文章核心观点 - 尽管过去一年回报率已翻倍，但现在投资Plains GP Holdings, L.P. Class A仍不晚，公司现金流充足且管理层致力于提升分红，是有效的收益型证券 [1] 公司表现 - 过去一年总回报率超40%，是标普500指数22%的两倍多，截至4月底收益率接近6% [1] - 过去3年总回报率年化超30%，2022和2023年分红均增长超20% [2] - 2015 - 2020年表现不佳，分红两次削减，年化总回报率为 - 36% [2] 发展历程 - 2015年加州漏油事件及低油价引发抛售，2013 - 2019年资本支出高，影响资产负债表和现金流 [3] - 2021年油价反弹，资产出售和现金流偿债使公司去杠杆，EBIDTA自2021年呈上升趋势，近3年复合年增长率接近17% [3] 资本运作 - 因前期资产建设，如今适度投资使管理层优先向股东返还资本，如2022和2023年增加分红、2020年宣布5亿美元单位回购计划，已回购3亿美元 [4][5] - 公司计划将分红每年提高0.15美元/单位，直至可分配现金流覆盖率达到1.6倍（目前约1.9倍），之后分红增长取决于DCF增长 [6][7] 税务优势 - PAGP发行1099表格，PAA发行Schedule K - 1表格，PAGP自IPO以来的分红被视为“资本返还”，预计6年多内不会作为股息或资本利得征税 [9][10] 行业影响 - 二叠纪盆地产量增长将长期积极影响公司收入和收益，公司能源基础设施覆盖该地区每桶石油，每桶可获多笔费用 [12] - 公司专注石油业务，占总收入85%，主要客户有马拉松石油、埃克森美孚和菲利普斯66等，还通过存储业务盈利 [14] 投资建议 - 公司遵循中游成功公式，追求扩大股东可分配现金流，收益型投资者可考虑建仓或增持 [15] - 近期价格上涨势头可能减弱，但现金流支撑的分红增长仍有上行空间，按5年平均市盈率计算，单位价格超24美元/单位 [15]

长期债务情况 - 截至2023年12月31日，公司公开交易的高级票据约占其长期债务的99%[35] - 公司目标杠杆倍数平均在3.25倍至3.75倍之间，长期债务与调整后EBITDA的倍数约在2.5倍至3.0倍之间[36] - 公司目标平均长期债务与总资本比率约为50%或更低，平均总债务与总资本比率约为60%或更低，平均调整后EBITDA与利息覆盖倍数约为3.3倍或更高[36] 原油业务设施数据 - 截至2023年12月31日，公司原油运输管道和集输系统总长18335英里[47] - 截至2023年12月31日，公司商业原油存储容量为7200万桶[47] - 2023年，公司原油管道日均运输量为846万桶[47] - 公司在二叠纪盆地运营超5200英里的集输管道，总管道容量约为380万桶/日，其中约75%的集输系统容量位于特拉华盆地[52] - 公司二叠纪盆地的盆地内管道系统容量约为310万桶/日[53] - 公司拥有多个长途管道系统权益，目前从二叠纪盆地到主要市场枢纽的外输能力约为210万桶/日[55] - 公司鹰福特地区的凝析油加工设施总处理能力为12万桶/日[47] - 公司拥有Eagle Ford Pipeline 50%权益，其日产能约66万桶[60] - 公司拥有Basin Pipeline 87%权益，是其运营商[60] - 公司拥有Sunrise II Pipeline 80%的产能，约40万桶[60] - 公司Cushing终端商业存储容量为2700万桶[66] - 公司Patoka终端商业存储容量为700万桶[67] - 公司拥有Capline Pipeline约54%权益[68] - 公司St. James终端商业存储容量为1500万桶，Mobile终端为400万桶[69] NGL业务数据 - 公司NGL业务有4座天然气处理厂、7座分馏厂，分馏厂总可用产能约17.1万桶/日[78] - 公司NGL存储设施容量约2400万桶，运输管道约1565英里[78] - 截至2023年12月31日，公司Empress天然气处理厂处理能力为57亿立方英尺/日，平均进气量36亿立方英尺/日[80] - 公司Empress工厂天然气日处理能力达57亿立方英尺，实际供应通常在30 - 40亿立方英尺，日产乙烷5 - 8.5万桶、NGL混合液3 - 5万桶，分馏设施日产NGL产品可达2.6万桶[83] - Co - Ed NGL管道系统日运输能力约7万桶，收集艾伯塔省西南部和中部的NGL并输送至Fort Saskatchewan分馏设施[84] - Fort Saskatchewan分馏设施入口设计日产能8.84万桶，日产丙烷、丁烷和凝析油约4.44万桶[85] - Sarnia分馏器平均日处理NGL产品约10万桶，公司在各处理单元的所有权占比为61% - 85%[86] 原油期货价格 - 2023年，WTI原油期货近月合约价格在每桶67 - 94美元之间波动[87] 主要客户收入占比 - ExxonMobil及其子公司在2023、2022和2021年分别占公司收入的26%、20%和15%；BP及其子公司在2023和2021年占比10%；Marathon Petroleum及其子公司在2021年占比12%[94] 合资与UJI安排 - 截至2023年12月31日，公司参与超25项合资和UJI安排，如BridgeTex Pipeline公司持股20%、Cactus II Pipeline公司持股70%等[100][101] 收购与出售情况 - 2016 - 2023年12月31日，公司完成多项收购，总计约27亿美元（不包括2021年10月成立的Permian JV价值），资产出售和部分权益出售总计超49亿美元[102] 2024年投资与维护资本 - 2024年总投资资本预计约为4.65亿美元（公司权益净额为3.75亿美元），其中超一半预计与二叠纪合资企业相关[104] - 2024年维护资本预计约为2.5亿美元（公司权益净额为2.3亿美元）[104] 管道相关成本 - 2023年美国管道检查、测试和纠正异常的成本约为3300万美元，2024年初步估计约为4000万美元[109] - 2023年美国管道完整性管理自愿举措成本约为1200万美元，2024年初步估计约为2000万美元[109] - 2023年美国API 653项目成本为3100万美元，2024年预算约为4500万美元[112] - 2023年加拿大管道完整性管理活动成本约为9400万美元，2024年初步估计约为1.05亿美元[114] 温室气体报告要求 - 2023年有两个设施需遵守联邦温室气体报告要求[124] - 2018年1月1日起，加拿大环境与气候变化部将所有设施的温室气体排放报告门槛从每年50千吨降至10千吨，公司有4个设施需准备年度排放报告[127] 法规政策调整 - 2022年1月20日，FERC将石油管道的石油定价指数因子下调，用于当前五年期，公司部分液体管道当前适用的上限水平和费率已据此调整[136] - 2024年，FERC对违反《州际商业法》及相关规定的行为可处以的最高每日罚款为16170美元[138] - 2021年，美国运输安全管理局发布两项全面安全指令，对关键基础设施管道所有者和/或运营商提出网络安全和报告要求，可能影响公司运营[145] - 违反FTC石油行业反市场操纵法规，面临最高约150万美元/天的民事罚款，且会进行年度通胀调整[147] - 违反CFTC反市场操纵规则，面临最高约123万美元（会进行年度通胀调整）或三倍获利的民事罚款[147] - 2023年3月20日，EPA和美国陆军工程兵团发布的定义美国水域范围的最终规则生效，但很快遭到挑战[132] - 2023年8月29日，EPA和美国陆军工程兵团根据最高法院判决修订美国水域范围定义[132] - 美国陆军工程兵团提议修订《普通高水位标记手册》，预计2024年年中生效[132] - 2023年11月27日，EPA发布《毛伊岛指南》草案，旨在明确某些向地下水排放何时需CWA许可证，评论截止日期为12月27日[132] 员工情况 - 截至2023年12月31日，GP LLC和PMC ULC在北美雇佣约4200人，其中美国约3000人，加拿大约1200人[152] - 约69%的员工（约2900人）为现场员工，其中约800人在运输部门[152] - 约200名员工受6份集体谈判协议覆盖，协议将于2024年和2025年重新谈判[152] - 截至2023年12月31日，公司全体员工中约21%为女性（不包括现场员工时为45%）[154] - 美国员工中代表性不足群体约占35%（不包括现场员工时为38%）[154] A类股税务情况 - 非公司类股东收到被视为股息的A类股分红，满足持有期要求时，美国联邦所得税最高税率为20%[161] - 美国股东出售、交换等处置A类股时，若持有期超一年，资本利得或损失通常为长期，个人长期资本利得美国联邦所得税最高税率为20%[165] - 公司作为特拉华州有限合伙企业，选择按美国联邦所得税法以公司身份纳税，A类股分红按公司股票分红处理[160] - 公司收购AAP单位及后续交换导致资产基础调整，预计折旧和摊销扣除将在较长时间内抵消大部分应纳税所得[162] - 公司A类股分红和处置收益需向美国国税局提交信息申报表，美国股东可能需预扣税款[166] - 非美国持有人获得A类股份分红，一般需按分红总额30%缴纳美国预扣税，若适用所得税条约则可能降低税率；分红超过公司当期和累计收益及利润时，可能按不低于15%税率预扣税[169] - 非美国持有人处置A类股份，若符合特定条件需缴纳美国联邦所得税，税率为30%或适用所得税条约规定的较低税率[172] - 公司认为目前及可预见未来是美国不动产控股公司（USRPHC）；若A类股份在既定证券市场“定期交易”，实际或推定持有超5% A类股份的非美国持有人处置股份需纳税；若A类股份不在既定证券市场定期交易，非美国持有人处置股份需缴纳美国联邦所得税，且按15%税率预扣处置所得毛收入[174] - FATCA对公司A类股份股息及处置所得征收30%预扣税，符合特定条件可豁免[180] - 非美国持有人获得分红需每年向美国国税局和持有人报告，若通过美国经纪商办公室处置A类股份所得款项一般需信息报告和备用预扣，除非符合豁免条件[176][177] - 备用预扣不是额外税收，若导致多缴税款可申请退款[178] 公司结构与利益冲突风险 - 公司现有组织结构及各方关系存在利益冲突风险[184] 现金流与分红风险 - 公司现金流完全依赖PAA向AAP、AAP向公司进行现金分配，AAP可获分配可能波动，影响公司A类股东分红[185] - PAA业务受多种因素不利影响，如运输处理产品的数量、行业竞争、供需变化等[186] - PAA业务可能受现有或新法律法规不利影响，涉及环保、运营安全、跨境进出口、税务等方面[188] - 公司现金流完全依赖PAA向AAP、AAP向公司的现金分配，PAA可分配现金受多种因素影响，可能无法维持当前分配水平[191] - AAP向公司、公司向A类股东分配现金的能力受多种因素限制，如所得税支付、信贷协议限制和储备金设立等[192] - PAA信贷安排中的限制条款可能影响AAP向公司的分配，进而影响公司向A类股东的分配[196] 股权结构与投票权 - 截至2023年12月31日，公司拥有AAP约84%的有限合伙人权益，AAP拥有约2.327亿个PAA普通单位[193] - 公司普通合伙人的罢免需至少66 2/3%的已发行股份持有人投票通过，截至2023年12月31日，Legacy Owners拥有公司已发行A类和B类股份的约16%[198] - PAA的有限合伙人可经66 2/3%的已发行单位持有人投票决定罢免PAA GP作为普通合伙人[202] - 公司合伙协议规定，持有公司20%或以上股份的股东（除特定主体外）的投票权受限，最多19.9%的股份可在董事选举中投票[206] - 截至2023年12月31日，遗留所有者持有公司A类和B类股份约16%的合并投票权[212] - 截至2023年12月31日，遗留所有者拥有公司约16%的已发行A类和B类股份以及约16%的AAP单位[219] 递延税项资产影响 - 若公司确定递延税项资产需要估值备抵，将对收益产生直接影响，截至2023年12月31日，公司的递延税项资产总值约为13亿美元[213] A类股份收购与市场影响 - 若公司超过80%的已发行A类和B类股份（包括B类股份兑换的A类股份）被特定主体持有，公司普通合伙人有权按特定价格收购剩余公众股东的A类股份[223] - 未来A类股份或可转换为A类股份的证券发行规模无法预测，大量A类股份出售可能对其市场价格产生不利影响[211] - 利率上升可能导致公司A类股份市场价格下跌，因投资者会转向政府支持的债务证券[209] - 未来公开市场出售A类股份可能降低其价格，通过股权或可转换证券筹集资金可能稀释股东权益[210] PAA盈利能力影响因素 - PAA的盈利能力取决于原油、天然气和NGL的运输、加工等业务量，多种不可控因素会对其产生负面影响[224] - 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PAA管道运输原油，托运人减少运输量会导致其收入大幅下降[225] 行业竞争情况 - PAA面临行业竞争，包括产能过剩和竞争对手资本资源优势等问题，这使其吸引新客户和续约变得困难[227] - 公司运营地区因油气生产发展、低进入壁垒和低成本资本，新建中游能源基础设施产能过剩，面临激烈竞争，影响吞吐量和利润率[228] - 公司原油业务竞争对手包括其他原油管道、综合石油公司等，竞争因素包括地理位置、市场准入等[229] - 公司NGL业务与大型油气公司竞争，竞争要素有费率、加工费等[230] 供需变化影响 - 公司处理产品的供需变化受价格、经济、政治等多种不可控因素影响，会对经营业绩产生负面影响[231] - 全球原油供应受政治经济因素影响，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[232] - 原油需求波动如炼油厂停工等会影响公司运输系统的吞吐量，虽可捕捉价差但具有不可预测性[233]

财务数据和关键指标变化 - 公司报告第四季度和全年调整后EBITDA分别为7.37亿美元和27.1亿美元,全年结果超过初始指引中值约2.1亿美元或8% [9] - 公司将长期杠杆比率目标范围下调至3.25-3.75倍,并在2023年底实现3.1倍的杠杆比率 [9][10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 原油业务和天然气液化业务在第四季度和全年均超出预期 [8] - 原油业务增长主要得益于Permian地区产量和管道运输量的持续增长,以及最近收购的贡献 [13] - 天然气液化业务下降主要受到预测的裂解价差同比下降的影响 [13][20] 各个市场数据和关键指标变化 - Permian地区原油产量预计2024年将增加20-30万桶/日,主要来自特拉华盆地 [14][15] - 公司Permian管道系统拥有440多万英亩的长期专属承运量,能够为客户提供从井口到需求中心的全程中游解决方案 [15] - 公司预计2024年Permian地区管道运输量将增加27.5万桶/日,其中15万桶/日来自最近的收购,12.5万桶/日来自该地区的产量增长 [16][35] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司将继续专注于产生可观自由现金流、资本纪律和明确的资本配置框架,同时保持强大的资产负债表和财务灵活性 [12] - 公司正在优化资产组合,通过吸引性收购交易来增加业务规模,同时也在出售一些资产 [10] - 公司认为北美能源供应长期需求旺盛,其业务在近期和长期环境下都将表现良好 [26][28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 持续的地缘政治动荡导致市场波动,但公司已做好准备应对各种环境 [26] - 公司预计2024年调整后EBITDA将达26.25-27.25亿美元,原油业务有望增长,但天然气液化业务受到裂解价差下降的影响 [13][20] - 公司认为Permian地区产量增长和管道运输量增加将推动原油业务的增长,但无法预测市场机会性收益 [57][58][59] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Michael Blum 提问** 公司Permian地区的产量增长预测与管道运输量增长预测非常接近,是否意味着公司在该地区的市场份额很高? [33][34][35][36][37] **Willie Chiang 和 Jeremy Goebel 回答** 公司Permian地区的产量增长预测中,150,000桶/日来自最近的收购,125,000桶/日来自该地区的自然增长。公司在特拉华盆地的市场份额较高,这是导致增长预测接近的主要原因。[35][36][37] 问题2 **Brian Reynolds 提问** 公司2024年的自由现金流收益率与行业相当,与2023年类似。公司是否会像去年一样在债务减免和并购方面进行投资? [46][47] **Al Swanson 和 Willie Chiang 回答** 公司将继续关注可增值的投资机会,包括潜在的并购交易。如果没有合适的并购机会,公司也会考虑进一步减债。但公司的首要任务是投资、增加分红,以及寻找其他增值机会。[47][48][49] 问题3 **Keith Stanley 提问** 公司Cactus管线的续约情况如何?公司是否倾向于中长期合同还是更多依赖市场机会? [53][54][55][56][57] **Jeremy Goebel 和 Willie Chiang 回答** 公司正在与客户进行建设性的对话,预计今年将就Cactus管线的续约情况提供更多信息。公司需要在与第三方承运人的长期合同和自身的市场机会之间寻求平衡。[54][55][56][57]

财务业绩 - 2023年调整后归属于PAA的EBITDA为27.11亿美元，2024年指引为26.25 - 27.25亿美元[4] - 2023年调整后自由现金流（不包括资产和负债变动）为16亿美元，收益率约12%；2024年指引为16.5亿美元，收益率约13%[4] - 2023年末杠杆率为3.1倍，目标范围是3.25 - 3.75倍[4] 业务表现 - 2024年Permian盆地预计增产20 - 30万桶/日，预计使用300 - 320台水平钻机，WTI均价约75美元/桶[18] - 2024年原油管道预计输送量885.5万桶/日，NGL的C3+规格产品预计销售量56万桶/日[40] 战略目标 - 2024年2月起分配增加0.2美元/单位，年化增幅约19%，目标是在覆盖率达160%前实现0.15美元/单位的年度分配增长[4][7] - 致力于资本纪律、显著的资本回报和财务灵活性，调整后自由现金流优先用于增值机会或净债务减少[49] 风险提示 - 报告包含前瞻性陈述，实际结果可能与预期有重大差异，重要影响因素可能超出公司控制[5] 数据说明 - 报告包含非GAAP财务指标，历史指标与GAAP指标的调节可在公司网站查询，前瞻性指标因难以预测部分项目未提供调节[1]

公司业务 - Plains GP Holdings (PAGP) 是一家在加拿大和美国拥有和管理中游能源基础设施的公司[1] - PAGP 主要通过管道、卡车、驳船、铁路车辆和集输系统等方式进行原油和天然气液体的收集和运输[1] 公司财务表现 - PAGP 过去三年经历了显著的收入增长，主要受益于需求增长和全球原油价格上涨[5] - PAGP 过去三年中也产生了显著的自由现金流，通过资产销售和资本支出的减少实现了这一成就[6] - PAGP 最近报告了季度业绩，收入下降主要是由于Permian盆地的恶劣天气影响了天然气处理能力[7] 股息和估值 - PAGP 近期宣布将年度股息从$1.07提高至$1.27，这是其最近收购和市场需求旺盛的影响[15] - PAGP 预计在FY2024的每股收益为$1.69，根据这一数据计算出的前瞻市盈率为9.27x，与行业中位数相比，公司估值合理[17] - PAGP 的前瞻市盈率为9.27x，低于行业平均市盈率11.79x，因此可以认为公司目前被低估[19] 投资建议 - 综合考虑公司的业绩表现、市场需求、扩张活动和股息增长，可以给予 PAGP 买入评级[20]

公司股权结构 - 截至2023年9月30日，公司持有AAP约82%的有限合伙人权益，拥有GP LLC 100%的管理成员权益，AAP持有PAA约2.39亿个普通股单位，占PAA总流通普通股单位和A类优先股单位的约31%[121] - 截至2023年9月30日，子公司的非控股权益包括PAA普通单位和A类优先股单位69%的权益、AAP约18%的有限合伙人权益、二叠纪合资企业35%的权益、Cactus II 30%的权益和红河33%的权益[187] 公司净收入情况 - 2023年前九个月公司净收入为10.44亿美元，2022年同期为8.68亿美元，同比增长20%[123] - 2023年前九个月归属于PAGP的净收入为1.46亿美元，2022年同期为1.24亿美元，同比增长18%[126] - 2023年前九个月A类股基本和摊薄后每股净收入为0.75美元，2022年同期为0.64美元，同比增长17%[126] - 2023年Q3净利润2.68亿美元，较2022年Q3的4.2亿美元减少1.52亿美元，降幅36%；2023年前9个月净利润10.44亿美元，较2022年前9个月的8.68亿美元增加1.76亿美元，增幅20%[143] - 2023年前三季度净收入较2022年同期，三个月和九个月均增加，主要因有利的NGL基差和现货机会等，部分被丙烷销量下降等因素抵消[166] 公司收入与成本情况 - 2023年第三季度和前九个月产品销售收入分别为115.81亿美元和347.26亿美元，较2022年同期分别下降17%和20%；服务收入分别为4.9亿美元和12.88亿美元，较2022年同期分别增长46%和29%[126] - 2023年第三季度和前九个月采购及相关成本分别为111.06亿美元和329.72亿美元，较2022年同期分别增长15%和20%[126] - 2023年前三季度现场运营成本较2022年同期增加，主要因电力套期保值未实现按市值计价损失增加等，公用事业相关成本增加部分被商业协议运营成本回收收益抵消[167] 公司资产销售和减值净收益情况 - 2023年前九个月资产销售和资产减值净收益为1.44亿美元，2022年同期为4600万美元，同比增长213%，主要是由于2023年第一季度出售Keyera Fort Saskatchewan设施获得约1.4亿美元收益[126][132] - 2023年Q3资产销售和减值净收益700万美元，2022年Q3无此项；2023年前9个月资产销售和减值净损失1.44亿美元，较2022年前9个月的4600万美元增加9800万美元，增幅213%[143] 公司利息费用情况 - 2023年前九个月利息费用为2.9亿美元，2022年同期为3.05亿美元，同比下降5%，主要是由于2022年3月偿还7.5亿美元PAA高级票据和2023年1月偿还4亿美元PAA高级票据，使2023年加权平均债务余额降低[126][135] - 2023年Q3利息费用净额9700万美元，较2022年Q3的9900万美元减少200万美元，降幅2%；2023年前9个月利息费用净额2.9亿美元，较2022年前9个月的3.05亿美元减少1500万美元，降幅5%[143] 公司其他收入/（费用）净额情况 - 2023年第三季度和前九个月其他收入/（费用）净额分别为0和8500万美元，2022年同期分别为 - 8200万美元和 - 2.37亿美元，同比分别增长100%和136%[126] 公司所得税（费用）/收益情况 - 2023年第三季度和前九个月所得税（费用）/收益分别为500万美元和 - 1.34亿美元，2022年同期分别为 - 1.29亿美元和 - 2.21亿美元，同比分别增长104%和39%[126] - 2023年Q3所得税费用/收益为 - 500万美元，较2022年Q3的1.29亿美元减少1.34亿美元，降幅104%；2023年前9个月所得税费用为1.34亿美元，较2022年前9个月的2.21亿美元减少8700万美元，降幅39%[143] 公司调整后EBITDA情况 - 2023年Q3调整后EBITDA为7.79亿美元，较2022年Q3的7.21亿美元增加0.58亿美元，增幅8%；2023年前9个月调整后EBITDA为22.92亿美元，较2022年前9个月的21.15亿美元增加1.77亿美元，增幅8%[143] - 2023年Q3归属于PAA的调整后EBITDA为6.62亿美元，较2022年Q3的6.23亿美元增加0.39亿美元，增幅6%；2023年前9个月归属于PAA的调整后EBITDA为19.74亿美元，较2022年前9个月的18.51亿美元增加1.23亿美元，增幅7%[143] 公司业务管理与业绩评估 - 公司通过原油和NGL两个运营部门管理业务，首席执行官根据调整后EBITDA、业务量和维护资本投资等指标评估部门业绩[145] 原油部门业务情况 - 原油部门通过关税、管道容量协议、运输费、存储和终端协议以及原油销售等方式创收，业绩受原油采购量和商品价格波动影响[146][147] - 原油业务板块，截至2023年9月30日的三个月和九个月，收入分别为1.1934亿美元和3.4988亿美元，较2022年同期分别下降13%和18%[149] - 原油业务板块，截至2023年9月30日的三个月和九个月，调整后息税折旧及摊销前利润（Adjusted EBITDA）分别为5.53亿美元和16亿美元，较2022年同期分别增长3%和8%[149] - 原油业务板块，截至2023年9月30日的三个月和九个月，维护资本支出分别为3900万美元和1.07亿美元，较2022年同期分别增长11%和34%[149] - 原油管道关税方面，截至2023年9月30日的三个月和九个月，总运输量分别为8259千桶/日和8310千桶/日，较2022年同期分别增长9%和12%[149] 天然气液体（NGL）部门业务情况 - 天然气液体（NGL）业务板块，截至2023年9月30日的三个月和九个月，收入分别为2.42亿美元和13.12亿美元，较2022年同期分别下降69%和37%[160] - NGL业务板块，截至2023年9月30日的三个月和九个月，调整后息税折旧及摊销前利润分别为9900万美元和3.52亿美元，三个月较2022年同期增长15%，九个月较2022年同期下降4%[160] - NGL业务板块，截至2023年9月30日的三个月和九个月，维护资本支出分别为2100万美元和6200万美元，较2022年同期分别下降49%和6%[160] - NGL分馏业务，截至2023年9月30日的三个月和九个月，平均运输量分别为107千桶/日和111千桶/日，较2022年同期分别下降12%和15%[160] - NGL管道关税业务，截至2023年9月30日的三个月平均运输量为193千桶/日，较2022年同期增长6%；九个月平均运输量为178千桶/日，较2022年同期下降2%[160] - 丙烷和丁烷销售业务，截至2023年9月30日的三个月和九个月，平均销售量分别为44千桶/日和73千桶/日，较2022年同期分别下降21%和12%[160] - 2023年前三季度NGL部门调整后EBITDA较2022年同期，三个月有所增加，九个月被不利因素抵消[163][164] 公司营运资金与流动性情况 - 截至2023年9月30日，公司营运资金赤字为2.75亿美元，但有28亿美元的可用流动性[171] 公司现金流量情况 - 2023年和2022年前九个月，经营活动提供的净现金分别为17.12亿美元和20.7亿美元，2023年受营运资金项目净负变化影响[175] 公司投资和维护资本支出情况 - 2023年和2022年前九个月，投资和维护资本支出分别为7.49亿美元和4.82亿美元，2023年投资资本预计约4.2亿美元，维护资本预计2.25亿美元[176] 公司资产出售款项情况 - 2023年和2022年前九个月，资产出售所得款项分别为2.86亿美元和0.58亿美元，2023年主要来自出售Keyera Fort Saskatchewan设施21%的非经营/未分割联合权益[177] 公司票据赎回情况 - 2023年1月31日，公司赎回了2.85%、4亿美元的2023年1月到期高级票据；10月16日，赎回了3.85%、7亿美元的2023年10月到期高级票据[182] 公司普通股回购情况 - 2022年前九个月，公司根据普通股回购计划回购了730万份普通股，总价7400万美元，2023年前九个月无回购，截至2023年9月30日剩余可用额度1.98亿美元[183] 公司未售出证券情况 - 截至2023年9月30日，PAGP传统货架登记声明下约有9.39亿美元未售出证券，PAA传统货架登记声明下约有11亿美元未售出证券[184][185] 公司分红情况 - 2023年11月14日，公司将向A类股东支付每股0.2675美元的季度现金分红（年化每股1.07美元），与2023年8月支付的每股分红相同[186] - 2023年11月14日，PAA将向A类优先股持有人支付每单位约0.615美元的季度现金分红；11月15日，将向B类优先股持有人支付每单位约24.88美元的季度现金分红[188] - 2023年11月14日，PAA将向普通单位持有人支付每单位0.2675美元的季度现金分红（年化每单位1.07美元），与2023年8月支付的每单位分红相同[189] - 2023年11月3日，公司拟建议董事会将2023年第四季度PAA普通股单位和PAGP A类股的分红提高至每单位/股0.20美元（年化），若获批准，将于2024年2月支付[191] 公司采购预计付款情况 - 截至2023年9月30日，公司原油、NGL和其他采购的预计付款总额为13.9788亿美元，其中2023年剩余时间为7737万美元，2024年为2.4223亿美元，2025年为2.2214亿美元，2026年为2.0309亿美元，2027年为1.7857亿美元，2028年及以后为4.7448亿美元[194] 公司未偿还信用证情况 - 截至2023年9月30日和2022年12月31日，公司未偿还的信用证分别约为1.47亿美元和1.02亿美元[194] 公司衍生品工具情况 - 公司使用衍生品工具对冲原油、天然气、NGL及其他商品的价格风险，截至2023年9月30日，原油衍生品公允价值为 - 1700万美元，天然气衍生品公允价值为 - 3100万美元，NGL及其他衍生品公允价值为8500万美元，总公允价值为3700万美元[204][205][206] - 假设商品价格上涨或下跌10%，原油衍生品公允价值预计分别变化 - 4000万美元和4100万美元，天然气衍生品公允价值预计分别变化1700万美元和 - 1700万美元，NGL及其他衍生品公允价值预计分别变化 - 6700万美元和6700万美元[206] 公司市场风险与管理情况 - 公司面临多种市场风险，包括商品价格风险和利率风险，使用各种衍生工具管理这些风险[203] 公司利率相关情况 - 截至2023年9月30日，公司无未偿还的浮动利率债务，2023年前9个月未偿还浮动利率债务的平均利率为5.6%[207] - 截至2023年9月30日，公司利率衍生品的公允价值为净资产8000万美元[207] - 截至2023年9月30日，远期SOFR曲线上升10%，公司利率衍生品的公允价值将增加1900万美元[207] - 截至2023年9月30日，远期SOFR曲线下降10%，公司利率衍生品的公允价值将减少1900万美元[207] - 自2023年8月15日起，公司B类优先股的分红基于适用的三个月SOFR加上某些调整进行累积[208] - 基于2023年9月30日已发行的B类优先股和每单位1000美元的清算优先权，利率变动100个基点将使公司B类优先股的年度分红增加或减少约800万美元[208] 公司折旧和摊销费用情况 - 2023年Q3折旧和摊销费用2.61亿美元，较2022年Q3的2.39亿美元增加2200万美元，增幅9%；2023年前9个月折旧和摊销费用7.78亿美元，较2022年前9个月的7.13亿美元增加6500万美元，增幅9%[143] 公司对非合并实体投资收益情况 - 2023年Q3对非合并实体投资收益 - 2900万美元，较2022年Q3的 - 100万美元减少2800万美元；2023年前9个月对非合并实体投资收益 - 2800万美元，较2022年前9个月的 - 100万美元减少2700万美元[143]

财务数据和关键指标变化 - 公司将2023年全年调整后EBITDA指引上调至26亿 - 26.5亿美元，较之前指引上限提高5000万 - 1亿美元 [10][32] - 2023年预计产生24.5亿美元的运营现金流和14.5亿美元的自由现金流，扣除分配后有4.5亿美元的自由现金流可用于净债务削减 [15] - 2023年维护资本预算增加1500万美元至2.1亿美元 [16] - 预计年底杠杆率低于3.5倍，因2023年偿还11亿美元高级票据使净债务减少约4.5亿美元 [29] - 拟建议董事会将2024年2月应付的季度分配年化提高0.2美元/单位，从目前的1.07美元/单位增至1.27美元/单位，增幅19% [29][30] 各条业务线数据和关键指标变化 原油业务 - 第三季度归属PAA的调整后EBITDA为6.62亿美元，受益于年度关税上调、非二叠纪地区更高的交易量、近期收购贡献及市场机会，但二叠纪地区因天气影响产量，导致交易量低于预期 [31] - 预计原油业务将实现同比增长，得益于关税交易量增加、关税上调、运营杠杆、二叠纪地区持续增长以及全年收购贡献 [14][16] NGL业务 - 受益于更强的区域基差和丙烷、丁烷的额外现货机会，实现更高的裂解价差 [32] - 2024年预计超过三分之二的预期裂解暴露量将以每加仑超过0.6美元的价差进行套期保值，且无计划内的检修活动，将受益于商品暴露量增加 [17] 各个市场数据和关键指标变化 - 二叠纪地区10月的产量和集输量比第三季度增加17.5万桶/日，增强了公司对第四季度的信心 [25] - 长输管道业务第三季度交易量下降是市场动态导致，进入第四季度后与历史水平一致，长期需求强劲 [66] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司进行二叠纪地区的收购，预计产生无杠杆回报，提升在该地区的地位，拓展服务和客户关系 [5] - 降低长期杠杆率目标范围至3.25 - 3.75倍，以适应能源行业低杠杆趋势，争取评级提升至中BBB [11][23] - 坚持多年资本分配框架，目标是每年单位分配增加约0.15美元，直至达到约160%的目标普通单位分配覆盖率 [12] - 公司将继续寻找二叠纪内外的收购机会，注重估值和协同效应 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 全球事件凸显了碳氢化合物的重要性，公司作为北美供应商，将继续对全球能源安全、可负担性和可靠性至关重要 [34] - 公司业务表现强劲，将继续执行产生现金流、保持资本纪律、降低杠杆和增加向单位持有人返还资本的战略 [34] 其他重要信息 - 公司更新的2023年指引考虑了低于预期的二叠纪产量，主要受天气影响 [14] - 公司在2024年原油业务有望增长，NGL业务套期保值取得进展且无检修活动影响 [16][17] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 二叠纪地区的收购是否会成为常态，是否有其他地区的收购机会 - 公司认为有更多收购机会，会非常谨慎，注重估值，预计二叠纪内外都会有收购机会 [21] 问题2: 降低杠杆率目标的原因，是否与并购灵活性有关 - 公司认为能源行业将保持低杠杆，降低目标是为了实现评级提升至中BBB，使公司运营更保守 [23] 问题3: 2024年二叠纪地区的产量展望 - 公司原预计全年增长50万桶/日，现预计为35 - 40万桶/日，但10月产量比第三季度增加17.5万桶/日，对第四季度有信心 [25] 问题4: 分配政策是否有结构变化，收购对分配前景的影响 - 公司仍致力于未来每年单位分配增加0.15美元和160%的覆盖率，此次增加0.05美元与收购有关，完成后将回归原目标 [41] 问题5: 收购结构和目标区域 - 公司对结构无偏好，将专注于有优势的地区，如集输、营销、管道和终端业务，以获取协同效应 [43] 问题6: 2024年裂解价差套期保值情况 - 公司未披露具体数字，但已对大部分暴露量进行套期保值，将在2月提供进一步更新 [44] 问题7: 2024年裂解价差套期保值与2023年的比较 - 2023年套期保值加权平均价值略高于0.7美元/加仑，2024年约低0.1美元/加仑，影响约为正负7000万美元，且2024年无检修活动 [62] 问题8: 是否会在某些情况下超过杠杆率目标回购优先股 - 公司对优先股的看法未改变，目前优先股利率相对有吸引力，不会为回购而大幅增加杠杆，牺牲财务灵活性 [64] 问题9: 二叠纪地区长输管道交易量下降原因及盆地表现 - 长输管道交易量下降是市场动态导致，是暂时现象，第四季度与历史水平一致，长期需求强劲；盆地情况类似，库存下降时需求减少，但长期来看有增长潜力 [66] 问题10: 二叠纪地区受影响最大的区域及生产者情况 - 受影响最大的是新墨西哥州北部的州界线地区，主要是由于燃烧问题和高温影响，但10月产量已恢复，且增长势头将持续 [68] 问题11: EBITDA指引上调但运营现金流和自由现金流下降的原因，以及第四季度指引下降的原因 - 收购使自由现金流减少约1.35亿美元，EBITDA增加被更高的税收、营运资金和交易需求抵消；季度间有波动，建议与IR团队进一步讨论 [73] 问题12: 指引上调中基础业务和收购贡献的比例 - 公司未明确披露比例，但表示东部和西部系统的优势有助于优化，有能力利用现有产能进行优化，无需新建项目 [74] 问题13: 加拿大地区的优化机会 - 加拿大NGL系统存在东西部运输限制和更高的利润率机会，可通过购买额外NGLs来提高利润；公司看好加拿大西部天然气生产增长，有望增加NGLs产量 [77][78] 问题14: EBITDA指引上调但产量预期下降，是否意味着单位利润率上升及驱动因素 - 原油业务受益于更有利的市场机会、非二叠纪资产表现和收购贡献；NGL业务受益于更高的NGL产量和更有吸引力的东西部价差 [82] 问题15: 管道原油运输量 - 历史上为200 - 300万桶/日，未提供更新，随着更多产量进入系统，运输量可能增加，公司将适时更新 [84] 问题16: 二叠纪地区长输管道市场未来平衡情况及是否会有原油服务转换 - 市场有多种因素影响，但长期来看，随着二叠纪地区增长，产能将趋紧，新建长输管道困难 [86] 问题17: 资本回报和最低现金余额，以及本季度营运资金提取的影响 - 公司季度间营运资金波动较大，通常假设资产负债表上有1亿美元现金，通过信贷和商业票据市场平衡，最终会回归正常水平 [87] 问题18: 长输管道业务与客户的对话情况及市场前景 - 公司与客户保持建设性对话，企业的公告对市场有积极影响，公司认为收购和改善回收将支持盆地长期增长和管道合同签订 [95]

公司股权与权益情况 - 截至2023年6月30日，公司持有AAP约81%的有限合伙人权益，AAP持有PAA约24080万个普通股单位，占PAA已发行普通股单位和A类优先股单位总数的约31%[72] - 截至2023年6月30日，公司子公司的非控股股东权益包括PAA 69%的普通股和A类优先股、100%的B类优先股，AAP约19%的有限合伙人权益，二叠纪合资企业35%的权益，Cactus II 30%的权益，红河33%的权益[123] 公司整体财务数据关键指标变化 - 2023年前六个月公司净收入为7.76亿美元，2022年同期为4.48亿美元，同比增长73%[73] - 2023年Q2净利润3.33亿美元，较2022年同期的2.39亿美元增长9400万美元，增幅39%；H1净利润7.76亿美元，较2022年同期的4.48亿美元增长3.28亿美元，增幅73%[83] - 2023年Q2调整后EBITDA为7亿美元，较2022年同期的7.04亿美元减少400万美元，降幅1%；H1调整后EBITDA为15.13亿美元，较2022年同期的13.94亿美元增长1.19亿美元，增幅9%[83] - 2023年上半年和2022年上半年经营活动产生的净现金分别为16.29亿美元和11.29亿美元，主要来自运营收益，2023年还受到营运资金项目净正向变化的有利影响[115] - 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；2022年上半年分别为1.81亿美元和7000万美元[116] - 预计2023年全年投资资本支出约为4.2亿美元（按权益计算为3.25亿美元），维护资本支出为2.05亿美元（按权益计算为1.95亿美元）[119] - 2023年上半年资产剥离所得款项为2.84亿美元，主要来自2023年2月出售Keyera Fort Saskatchewan设施21%的非运营/未分割共同权益；2022年上半年为5700万美元[119] - 2022年上半年公司在PAA信贷安排和商业票据计划上净借款约1.15亿美元，2023年上半年无净借款或还款[121] - 2022年上半年PAA根据普通股回购计划回购730万份普通股，总价7400万美元，2023年上半年无回购，截至2023年6月30日该计划剩余可用额度1.98亿美元[121] - 2023年8月14日，公司将向A类股东支付每股0.2675美元的季度现金分红（年化每股1.07美元），与2023年5月支付的每股分红相同[122] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司未偿还信用证分别约为1.27亿美元和1.02亿美元[126] - 2023年上半年，公司未偿还的浮动利率债务平均利率为5.1%[136] - 截至2023年6月30日，公司利率衍生品公允价值为净资产4200万美元[136] - 若2023年6月30日远期SOFR曲线上涨10%，利率衍生品公允价值将增加1600万美元[136] - 若2023年6月30日远期SOFR曲线下跌10%，利率衍生品公允价值将减少1600万美元[136] - 公司所有高级票据均为固定利率票据，2023年6月30日无未偿浮动利率债务[136] 产品与服务收入数据关键指标变化 - 2023年第二季度产品销售收入为112.01亿美元，2022年同期为160.07亿美元，同比下降30%；2023年前六个月产品销售收入为231.45亿美元，2022年同期为293.88亿美元，同比下降21%[74] - 2023年第二季度服务收入为4.01亿美元，2022年同期为3.52亿美元，同比增长14%；2023年前六个月服务收入为7.98亿美元，2022年同期为6.65亿美元，同比增长20%[74] 净收益与每股净收益数据关键指标变化 - 2023年第二季度净收益归属于PAGP为4800万美元，2022年同期为3100万美元，同比增长55%；2023年前六个月净收益归属于PAGP为1.17亿美元，2022年同期为5300万美元，同比增长121%[74] - 2023年第二季度基本和摊薄后A类股每股净收益为0.25美元，2022年同期为0.16美元，同比增长56%；2023年前六个月基本和摊薄后A类股每股净收益为0.60美元，2022年同期为0.27美元，同比增长122%[74] 原油基准价格变化 - 2023年第二季度NYMEX WTI原油基准价格平均为74美元/桶，2022年同期为109美元/桶；2023年前六个月NYMEX WTI原油基准价格平均为75美元/桶，2022年同期为102美元/桶[75] 资产销售和减值净收益情况 - 2023年前六个月资产销售和资产减值净收益主要包括2023年第一季度出售Keyera Fort Saskatchewan设施获得的约1.4亿美元收益，2022年第一季度出售加利福尼亚州土地和建筑物获得4000万美元收益[76] 利息费用变化原因 - 2023年利息费用减少主要是由于2022年3月偿还7.5亿美元PAA高级票据和2023年1月偿还4亿美元PAA高级票据，使2023年加权平均债务余额降低[77] 所得税净不利差异原因 - 2023年前六个月所得税净不利差异主要是由于收益增加，包括加拿大业务活动增加以及2023年第一季度出售Keyera Fort Saskatchewan的税务影响[79] 原油业务数据关键指标变化 - 2023年Q2原油业务收入112.95亿美元，较2022年同期的159.4亿美元减少46.45亿美元，降幅29%；H1收入230.53亿美元，较2022年同期的290.19亿美元减少59.66亿美元，降幅21%[92] - 2023年Q2原油业务调整后EBITDA为5.29亿美元，较2022年同期的4.94亿美元增长3500万美元，增幅7%；H1为10.46亿美元，较2022年同期的9.46亿美元增长1亿美元，增幅11%[92] - 2023年Q2原油业务维护资本支出3600万美元，较2022年同期的2500万美元增长1100万美元，增幅44%；H1为6700万美元，较2022年同期的4500万美元增长2200万美元，增幅49%[92] - 2023年Q2二叠纪盆地原油管道关税平均日产量63.04万桶，较2022年同期的54.34万桶增长8.7万桶，增幅16%；H1为62.99万桶，较2022年同期的53.24万桶增长9.75万桶，增幅18%[92] - 2023年Q2原油租赁集输采购量平均日产量14.08万桶，较2022年同期的13.68万桶增长4000桶，增幅3%；H1为14.18万桶，较2022年同期的13.64万桶增长5400桶，增幅4%[92] - 2023年Q2和H1原油业务调整后EBITDA增加，主要因管道系统流量增加、关税上调和加拿大市场机会有利，但被运营费用增加、最低量承诺不足付款和大宗商品价格下跌部分抵消[97] - 2023年Q2和H1维护资本支出增加，主要因常规完整性和储罐维护时间安排[102] NGL业务数据关键指标变化 - NGL业务涉及天然气处理、NGL分馏、储存、运输和终端业务，收入主要来自为第三方提供服务收费和提取、销售NGL产品[103][104] - 2023年第二季度NGL业务收入3.81亿美元，较2022年同期的5.7亿美元减少1.89亿美元，降幅33%；上半年收入10.71亿美元，较2022年同期的13.04亿美元减少2.33亿美元，降幅18%[105] - 2023年第二季度NGL业务采购及相关成本为1.28亿美元，较2022年同期的3.12亿美元减少1.84亿美元，降幅59%；上半年为6.18亿美元，较2022年同期的8.23亿美元减少2.05亿美元，降幅25%[105] - 2023年第二季度NGL业务调整后EBITDA为6200万美元，较2022年同期的1.2亿美元减少5800万美元，降幅48%；上半年为2.54亿美元，较2022年同期的2.81亿美元减少2700万美元，降幅10%[105] - 2023年第二季度NGL分馏平均日产量为8.3万桶，较2022年同期的13.7万桶减少5.4万桶，降幅39%；上半年为11.3万桶，较2022年同期的13.6万桶减少2.3万桶，降幅17%[105] 公司可用流动性情况 - 截至2023年6月30日，公司拥有约35亿美元的可用流动性，其中PAA高级无抵押循环信贷额度为12.72亿美元，PAA高级有抵押套期保值库存额度为13.01亿美元，现金及现金等价物为9.18亿美元[113] 公司潜在交易情况 - 公司持续评估支持当前业务战略的潜在交易，包括出售非核心资产、出售部分资产权益、收购和大型投资资本项目，但无法保证交易成功或实现财务预期[120] 公司未售出证券情况 - 截至2023年6月30日，PAGP传统货架登记声明下约有9.39亿美元未售出证券，PAA传统货架登记声明下约有11亿美元未售出证券[122] 公司采购支出预计情况 - 2023年公司预计原油、NGL和其他采购的总支出为112.266亿美元，其中2023年剩余时间为10.541亿美元[125] 公司风险管理情况 - 公司使用衍生品工具对冲原油、天然气等商品价格风险，管理管道、终端、贸易等活动中的价格风险[132][133] - 公司面临多种市场风险，包括商品价格风险和利率风险，通过风险管理政策和程序来管理这些风险[131] - 截至2023年6月30日，原油衍生品公允价值为2500万美元，天然气为 - 3500万美元，NGL及其他为1.73亿美元，总计1.63亿美元[135] - 若商品价格上涨10%，原油衍生品公允价值变化为 - 1400万美元，天然气为700万美元，NGL及其他为 - 1800万美元[135] - 若商品价格下跌10%，原油衍生品公允价值变化为1500万美元，天然气为 - 700万美元，NGL及其他为1800万美元[135] - 公司利用NGL衍生品（主要是丙烷和丁烷衍生品）对冲商业活动中的商品价格风险[134] - 公司使用利率衍生品对冲预期利息支付和部分未偿债务工具的利率风险[136]

净收入 - 2023年第一季度，公司净收入为4.43亿美元，较2022年同期的2.09亿美元增长了112%[70] - 2023年第一季度，公司净收入中非控股利益占374亿美元，较2022年同期的187亿美元增长了100%[71] 产品销售收入 - 2023年第一季度，产品销售收入为11.94亿美元，较2022年同期的13.38亿美元下降了11%[71] 服务收入 - 2023年第一季度，服务收入为3.98亿美元，较2022年同期的3.13亿美元增长了27%[71] 每股净收入 - 2023年第一季度，公司基本和稀释后的每股净收入为0.35美元，较2022年同期的0.11美元增长了218%[71] EBITDA - 2023年第一季度，公司调整后的EBITDA为8.13亿美元，较2022年同期的6.9亿美元增长了18%[80] - 2023年第一季度，公司调整后的EBITDA归属于PAA为7.15亿美元，较2022年同期的6.14亿美元增长了16%[80] 财务费用 - 2023年第一季度，公司净收入中的利息支出减少了8%，为98亿美元[80] 所得税支出 - 2023年第一季度，公司净收入中的所得税支出增加了137%，为83亿美元[80] 股权结构 - PAA的Series A优先单位的优先分配率重设选项被视为嵌入式衍生工具，并按公允价值记录在财务报表中[84] 外汇风险 - CAD对USD的价值波动导致外汇收益和损失的实现[85] 其他收入/费用 - 调整后的其他收入/费用包括在调整后的EBITDA中，但不包括在分部调整后的EBITDA中[86] 分部业绩 - Permian JV、Cactus II和Red River的非控股利益[87] - 我们通过原油和NGL两个经营部门管理运营，CODM根据多种指标评估分部绩效[88] 原油部门 - 原油部门的调整后EBITDA为5.17亿美元，同比增长14%[89] - 原油部门的运营结果受到Permian Basin和Capline资产的更高管道系统容量、关税上涨和有利的加拿大市场机会的影响[95] NGL部门 - NGL部门的调整后EBITDA为1.92亿美元，同比增长19%[104] - NGL部门的净收入增长主要归因于更高的丁烷销售量、有利的丙烷基差和更高的实现分馏差[110] 资金流动性 - 截至2023年3月31日，公司的流动性可用资金为31亿美元，主要来源于PAA的信贷设施和商业票据计划[112] 现金流 - 2023年前三个月，公司经营活动产生的净现金流为7.42亿美元，主要来自运营收入[114] 资本支出 - 2023年投资和维护资本支出预计分别为4.2亿美元和2.05亿美元，主要通过留存现金资金支持[116] 业务战略 - 公司持续评估支持当前业务战略的潜在交易，包括出售非核心资产、与战略合作伙伴共同投资、收购和大型投资项目[117] 股东分配 - 公司将于2023年5月15日向A类股东支付每股0.2675美元的季度现金分配[120] 不确定因素 - 公司持续评估可能影响其业务的不确定因素，详见财务报表附注[122] 采购义务 - 公司在2023年3月31日的采购义务估计金额为133.24亿美元，主要涉及原油、天然气液体和其他采购[123] 信用证 - 公司在2023年3月31日和2022年12月31日分别有大约1.44亿美元和1.02亿美元的未结信用证[124] 风险因素 - 公司的风险因素包括经济、市场、商业条件、全球原油需求和价格下降、竞争、环境责任、自然灾害等[125] 商品价格风险管理 - 公司使用各种衍生工具来管理商品价格风险，包括原油、天然气和其他NGL产品[130][131][132] - 公司的商品衍生工具在2023年3月31日的公允价值为44百万美元，对价格上涨或下跌10%的敏感性分别为-47百万美元和48百万美元[134] 利率风险管理 - 公司使用利率衍生工具来对付利率风险，目前没有使用浮动利率债务，利率衍生工具的公允价值为净资产1.15亿美元[135]

公司业务概况 - 公司的业务主要分为原油和天然气液体两个部分，拥有庞大的管道运输、终端、储存和收集资产[27] - 公司的原油段主要包括管道运输、终端、储存和其他设施相关服务，通过运输资产和第三方资产将原油供应移动到销售地点[29] - 公司的管道和终端设施主要集中在不同地理位置，包括Permian Basin、South Texas/Eagle Ford、Mid-Continent、Gulf Coast、Rocky Mountain、Canada和Western[31] - 公司的长途管道系统具有从Permian Basin到Cushing、Mid-Continent和Gulf Coast等主要市场中心的运输能力[38] 公司资产概况 - 公司的原油段资产包括18075英里的活跃原油运输管道和收集系统，720万桶商业原油储存能力，以及其他相关资产[30] - 公司拥有多条主干管道系统，如Cactus II Pipeline、Wink to Webster Pipeline、Eagle Ford Pipeline等，具有大量的原油输送能力[42][43][45] - 公司还拥有NGL管道系统、天然气处理厂和其他相关设施，以支持其业务运营[57][59] 公司合作关系与战略 - 公司与多家客户如ExxonMobil Corporation、Marathon Petroleum Corporation和BP p.l.c.等有合作关系[65] - 公司持有多个与长期合作伙伴的合资企业和共同所有权安排，涵盖了整个北美盆地的价值链[68] - 公司自1998年以来通过收购中游资产和企业来实施业务战略，截至2022年底，已完成多项收购和资产销售[69][70] 公司法律法规与监管 - 公司的资产、运营和业务活动受到多个联邦、州、省和地方机构的广泛法律要求和监管[72] - 公司的运营受到严格的联邦、州、省和地方法律和法规的监管，包括管道安全和空气排放控制等方面[73] - 公司可能需要进行资本和运营支出，以安装空气污染控制设备并遵守更严格的空气排放要求，可能对财务状况或业绩产生重大不利影响[76] 公司人力资源管理 - 公司雇佣了约4100名员工，致力于保护员工健康和安全，提供专业的工作环境，促进包容和多样性文化[90][92][93] - 公司提供多种培训计划，包括领域运营、健康安全、管理和领导技能等，以培养未来的领导者[94] - 公司的薪酬和福利计划旨在吸引、留住和激励员工，提供全面和竞争性的福利，包括医疗保险、退休储蓄计划等[95] 公司财务与风险 - 公司的合作结构存在现金流依赖性风险，可能影响股东的现金分配[110] - 公司的股东权益可能受到公司发行额外股份或其他权益证券的影响，可能降低股东的相对所有权[124] - 公司的股价可能会受到多种因素的影响，如利率变动、公开市场出售股份、合作伙伴税收待遇等[128][130][194] 公司税务情况 - 公司选择作为美国联邦所得税目的的公司，持有公司A类股的股东将收到1099表，而不是K-1表[97] - 非美国持有人持有公司的Class A股，分配将受到30%的美国预扣税，除非适用的所得税条约规定了更低的税率[101] - 公司根据各种因素估计退休义务，5%的假设变化可能影响收益高达约1600万美元[288]