] - 2023年前九个月，总体净收入为11.03亿美元，较2022年同期的9.18亿美元增长了20%[77] - 2023年第三季度，公司净收入为279亿美元，同比下降37%[85] 产品销售收入 - 2023年前九个月，产品销售收入为34.73亿美元，较2022年同期的43.39亿美元下降了20%[77] 服务收入 - 2023年前九个月，服务收入为12.88亿美元，较2022年同期的10亿美元增长了29%[77] 每股净收入 - 2023年前九个月，每股基本和摊薄净收入为1.04美元，较2022年同期的0.89美元增长了0.15美元[77] EBITDA - 2023年第三季度，调整后的EBITDA为779亿美元，同比增长8%[86] 原油部门运营 - 原油部门的运营收入在2023年第三季度为119.34亿美元，同比下降13%[95] - 原油部门的Segment Adjusted EBITDA为553亿美元，同比增长3%[95] - 原油管道运输的平均日收费量在2023年第三季度为8,259千桶，同比增长9%[95] 资本支出 - 公司在维护资本支出方面的投资在2023年第三季度为39亿美元，同比增长11%[95] - 投资资本支出为7.49亿美元，较去年同期增长55.6%[116] - 2023年投资和维护资本支出预计为4.2亿美元，其中约一半将投资于Permian JV资产[120] 现金流 - 自由现金流为10.88亿美元，较去年同期下降32.6%[114] - 2023年前九个月经营活动净现金流为17.16亿美元，较去年同期下降17.2%[115] 股东回报 - 公司计划提议每股分配增加0.20美元，将于2024年2月支付[124] 风险管理 - 公司使用各种衍生工具来对冲与原油、天然气和其他商品相关的价格风险[135][136][137] - 公司的商品衍生工具的公允价值在2023年9月30日为37百万美元，对于价格上涨或下跌10%，原油为-40百万美元，天然气为17百万美元，其他商品为67百万美元[138] - 公司的利率衍生工具在2023年9月30日的净资产为80百万美元，如果利率曲线上涨10%，将增加19百万美元，如果下降10%，将减少19百万美元[140]

财务数据和关键指标变化 - 公司报告第三季度调整后EBITDA为6.62亿美元,主要受益于年度运费上涨、Permian以外地区的更高运量、最近收购的贡献以及市场机会带来的好处 [1][2][3] - 公司将2023年全年调整后EBITDA指引上调至26亿-26.5亿美元,较之前指引高端增加5000万-1亿美元 [3] 各条业务线数据和关键指标变化 - 原油业务受益于运费上涨和运量增长,预计全年将实现同比增长 [4][5] - NGL业务受益于区域价差上升和更多现货机会,导致实现的裂解价差更高 [4] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度Permian地区产量低于预期,主要受天气影响导致天然气处理能力和现场压缩受限,从而影响了原油产量,这一影响持续到8月中旬 [4][15] - 公司10月Permian地区采集量较第三季度高出17.5万桶/日,显示第四季度有所恢复 [15] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司认为北美供应对全球能源安全、可负担性和可靠性仍然至关重要 [6] - 公司将继续专注于产生丰厚现金流、保持资本纪律、降低负债和增加对单位持有人的回报 [6] - 公司有信心其业务将保持强劲,这得益于其灵活的综合资产基础和系统的操作杠杆 [6] - 公司将继续关注Permian地区以及其他地区的收购整合机会,但会非常谨慎,关注估值 [10][20] - 公司将长期维持3.25倍-3.75倍的杠杆率目标区间,这将使其获得中级BBB信用评级 [12] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为Permian地区产量增长前景仍然看好,并预计2024年和2025年将保持强劲增长 [14][15][29] - 公司对加拿大西部天然气产量增长持乐观态度,认为这将带来更多NGL提取机会 [44][45] - 公司认为长期来看,Permian地区管线运力将趋紧,新建长输管线的可能性较小 [52] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Michael Blum提问** 公司是否会继续在Permian地区进行收购整合,以及是否会在其他地区进行类似的收购活动 [9][20] **Willie Chiang回答** 公司将继续关注Permian地区以及其他地区的收购整合机会,但会非常谨慎,关注估值 [10] 问题2 **Brian Reynolds提问** 公司是否会为了回购优先股而超出新设定的杠杆率目标区间 [25] **Al Swanson回答** 公司目前无意以牺牲财务灵活性为代价来偿还优先股,因为优先股的成本相对公司加权平均资本成本仍较低 [25] 问题3 **Neel Mitra提问** 公司是否可以就Permian地区长输管线运量的变化情况以及Cushing库存偏低对公司业务的影响做进一步说明 [27][28][31] **Jeremy Goebel回答** Permian地区长输管线运量下降主要是由于部分托运人选择在Corpus Christi就近购买,这是暂时性的,第四季度运量有望恢复;Cushing库存偏低也导致了一些区域内的运输需求下降,但随着库存的进一步下降,这种情况将得到改善 [27][28][31]

净收入与利润 - 2023年上半年公司归属于PAA的净收入为7.15亿美元，较2022年同期的3.9亿美元增长83%[66] - 2023年上半年净收入为8.24亿美元，同比增长73%[75] - 公司2023年第二季度净收入为3.49亿美元，同比增长39%[75] 收入与销售 - 2023年上半年产品销售收入为231.45亿美元，同比下降21%，主要由于商品价格下降[67] - 2023年上半年服务收入为7.98亿美元，同比增长20%，主要由于更高的运输量和关税调整[68] - 2023年上半年公司出售资产获得净收益1.5亿美元，主要来自Keyera Fort Saskatchewan设施的出售[69] - 2023年上半年资产出售收益为2.84亿美元，主要用于投资资本项目和减少债务[114] 成本与费用 - 2023年上半年折旧和摊销费用为5.15亿美元，同比增长9%，主要由于Cactus II项目的整合[70] - 2023年上半年利息支出为1.93亿美元，同比下降6%，主要由于债务余额减少[71] - 2023年上半年所得税费用为9600万美元，同比增长41%，主要由于加拿大业务的增加[72] - 2023年上半年归属于非控股权益的净收入为1.09亿美元，同比增长27%，主要由于Cactus II项目的整合和Permian合资企业的业绩提升[72] 现金流与资本支出 - 2023年上半年公司使用非GAAP财务指标如调整后EBITDA和自由现金流来评估业绩和现金流状况[73] - 2023年上半年经营活动产生的现金流量净额为16.31亿美元，同比增长44.1%，主要得益于运营收益和净营运资本的正向变化[110] - 2023年上半年投资资本支出为1.82亿美元，维护资本支出为1.09亿美元，总计2.91亿美元[111] - 2023年全年预计投资资本支出为4.2亿美元，其中约一半将投资于Permian合资资产[114] - 公司2023年第二季度自由现金流为6.5亿美元，六个月内自由现金流为14.74亿美元[109] - 公司2023年第二季度自由现金流分配后为4.04亿美元，六个月内为9.85亿美元[109] - 公司2023年第二季度运营现金流为8.88亿美元，六个月内为16.31亿美元[109] - 公司2023年第二季度投资活动现金流为-1.65亿美元，六个月内为-600万美元[109] 运输与采购 - 2023年第二季度原油管道运输量同比增长13%，达到839.2万桶/天[85] - 2023年上半年原油管道运输量同比增长14%，达到833.6万桶/天[85] - 2023年第二季度原油租赁采购量同比增长3%，达到140.8万桶/天[85] - 2023年上半年原油租赁采购量同比增长4%，达到141.8万桶/天[85] - 2023年6月30日，公司预计未来原油和NGL采购义务总额为1122.66亿美元，主要基于2023年6月的市场活动估算[121] 部门业绩 - 2023年第二季度原油部门调整后EBITDA为5.29亿美元，同比增长7%[85] - 2023年上半年原油部门调整后EBITDA为10.46亿美元，同比增长11%[85] - Permian Basin管道收入增长，主要得益于产量增加和新井连接，以及2022年11月收购Cactus II额外权益和费率上调[91] - NGL部门2023年第二季度收入同比下降33%至3.81亿美元，六个月内收入下降18%至10.71亿美元[98] - NGL部门2023年第二季度Segment Adjusted EBITDA同比下降48%至6200万美元，六个月内下降10%至2.54亿美元[98] - NGL部门2023年第二季度维护资本支出同比增长44%至2600万美元，六个月内增长68%至4200万美元[98] - NGL部门2023年第二季度NGL分馏量同比下降39%至8.3万桶/天，六个月内下降17%至11.3万桶/天[98] 财务指标与流动性 - 2023年第二季度调整后EBITDA为7亿美元，同比下降1%[75] - 2023年上半年调整后EBITDA为15.13亿美元，同比增长9%[75] - 公司截至2023年6月30日拥有约35亿美元的流动性，包括12.72亿美元的未使用循环信贷额度和13.01亿美元的担保库存融资额度[106] - 公司计划通过运营现金流、资产出售收益和商业票据借款来偿还2023年10月到期的7亿美元高级票据[117] - 2023年上半年未进行普通股回购，截至2023年6月30日，普通股回购计划的剩余可用额度为1.98亿美元[117] - 截至2023年6月30日，公司未偿还的信用证金额为1.27亿美元，主要用于原油、NGL和天然气的采购和运输[122] 风险管理 - 公司使用衍生工具对冲原油、天然气和NGL等商品的价格风险，具体包括期货、远期、互换和期权等工具[128][129][130] - 截至2023年6月30日，公司商品衍生工具的公允价值为1.63亿美元，其中原油衍生工具公允价值为2500万美元，天然气衍生工具公允价值为-3500万美元，NGL及其他衍生工具公允价值为1.73亿美元[131] - 假设商品价格上涨或下跌10%，原油衍生工具的公允价值将分别减少1400万美元或增加1500万美元，天然气衍生工具的公允价值将分别增加700万美元或减少700万美元，NGL及其他衍生工具的公允价值将分别减少1800万美元或增加1800万美元[131] - 公司使用利率衍生工具对冲利率风险，截至2023年6月30日，利率衍生工具的公允价值为4200万美元[133] - 假设远期SOFR曲线上升或下降10%，利率衍生工具的公允价值将分别增加或减少1600万美元[133] - 公司在2023年上半年未持有任何可变利率债务，固定利率债务不受利率风险影响[133] - 公司在2023年上半年可变利率债务的平均利率为5.1%[133] - 公司面临的市场风险包括商品价格风险和利率风险，并通过风险管理部门监控和管理这些风险[127] - 公司的风险管理部门负责制定风险政策、控制商业活动风险，并批准所有新的风险管理策略[127] 资本项目与战略 - 公司持续评估支持当前业务战略的潜在交易，包括非核心资产出售、合资伙伴的部分权益出售、收购和大规模投资资本项目[115] - 公司预计2023年维护资本支出为2.05亿美元，主要通过留存现金流进行融资[114] - 公司未能实现或延迟实施资本投资项目可能导致成本增加或收益减少[125]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度调整后EBITDA为5.97亿美元，主要受益于原油板块系统内运输量的增加 [14] - 公司预计2023年全年调整后EBITDA将达到24.5亿至25.5亿美元的高端 [5][30] - 2023年预计将产生25亿美元的运营现金流和16亿美元的自由现金流，年末杠杆率预计低于3.5倍 [31] 各条业务线数据和关键指标变化 - 原油板块预计将实现同比增长，主要受Permian地区运输量增加的推动 [15] - NGL板块由于计划中的设备检修和季节性需求疲软，销售量和利润率有所下降 [14] - NGL板块的优化项目预计将产生超过公司门槛收益率的回报，总投资约为2亿美元 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - Permian地区的产量略低于预期，主要受商品价格下跌和6月、7月天气影响 [6] - NGL板块的长期合同加权平均期限延长至10年，进一步增强了现金流的可预测性 [25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过Permian地区的收购和NGL板块的优化项目，进一步巩固了其在核心市场的地位 [10][13] - 公司放弃了Fort Sask设施Train 2的高成本扩建计划，因其未能达到预期回报率 [12] - 公司将继续专注于资本纪律、减少杠杆并增加对股东的资本回报 [13][31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 宏观不确定性继续推动原油和NGL市场的波动，但公司通过短期合同和对冲策略积极应对 [17][34] - 公司对实现全年目标充满信心，并预计将在2023年达到调整后EBITDA的高端 [27][30] 其他重要信息 - 公司预计2023年的资本支出将保持在3.25亿至3.95亿美元之间，与之前的指引一致 [16] - 公司计划在未来几年保持每年3亿至4亿美元的资本支出水平 [73] 问答环节所有的提问和回答 问题: NGL板块的优化项目动态 - 公司放弃了Fort Sask设施Train 2的扩建计划，因其未能达到预期回报率，转而通过低成本的棕地项目满足需求 [21][56] - NGL板块的优化项目预计将在2025年及以后实现EBITDA中性，主要受长期合同和项目收益的抵消 [26][75] 问题: Permian地区的产量和收购影响 - Permian地区的产量在2023年上半年超出预期，但近几个月有所下降，主要受天气和商品价格影响 [42][43] - 公司最近的Permian收购不会影响跨区域运输量，主要集中在中部盆地 [61] 问题: 资本支出和杠杆目标 - 公司预计2023年资本支出将保持在3.25亿至3.95亿美元之间，未来几年将维持在3亿至4亿美元的水平 [73][81] - 公司计划在2023年末将杠杆率降至3.5倍以下，并保持3.75%至4.25%的长期目标 [31][132] 问题: NGL板块的长期合同和现金流 - NGL板块的长期合同加权平均期限延长至10年，进一步增强了现金流的可预测性 [25] - 公司通过优化项目将部分NGL暴露量转化为更稳定的收费收入，预计将减少15,000桶/天的暴露量 [26] 问题: 未来收购和资本分配 - 公司将继续寻找符合回报门槛的战略性收购机会，但将保持资本纪律 [72][92] - 资本分配优先顺序为：股东回报、战略性高回报项目、债务减少和股票回购 [123][124]

业绩总结 - 2023年预计调整后EBITDA为20.8亿美元，包含约2亿美元来自储存终端[1] - 2023年自由现金流预计在10亿至10.5亿美元之间[33] - 2023年调整后EBITDA预计为16亿美元[34] - 2023年第二季度调整后的EBITDA为5.29亿美元，较2022年第二季度的4.94亿美元增长了7%[77] - 2023年预计自由现金流为约16亿美元，调整后的EBITDA为25亿美元[55] - 2023年第二季度的总债务为79.97亿美元，较2022年第二季度的84.46亿美元减少了5.5%[61] - 2023年第二季度的现金及现金等价物为9.15亿美元，较2022年第二季度的3.78亿美元增长了142%[61] - 自由现金流（FCF）为349百万美元，显示出公司产生了可观的自由现金流[95] 用户数据 - 2023年NGL销售的C3+产品销售量预计为53Mb/d，约80%已对冲[7] - 2023年第二季度，C3+规格产品销售量为60 Mb/d，未对冲的销售量为10 Mb/d[89] - 2023年预计原油部门的日均采集量为6,500 Mb/d，较2022年的5,638 Mb/d增长15%[62] - 2023年第二季度的管道运输量为7,565 Mb/d，较2022年第二季度的6,205 Mb/d增长22%[82] - 2023年第二季度的NGL（天然气液体）销售量为137 Mb/d，较第一季度的134 Mb/d有所增长[91] 未来展望 - 2023年预计每股分红为6亿美元，显示出公司对资本回报的承诺[55] - 2023年目标分红为每单位1.07美元，年化收益率约为7.5%[42] - 2023年年末杠杆比率预计低于3.5倍[42] - 2023年预计的年末杠杆比率为7倍[53] - 杠杆比率为3.7倍，接近目标范围的上限3.75倍至4.25倍[108] 资本支出与流动性 - 2023年资本支出预计为3.25亿美元[39] - 公司承诺的流动性为30亿美元，低于目标的35亿美元[108] - 2023年现金流来自运营活动为16.31亿美元[15] - 2023年净收购和处置预计为4.2亿美元[38] 信用评级与市场表现 - 公司信用评级为BBB-，展望为积极[108] - 2023年第二季度的总债务与LTM（过去12个月）调整后的EBITDA比率为3.7倍[102] - NGL季节性影响导致销售量和利润在冬季季度相对较强[107] - 加权平均合同期限已显著增加至约10年，涵盖Fort Sask分馏能力和Co-Ed管道[103]

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]