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]

公司股权结构 - 截至2022年9月30日，公司持有GP LLC 100%的管理成员权益，通过直接和间接方式持有AAP约81%的有限合伙人权益，AAP持有约2.415亿PAA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%[123] - 截至2022年9月30日，子公司非控股股东权益包括PAA 69%普通股和A类优先股、100% B类优先股，AAP约19%有限合伙权益，二叠纪合资企业35%权益，红河有限责任公司33%权益[188] 公司净收入情况 - 2022年前九个月公司净收入为8.68亿美元，而2021年同期为1.3亿美元；2022年前九个月资产出售净收益为4600万美元，2021年同期资产出售和资产减值净损失为5.92亿美元[126][127] - 2022年Q3净收入4.2亿美元，2021年Q3净亏损5000万美元，同比增加4.7亿美元[148] - 2022年前9个月净收入8.68亿美元，2021年前9个月净收入1.3亿美元，同比增加7.38亿美元[148] 公司收入与成本变化 - 2022年第三季度和前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%；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%[129] - 2022年第三季度和前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%；现场运营成本分别为3.18亿美元和9.71亿美元，较2021年同期分别下降16%和30%[129] - 2022年第三季度和前九个月一般及行政费用分别为8400万美元和2.47亿美元，较2021年同期分别下降24%和18%；折旧和摊销费用分别为2.39亿美元和7.13亿美元，较2021年同期分别下降34%和29%[129] 公司资产出售与减值情况 - 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；2021年资产出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[136][137] - 2022年第三季度，公司对加利福尼亚州的2000号线进行预防性停运检测，相关资产组账面价值约5.4亿美元，可能出现剩余使用寿命缩短和资产减值情况[143] 公司费用情况 - 2022年第三季度和前九个月利息费用分别为9900万美元和3.05亿美元，较2021年同期分别下降7%和4%，主要因2022年3月偿还7.5亿美元PAA高级票据和套期交易未发生的收益[129][139] - 2022年第三季度和前九个月其他收入/支出净额分别为 - 8200万美元和 - 2.37亿美元，2021年同期分别为 - 1000万美元和1300万美元，主要受优先股分配率重置期权和外币重估影响[140] - 2022年第三季度和前九个月所得税费用分别为1.29亿美元和2.21亿美元，2021年同期分别为收益3700万美元和无所得税费用，主要因加拿大业务衍生品按市值计价估值波动导致收入增加[129][141] 公司调整后EBITDA情况 - 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%[148] - 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%[148] - 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%[148] - 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%[148] 公司利息费用净额与折旧摊销费用情况 - 2022年Q3利息费用净额9900万美元，2021年Q3为1.06亿美元，同比减少700万美元，降幅7%[148] - 2022年前9个月利息费用净额3.05亿美元，2021年前9个月为3.19亿美元，同比减少1400万美元，降幅4%[148] - 2022年Q3折旧和摊销费用2.39亿美元，2021年Q3为1.79亿美元，同比增加6000万美元，增幅34%[148] - 2022年前9个月折旧和摊销费用7.13亿美元，2021年前9个月为5.53亿美元，同比增加1.6亿美元，增幅29%[148] 原油业务板块数据 - 原油业务板块三个月营收136.75亿美元，较2021年增长29.74亿美元，增幅28%；九个月营收426.94亿美元，较2021年增长143.61亿美元，增幅51%[154] - 原油业务板块三个月采购及相关成本为129.38亿美元，较2021年增加29.67亿美元，增幅30%；九个月为404.95亿美元，较2021年增加143.49亿美元，增幅55%[154] - 原油业务板块三个月调整后EBITDA为5.36亿美元，较2021年增加7700万美元，增幅17%；九个月为14.82亿美元，较2021年减少400万美元，降幅可忽略不计[154] - 原油业务板块三个月维护资本为3500万美元，较2021年增加1100万美元，增幅46%；九个月为8000万美元，较2021年增加500万美元，增幅7%[154] - 二叠纪盆地原油管道关税量三个月为569.8万桶/日，较2021年增加130.4万桶/日，增幅30%；九个月为545万桶/日，较2021年增加133.6万桶/日，增幅32%[154] 公司过往业务情况 - 2021年8月公司出售天然气储存设施，2021年前九个月该设施净收入约7600万美元[159] - 2022年前九个月公司二叠纪盆地关税量同比大幅增长，主要来自二叠纪合资企业资产，扣除奥瑞克斯中游公司35%权益后，部分抵消了调整后EBITDA的有利影响[159] - 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，对前九个月非合并实体的股权收益和关税量产生积极影响[159] NGL业务板块数据 - NGL业务板块2022年前三个月和前九个月管道损失补贴收入增加，主要因价格和销量上升[162] - NGL业务板块2022年前三个月和前九个月现场运营成本增加，主要因二叠纪合资企业运营成本增加、公用事业费用增加等，部分被天然气储存设施出售抵消[162] - NGL业务板块三季度收入7.7亿美元，较2021年同期1.66亿美元增加6.04亿美元，增幅364%；前九个月收入20.75亿美元，较2021年同期10.34亿美元增加10.41亿美元，增幅101%[163] - NGL业务板块三季度调整后息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）为8600万美元，较2021年同期5400万美元增加3200万美元，增幅59%；前九个月为3.67亿美元，较2021年同期1.44亿美元增加2.23亿美元，增幅155%[163] - NGL业务板块三季度维护资本支出4100万美元，较2021年同期1900万美元增加2200万美元，增幅116%；前九个月为6600万美元，较2021年同期4100万美元增加2500万美元，增幅61%[163] - NGL分馏业务三季度日均产量12.1万桶，较2021年同期11.9万桶增加2000桶，增幅2%；前九个月日均产量13.1万桶，较2021年同期13万桶增加1000桶，增幅1%[163] - NGL管道关税业务三季度日均产量18.2万桶，较2021年同期16.5万桶增加1.7万桶，增幅10%；前九个月日均产量18.2万桶，较2021年同期17.6万桶增加6000桶，增幅3%[163] 公司流动性与资金情况 - 截至2022年9月30日，公司可用流动性约33亿美元，其中PAA高级无抵押循环信贷额度可用13.21亿美元，PAA高级有抵押套期保值库存额度可用13.21亿美元，现金及现金等价物6.25亿美元[171] - 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20.7亿美元和13.58亿美元，主要源于运营收益[175] - 2022年前九个月投资资本支出2.62亿美元，2021年同期为1.82亿美元；维护资本支出1.46亿美元，2021年同期为1.16亿美元；收购资本支出7400万美元，2021年同期为3200万美元[176] - 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[177] 公司交易与股权变动 - 2022年11月2日，公司完成交易，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%并获得控制权[180] 公司证券与分红情况 - 2022年3月1日，公司赎回利率3.65%、价值7.5亿美元2022年6月到期优先票据[182] - 截至2022年9月30日的九个月和2021年同期，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，2022年9月30日回购计划剩余额度1.98亿美元[183] - 2022年9月30日，PAGP传统暂搁注册声明下未售出证券约9.39亿美元，PAA传统暂搁注册声明下未售出证券约11亿美元[184][185] - 2022年11月14日，公司将向A类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[187] - 2022年11月2日，公司拟建议董事会将PAA普通股和PAGP A类股第四季度分红提高至每单位/股0.2美元（年化），若获批将于2023年2月支付[191] 公司采购预计付款与信用证情况 - 截至2022年9月30日，公司原油、NGL等采购预计付款总额139.228亿美元，其中2022年剩余时间71.71亿美元，2023 - 2026年分别为21.129亿、19.951亿、18.678亿、17.613亿美元，2027年及以后54.686亿美元[194] - 2022年9月30日和2021年12月31日，公司未偿还信用证分别约为5800万和9800万美元[195] 公司风险与前瞻性陈述 - 公司面临商品价格风险和利率风险，使用衍生品工具管理风险，涉及原油、天然气、NGL等商品[204][205] - 公司前瞻性陈述受多种因素影响，包括支付分红能力、经济市场状况、原油需求和价格波动等[198][199] 公司衍生品公允价值情况 - 截至2022年9月30日，商品衍生品公允价值为2.32亿美元，原油公允价值为 - 4000万美元，天然气为4900万美元，NGL及其他为2.23亿美元[207] - 商品价格上涨10%，原油公允价值变动 - 2100万美元，天然气变动2400万美元，NGL及其他变动 - 7500万美元[207] - 商品价格下跌10%，原油公允价值变动2100万美元，天然气变动 - 2400万美元，NGL及其他变动7500万美元[207] - 截至2022年9月30日，利率衍生品的公允价值为1.13亿美元净资产[208] - 2022年9月30日，远期LIBOR曲线上涨10%，利率衍生品公允价值增加1700万美元[208] - 2022年9月30日，远期LIBOR曲线下跌10%，利率衍生品公允价值减少1700万美元[208] - 截至2022年9月30日，优先股股息率重置期权嵌入式衍生品的公允价值为1.96亿美元负债[209] - 2022年9月30日，10年期美国国债利率为3.83%[209] - 10年期美国国债利率曲线上涨10%，费用和负债增加3600万美元；下跌10%，费用和负债减少3100万美元[209]

公司股权结构 - 截至2022年6月30日，公司拥有GP LLC 100%的管理成员权益和约81%的AAP有限合伙人权益，AAP直接拥有约2.415亿个PAA普通单位，占PAA已发行普通股和A类优先股总数的约31%[118] - 截至2022年6月30日，子公司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%的有限合伙权益，二叠纪合资企业35%的权益，红河有限责任公司33%的权益[184] 公司整体财务数据关键指标变化 - 2022年前六个月公司净收入为4.48亿美元，而2021年同期为1.81亿美元[121] - 2022年前六个月资产销售净收益为4600万美元，2021年同期资产销售和资产减值净损失为3.7亿美元[122] - 2022年第二季度产品销售收入为160.07亿美元，2021年同期为96.23亿美元，增长63.84亿美元，增幅66%；前六个月产品销售收入为293.88亿美元，2021年同期为177.06亿美元，增长116.82亿美元，增幅66%[124] - 2022年第二季度服务收入为3.52亿美元，2021年同期为3.07亿美元，增长4500万美元，增幅15%；前六个月服务收入为6.65亿美元，2021年同期为6.07亿美元，增长5800万美元，增幅10%[124] - 2022年第二季度采购及相关成本为153.24亿美元，2021年同期为92.77亿美元，增加60.47亿美元，增幅65%；前六个月采购及相关成本为281.09亿美元，2021年同期为166.69亿美元，增加114.4亿美元，增幅69%[124] - 2022年第二季度净收入为2.39亿美元，2021年同期净亏损为2.12亿美元，增加4.51亿美元，增幅213%；前六个月净收入为4.48亿美元，2021年同期为1.81亿美元，增加2.67亿美元，增幅148%[124] - 2022年第二季度其他收入/（费用）净额为 - 1.18亿美元，2021年同期为8400万美元；前六个月其他收入/（费用）净额为 - 1.55亿美元，2021年同期为2300万美元[134] - 三个月内，2022年6月30日净收入2.39亿美元，2021年为 - 2.12亿美元，差值4.51亿美元，增幅213%；六个月内，2022年净收入4.48亿美元，2021年为1.81亿美元，差值2.67亿美元，增幅148%[140] - 三个月内，2022年6月30日利息费用净额9900万美元，2021年为1.07亿美元，差值 - 800万美元，降幅7%；六个月内，2022年利息费用净额2.06亿美元，2021年为2.13亿美元，差值 - 700万美元，降幅3%[140] - 三个月内，2022年6月30日所得税费用5600万美元，2021年为 - 1700万美元，差值7300万美元，增幅429%；六个月内，2022年所得税费用9100万美元，2021年为3600万美元，差值5500万美元，增幅153%[140] - 三个月内，2022年6月30日折旧和摊销2.43亿美元，2021年为1.97亿美元，差值4600万美元，增幅23%；六个月内，2022年折旧和摊销4.75亿美元，2021年为3.75亿美元，差值1亿美元，增幅27%[140] - 三个月内，2022年6月30日调整后EBITDA为7.04亿美元，2021年为5.79亿美元，差值1.25亿美元，增幅22%；六个月内，2022年调整后EBITDA为13.94亿美元，2021年为11.25亿美元，差值2.69亿美元，增幅24%[140] - 三个月内，2022年6月30日调整后归属于PAA的EBITDA为6.15亿美元，2021年为5.75亿美元，差值4000万美元，增幅7%；六个月内，2022年调整后归属于PAA的EBITDA为12.28亿美元，2021年为11.18亿美元，差值1.1亿美元，增幅10%[140] - 2022年H1和2021年H1经营活动提供的净现金分别为11.29亿美元和10.23亿美元，主要源于运营收益[168] - 2022年H1投资资本支出1.81亿美元，2021年同期为1.42亿美元；2022年H1维护资本支出7000万美元，2021年同期为73000万美元；2021年H1有3200万美元收购资本支出，2022年同期无[170] - 预计2022年全年投资资本约3.3亿美元（按权益计2.75亿美元），维护资本2.2亿美元（按权益计2.1亿美元）[171] - 2022年H1和2021年H1资产出售所得款项分别为5700万美元和2200万美元[172] - 2022年H1，PAA信贷安排和商业票据计划净借款约1.15亿美元，主要用于资本投资、库存采购、高级票据偿还等[176] - 2021年H1，PAA信贷安排和商业票据计划净还款3.26亿美元，主要因经营活动现金流和资产出售所得款项[177] - 2022年和2021年上半年，公司分别回购730万和530万个普通股单位，总价分别为7400万美元和5300万美元，2022年6月30日回购计划剩余可用额度为1.98亿美元[179] - 2022年6月30日，PAGP传统暂搁注册声明下约有9.39亿美元未售出证券[180] - 2022年6月30日，PAA传统暂搁注册声明下约有11亿美元未售出证券[181] - 2022年6月30日和2021年12月31日，公司未偿还信用证分别约为3400万美元和9800万美元[188] 资产销售相关情况 - 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[131] - 2021年资产销售和资产减值净损失主要包括约4.75亿美元的非现金减值费用和1.06亿美元的资产交换收益[132] - 2021年8月公司出售天然气存储设施，2021年截至6月30日的三个月和六个月，该设施净收入分别约为2600万美元和6800万美元[152] 业务运营与评估指标 - 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绩效[142] - 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市场条件影响[143][144] - NGL业务营收主要来自为第三方客户提供服务收费，以及从天然气中提取NGL混合供应并加工销售[155] 影响可比性项目说明 - 公司将PAA A类优先股的优先分配利率重置期权相关损益、外汇损益等列为影响可比性的选定项目[145] - 调整后其他收入/费用净额包含在调整后EBITDA中，但不包含在部门调整后EBITDA中[145] 原油业务线数据关键指标变化 - 原油业务板块三个月营收159.4亿美元，同比增加61.61亿美元，增幅63%；六个月营收290.19亿美元，同比增加113.87亿美元，增幅65%[146] - 原油业务板块三个月采购及相关成本151.63亿美元，同比增加60.36亿美元，增幅66%；六个月成本275.56亿美元，同比增加113.82亿美元，增幅70%[146] - 原油业务板块三个月调整后EBITDA为4.94亿美元，同比减少5900万美元，降幅11%；六个月为9.46亿美元，同比减少8100万美元，降幅8%[146] - 原油管道关税活动三个月总交易量7417千桶/日，同比增加1411千桶/日，增幅23%；六个月为7289千桶/日，同比增加1570千桶/日，增幅27%[148] - 商业原油存储容量三个月和六个月均为7200万桶/日，同比均减少100万桶/日，降幅1%[148] - 2022年截至6月30日的六个月和2021年同期，与最低量承诺不足相关的调整后EBITDA分别约为9800万美元和8200万美元[152] - 2022年截至6月30日的六个月和2021年同期，公司确认与此前递延的最低量承诺不足相关的收入分别约为8300万美元和1.08亿美元[152] - 2022年截至6月30日的六个月维护资本支出为4500万美元，同比减少700万美元，降幅13%[146] NGL业务线数据关键指标变化 - NGL业务板块，2022年Q2营收5.7亿美元，较2021年同期2.3亿美元增长3.4亿美元，增幅148%；H1营收13.04亿美元，较2021年同期8.69亿美元增长4.35亿美元，增幅50%[157] - 2022年Q2 NGL业务板块调整后EBITDA为1.2亿美元，较2021年同期2100万美元增长9900万美元，增幅471%；H1为2.81亿美元，较2021年同期9000万美元增长1.91亿美元，增幅212%[157] 公司现金流与流动性 - 截至2022年6月30日，公司营运资金赤字2.12亿美元，但有28亿美元可用流动性，其中PAA高级无抵押循环信贷额度可用13.21亿美元，高级有抵押套期保值库存信贷额度可用13.45亿美元，现金及现金等价物2.7亿美元[164] 公司分红情况 - 2022年8月12日，公司将向A类股东支付季度现金分红，每股0.2175美元，年化每股0.87美元，与2022年5月持平[183] - 2022年8月12日，PAA将向普通股持有人支付季度现金分红，每单位0.2175美元，年化每单位0.87美元，与2022年5月持平[185] 公司采购预计付款 - 截至2022年6月30日，原油、NGL等采购的预计付款总额为17.9724亿美元，其中2022年剩余时间为15.162亿美元[188] 公司衍生品相关情况 - 2022年6月30日，商品衍生品公允价值为 - 1.03亿美元，原油、天然气、NGL及其他衍生品在价格上涨或下跌10%时的公允价值变化分别为 - 1000万美元、3100万美元、 - 1.05亿美元和1000万美元、 - 3100万美元、1.05亿美元[197] - 公司使用多种衍生工具管理商品价格、利率和汇率风险[195] - 2022年6月30日，公司可变利率债务约1.15亿美元，平均利率1.2%[199] - 2022年6月30日，公司利率衍生品公允价值为净资产1.36亿美元[199] - 2022年6月30日，若远期LIBOR曲线上升10%，利率衍生品公允价值增加2200万美元；下降10%，则减少2200万美元[199] - 2022年6月30日，PAA系列A优先股的优先分配率重置期权嵌入式衍生品公允价值为负债1.47亿美元[200] - 该嵌入式衍生品公允价值增减10%，影响为1500万美元[200] - 2022年6月30日，原油衍生品公允价值为 - 7800万美元，价格增减10%，影响分别为 - 1000万美元和1000万美元[197] - 2022年6月30日，天然气衍生品公允价值为7100万美元，价格增减10%，影响分别为3100万美元和 - 3100万美元[197] - 2022年6月30日，NGL及其他衍生品公允价值为 - 9600万美元，价格增减10%，影响分别为 - 1.05亿美元和1.05亿美元[197] - 2022年6月30日，商品衍生品总公允价值为 - 1.03亿美元[197]

公司股权结构 - 截至2022年3月31日，公司持有GP LLC 100%的管理成员权益和AAP约81%的有限合伙人权益，AAP持有约2.415亿PAA普通单位，占PAA已发行普通股和A类优先股总数的约31%[116] - 截至2022年3月31日，子公司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%的有限合伙权益，二叠纪合资企业35%的权益，红河有限责任公司33%的权益[180] 公司整体财务数据关键指标变化 - 2022年前三个月公司净收入为2.09亿美元，2021年同期为3.92亿美元，同比下降47%[119] - 2022年第一季度产品销售收入为133.81亿美元，2021年同期为80.83亿美元，同比增长66%；服务收入为3.13亿美元，2021年同期为3亿美元，同比增长4%[121] - 2022年第一季度采购及相关成本为127.85亿美元，2021年同期为73.92亿美元，同比增长73%；现场运营成本为3.46亿美元，2021年同期为2.19亿美元，同比增长58%[121] - 2022年第一季度一般及行政费用为0.83亿美元，2021年同期为0.68亿美元，同比增长22%[121] - 2022年第一季度折旧和摊销费用为2.31亿美元，2021年同期为1.78亿美元，同比增长30%[121] - 2022年第一季度资产出售和资产减值净收益为0.42亿美元，2021年同期为 - 0.02亿美元[121] - 2022年第一季度其他费用净额为0.37亿美元，2021年同期为0.6亿美元，同比下降38%[121] - 2022年第一季度所得税费用为0.35亿美元，2021年同期为0.53亿美元，同比下降34%[121] - 2022年第一季度归属于PAGP的净收入为0.22亿美元，2021年同期为0.7亿美元，同比下降69%[121] - 2022年第一季度净收入2.09亿美元，较2021年的3.92亿美元减少1.83亿美元，降幅47%[137] - 2022年第一季度调整后EBITDA为6.9亿美元，较2021年的5.46亿美元增加1.44亿美元，增幅26%[137] - 2022年第一季度归属于PAA的调整后EBITDA为6.14亿美元，较2021年的5.43亿美元增加7100万美元，增幅13%[137] - 2022年和2021年前三个月经营活动提供的净现金分别为3.39亿美元和7.89亿美元[165] - 2022年和2021年第一季度投资、维护和收购资本支出分别为1.36亿美元和1.2亿美元[166] - 2022年全年预计投资资本约3.3亿美元，维护资本2.2亿美元[167] - 2022年和2021年第一季度资产出售所得款项分别为2100万美元和5300万美元[168] - 2022年第一季度PAA信贷安排净借款3.82亿美元，2021年第一季度净还款5.76亿美元[172][173] - 2022年第一季度PAA赎回了7.5亿美元2022年6月到期的3.65%高级票据[174] - 2022年第一季度和2021年第一季度，公司分别回购240万和40万普通股，总价分别为2500万美元和300万美元，2022年3月31日回购计划剩余额度为2.47亿美元[175] - 2022年3月31日，PAGP传统货架登记声明下未售出证券约9.39亿美元，PAA传统货架登记声明下未售出证券约11亿美元[176][177] - 2022年5月13日，公司将向A类股东支付季度现金分红，每股0.2175美元，年化每股0.87美元，较2月增加每股0.0375美元[179] - 2022年5月13日，PAA将向普通股持有人支付季度现金分红，每单位0.2175美元，年化每单位0.87美元，较2月增加每单位0.0375美元[181] - 截至2022年3月31日，公司营运资金赤字4.72亿美元，但有24亿美元可用流动性[162] - 截至2022年3月31日，公司原油、NGL等采购的预计付款总额为19.525亿美元，2022 - 2026年各年分别为2.3259亿、2.6253亿、2.5271亿、2.4414亿、2.3148亿美元，2027年及以后为7.2905亿美元[185] - 2022年3月31日和2021年12月31日，公司未到期信用证分别约为3400万美元和9800万美元[185] 原油业务线数据关键指标变化 - 原油业务板块2022年第一季度收入130.79亿美元，较2021年的78.53亿美元增加52.26亿美元，增幅67%[143] - 原油业务板块2022年第一季度调整后EBITDA为4.53亿美元，较2021年的4.74亿美元减少2100万美元，降幅4%[143] - 原油业务板块2022年第一季度维护资本支出1900万美元，较2021年的2800万美元减少900万美元，降幅32%[143] - 2022年第一季度原油管道关税活动总交易量715.9万桶/日，较2021年的543万桶/日增加172.9万桶/日，增幅32%[144] - 2022年第一季度原油租赁集输采购量136.1万桶/日，较2021年的117.4万桶/日增加18.7万桶/日，增幅16%[144] 业务影响因素 - 2021年8月出售天然气储存设施，导致2022年第一季度业绩下降，2021年第一季度该设施净收入约4200万美元[146][148] - 2021年10月与Oryx Midstream完成交易，2022年第一季度二叠纪盆地新增约64万桶/日的关税交易量[150] NGL业务线数据关键指标变化 - 2022年第一季度NGL业务净收入为7.35亿美元，较2021年的6.39亿美元增加9600万美元，增幅15%[156] - 2022年第一季度NGL业务调整后EBITDA为1.61亿美元，较2021年的6900万美元增加9200万美元，增幅133%[156] 项目进展 - 2022年第一季度Capline管道反转项目和Wink to Webster管道项目二期完成并投入使用[155] 衍生品相关数据 - 公司使用衍生品工具对冲商品价格风险，包括原油、天然气、NGL及其他商品，2022年3月31日，商品衍生品总公允价值为 - 1.49亿美元[193][194] - 若商品价格上涨10%，原油、天然气、NGL及其他商品衍生品公允价值变化分别为 - 4000万、3400万、 - 9500万美元；若下跌10%，变化分别为4000万、 - 3400万、9500万美元[194] - 公司使用多种衍生工具管理商品价格、利率和汇率风险[192] - 2022年3月31日，公司可变利率债务约为3.82亿美元，平均利率为1.0%[196] - 2022年3月31日，公司利率衍生品公允价值为净资产9700万美元[196] - 2022年3月31日，若远期LIBOR曲线上升10%，利率衍生品公允价值增加1800万美元；下降10%，则减少1800万美元[196] - 2022年3月31日，PAA系列A优先股单位的优先分配利率重置期权嵌入式衍生品公允价值为负债4400万美元[197] - 该嵌入式衍生品公允价值增减10%，影响为400万美元[197] - 2022年3月31日，原油衍生品公允价值为 - 6200万美元，价格上涨10%影响为 - 4000万美元，下跌10%影响为4000万美元[194] - 2022年3月31日，天然气衍生品公允价值为1.3亿美元，价格上涨10%影响为3400万美元，下跌10%影响为 - 3400万美元[194] - 2022年3月31日，NGL及其他衍生品公允价值为 - 2.17亿美元，价格上涨10%影响为 - 9500万美元，下跌10%影响为9500万美元[194] - 2022年3月31日，商品衍生品总公允价值为 - 1.49亿美元[194]

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[37] 公司报告分部变更 - 2021年第四季度前公司报告分部为运输、设施和供应与物流，之后变为原油和天然气液体[39] 公司原油业务设施情况（截至2021年12月31日） - 截至2021年12月31日，公司拥有18300英里活跃原油运输管道和集输系统，另有110英里支持原油储存和终端设施的管道[49] - 截至2021年12月31日，公司商业原油储存容量为7400万桶，活跃地上油罐容量为3800万桶[49] - 截至2021年12月31日，公司在美国有4个海洋设施，在南德克萨斯州鹰福特地区有一个日处理能力为12万桶的凝析油处理设施[49] - 截至2021年12月31日，公司有7个原油铁路终端和2100节原油铁路车厢，640辆卡车和1275辆拖车[49] - 截至2021年12月31日，公司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[49] - 截至2021年12月31日，公司商业原油存储总容量为7400万桶，其中Cushing 2700万桶、St. James 1500万桶等[73] 公司二叠纪盆地管道业务情况 - 公司在二叠纪盆地运营约4900英里集输管道，总管道容量约为370万桶/日，约75%的集输系统容量在特拉华盆地[52] - 公司二叠纪盆地的盆地内管道系统容量约为310万桶/日，加拿大的盆地内管道容量约为30万桶/日[57][58] - 公司在二叠纪盆地拥有多个长途管道系统权益，目前运营的外输能力（按所有权权益计算）约为170万桶/日[59] 公司原油管道权益及运输能力情况 - 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[62] - 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[62] - Wink to Webster Pipeline总日输油能力约150万桶，净UJI权益为110万桶/日，2022年一季度二期投产，三期推迟至2023年四季度[63] 公司凝析油处理设施情况 - 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[74] 公司原油铁路设施容量情况 - 公司原油铁路装载和卸载设施日总容量分别为26.4万桶和35万桶[75] 公司NGL业务情况 - 公司NGL业务涉及加工、分馏、存储、运输和终端服务，收入来自服务收费和商业活动[77] 公司天然气及NGL相关设施情况（截至2021年12月31日） - 截至2021年12月31日，公司天然气处理设施Empress处理能力55亿立方英尺/日，进气量27亿立方英尺/日[80] - 截至2021年12月31日，公司NGL分馏设施总可用分馏能力约20.01万桶/日，平均产量12.95万桶/日[80] - 截至2021年12月31日，公司NGL存储设施总容量约2800万桶，NGL运输管道约1620英里[80] 公司阿尔伯塔省天然气处理厂情况 - 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混合物3 - 5万桶[83][84] 公司NGL管道及分馏设施情况 - 公司的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并输送至Fort Saskatchewan的分馏设施[85] - Fort Saskatchewan设施分馏能力为4.44万桶/天，设计产能8.84万桶/天，日产丙烷、丁烷和凝析油约4.44万桶，公司还持有Keyera Fort Saskatchewan设施约21%的所有权，净权益下分馏能力约1.73万桶/天[86][87] - 萨尼亚地区设施的分馏单元平均日产NGL产品约10万桶，公司在萨尼亚分馏器各处理单元的所有权占比为62% - 84%[88] 原油期货合约价格情况 - 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[89] 公司主要客户收入占比情况 - 埃克森美孚及其子公司在2019 - 2021年分别占公司收入的12%、12%、15%；马拉松石油及其子公司在2019 - 2021年分别占公司收入的12%、13%、12%；BP及其子公司在2021年占公司收入的10%；菲利普斯66公司及其子公司在2019年占公司收入的11%[96] 公司合资合作情况 - 公司与超25个长期合作伙伴达成合资和共同权益安排[102] - 2021年10月，公司与Oryx Midstream完成合并，成立Permian JV，公司拥有65%的所有权并运营合并资产[103] 公司所有权比例情况（截至2021年12月31日） - 截至2021年12月31日，公司在多个合资企业（JV）中的所有权比例分别为：BridgeTex Pipeline Company, LLC 20%、Cactus II Pipeline LLC 65%、Capline Pipeline Company LLC 54%等[105] - 截至2021年12月31日，公司在部分未合并权益（UJI）中的所有权比例分别为：Basin Pipeline 87%、Empress Processing 66% - 92%、Fort Saskatchewan NGL Storage and Fractionation 21% - 48%等[105] 公司资产销售与收购情况 - 截至2021年12月31日，公司已完成资产销售总额超过45亿美元[106] - 过去五年，公司完成多项收购，总计约20亿美元[107] 公司投资与资本情况 - 2022年总投资资本预计约为3.3亿美元，其中约一半预计与Permian JV相关；2022年维护资本预计为2.2亿美元[109] 公司管道相关成本情况 - 2021年美国管道检查、测试和纠正异常的成本约为2100万美元，2022年初步估计约为3000万美元[115] - 2021年美国管道完整性管理自愿举措成本约为1000万美元，2022年初步估计约为1500万美元[115] - 2021年美国API 653项目成本约为1500万美元，2022年预算约为3800万美元[119] - 2021年管道、设施和洞穴完整性管理活动成本约为6600万美元，2022年初步估计约为9600万美元[121] 公司环境法规合规情况 - 公司运营涉及的液体和气体碳氢化合物存储、处理、加工和运输等业务，需遵守严格的环境和安全法律法规，合规成本增加[112] - 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%[134] - 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Lone Star Gas Liquids设施受该计划约束[135] - 2015年1月1日起，AB32法规涵盖成品燃料供应商和进口商，Plains Marketing于2016年完成第一年合规，2018年1月1日起，成品燃料进口商合规成本责任主体变更，Plains Midstream Canada于2019年提交首份合规报告[136] - 加州2015年行政命令B - 30 - 15要求到2030年将温室气体排放量从1990年基线水平降低40%[137] - 2020年10月，加州州长签署行政命令，设定到2030年保护加州至少30%的土地和沿海水域的目标[138] - 拜登于2021年4月宣布到2030年美国经济范围内净温室气体排放量较2005年水平减少50 - 52%的目标[140] - 2021年11月COP26会议上，美国和欧盟联合发起全球甲烷承诺，超100个国家参与，目标是到2030年将全球甲烷排放量较2020年水平至少减少30%[140] - COP26会议上，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[142] - 公司有两个设施需遵守联邦温室气体报告要求，且进口成品燃料到美国的活动也需报告[133] - 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，这些成本和责任可能重大且保险可能不覆盖[126][128][130] - 2018年1月1日起，加拿大联邦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，新增1个设施需提交排放年报，共4个地点[146] - 加拿大联邦碳污染定价2019年起为每吨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[147][148] - 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% [149] - 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年水平降低多达45% [151] - 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[154] - 艾伯塔省TIER计划下，碳价格最初设定为每吨30加元，2022年通过部长令提高到每吨50加元[154] 公司其他法规相关情况 - 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[160] - 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[162] - 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[165] - 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[166] - 2021年7月1日至2026年6月30日，普通承运人每年可按生产者价格指数减0.21%调整其指数上限[167] - 违反联邦贸易委员会市场操纵法规，每天面临最高约130万美元的民事罚款[181] - 违反商品期货交易委员会市场操纵规则，每次违规面临最高约123万美元或三倍获利的民事罚款[181] - 2015年4月1日起，北达科他州要求对巴肯原油进行处理以符合蒸汽压力限制[175] - 2020年7月1日，《美墨加协定》生效[180] - 2020年，美国最高法院裁定俄克拉荷马州的马斯考吉（克里克）族保留地未被废除[176] - 2020年10月1日，美国环保署批准俄克拉荷马州管理该州现有环保署批准的印第安地区监管项目[177] - 2021年，美国运输安全管理局发布两项针对关键基础设施管道所有者和运营商的网络安全和报告要求的安全指令[179] 公司运输业务监管情况 - 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[171] - 公司加拿大卡车运输业务受联邦和省级交通机构监管，按《国家安全法规》运营[172] 公司员工情况 - 截至2021年12月31日，GP LLC和PMCULC在北美雇佣约4100人，其中美国约2900人，加拿大约1200人[186] - 约69%的员工（约2800人）为现场员工，其中约525人在运输部门[186] - 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[187] - 截至2021年12月31日，约21%的员工为女性（不包括现场员工为45%），少数族裔占美国员工总数的约31%（不包括现场员工为37%）[188] - 约185名员工受六项集体谈判协议覆盖，其中一项正在协商，其余五项将于2023年和2024年重新协商[186] 公司股东税收情况 - 非公司类美国股东收到被视为股息的A类股份分配，满足持有期要求时，最高按20%的降低税率缴纳联邦所得税[195] - 美国股东出售、交换或其他应税处置A类股份时，若持有期超过一年，资本利得或损失通常为长期，个人长期资本利得最高按20%的降低税率缴纳联邦所得税[199] - 非美国股东收到的A类股份分配，一般按分配总额的30%缴纳美国预扣税，除非适用所得税条约规定较低税率[203] - 非美国股东收到的超过公司当前和累计盈利的分配，可能按不低于15%的税率扣缴美国联邦所得税[203] - 与美国贸易或业务有效关联的股息，非美国股东按净收入基础征税，若为公司，可能需缴纳30%的分支机构利润税[205] - 非美国持有人出售A类股票实现的收益，若符合特定情况，需按30%（或适用所得税条约规定的较低税率）缴纳美国联邦所得税[207] - 若公司A类股票未在既定证券市场定期交易，非美国持有人处置A类股票需缴纳15%预扣税[209] - FATCA规定，向“外国金融机构”或“非金融外国实体”支付A类股票股息时，需征收30%预扣税，除非符合特定豁免条件[215] - 公司认为目前及可预见未来，就美国联邦所得税而言是美国不动产控股公司（USRPHC）[209] - 仅实际或推定拥有公司A类股票超过5%的非美国持有人，会因公司作为USRPHC的身份，在处置A类股票时被视为处置美国不动产权益并纳税[209] 公司现金流及业务风险情况 - 公司现金流完全依赖PAA向AAP进行现金分配，以及

公司股权结构 - 截至2021年9月30日，公司拥有GP LLC 100%的管理成员权益和约79%的AAP有限合伙人权益，AAP直接持有约2.45亿个PAA普通单位，占PAA已发行普通股和A类优先股总数的约31%[135] - 截至2021年9月30日，公司子公司的非控股权益包括PAA普通股和A类优先股69%的权益、AAP约21%的有限合伙权益以及红河有限责任公司33%的权益[205] 公司业务交易 - 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[138] - 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，公司拥有其65%的股份[139] 公司整体财务数据关键指标变化 - 2021年前九个月，公司净收入为1.3亿美元，而2020年同期净亏损24.17亿美元[140] - 2020年净亏损主要是由于商誉减值损失和非现金减值费用，总计约33.3亿美元，2020年第一季度还确认了约2.33亿美元的库存估值调整[140] - 2021年前九个月，折旧和摊销为5.53亿美元，较2020年的4.95亿美元下降12%；资产销售和资产减值净损失为5.92亿美元，较2020年的6.17亿美元减少4%[144] - 2021年前九个月，净利息支出为3.19亿美元，较2020年的3.29亿美元减少3%；所得税费用为0，较2020年的1.38亿美元下降100%[144] - 2021年前九个月，归属于PAGP的净亏损为0.24亿美元，较2020年的5.48亿美元减少96%；A类股基本和摊薄后净亏损为每股0.12美元，较2020年的每股2.97美元减少96%[144] - 2021年前九个月，A类股基本和摊薄后加权平均流通股数为1.94亿股，较2020年的1.84亿股增长5%[144] - 2021年第三季度净收入为 - 5000万美元，2020年同期为1.39亿美元，同比下降136%；2021年前九个月净收入为1.3亿美元，2020年同期为 - 24.17亿美元，同比增长105%[150] - 2021年第三季度利息费用净额为1.06亿美元，2020年同期为1.13亿美元，同比下降6%；2021年前九个月为3.19亿美元，2020年同期为3.29亿美元，同比下降3%[150] - 2021年第三季度所得税费用为 - 3700万美元，2020年同期为200万美元，同比下降幅度未给出；2021年前九个月为0，2020年同期为 - 1.38亿美元，同比增长100%[150] - 2021年第三季度折旧和摊销为1.79亿美元，2020年同期为1.61亿美元，同比增长11%；2021年前九个月为5.53亿美元，2020年同期为4.95亿美元，同比增长12%[150] - 2021年第三季度调整后EBITDA为5.18亿美元，2020年同期为6.81亿美元，同比下降24%；2021年前九个月为16.39亿美元，2020年同期为19.96亿美元，同比下降18%[150] - 2021年前三季度净现金运营活动提供的现金为13.58亿美元，2020年同期为12.53亿美元[190] - 2021年前三季度投资、维护和收购资本支出分别为1.82亿、1.16亿和0.32亿美元，2020年同期分别为7.85亿、1.57亿和3.1亿美元[191] - 2021年全年预计投资资本为2.75亿美元，维护资本为1.8亿美元[191] - 2021年前三季度和2020年前三季度资产剥离所得款项分别为8.78亿和2.46亿美元[192] - 2021年前9个月，公司在PAA信贷安排和商业票据计划上净还款7.13亿美元，2020年同期为3.06亿美元[197][198] - 2021年前9个月，公司通过公开市场回购1191.7303万个普通股单位，总价1.17亿美元，截至9月30日，回购计划剩余可用额度3.33亿美元[200] - 截至2021年9月30日，公司营运资金赤字为5.22亿美元，但有28亿美元可用流动性[186] - 截至2021年9月30日和2020年12月31日，公司未偿还信用证分别约为6400万美元和1.29亿美元[208] - 2021年初，公司修改部分管道及相关设施、存储及终端和铁路设施的使用寿命，预计每年增加折旧费用约7200万美元[212] - 公司预计2021 - 2026年及以后长期债务及相关利息支付总计134.29亿美元，租赁总计6.82亿美元，其他义务总计22.49亿美元，原油、NGL和其他采购总计1444.31亿美元[211] 各业务线数据关键指标变化 - 运输部门 - 2021年前九个月，运输部门调整后EBITDA为12.48亿美元，较2020年的12.33亿美元增长1%[144] - 运输业务板块三个月营收5.29亿美元，较2020年增长3500万美元，增幅7%；九个月营收15.68亿美元，较2020年增长3800万美元，增幅2%[157] - 采购及相关成本三个月为7500万美元，较2020年增加1500万美元，增幅25%；九个月为1.81亿美元，较2020年减少300万美元，降幅2%[157] - 实地运营成本三个月为1.49亿美元，较2020年增加1000万美元，增幅7%；九个月为3.94亿美元，较2020年减少4600万美元，降幅10%[157] - 股权收益三个月为6700万美元，较2020年减少2000万美元，降幅23%；九个月为1.85亿美元，较2020年减少9100万美元，降幅33%[157] - 调整后EBITDA三个月为4.27亿美元，较2020年减少1700万美元，降幅4%；九个月为12.48亿美元，较2020年增加1500万美元，增幅1%[157] - 维护资本三个月为2200万美元，较2020年减少1200万美元，降幅35%；九个月为6800万美元，较2020年减少3000万美元，降幅31%[157] - 二叠纪盆地原油管道日均产量三个月为43.94万桶，较2020年增加1.94万桶，增幅5%；九个月为41.14万桶，较2020年减少3.93万桶，降幅9%[157] - 南德克萨斯/伊格尔福特地区原油管道日均产量三个月为3.11万桶，较2020年减少0.59万桶，降幅16%；九个月为3.15万桶，较2020年减少0.68万桶，降幅18%[157] - 中央地区原油管道日均产量三个月为4.83万桶，较2020年增加0.95万桶，增幅24%；九个月为4.41万桶，较2020年增加0.58万桶，增幅15%[157] - 墨西哥湾沿岸地区原油管道日均产量三个月为1.76万桶，较2020年增加0.39万桶，增幅28%；九个月为1.61万桶，较2020年增加0.28万桶，增幅21%[157] 各业务线数据关键指标变化 - 设施部门 - 2021年前九个月，设施部门调整后EBITDA为4.25亿美元，较2020年的5.6亿美元下降24%[144] - 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（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（14%）[167] - 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（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（24%）[167] - 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（80%）；前九个月为3900万美元，去年同期4000万美元，下降100万美元（3%）[167] - 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（10%）；前九个月为1亿桶，去年同期1.1亿桶，下降1000万桶（9%）[167] - 设施部门现场运营成本本季度为8600万美元，去年同期7300万美元，增长1300万美元（18%）；前九个月为2.38亿美元，去年同期2.33亿美元，增长500万美元（2%）[167] 各业务线数据关键指标变化 - 供应和物流部门 - 2021年前九个月，供应和物流部门调整后EBITDA为 - 0.31亿美元，较2020年的2.05亿美元下降115%[144] - 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（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（72%）[172] - 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（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（115%）[172] - 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（67%）；前九个月为900万美元，去年同期1900万美元，下降1000万美元（53%）[172] - 供应与物流部门本季度原油租赁采集采购日均量为137.2万桶，去年同期114.7万桶，增长22.5万桶（20%）；前九个月为130万桶，去年同期118.1万桶，增长11.9万桶（10%）[172] 公司业务运营相关 - 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，首席执行官根据多种指标评估部门绩效[152] - 运输部门业务主要是基于费用的原油和NGL运输活动，通过关税、管道容量协议和其他运输费用创收[155] - 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换算[154] - 加元兑美元汇率波动产生的外汇损益被归类为影响可比性的选定项目[156] - 调整后其他收入/（费用）净额包含在调整后EBITDA中，但排除在部门调整后EBITDA之外[156] 市场价格相关 - 2021年第三季度NYMEX WTI原油基准价格在62 - 75美元/桶，2020年同期在37 - 43美元/桶；2021年前九个月在48 - 75美元/桶，2020年同期在 - 38 - 63美元/桶[173] 资产减值与收益相关 - 2021年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[177] - 2020年第一季度商誉减值费用为25.15亿美元[178] - 2020年前三季度对非合并实体投资的损失分别为0.91亿和2.02亿美元，同时有0.21亿美元出售股权收益[179] 财务费用影响因素 - 2021年前三季度利息费用减少，主要因加权平均债务余额和平均利率降低[180] - 2021年前三季度所得税净有利差异和净不利差异分别受PAA较低和较高收益影响[183] 公司债务与融资 - 2020年6月，公司发行7.5亿美元、利率3.80%的优先票据[198] - 2021年8月2日，公司出售天然气存储设施后偿还2亿美元GO Zone定期贷款[199] - 截至2021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[201][202] 公司风险管理 - 公司面临商品价格、利率和汇率三类市场风险，使用衍生品管理风险[218] - 截至2021年9月30日，商品衍生品总公允价值为 - 3.51亿美元，原油、天然气、NGL及其他分别为 - 0.04亿、0.78亿、 - 4.25亿美元；10%价格上涨影响分别为0.04亿、0.24亿、 - 1.14亿美元；10%价格下跌影响分别为 - 0.03亿、 - 0.24亿、1.14亿美元[220] - 截至2021年9月30日，公司无可变利率债务，利率衍生品公允价值为净资产8100万美元；10%的远期LIBOR曲线上涨或下跌，将使利率衍生品公允价值增减1700万美元[221] - 截至2021年9月30日，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涨或下跌，将使外汇衍生品公允价值增减1200万美元[222] - 截至2021年9月30日，PAA系列A优先股的优先分配率重置期权嵌入式衍生品公允价值为负债100万美元；10%的公允价值增减影响小于100万美元[223] - 公司使用原油衍生品对冲供应与物流及运输业务的价格风险[219] - 公司使用天然气衍生品对冲供应与物流及设施业务的价格风险[219] - 公司使用NGL衍生品（主要是丙烷和丁烷）对冲供应与物流业务的价格风险[219] - 公司风险管理制度确保套期保值活动能应对风险，风险管理部门负责相关政策并审批新策略[218] 公司未来业绩影响因素 - 公司面临客户违约、自身履约困难、资本支出意外、市场中断等多种可能影响未来业绩的因素[217]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2021年上半年公司净收入为1.81亿美元，而2020年同期净亏损为25.56亿美元[133] - 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所致；2021年上半年资产销售和资产减值净损失为3.7亿美元[134] - 2021年Q2净亏损2.12亿美元，2020年同期净利润1.37亿美元，变动 - 3.49亿美元，变动率 - 255%；2021年H1净利润1.81亿美元，2020年同期净亏损25.56亿美元，变动27.37亿美元，变动率107%[146] - 2021年Q2利息费用净额1.07亿美元，2020年同期1.08亿美元，变动 - 0.01亿美元，变动率 - 1%；2021年H1利息费用净额2.13亿美元，2020年同期2.15亿美元，变动 - 0.02亿美元，变动率 - 1%[146] - 2021年Q2所得税费用 - 0.17亿美元，2020年同期 - 0.07亿美元，变动 - 0.1亿美元，变动率 - 143%；2021年H1所得税费用0.36亿美元，2020年同期 - 1.4亿美元，变动1.76亿美元，变动率126%[146] - 2021年Q2折旧和摊销费用1.97亿美元，2020年同期1.66亿美元，变动0.31亿美元，变动率19%；2021年H1折旧和摊销费用3.75亿美元，2020年同期3.35亿美元，变动0.4亿美元，变动率12%[146] - 2021年Q2资产销售和资产减值净损失3.69亿美元，2020年同期 - 0.01亿美元，变动3.7亿美元；2021年H1资产销售和资产减值净损失3.7亿美元，2020年同期6.18亿美元，变动 - 2.48亿美元，变动率 - 40%[146] - 2021年Q2未合并实体折旧和摊销费用0.68亿美元，2020年同期0.16亿美元，变动0.52亿美元，变动率325%；2021年H1未合并实体折旧和摊销费用0.88亿美元，2020年同期0.33亿美元，变动0.55亿美元，变动率167%[146] - 2021年Q2调整后EBITDA为5.77亿美元，2020年同期5.22亿美元，变动0.55亿美元，变动率11%；2021年H1调整后EBITDA为11.22亿美元，2020年同期13.16亿美元，变动 - 1.94亿美元，变动率 - 15%[146] - 2021年上半年所得税费用增加，主要因PAA第一季度盈利增加对PAGP收入的影响，部分被第二季度盈利降低的影响抵消[181] - 截至2021年6月30日，公司营运资金赤字4.85亿美元，但有26亿美元现金及现金等价物和25.31亿美元可用信贷额度，共计约26亿美元流动性[183] - 2021年和2020年上半年，经营活动净现金分别为10.23亿美元和9.72亿美元[186] - 2021年上半年，投资、维护和收购资本支出分别为1.42亿美元、7300万美元和3200万美元，2020年同期分别为6.54亿美元、1.04亿美元和3.08亿美元；2021年预计投资资本3.25亿美元，维护资本1.8亿美元[187][188] - 2021年上半年公司在PAA信贷安排和商业票据计划上净还款3.26亿美元，2020年同期净还款4.18亿美元[194][195] - 2021年6月30日和2020年12月31日，公司未偿还信用证分别约为8100万美元和1.29亿美元[207] - 2021年初公司调整部分财产和设备的使用寿命，预计每年增加折旧费用约7200万美元[211] - 2021年6月30日，公司商品衍生品公允价值为 - 3.95亿美元，原油、天然气、NGL及其他衍生品公允价值分别为 - 2.54亿、0.5亿、 - 1.91亿美元；10%价格上涨或下跌时，对应影响分别为 - 0.71亿、0.16亿、 - 0.67亿美元和0.72亿、 - 0.16亿、0.67亿美元[224] - 2021年6月30日，公司可变利率债务约5.88亿美元，6个月内平均利率为0.8%；利率衍生品公允价值为净资产0.75亿美元，10%的远期LIBOR曲线上涨或下跌会使利率衍生品公允价值增加或减少0.17亿美元[225] - 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涨或下跌会使外汇衍生品公允价值增加或减少不到100万美元[227] - 2021年6月30日，公司A系列优先股的优先分配率重置期权这一嵌入式衍生品公允价值为负债500万美元，10%的公允价值上涨或下跌影响不到100万美元[228] 公司投资与资产交易情况 - 2021年上半年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的开发项目[136] - 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[138] - 2021年8月2日公司以8.5亿美元出售天然气储存设施[139] - 2021年8月2日公司出售天然气存储设施后偿还PAA两笔GO Zone定期贷款共2亿美元[196] - 2020年6月公司发行7.5亿美元、利率3.80%的优先票据[195] 公司股东权益与分红情况 - 2021年上半年公司向A类股东和非控股权益支付约3.65亿美元现金分红[136] - 2021年上半年公司回购5290592个普通股单位，花费5300万美元[137] - 2021年上半年公司通过公开市场回购5290592个普通股单位，总价5300万美元，6月30日回购计划剩余可用额度3.97亿美元[197] - 截至2021年6月30日，非控股股东权益包括PAA普通股和A类优先股69%的权益、AAP约21%的有限合伙人权益以及Red River LLC 33%的权益[202] 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，同比增加8700万美元，增幅25%；上半年为8.21亿美元，同比增加3300万美元，增幅4%[140] - 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[153] - 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%[153] - 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%[153] - 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%[153] - 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%[153] - 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%[153] - 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%[153] - 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%[153] 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，同比减少3400万美元，降幅20%；上半年为3.11亿美元，同比减少7300万美元，降幅19%[140] - 设施部门2021年Q2和H1收入分别为2.44亿美元和5.15亿美元，较2020年同期分别下降3200万美元（12%）和7400万美元（13%）[165] - 设施部门2021年Q2和H1调整后EBITDA分别为1.4亿美元和3.11亿美元，较2020年同期分别下降3400万美元（20%）和7300万美元（19%）[165] - 设施部门2021年Q2和H1维护资本支出分别为1400万美元和2000万美元，较2020年同期分别下降100万美元（7%）和900万美元（31%）[165] - 设施部门2021年液体存储平均月容量为1亿桶，较2020年下降900万桶（8%）；天然气存储平均月工作容量为70亿立方英尺，较2020年增长3亿立方英尺（4%）[165] - 设施部门2021年H1现场运营成本为1.51亿美元，较2020年同期减少800万美元（5%），主要因出售部分终端、电力成本降低和铁路终端活动减少[165][167] 供应与物流业务线数据关键指标变化 - 2021年第二季度供应和物流业务调整后EBITDA为500万美元，同比增加200万美元，增幅67%；上半年亏损800万美元，同比减少1.52亿美元，降幅106%[140] - 供应与物流部门2021年Q2和H1收入分别为96.23亿美元和177.07亿美元，较2020年同期分别增长66.98亿美元（229%）和68.73亿美元（63%）[171] - 供应与物流部门2021年Q2调整后EBITDA为500万美元，较2020年同期增长200万美元（67%）；H1为 - 800万美元，较2020年同期下降1.52亿美元（106%）[171] - 供应与物流部门2021年Q2和H1维护资本支出分别为300万美元和600万美元，较2020年同期分别下降500万美元（63%）和500万美元（45%）[171] - 供应与物流部门2021年Q2原油租赁收集采购日均量为135.2万桶，较2020年同期增长27.5万桶（26%）；NGL销售日均量为11.2万桶，较2020年同期增长1.8万桶（19%）[171] - 供应与物流部门NGL业务2021年Q2和H1收入较2020年同期分别减少1600万美元和5700万美元，主要因设施费率降低和2020年收到约2000万美元deficiency payment [170] 业务运营与市场环境相关 - 公司通过运输、设施和供应及物流三个运营部门管理业务，首席执行官根据多种指标评估部门绩效[148] - 运输部门业务主要是基于费用的原油和NGL运输活动，通过关税、管道容量协议和其他运输费用创收[151] - 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[150] - 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[155] - 2021年6月30日止六个月，现场运营成本较2020年同期下降，主要因电力成本降低和精简工作[160] - 2021年3月31日至6月30日，NYMEX WTI原油基准价格在59 - 74美元/桶，2020年同期为 - 38 - 40美元/桶；2021年上半年为48 - 74美元/桶，2020年上半年为 - 38 - 63美元/桶[172] - 2021年第二季度，公司原油业务净收入略低，NGL业务净收入略高；2021年上半年，原油业务和NGL业务净收入均降低[173] - 2021年第二季度和上半年，折旧和摊销费用增加，主要因部分资产使用寿命缩短[175] - 2021年第二季度和上半年，资产销售和减值净损失主要因约4.75亿美元非现金减值费用，部分被1.06亿美元资产交换交易收益抵消；2020年上半年主要因约4.46亿美元非现金减值损失和约1.67亿美元资产减值损失[176] - 2020年第一季度，公司确认25.15亿美元商誉减值费用[177] - 2020年第二季度和上半年，公司对非合并实体投资分别确认6900万美元和1.12亿美元损失，2020年上半年出售Saddlehorn Pipeline Company 10%股权确认2100万美元收益[178] - 截至2021年6月30日，公司长期债务及相关利息、租赁、其他义务和原油等采购的总合同义务为152.144亿美元[205] - 存储、加工和运输协议中约有19亿美元与以约定价格存储和运输原油的协议相关[214] 公司风险管理与衍生品使用情况 - 公司面临商品价格、利率、汇率等市场风险，使用衍生品管理风险并在市场波动时获取增量利润[220] - 公司使用原油衍生品对冲供应与物流、运输业务的价格风险，目标包括对冲预期采购和销售、库存及基差[221] - 公司使用天然气衍生品对冲供应与物流、设施业务的价格风险，目标是对冲预期采购[222] - 公司使用NGL衍生品（主要是丙烷和丁烷）对冲供应与物流业务的价格风险，目标包括对冲预期采购和销售、库存[223] - 公司使用利率衍生品对冲预期利息支付和部分未偿债务的利率风险，高级票据为固定利率不受利率风险影响[225] - 公司使用外汇衍生品对冲美元兑加元汇率波动风险，因加拿大业务多以加元开展[227]

财务业绩 - 第二季度调整后EBITDA为5.79亿美元，超出预期约1.1亿美元，全年调整后EBITDA指引上调2500万美元至正负21.75亿美元[6],[15],[33],[117] - 2021年预计自由现金流（FCF）在扣除分配后增至正负13.5亿美元，不包括资产出售收益为正负4.5亿美元[15],[33],[117] - 第二季度净亏损2.2亿美元，主要因天然气存储资产出售产生4.75亿美元非现金减值费用[117],[120],[121] 资产处置与优化 - 8月2日完成8.5亿美元天然气存储业务出售，提前约两个月，预计2021年资产出售总额达9.2亿美元，超7.5亿美元初始目标[9],[33],[35],[117] - 宣布与Oryx Midstream组建二叠纪盆地合资企业，预计四季度完成交易[10],[35],[117] 资本计划 - 2021年投资资本进一步减少5000万美元至正负3.25亿美元，较2月指引降低25%，主要因取消Byhalia Connection项目[10],[33],[35],[52] - 预计2022年起投资资本在2 - 3亿美元之间，维护资本低于2亿美元[22],[52],[53] 可持续发展 - 发布2020