财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后归属于PAA的EBITDA为6.74亿美元，超出预期 [4][7] - 提高2024年全年调整后EBITDA指引中点7500万美元，新范围为27.25亿 - 27.75亿美元 [4] - 2024年预计产生约15.5亿美元调整后自由现金流，约11.5亿美元用于普通股和优先股分配，3.75亿美元用于增长资本，2.5亿美元用于维护资本 [8] - 6月发行6.5亿美元2034年到期的高级无担保票据，利率5.7%，用于偿还11月到期的7.5亿美元票据 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 原油业务 - 受益于更高的关税交易量和一些基于市场的机会，第二季度业绩良好 [7] - 2024年生产增长指引维持在每天增加20 - 30万桶，米德兰地区表现略超预期，特拉华地区因基础设施限制和天然气价格较低表现略逊 [13] NGL业务 - 经历了有利的异丁烷与正丁烷价差，以及未对冲C3 + 规格产品销售的更高裂解价差 [7] - 签订了一份15年以上的合同，取代了约三分之一的裂解价差敞口，投资1.5 - 2亿美元用于建设集输、分馏、储存和运输设施，将使业务从约60 - 40的裂解价差敞口转变为低于50 - 50 [15] 各个市场数据和关键指标变化 - 二季度加拿大25号裂解价差峰值接近每加仑0.70美元 [46] - 远期曲线显示2025年价格较低，但到岸溢价在科珀斯克里斯蒂和休斯顿更高，2026年及以后公司与客户的对话具有建设性 [53] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 执行纪律性的小额并购战略，自2022年下半年以来完成八笔小额收购，总投资约5.35亿美元，补充现有资产基础，创造增长机会并增强财务状况 [5][6] - 预计未来几年现金流状况更持久和有韧性，得益于二叠纪长途业务的合同延期以及NGL业务向更稳定的收费现金流转变 [9] - 认为行业将出现更多整合，公司将保持纪律性，若对单位持有人有意义，会考虑更广泛的并购机会，但目前小额并购有足够的增长空间 [27][28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司团队和资产基础能够应对不断变化的市场动态，对继续实现目标和计划充满信心 [4][9] - 北美能源供应对能源可靠性、可负担性和安全性至关重要，公司处于有利地位 [9] - 认为更健康、高效的生产商对公司业务长期有利，二叠纪盆地将是世界关键盆地，虽有增长限制和波动，但对其前景乐观 [13][38][39] 其他重要信息 - 部分上半年较低的成本是成功将一些支出推迟到下半年，并非持续性的 [33] - 2024年现金税较高，部分是基于收入增加，部分来自加拿大业务，以及资金汇回产生的预扣税和折旧估计的调整，预计2025年税收将下降 [61] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 原油业务展望变化的关键来源及2025年效率提升趋势 - 整体指引变化部分来自NGL业务，部分来自原油业务。原油业务中，加拿大和美国有一些机会性收获，生产增长符合预期，生产商效率提高对公司业务长期有利，但不是指引增加的唯一来源 [12][13] 问题2: NGL业务长期变异性及基础盈利水平 - 公司不会提供NGL业务的前瞻性指引，但签订的长期合同和投资将使业务更具可预测性，市场有季节性，向收费模式转变可减少季节性影响 [15][16] 问题3: 2026年原油业务EBITDA是否仍与2024年持平 - 公司观点未改变，不期望2026年业务出现大幅下滑，会继续努力提升原油业务，后续会提供更正式的指引 [20] 问题4: 二叠纪生产增长情况及未来原油外运是否会紧张 - 短期内新墨西哥州存在基础设施限制，四季度情况将改善，预计产量将继续增长至每天增加20 - 30万桶，随着时间推移，盆地会变紧，行业签约情况反映了这一趋势 [22] 问题5: 小额并购机会的深度 - 公司在小额并购方面有优势，资产基础和整合性质使其能捕捉协同效应，当前环境下有很多讨论机会，会继续推进。同时认为行业会有更多整合，公司会保持纪律性 [26][27][28] 问题6: 二叠纪外运供需客户对话情况 - 与大客户重新签约，有建设性对话，会保留一定敞口，对第三方客户会保持耐心，公司的长期合同延期和保留开放空间的策略将发挥作用 [29][30] 问题7: 降低运营成本的可持续性及赎回优先股可能性 - 部分上半年成本降低是支出推迟，并非可持续的。目前赎回优先股的想法没有改变，但未来会重新评估 [33][34] 问题8: 资本分配是否会提高分红及2025年二叠纪产量趋势 - 若有可持续的EBITDA，会在年度分红审查中考虑提高分红。公司看好二叠纪长期发展，预计产量增长在每天20 - 30万桶，增长会有限制和波动 [36][37][38] 问题9: 二叠纪外运可签约情况及2026年后合同开放比例 - 不会提供相关信息，Cactus I和Cactus II大部分已签约，保留了一些空间，盆地和BridgeTex也有部分未签约容量 [41] 问题10: 二叠纪内盆地和集输业务量变化动态 - 主要与向科罗拉多城运输以连接其他有空间的运输商有关，新的管道动态和产量增长使原油找到新市场 [43] 问题11: 是否对加拿大25号裂解价差进行套期保值 - 有持续的套期保值计划，会关注市场信号并抓住机会，但目前不会提供指引，接近年初时会提供更多信息 [46][47] 问题12: 二季度负瓦哈价格对生产的影响及Q4增长预期 - 仍在每天增加20 - 30万桶的增长范围内，虽有部分完井延迟，但整体增长符合预期，四季度增长仍在预期内 [48][49] 问题13: 米德兰和休斯顿之间的总差价是否会扩大及时间 - 不会提供前瞻性指引，2025年价格显示较低，但到岸溢价更高，市场情况更复杂，2026年及以后与客户的对话具有建设性 [52][53] 问题14: 异丁烷与正丁烷价差机会及设施运营情况 - 有多个设施，一个一直运行，一个更具机会性。二季度价差影响较大，三季度较小，未来若有机会会运营 [56] 问题15: 二叠纪产量增长对公司系统的影响及现金税情况 - 公司是盆地整体增长的良好代表。2024年现金税较高，部分基于收入增加，部分来自加拿大业务，以及资金汇回和折旧估计调整，预计2025年税收下降 [60][61] 问题16: 是否有合适的并购项目及是否倾向有机增长 - 不能谈论正在进行的并购项目，但会保持纪律性，并购项目需能增加价值、压缩倍数并提取协同效应 [64] 问题17: C3 + 销售套期保值计划 - 大部分C3 + 销售已签订固定合同，对于增量生产，会严格锁定存储价差和下游经济效益，不会有大的基差敞口 [65] 问题18: 二季度原油业务超预期表现的原因及后续趋势 - 部分是由于二季度较低的公用事业成本和存储经济效益，这些不会在下半年重复，其他超预期表现应该会重复 [69] 问题19: 原油业务非二叠纪地区的EBITDA生成情况及趋势 - 落基山脉地区表现超预期，包括尤因塔的铁路运输和管道业务，加拿大的集输资产和跨境管道也表现良好，其他地区表现符合预期 [71] 问题20: 异丁烷与正丁烷价差提升的量化及销售情况和成本递延情况 - 二季度约为1500万美元，三季度约为500万美元，公司通过铁路运输有独特的市场渠道。不会量化成本递延金额，会继续致力于成本纪律和效率，已将其纳入前瞻性指引 [74][76][77]

财务业绩 - 公司报告第二季度业绩强劲，净收入为2.5亿美元，经营活动产生的净现金流为6.53亿美元[2] - 调整后EBITDA为6.74亿美元，创历史新高[2] - 调整后自由现金流为4.21亿美元，扣除资产和负债变动后为4.21亿美元[3] - 将2024年全年调整后EBITDA指引上调至27.25-27.75亿美元[4] - 维持2024年调整后自由现金流指引为15.5亿美元[5] - 公司营业收入在2024年第二季度和上半年分别为12,933百万美元和24,928百万美元[26] - 公司净收入在2024年第二季度和上半年分别为250百万美元和515百万美元[30] - 公司每股基本和摊薄净收益在2024年第二季度和上半年分别为0.26美元和0.55美元[31] - 公司经营活动产生的现金流量净额在2024年上半年为1,072百万美元[46] - 公司投资活动使用的现金流量净额在2024年上半年为418百万美元[47] - 公司融资活动使用的现金流量净额在2024年上半年为545百万美元[48] - 公司2024年上半年的投资资本支出为144百万美元,维护资本支出为109百万美元[51] - 公司2024年第二季度和上半年的调整后净收益分别为2.88亿美元和6.42亿美元[54] - 公司2024年第二季度和上半年的调整后每单位普通单位收益分别为0.31美元和0.72美元[55] - 公司2024年第二季度和上半年的调整后息税折旧摊销前利润(Adjusted EBITDA)分别为5.97亿美元和13.91亿美元[60] - 公司2024年第二季度和上半年的可分配现金流(Implied DCF)分别为4.04亿美元和8.74亿美元[61] - 公司2024年第二季度和上半年的可分配现金流每单位普通单位分别为0.58美元和1.25美元[64] - 公司2024年第二季度和上半年的普通单位分配覆盖率分别为1.81倍和1.96倍[65] - 公司2024年第二季度和上半年的经营活动产生的净现金流分别为6.53亿美元和10.72亿美元[75] - 公司2024年第二季度和上半年的自由现金流(Adjusted Free Cash Flow)分别为4.11亿美元和4.80亿美元[75] - 公司2024年第二季度和上半年的自由现金流扣除分配后分别为1.25亿美元和-0.92亿美元[75] - 公司2024年第二季度和上半年的基本每单位普通单位收益分别为0.26美元和0.55美元[70] - 调整后自由现金流(不含资产和负债变动)为4.21亿美元，较上年同期下降18.9%[77] - 调整后自由现金流分配后(不含资产和负债变动)为1.35亿美元，较上年同期下降50.5%[77] 资产负债情况 - 公司2024年6月30日的总债务为7,976百万美元,长期债务占总资本的比例为41%[38][39][40] - 公司2024年6月30日的现金及受限现金余额为553百万美元[49] - 公司2024年6月30日的总资产为27,453百万美元,总负债为13,875百万美元[35][36][37] - 公司总负债为138.67亿美元[120] - 总权益为148亿美元[121] - 基本和稀释每股净收益为0.41美元[124] 业务表现 - 原油和天然气液体业务分部表现出色，调整后EBITDA同比分别增长9%和52%[12][15] - 原油管道运输量同比增加6.5%，达到893.8万桶/日[1][2] - 天然气液化物(NGL)分馏量同比增加54.2%，达到12.8万桶/日[3] - 天然气液化物管道运输量同比增加27.6%，达到21.7万桶/日[3] - 丙烷和丁烷销售量同比增加2.2%，达到9.1万桶[3] - 原油段调整后EBITDA同比增加8.9%，达到11.3亿美元[4] - NGL段调整后EBITDA同比下降0.4%，达到2.53亿美元[4] - 调整后EBITDA同比增加6.0%，达到13.91亿美元[4] 其他 - 成功发行6.5亿美元5.7%到期2034年的无担保优先票据[3] - 公司专注于通过资本纪律、产生丰厚自由现金流和增加对股东的回报来最大化长期价值[6] - 公司将于8月2日召开电话会议讨论二季度业绩和相关事项[17][18] - 受到宏观经济、原油需求和价格波动、竞争加剧等因素的影响[126][127][128][129] - 公司拥有广泛的管道运输和储存基础设施,平均每天处理超过800万桶原油和天然气液体[130] - 公司总部位于德克萨斯州休斯顿[131]

动量投资概念 - 动量投资是跟随股票近期趋势 可双向操作 在多头情况下是买高希望卖得更高 利用股价趋势是关键 股票一旦确立走势就可能持续 [1] 关于Zacks动量风格评分 - Zacks动量风格评分有助于解决动量难以定义的问题 Plains GP Holdings公司目前动量风格评分为A 将讨论其评分的主要驱动因素如价格变化和盈利预期修正 [2][3] 公司与行业股价表现对比 - 过去一周Plains GP Holdings公司股价上涨1.96% 同期Zacks石油和天然气 - 生产和管道行业上涨1.59% 从较长时间看 公司月股价变化3.82% 行业为3.39% [7] - 过去一个季度Plains GP Holdings公司股价上涨8.61% 去年上涨22.29% 相比之下 标准普尔500指数分别为7.45%和20.76% [8] 公司20日平均交易量 - Plains GP Holdings公司过去20日平均交易量为1294486股 交易量在很多方面是有用的指标 20日平均交易量可建立良好的价量基线 上涨股票高于平均交易量通常是看涨信号 下跌股票高于平均交易量通常是看跌信号 [9] 公司盈利预期 - 过去两个月 全年有1个盈利预期上升 无下降 这些修正使公司的共识预期从过去60天的1.01美元提高到1.02美元 下一财年 同一时期有1个预期上升 无下降 [11] 结论 - 鉴于上述因素 Plains GP Holdings公司为Zacks排名2(买入)股票 动量评分为A 若寻找近期有望飙升的新选择 可将该公司列入候选名单 [12]

文章核心观点 - 文章讨论了动量投资策略，并推荐了Plains GP Holdings (PAGP)作为潜在的投资机会 [1][4] 动量投资策略 - 动量投资策略与传统的“低买高卖”相反，主张“高买更高卖” [1] - 动量投资策略可能存在风险，因为快速上涨的股票可能在未来增长潜力不足时失去动力 [2] - 通过Zacks Momentum Style Score和“Fast-Paced Momentum at a Bargain”筛选器可以识别出具有价格或盈利趋势的廉价股票 [3] Plains GP Holdings (PAGP) 分析 - PAGP的股价在四周内上涨了8.9%，显示出投资者对该股票的兴趣增加 [5] - 在过去的12周内，PAGP的股价上涨了5.6%，显示出持续的动量 [6] - PAGP的beta值为1.54，表明其股价波动性高于市场54% [7] - PAGP具有A级动量评分，表明现在是进入该股票以利用动量的最佳时机 [8] - PAGP的Zacks Rank为2（买入），表明分析师对其未来盈利持乐观态度 [9] - PAGP的市销率为0.08倍，即投资者只需支付每美元销售额的8美分，显示出其估值合理 [10] 其他投资机会 - 除了PAGP，还有其他股票通过“Fast-Paced Momentum at a Bargain”筛选器，投资者可以考虑这些股票 [11] - Zacks Premium提供了超过45种筛选器，可以根据个人投资风格选择 [12] - 通过Zacks Research Wizard可以测试和验证投资策略的有效性 [13]

公司权益持有情况 - 截至2024年3月31日，公司持有AAP约85%的有限合伙人权益和GP LLC 100%的管理成员权益，AAP持有PAA约23270万个普通股单位，占PAA总流通普通股和A类优先股的约30%[109] 公司整体财务数据关键指标变化 - 2024年前三个月公司净收入为3.36亿美元，2023年同期为4.43亿美元，同比下降24%[111] - 2024年第一季度产品销售收入为115.46亿美元，较2023年同期的119.43亿美元下降3%；服务收入为4.49亿美元，较2023年同期的3.98亿美元增长13%[113] - 2024年第一季度采购及相关成本为109.17亿美元，较2023年同期的113.23亿美元增长4%[113] - 2024年第一季度一般及行政费用为9700万美元，较2023年同期的8700万美元增长11%[113] - 2023年第一季度资产销售净收益约为1.54亿美元，2024年同期为0，同比下降100%，其中2023年主要是出售Keyera Fort Saskatchewan设施获得约1.4亿美元收益[113][119] - 2024年第一季度其他收入/（费用）净额为 - 500万美元，2023年同期为6400万美元，同比下降108%，主要受美元兑加元汇率变化影响[113][120] - 2024年第一季度所得税费用为2800万美元，较2023年同期的8300万美元下降66%[113] - 2024年第一季度归属于非控股权益的净收入为 - 2.94亿美元，较2023年同期的 - 3.74亿美元增长21%；归属于PAGP的净收入为4200万美元，较2023年同期的6900万美元下降39%[113] - 2024年第一季度净收入3.36亿美元，较2023年的4.43亿美元减少1.07亿美元，降幅24%[127] - 2024年第一季度调整后EBITDA为8.47亿美元，较2023年的8.13亿美元增加3400万美元，增幅4%[127] 原油期货价格变化 - 2024年3月31日止三个月NYMEX轻质低硫原油期货合约价格最低为70美元/桶，最高为83美元/桶，平均为77美元/桶；2023年同期最低为67美元/桶，最高为82美元/桶，平均为76美元/桶[115] 原油业务板块数据关键指标变化 - 原油业务板块2024年第一季度收入115.82亿美元，较2023年的117.58亿美元减少1.76亿美元，降幅1%[133] - 原油业务板块2024年第一季度调整后EBITDA为5.53亿美元，较2023年的5.17亿美元增加3600万美元，增幅7%[133] - 原油业务板块2024年第一季度维护资本支出4600万美元，较2023年的3200万美元增加1400万美元，增幅44%[133] - 原油管道关税2024年第一季度总量860万桶/日，较2023年的828万桶/日增加32万桶/日，增幅4%[133] NGL业务板块数据关键指标变化 - NGL业务板块2024年第一季度收入5.07亿美元，较2023年的6.9亿美元减少1.83亿美元，降幅27%[142] - NGL业务板块2024年第一季度调整后EBITDA为1.59亿美元，较2023年的1.92亿美元减少3300万美元，降幅17%[142] - NGL业务板块2024年第一季度维护资本支出1100万美元，较2023年的1600万美元减少500万美元，降幅31%[142] - NGL分馏业务2024年第一季度平均日产量12.8万桶，较2023年的14.4万桶减少1.6万桶，降幅11%[142] - NGL管道关税从194增至214，增长20，增幅10%；丙烷和丁烷销售额从138降至128，减少10，降幅7%[143] 公司资金状况 - 截至2024年3月31日，公司营运资金赤字为1.42亿美元，但有25亿美元流动性可满足需求，其中高级无抵押循环信贷额度可用性为13.5亿美元，高级有抵押套期保值库存额度可用性为13.23亿美元，商业票据计划未偿还金额为5.4亿美元，现金及现金等价物为3.19亿美元[149] - 2024年和2023年前三个月经营活动提供的净现金分别为4.18亿美元和7.42亿美元，2024年受套期保值活动保证金要求不利影响，2023年因降低库存水平受有利影响[153] - 2024年和2023年第一季度投资资本分别为1.04亿美元和0.8亿美元，维护资本分别为0.57亿美元和0.48亿美元，收购资本2024年为0.93亿美元，2023年为0[154] - 预计2024年投资资本约为4.65亿美元（按权益计算为3.75亿美元），维护资本约为2.5亿美元（按权益计算为2.3亿美元）[156] - 2024年和2023年第一季度资产出售所得款项分别为300万美元和2.84亿美元[157] - 2024年第一季度公司在PAA商业票据计划下净借款1.07亿美元[161] 公司证券及分红情况 - 截至2024年3月31日，普通股回购计划剩余可用额度为1.98亿美元[163] - 截至2024年3月31日，PAGP传统货架有9.39亿美元未售出证券，PAA传统货架有11亿美元未售出证券[164][165] - 2024年5月15日，公司将向A类股东支付每股0.3175美元的季度现金分红（年化每股1.27美元），PAA将向A类优先股股东支付每单位约0.615美元、向B类优先股股东支付每单位约24.20美元、向普通股股东支付每单位0.3175美元（年化每单位1.27美元）的季度现金分红[166][168][169] 公司采购预计付款及信用证情况 - 截至2024年3月31日，原油、NGL及其他采购预计付款总额为12.6531亿美元，其中2024年剩余时间预计付款2.0135亿美元，2025年预计付款2.1649亿美元，2026年预计付款1.9624亿美元，2027年预计付款1.7031亿美元，2028年预计付款1.3914亿美元，2029年及以后预计付款3.4178亿美元[173] - 2024年3月31日和2023年12月31日，公司未偿还信用证分别约为1.61亿美元和2.05亿美元[173] 公司衍生品公允价值及风险情况 - 截至2024年3月31日，公司商品衍生品公允价值为 - 1.37亿美元，若价格上涨10%，原油衍生品公允价值变化 - 0.39亿美元、天然气衍生品公允价值变化0.1亿美元、NGL及其他衍生品公允价值变化 - 0.51亿美元；若价格下跌10%，原油衍生品公允价值变化0.4亿美元、天然气衍生品公允价值变化 - 0.1亿美元、NGL及其他衍生品公允价值变化0.51亿美元[185] - 截至2024年3月31日，公司可变利率债务约为5.4亿美元，利率重置周期一般从不到一周到约一个月不等，2024年第一季度平均利率为5.8%[186] - 截至2024年3月31日，公司利率衍生品公允价值为净资产6800万美元，若2024年3月31日远期SOFR曲线上涨10%，利率衍生品公允价值增加1800万美元；若下跌10%，利率衍生品公允价值减少1800万美元[186] - 基于2024年3月31日已发行的B系列优先股和每单位1000美元的清算优先权，利率变动100个基点，公司B系列优先股年度股息将增加或减少约800万美元[187] 公司风险管理情况 - 公司采购原油和NGL的合同期限多数为30天至5年，少数剩余期限长达11年[172] - 公司使用原油、天然气、NGL等衍生品对冲商品价格风险，管理工具包括期货、远期、掉期和期权等[183][184] - 公司使用利率衍生品对冲与预期利息支付及部分未偿债务工具相关的利率风险[186] - 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监控相关头寸以应对风险[182]

财务数据和关键指标变化 - 公司报告了第一季度调整后EBITDA为7.18亿美元,并重申了2024年全年调整后EBITDA指引 [7] - 公司预计2024年将产生15.5亿美元的调整后自由现金流,其中11.5亿美元将用于普通合伙人和优先股分配 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司表示,Permian地区原油产量预计将增长20万至30万桶/日,下半年增长势头较强 [13] - NGL业务方面,2024年套期保值比例较高,裂解价差约为0.65美元/加仑 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司表示,加拿大原油价差和NGL市场表现良好,随着TMX管线投产,预计未来会有所下降,但长期来看仍有增长潜力 [73][74][75] - 公司提到,Wink-to-Webster管线10天的计划检修将增加BridgeTex和Colorado City管线的吞吐量 [92][93] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司通过重新签订Permian长输管线合同,延长了加权平均合同期限至2028年,体现了公司作为客户首选合作伙伴的地位 [8][9][18][19] - 公司表示,未来几年Permian原油产量增长将主要来自特拉华盆地,而非中部盆地 [79] - 公司认为,加拿大原油出口管线TMX投产不会对公司产生重大影响,反而可能带来更多基于管道运费的机会 [74][75][76] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2024年全年业绩保持谨慎乐观,预计Permian地区原油产量将持续增长 [13][57] - 公司预计2026年Crude Oil业务的调整后EBITDA将与2024年指引基本持平,体现了公司资产组合和战略举措的价值 [10][35][36][49] - 公司认为,新的海上出口设施建设不会对其现有业务产生重大影响,而是会带来新的机会 [87][88] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Michael Blum 提问** 询问公司是否会提高2024年指引,以及是否会超过每年0.15美元的分配增长目标 [25][26][27] **Willie Chiang 回答** 公司目前保持谨慎乐观,尚未提高2024年指引,但有信心能够实现分配增长目标 [26] 问题2 **Spiro Dounis 提问** 询问公司2026年Crude Oil业务EBITDA持平的依据,以及NGL业务未来套期保值策略 [34][35][36][38][39][41] **Jeremy Goebel 回答** 公司2026年Crude Oil业务EBITDA持平的假设是基于当前运营情况,不包括大型投资项目 [35][36][37] 公司目前NGL业务套期保值策略是保持谨慎和灵活,会根据市场情况适时进行套期保值 [38][39][41] 问题3 **Naomi Marfatia 提问** 询问Permian长输管线5年合同期限给公司带来的灵活性和未来发展机会 [67][68] **Willie Chiang 和 Jeremy Goebel 回答** 公司通过分阶段、加权平均的方式重新签订合同,可以灵活捕捉未来高利润机会,同时满足客户的需求 [68][69]

归属PAA净收入变化 - 2024年第一季度归属PAA的净收入为2.66亿美元，较2023年的4.22亿美元下降37%[2][3][15] - 2024年第一季度和2023年第一季度，公司净收入分别为3.51亿美元和4.75亿美元[17][21][22][25] - 2024年第一季度和2023年第一季度，基本和摊薄后每股普通股净收入分别为0.29美元和0.52美元[17][24][28] - 2024年3月31日结束的三个月，影响可比性的调整后归属于PAA的净收入为 - 8800万美元，2023年同期为7800万美元[32] - 2024年第一季度净收入为3.36亿美元，2023年同期为4.43亿美元[46] - 2024年第一季度归属于PAGP的净收入为4200万美元，2023年同期为6900万美元[46][48] - 2024年第一季度A类普通股基本和摊薄每股净收入为0.21美元，2023年同期为0.35美元[46][48] 经营活动净现金变化 - 2024年第一季度经营活动提供的净现金为4.19亿美元，较2023年的7.43亿美元下降44%[2][3] - 2024年第一季度和2023年第一季度，经营活动提供的净现金分别为4.19亿美元和7.43亿美元[21] - 2024年3月31日结束的三个月，经营活动提供的净现金为4.19亿美元，2023年同期为7.43亿美元[29] 调整后EBITDA相关 - 2024年第一季度归属PAA的调整后EBITDA为7.18亿美元，全年指引为26.25 - 27.25亿美元[2] - 2024年第一季度和2023年第一季度，调整后EBITDA分别为8.47亿美元和8.13亿美元[25] - 2024年3月31日结束的三个月，影响可比性的调整后EBITDA为 - 1.14亿美元，2023年同期为 - 6300万美元[32] - 2024年第一季度，原油业务调整后EBITDA为5.53亿美元，NGL业务调整后EBITDA为1.59亿美元；2023年同期原油业务调整后EBITDA为5.17亿美元，NGL业务调整后EBITDA为1.92亿美元[39] - 2024年3月31日结束的三个月，归属于PAA的调整后EBITDA为7.18亿美元，2023年同期为7.15亿美元[44] 调整后自由现金流变化 - 2024年第一季度调整后自由现金流为2.62亿美元（不包括资产和负债的变化；包括附带收购资本），较2023年的6.25亿美元下降58%[2][3] - 2024年3月31日结束的三个月，调整后自由现金流为7000万美元，2023年同期为8.23亿美元[29] - 2024年3月31日结束的三个月，派息后调整后自由现金流为 - 2.17亿美元，2023年同期为5.81亿美元[29] 股息相关 - 年化普通股股息提高0.20美元至每股1.27美元，增幅约19%，2月支付[2] 业务合同期限 - Permian长途运输组合加权平均合同期限约为5年，至2028年[2] 业务EBITDA预期 - 公司预计2026年原油业务调整后EBITDA与2024年指引大致持平[2] 资产收购 - 公司以约1.1亿美元现金收购Saddlehorn Pipeline Company额外10%股权和Mid - Con终端资产[2] 各业务线调整后EBITDA变化 - 2024年第一季度原油业务调整后EBITDA为5.53亿美元，较2023年增长7%；NGL业务调整后EBITDA为1.59亿美元，较2023年下降17%[6] 收入变化 - 2024年第一季度收入为119.95亿美元，较2023年的123.41亿美元有所下降[15] - 2024年第一季度，原油业务收入115.82亿美元，NGL业务收入5.07亿美元；2023年同期原油业务收入117.58亿美元，NGL业务收入6.9亿美元[39] - 2024年第一季度营收为119.95亿美元，2023年同期为123.41亿美元[46] 总资产与总负债变化 - 截至2024年3月31日和2023年12月31日，公司总资产分别为273.56亿美元和273.55亿美元[16] - 2024年3月31日总资产为285.9亿美元，2023年12月31日为285.97亿美元[47] - 2024年3月31日总负债为137.12亿美元，2023年12月31日为136.25亿美元[47] 投资与融资活动净现金变化 - 2024年第一季度和2023年第一季度，投资活动提供/使用的净现金分别为 - 2.61亿美元和1.58亿美元[21] - 2024年第一季度和2023年第一季度，融资活动使用的净现金分别为 - 2.73亿美元和 - 7.76亿美元[21] 隐含DCF与普通股现金分配及覆盖率变化 - 2024年第一季度和2023年第一季度，隐含DCF分别为5.34亿美元和4.98亿美元[25] - 2024年第一季度和2023年第一季度，普通股现金分配分别为2.23亿美元和1.87亿美元[25] - 2024年第一季度和2023年第一季度，普通股分配覆盖率分别为2.11倍和2.37倍[25] 运营收入变化 - 2024年第一季度运营收入为3.69亿美元，2023年同期为4.71亿美元[46] 股数变化 - 2024年第一季度A类普通股基本和摊薄加权平均股数为1.97亿股，2023年同期为1.94亿股[46][48] 业务量变化 - 2024年3月31日结束的三个月，原油管道关税总交易量为860万桶/日，2023年同期为828万桶/日[42] - 2024年3月31日结束的三个月，NGL分馏量为12.8万桶/日，2023年同期为14.4万桶/日[42] 公司业务概况 - PAA平均每天处理超过800万桶原油和天然气液体[51] - PAA拥有并运营中游能源基础设施，PAGP拥有PAA的间接非经济控制性普通合伙人权益和间接有限合伙人权益[51]

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]