公司股权结构 - 公司持有Plains All American GP LLC 100%管理成员权益，通过直接持有约18320万个AAP单位和间接持有约100万个AAP单位，拥有AAP约75%有限合伙人权益[142] - 截至2020年3月31日，公司子公司的非控股权益包括PAA 69%的普通股和A类优先股、AAP约25%的有限合伙权益以及Red River LLC 33%的权益[225] 市场需求预测 - 2020年第二季度全球原油需求可能比2019年第二季度减少20% - 25%[144] 资本计划与分配调整 - 公司宣布将2020/2021年资本计划削减7.5亿美元，即33%；将2020年5月应付的PAA普通股单位分配和A类股份分配减少50%，按年计算减少5.25亿美元[148] - 2020/2021年总扩张资本目标约为15.5亿美元，比之前目标的23亿美元降低7.5亿美元（33%），剔除6亿美元的Red Oak项目合资企业项目融资（公司份额）后降低13.5亿美元（47%）[158] - 2020年5月15日，公司将向A类股东支付季度股息，每股0.18美元，年化每股0.72美元，较2020年2月减少50% [224] - 2020年5月15日，公司将向A类优先股股东支付3700万美元现金股息，每股0.525美元[226] - 2020年5月15日，公司将向B类优先股股东支付2450万美元半年期现金股息[227] - 2020年5月15日，公司将向普通股股东支付季度股息，每股0.18美元，年化每股0.72美元[228] 公司净亏损情况 - 2020年第一季度公司净亏损27亿美元，而2019年第一季度净收入为9.14亿美元，净亏损主要由25亿美元的商誉减值损失导致[152] - 2020年第一季度净亏损26.92亿美元，2019年第一季度净收入9.14亿美元，同比减少36.06亿美元（ - 395%）[160] - 2020年第一季度归属于PAGP的净亏损为5.81亿美元，2019年第一季度净收入为1.47亿美元，同比减少7.28亿美元（ - 495%）[160] - 2020年3月31日季度净亏损26.92亿美元，2019年同期净利润9.14亿美元，同比下降395%[166] - 2020年第一季度公司净亏损4.46亿美元，主要是由于某些管道和其他长期资产的减记，以及1.67亿美元的资产减值损失[195] 公司投资与收购情况 - 2020年第一季度公司在中游基础设施项目投资3.52亿美元，收购约3.08亿美元资产[154] - 2020年2月公司以3亿美元收购了特拉华盆地的原油收集系统和相关资产[212] - 2020年第一季度公司在中游基础设施上投资3.52亿美元，预计全年投资11亿美元[213] 公司现金分配情况 - 2020年第一季度公司向A类股东和非控股权益支付约2.99亿美元现金分配[155] 各业务板块调整后EBITDA情况 - 2020年第一季度运输部门调整后EBITDA为4.42亿美元，较2019年增长4300万美元（11%）；设施部门调整后EBITDA为2.1亿美元，增长2600万美元（14%）；供应与物流部门调整后EBITDA为1.41亿美元，减少1.37亿美元（ - 49%）[160] - 运输业务2020年第一季度调整后EBITDA为4.42亿美元，2019年同期3.99亿美元，同比增长11%[174] - 设施业务板块2020年第一季度与2019年同期相比，调整后EBITDA为2.1亿美元，增长2600万美元，增幅14% [182] - 供应与物流业务板块2020年第一季度与2019年同期相比，调整后EBITDA为1.41亿美元，减少1.37亿美元，降幅49% [188] 运输业务相关数据 - 运输业务2020年第一季度收入5.79亿美元，2019年同期5.56亿美元，同比增长4%[174] - 运输业务2020年第一季度维护资本为3400万美元，2019年同期2700万美元，同比增长26%[174] - 2020年第一季度运输业务日均总量为725.5万桶，2019年同期650.4万桶，同比增长12%[175] - 2020年第一季度二叠纪盆地原油管道日均运输量为51.65万桶，2019年同期42.68万桶，同比增长21%[175] - 2020年第一季度中部地区原油管道日均运输量为40.4万桶，2019年同期50.9万桶，同比下降21%[175] - 2020年第一季度NGL管道日均运输量为18.7万桶，2019年同期21万桶，同比下降11%[175] - 运输业务板块2020年第一季度与2019年同期相比，收入总差异为2300万美元，采购及相关成本总差异为 - 2700万美元，非合并实体权益收益总差异为1900万美元[177] 设施业务相关数据 - 设施业务板块2020年第一季度与2019年同期相比，收入为3.13亿美元，增长1400万美元，增幅5% [182] - 设施业务板块2020年第一季度与2019年同期相比，维护资本支出为1400万美元，减少300万美元，降幅18%，主要因天然气储存设施洞穴维护支出降低[182][186] 供应与物流业务相关数据 - 供应与物流业务板块2020年第一季度与2019年同期相比，收入为79.08亿美元，减少1.14亿美元，降幅1% [188] - 供应与物流业务板块2020年第一季度与2019年同期相比，维护资本支出为300万美元，增加100万美元，增幅50% [188] 不同地区业务情况 - 二叠纪盆地地区2020年第一季度与2019年同期相比，收入、采购及相关成本净额增加1700万美元，主要因特定集输系统量增加；权益收益增加主要来自仙人掌二号管道65%的权益[178] - 中部地区2020年第一季度与2019年同期相比，收入、采购及相关成本净额减少，主要因产量降低和竞争；权益收益减少主要因俄克拉荷马州库欣市部分需求拉动管道炼油厂停工的影响[178] - 其他地区、运输和管道损失备抵收入2020年第一季度与2019年同期相比减少，主要因2020年价格降低导致管道损失备抵收入减少以及存货估值调整[178] 公司业务量变化情况 - 2020年第一季度与2019年同期相比，原油租赁集输采购日均量为131.8万桶，增加19万桶，增幅17%；NGL销售量日均量为22万桶，减少10.8万桶，降幅33% [189] 公司费用变化情况 - 2020年第一季度与2019年同期相比，折旧和摊销费用增加，主要因各项资本扩张项目完成带来的额外折旧费用以及部分资产使用寿命缩短[194] - 2020年第一季度公司确认25亿美元的商誉减值费用，代表全部商誉余额[196] - 2020年第一季度公司确认4300万美元的投资损失，以及2100万美元的投资收益[197] - 2020年第一季度公司利息费用增加，主要是由于资本化利息减少和加权平均债务余额增加[198] - 2020年第一季度公司其他收入/费用净额为-3100万美元，主要是由于外币重估损失和其他收入[199] - 2020年第一季度公司所得税收益为负，主要是由于PAA的收益下降，包括商誉减值损失[201] 公司流动性与现金情况 - 截至2020年3月31日，公司拥有25亿美元的流动性，可用于满足其持续的运营、投资和融资需求[205] - 2020年第一季度公司经营活动产生的净现金为8.89亿美元，主要来自于运营收益[209] 公司债务与证券情况 - 公司PAA Traditional Shelf可发行至多11亿美元的债务或股权证券，截至2020年3月31日，约有11亿美元未售出证券[218] - 2020年3月31日和2019年12月31日，公司固定利率优先票据面值约为90亿美元，公允价值分别约为72亿美元和93亿美元[220] - 截至2020年3月31日的三个月，公司在信贷协议和商业票据计划上净还款400万美元[221] - 截至2020年3月31日和2019年12月31日，公司未偿还信用证分别约为1.06亿美元和1.57亿美元[233] - 截至2020年3月31日，公司各项合同义务总计61.763亿美元，其中长期债务及相关利息支付140.93亿美元[232] 公司衍生品情况 - 截至2020年3月31日，公司商品衍生品公允价值为2.52亿美元，其中原油1.45亿美元、天然气200万美元、NGL及其他1.05亿美元；若价格上涨或下跌10%，原油公允价值变动分别为-2300万美元和2300万美元，天然气为500万美元和-500万美元，NGL及其他为-700万美元和700万美元[249] - 截至2020年3月31日，公司可变利率债务约6.14亿美元，三个月平均利率为2.2%；利率衍生品公允价值负债为1.24亿美元，若远期LIBOR曲线上涨或下跌10%，其公允价值将分别增加或减少1400万美元[250] - 截至2020年3月31日，公司外汇衍生品公允价值负债为500万美元，若美元兑加元汇率上涨或下跌10%，其公允价值将分别减少或增加1700万美元[251] - 截至2020年3月31日，PAA的A类优先股的优先分配率重置期权嵌入式衍生品公允价值负债为800万美元，若公允价值上涨或下跌10%，影响为100万美元[252] 公司风险管理情况 - 公司使用衍生品管理商品价格风险，包括原油、天然气、NGL及其他商品，目标是对冲预期采购和销售、库存等[247][248] - 公司使用利率衍生品对冲利率风险，PAA的高级票据均为固定利率票据，不受利率风险影响[250] - 公司使用外汇衍生品对冲美元兑加元汇率波动风险，使用的金融工具包括外汇合约、远期和期权[251] - 公司面临多种市场风险，包括商品价格风险、利率风险和汇率风险，通过风险管理政策和程序监控相关头寸[246] 公司风险因素 - 公司面临诸多风险因素，如无法履行合同义务、运营困难、期货市场中断等[243] - 公司风险因素还包括经济市场条件、战略机会、对手方信用、资产未利用等[246]

公司资金与债务目标 - 公司历史上目标用股权、超额现金流或资产出售所得资金为相关活动约55%的资本需求提供资金[40] - 公司长期债务与调整后EBITDA的倍数目标为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与利息覆盖率约3.3x或更好[40] 公司2019年目标达成情况 - 2019年公司达成加强资产负债表、降低杠杆等目标[41] 公司合资企业情况 - 2019年公司达成4个新合资企业和2个新未分割联合权益安排，目前参与超25个相关安排[46] - 截至2019年12月31日，公司合资企业投资余额总计36.83亿美元[47] 公司收购与资产销售情况 - 过去五年公司完成超2亿美元的收购包括2017年2月12.15亿美元收购Alpha Crude Connector Gathering System和2016年8月2.04亿美元收购Spectra Energy Partners Western Canada NGL Assets，2020年2月以约3.05亿美元收购Felix Midstream LLC[52][53] - 截至2019年12月31日，公司完成资产销售总计超30亿美元，2019 - 2016年资产销售所得分别为2.05亿、13.34亿、10.83亿和5.69亿美元[54][55] - 2020年1月公司签署协议以1.95亿美元出售洛杉矶盆地部分原油终端，2月以约7800万美元出售Saddlehorn Pipeline Company, LLC 10%的权益[57] 公司2020年资本计划 - 2020年公司资本计划预计扩张资本支出14亿美元，包括长输管道项目4.5亿、二叠纪盆地外输管道项目3.95亿等[59] 2019年原油市场情况 - 2019年美国原油产量创新高，墨西哥湾沿岸原油出口量超300万桶/日[64] - 2019年库欣WTI原油价格一般在50 - 60美元/桶[65] - 2019年10月美国陆上原油月总产量超1260万桶/日，美国本土48州陆上产量约1030万桶/日[66] - 2016年1月至2019年10月，二叠纪盆地贡献约77%的美国原油产量增长[68] - 2019年某些周美国原油出口量超350万桶/日，美国在2019年成为原油和其他石油产品净出口国[69] NGL供应与产量情况 - 美国NGL供应约90%来自天然气处理厂，加拿大约为75%[73] - 美国炼厂NGL产品供应占比约7%，加拿大约为4%[75] - 美国部分地区从加拿大和其他地区进口NGL，约占总供应量的3%[76] - 2019年北美NGL产量增长9%[81] 公司业务板块与运输设施情况 - 公司通过运输、设施、供应和物流三个业务板块运营，运输板块通过多种方式运输原油和NGL并获取收入[85][87] - 截至2019年12月31日，公司在美国和加拿大拥有18,535英里活跃的原油和NGL管道及集输系统，日均净桶数为6,805千桶[88] - 公司拥有3500万桶活跃的地上油罐容量，主要用于促进管道吞吐量和保持产品质量隔离[89] - 公司在二叠纪盆地拥有超3100英里的集输管道，总容量超250万桶/日，约75%的容量位于特拉华盆地，2019年新增约6万桶/日的增量容量[93] - 公司运营的二叠纪盆地内管道系统容量超300万桶/日，2019年新增约4万桶/日的增量容量[94] - 公司在多个二叠纪盆地长途管道系统拥有权益，合计目前运营的外输能力超150万桶/日（按公司所有权权益计算净值）[96] - 公司拥有Eagle Ford Pipeline LLC 50%的权益，该合资企业拥有的管道系统总容量约为66万桶/日[99] - 公司拥有Diamond Pipeline LLC 50%的权益，该管道目前总容量为20万桶/日，2019年获批扩建后容量将增至约42万桶/日[100] - 红河管道目前容量约为15万桶/日，2019年宣布扩建，预计2020年下半年完成，扩建后总系统容量将增至约23.5万桶/日[101] - 公司拥有Red Oak Pipeline LLC 50%的权益，该管道正在开发中，将提供约100万桶/日的容量，预计2021年上半年开始从库欣到墨西哥湾沿岸的初始服务[104] - 2019年第三季度，Capline管道系统获批反向用于南向服务并连接到钻石管道，轻质原油服务预计2021年年中开始，重质原油服务预计2022年初开始[105] - 公司拥有Saddlehorn Pipeline 30%的权益，该管道从Niobrara和DJ盆地延伸至Cushing，原日产能19万桶，2020年末预计新增10万桶日产能[106] - 公司拥有White Cliffs Pipeline LLC约36%的权益，其原油管道日产能约10万桶，NGL管道日产能约9万桶[107] - 公司在西部地区拥有日产能超15万桶的集输管道，Line 63和Line 2000管道日产能分别约为6万桶和11万桶[108][109] - 公司拥有的Rainbow Pipeline日产能约19.5万桶，正在阿尔伯塔省Mitsue建设一个日产能5万桶的原油码头[112] - 公司的Rangeland Pipeline系统日运输能力约8.5万桶，South Saskatchewan Pipeline日运输能力约7万桶，正在进行扩产，预计增加约7000桶/日的运输能力[113][114] - 公司的Manito和Cactus Lakes Pipelines的混合原油管道日产能约10.8万桶，Milk River Pipeline系统日运输能力约10.8万桶[115][116] - 公司的Wascana Pipeline改造后为双向管道，南行服务日输送能力为1.5万桶[117] 公司存储与处理设施情况 - 截至2019年12月31日，公司拥有约7900万桶原油存储能力、约3400万桶NGL存储能力、约630亿立方英尺天然气存储工作气能力和约250亿立方英尺自有基础气[123] - 公司拥有7座天然气处理厂、1座凝析油处理设施、8座分馏厂和1座异构化和分馏设施，总处理能力分别约为12万桶/日、21.15万桶/日和1.5万桶/日[123] - 公司拥有30个原油和NGL铁路终端、6个海洋设施和约430英里的活跃管道[123] - 公司拥有两个美国联邦能源监管委员会监管的天然气存储设施，认证工作气容量为1120亿立方英尺，2019年12月31日商业工作气容量约为630亿立方英尺，认证的峰值日注入和提取率分别为36亿立方英尺和56亿立方英尺[137] - 公司在加拿大西部拥有并/或运营四座跨接工厂，还有一份与第三方跨接工厂的长期液体供应合同，总处理能力约为25亿立方英尺/天，在路易斯安那州和阿拉巴马州拥有并运营三座天然气处理厂[139] - 公司的萨斯喀彻温堡分馏设施设计产能为85000桶/天，通过21%的股权在基耶拉萨斯喀彻温堡分馏厂拥有约17300桶/天的净分馏能力[141] - 公司的萨尼亚分馏厂是加拿大东部最大的分馏厂，在各处理单元的所有权从62%到84%不等[142] - 公司的沙夫特设施拥有约200000桶的NGL存储能力，丁烷异构化能力约为15000桶/天，NGL分馏能力约为12000桶/天[143] - 公司的加登代尔凝析油处理设施总处理能力为120000桶/天，可用存储容量为160000桶[144] - 公司的圣詹姆斯和约克镇原油铁路卸载设施的卸载能力约为140000桶/天，贝克斯菲尔德设施的许可卸载能力为70000桶/天[146] 公司供应和物流活动情况 - 2019年公司供应和物流活动的平均日产量中，原油租赁收集采购量为116.2万桶/天（其中约76.7万桶/天在二叠纪盆地采购），NGL销售量为20.7万桶/天，总交易量为136.9万桶/天[154] - 截至2019年12月31日，公司供应和物流部门拥有1600万桶自有管道中的原油和NGL管存，400万桶第三方管道中的原油和NGL管存，760辆卡车和900辆拖车，8000节原油和NGL铁路车厢[155] - 公司NGL供应和物流活动受季节性影响，在11月至3月约五个月的供暖高峰期对天气相关需求敏感[162] 能源价格波动情况 - 1986年至2008年，NYMEX西德克萨斯中质原油（WTI）基准价格在每桶约10美元至超过147美元之间波动，2019年交易区间约为每桶46美元至66美元[164] - 过去十年，丙烷价格在2015年低至WTI基准价格的25%，2011年高至83%，2019年平均为40%，每日交易区间为29%至63%；丁烷价格在2019年低至WTI基准价格的34%，2017年高至108%，2019年平均为48%，每日交易区间为34%至72%[164] 公司部门业绩占比情况 - 预计公司基于费用的运输和设施部门应占总部门业绩的90%以上[165] 公司主要客户收入占比情况 - 2019 - 2017年，马拉松石油公司及其子公司分别占公司收入的12%、14%和19%；埃克森美孚公司及其子公司分别占12%、14%和11%；菲利普斯66公司及其子公司在2019年和2017年均占11%[171] 二叠纪盆地管道项目情况 - 过去18个月，二叠纪盆地多个新管道项目已宣布、在建或投入使用，将导致该地区过剩产能与未承诺桶数的比率显著增加[172] 公司管道相关成本情况 - 2019年公司与管道完整性管理计划相关的检查、测试和纠正异常的成本约为6500万美元，2020年初步估计约为5800万美元[181] - 2019年公司与管道完整性管理自愿举措相关的成本约为4200万美元，2020年初步估计约为3800万美元[181] - 2019年美国API 653合规项目成本约5200万美元，2020年预算约5700万美元[185] - 2019年管道、设施和洞穴完整性管理项目成本约6600万美元，2020年初步估计约9500万美元[187] 公司面临的法规影响情况 - 2019年10月，PHMSA发布三项最终规则，公司正在评估其对未来运营成本和运营收入的影响[182] - 加州AB - 864法案要求相关管道使用最佳可用技术减少溢油，若合规将影响公司在加州的管道运营并增加成本[183] - OSHA PSM法规适用于涉及特定阈值以上化学品或一处有1万磅以上易燃液体或气体的工艺[189] - 加州AB32法规要求到2030年将温室气体排放量从1990年基线水平降低40%，2020年目标是降低15%[204] - 2018年1月1日起，加拿大联邦将温室气体排放报告阈值从每年5万吨降至1万吨，新增1个PMC设施需报告排放[208] - 加拿大联邦碳污染定价计划中，2019年碳污染直接价格为每吨20美元，每年增加10美元，到2022年达到每吨50美元[209] - 2025年加拿大联邦计划将石油和天然气设施的甲烷排放量从2012年水平降低45%[210] - 加拿大联邦多部门空气污染物法规对特定功率以上的燃气锅炉、加热器和固定式火花点火发动机的氮氧化物排放量设定了具体限制[210] - 目前公司少于10个设施需遵守美国联邦温室气体报告要求[199] - 加州AB32的温室气体总量管制与交易计划目前仅涉及公司1个设施[202] - 安大略省2015年宣布实施温室气体总量控制与交易计划，2018年新政府废除该计划，萨尼亚工厂需参与联邦碳定价后备计划[211] - 2018年安大略省引入更新的二氧化硫标准，要求到2023年将工业设施的一小时平均排放率从690微克/立方米降至100微克/立方米[213] - 艾伯塔省目标是到2020年12月31日将特定气体排放量降至1990年水平的50%[214] - 自2016年7月1日起，未来五年（至2021年6月30日）FERC规定石油管道年度指数调整等于适用年份制成品生产者价格指数加上1.23%的调整因子[228] - 2018年FERC修订政策声明，不再允许将所得税补贴纳入以主有限合伙企业形式构建的州际管道的服务成本费率中，并将在2021年7月的下一次石油管道指数水平审查中纳入该政策影响[230][231] - 2015年5月EPA发布最终规则扩大美国水域定义，2018年12月发布拟议规则缩小定义范围，2020年1月发布最终规则进一步明确范围[211][221][222] - 艾伯塔省2019年5月废除省级碳定价计划，自2020年1月1日起适用联邦碳定价计划[215] - 2020年1月艾伯塔能源监管机构修订指令60，新的报告措施和逃逸排放调查要求生效[216] - 2019年4月1日起，联邦碳定价计划在萨斯喀彻温省、曼尼托巴省、安大略省和新不伦瑞克省生效[217] - 2015年12月美国国会通过《修复美国地面交通法案》，明确美国铁路运输原油的时间表和要求[236] - 2014年12月北达科他州工业委员会采用新标准提升巴肯原油运输安全[237] - 新的标准25417号委员会命令于2015年4月1日生效，要求运营商/生产商将巴肯原油调节到特定蒸气压限值[237] - 公司无直接责任对巴肯原油进行调节或稳定处理，但发现铁路设施接收的巴肯原油超过允许蒸气压限值时需通知北达科他州[237][238] - 公司跨境活动包括美加之间原油、NGL和天然气运输及进口，受多种法律要求约束[239] - 美国相关法律要求包括依据《出口管理法》《北美自由贸易协定》《有毒物质控制法》制定的法规及美国国务院总统许可证要求[239] - 美加之间天然气进出口受美国海关与边境保护局、美国能源部和CER监管[239] - 违反许可、关税和税务报告要求或未提供有毒物质

2019年业绩总结 - 调整后EBITDA达32.37亿美元，同比增长18%；每单位DCF为2.99美元，同比增长16%；调整后每股摊薄净收入为2.51美元，同比增长24%[6] - 财务指标改善，长期债务与调整后EBITDA比率从3.4倍降至2.8倍，分红覆盖率从205%升至217%，留存现金流增长28%至11.74亿美元[7] - 运营指标超目标，健康安全总可记录伤害率从0.74降至0.52，降幅30%；联邦可报告泄漏事件从31起降至23起，降幅26%[7] 业务战略与项目进展 - 完成2019年目标，超安全目标20%改善，超运营和财务指引约4.85亿美元，完成去杠杆计划，提前完成Cactus II项目[9] - 推进资产组合优化，2016 - 2019年资产销售超30亿美元，2020年目标6亿美元，已完成或达成协议3亿美元，多数处于谈判后期[13] - 完成3亿美元Felix中游收购，有两位数无杠杆回报，延长并修改现有协议，增强运营足迹和下游协同效应[17] 2020年展望与目标 - 发布2020年指引，调整后EBITDA预计25.75亿美元，隐含DCF为18.5亿美元，每单位隐含DCF为2.27美元[44] - 目标是安全运营，超运营和财务指引，执行资产销售和资本计划，推进优化举措[26] - 2020 - 2021年执行战略项目，如Cactus II已完成，Wink to Webster等项目按计划推进[55]

宏观观察 - 北美能源对世界至关重要，二叠纪盆地发挥关键作用，美国、沙特阿拉伯和俄罗斯是前三大液体生产国[9][10] - 近50%国家在联合国人类发展指数上排名“低到中等”，能源消耗与预期寿命、教育和经济机会直接相关[13] 业务概述 - 公司现金流由收费运输和设施部门驱动，2020年预计超96%为收费业务[18] - 运输部门是收费增长驱动力，10年复合年增长率为13%，运输量为9%/18%（总计/二叠纪）[20] - 设施部门战略枢纽支持收费增长机会，受资产销售影响，关键资产包括库欣、圣詹姆斯和萨斯喀彻温堡[25][26] 资本分配与财务定位 - 资本分配框架包括完成当前资本计划、减少杠杆、向投资者返还资本[30] - 2020 - 2021年执行多个关键项目，如仙人掌二号、温克到韦伯斯特等[36][38][40][42] - 财务战略目标包括杠杆率3.0 - 3.5倍、最低年度分配覆盖率130%、无杠杆回报率超加权平均资本成本300 - 500个基点[45] 可持续发展与公司结构 - 公司致力于长期可持续发展，发布首份年度社会责任（ESG）披露报告[49][50] - 公司拥有双重证券，提供灵活性和选择性，董事会统一且与投资者利益一致[51][60] 关键成果与展望 - 2018 - 2019年取得强劲成果，降低杠杆，推进多个战略项目[64] - 2021年起资本投资预计显著减少，推动自由现金流增长[66]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2019年前九个月公司净收入为17.71亿美元，2018年同期为10.46亿美元，同比增长69%[171] - 2019年Q3净利润4.31亿美元，较2018年Q3的6.76亿美元减少2.45亿美元，降幅36%；2019年前9个月净利润17.71亿美元，较2018年前9个月的10.46亿美元增加7.25亿美元，增幅69%[187] - 2019年Q3调整后EBITDA为7.3亿美元，较2018年Q3的6.35亿美元增加0.95亿美元，增幅15%；2019年前9个月调整后EBITDA为23.73亿美元，较2018年前9个月的17.32亿美元增加6.41亿美元，增幅37%[187] - 2019年Q3利息费用净额1.08亿美元，较2018年Q3的1.1亿美元减少0.02亿美元，降幅2%；2019年前9个月利息费用净额3.11亿美元，较2018年前9个月的3.27亿美元减少0.16亿美元，降幅5%[187] - 2019年Q3所得税费用0.62亿美元，较2018年Q3的0.23亿美元增加0.39亿美元，增幅170%；2019年前9个月所得税费用1.37亿美元，较2018年前9个月的0.84亿美元增加0.53亿美元，增幅63%[187] - 2019年Q3折旧和摊销费用1.57亿美元，较2018年Q3的1.29亿美元增加0.28亿美元，增幅22%；2019年前9个月折旧和摊销费用4.41亿美元，较2018年前9个月的3.86亿美元增加0.55亿美元，增幅14%[187] - 2019年Q3资产销售和资产减值净损失0.07亿美元，较2018年Q3的0.02亿美元增加0.09亿美元，增幅450%；2019年前9个月资产销售和资产减值净损失0.07亿美元，较2018年前9个月的0.79亿美元减少0.72亿美元，降幅91%[187] - 2019年Q3对非合并实体投资收益0.04亿美元，较2018年Q3的2.1亿美元减少2.06亿美元，降幅98%；2019年前9个月对非合并实体投资收益2.71亿美元，较2018年前9个月的2.1亿美元增加0.61亿美元，增幅29%[187] - 2019年Q3非合并实体折旧和摊销费用0.18亿美元，较2018年Q3的0.15亿美元增加0.03亿美元，增幅20%；2019年前9个月非合并实体折旧和摊销费用0.45亿美元，较2018年前9个月的0.44亿美元增加0.01亿美元，增幅2%[187] - 2019年和2018年前九个月，经营活动提供的净现金分别为17.74亿美元和12.92亿美元[238] - 2019年9月30日，公司营运资金赤字为1.95亿美元，但有大约35亿美元的可用流动性[235] - 2019年9月30日和2018年12月31日，公司未偿还信用证分别约为1.49亿美元和1.84亿美元[268] - 截至2019年9月30日，公司的合同总义务为773.68亿美元，其中长期债务及利息150.69亿美元[267] - 2019年9月30日，公司商品衍生品公允价值为3.37亿美元，原油、天然气、NGL及其他衍生品在价格10%涨跌情况下的公允价值变化分别为（-3500万，4600万）美元、（800万， - 800万）美元、（-2600万，2600万）美元[279] - 2019年9月30日，公司可变利率债务约2亿美元，九个月平均利率为3.1%，利率衍生品公允价值负债为6400万美元，远期LIBOR曲线10%涨跌会使利率衍生品公允价值变化800万美元[280] - 2019年9月30日，公司外汇衍生品公允价值负债为100万美元，美元兑加元汇率10%涨跌会使外汇衍生品公允价值变化600万美元[281] - 2019年9月30日，公司A系列优先股的优先股股息率重置期权嵌入式衍生品公允价值负债为1900万美元，公允价值10%涨跌影响为200万美元[282] 公司资本支出情况 - 2019年前九个月公司在中游基础设施项目投资9.88亿美元，预计全年扩张资本约13.5亿美元[172] - 2019年九个月收购资本4700万美元，2018年无；扩张资本9.88亿美元，2018年为13.7亿美元；维护资本2.04亿美元，2018年为1.86亿美元[178] - 2019年预计扩张资本支出项目中，二叠纪盆地外输管道项目5亿美元，互补项目4.85亿美元等，总计13.5亿美元[180] - 2019年9月30日止九个月，公司为收购资产支付总计4700万美元[242] - 2019年9月30日止九个月，公司在中游基础设施投资约9.88亿美元，预计2019年全年投资约13.5亿美元[243] 公司分红情况 - 2019年前九个月公司向A类股东和非控股权益支付约8.82亿美元现金分红[174] - 2019年10月公司宣布A类股每股0.36美元季度现金分红，PAA宣布多项现金分红[174] - 2019年11月14日，公司将向A类股东支付季度股息每股0.36美元，年化每股1.44美元[258] - 2019年11月14日，PAA将向A类优先股股东支付3700万美元现金股息，每股0.525美元[260] 公司财务目标调整 - PAA降低目标长期债务与调整后EBITDA杠杆比率0.5倍至3.0x - 3.5x[175] - PAA建立长期可持续最低年度分配覆盖率130%[175] 运输业务线数据关键指标变化 - 2019年第三季度运输业务调整后EBITDA为4.62亿美元，2018年为3.88亿美元，同比增长19%；前九个月为12.71亿美元，2018年为10.83亿美元，同比增长17%[181] - 运输业务板块2019年第三季度和前九个月收入分别为5.97亿美元和17.12亿美元，较2018年同期增长9900万美元和2.85亿美元，增幅均为20%[195] - 2019年第三季度和前九个月采购及相关成本分别为5500万美元和1.55亿美元，较2018年同期减少600万美元和1400万美元，降幅分别为12%和10%[195] - 2019年第三季度和前九个月现场运营成本分别为1.72亿美元和5.32亿美元，较2018年同期减少800万美元和6300万美元，降幅分别为5%和13%[195] - 2019年第三季度和前九个月调整后EBITDA分别为4.62亿美元和12.71亿美元，较2018年同期增长7400万美元和1.88亿美元，增幅分别为19%和17%[195] - 2019年第三季度和前九个月维护资本分别为4200万美元和1.1亿美元，较2018年同期增长100万美元和800万美元，增幅分别为2%和8%[195] - 2019年第三季度和前九个月原油管道日均运输量分别为680.7万桶和651.2万桶，较2018年同期增长106.1万桶和106.4万桶，增幅分别为18%和20%[196] - 2019年第三季度和前九个月NGL管道日均运输量分别为19.3万桶和19.5万桶，较2018年同期增长1.9万桶和2.2万桶，增幅分别为11%和13%[196] 各地区业务情况 - 二叠纪盆地地区2019年前三季度和前九个月收入扣除采购及相关成本后分别增加约6400万美元和1.81亿美元，主要因产量增加和资本扩张项目完成带来更高运输量[200] - 南德克萨斯/伊格尔福特地区2019年前九个月股权收益增加，源于对Eagle Ford Pipeline LLC的50%权益，主要因更高运输量和最低运量承诺不足相关收入确认[201] - 墨西哥湾沿岸地区2019年前九个月运输量下降，与Capline管道2018年第四季度停运和低关税管道有关，但未对收入产生重大影响[201] 设施部门业务线数据关键指标变化 - 设施部门2019年第三季度和前九个月收入分别为2.91亿美元和8.8亿美元，较2018年同期分别增长1%和2%[210] - 设施部门2019年前九个月原油存储、铁路终端和天然气存储收入分别增加1200万美元、900万美元和800万美元，NGL业务收入减少1300万美元[213][214] - 设施部门2019年前九个月现场运营成本为2.67亿美元，较2018年同期减少400万美元，降幅1%[210] - 设施部门2019年第三季度和前九个月维护资本分别为2800万美元和7400万美元，较2018年同期分别减少500万美元和无变化，降幅分别为15%和0%[210] - 设施部门2019年第三季度和前九个月调整后EBITDA分别为1.73亿美元和5.29亿美元，较2018年同期分别无变化和减少100万美元，降幅分别为0%和0%[210] - 设施部门2019年第三季度和前九个月调整后EBITDA每桶分别为0.46美元和0.47美元，较2018年同期分别减少0.01美元，降幅均为2%[210] 供应与物流部门业务线数据关键指标变化 - 供应与物流部门2019年第三季度和前九个月收入分别为75.42亿美元和234.8亿美元，较2018年同期分别下降11%和4%[218] - 供应与物流部门2019年前九个月现场运营成本为1.95亿美元，较2018年同期减少500万美元，降幅3%[218] - 供应与物流部门2019年第三季度和前九个月维护资本分别为1500万美元和2000万美元，较2018年同期分别增加1100万美元和1000万美元，增幅分别为275%和100%[218] - 供应与物流部门2019年第三季度和前九个月调整后EBITDA分别为9200万美元和5.71亿美元，较2018年同期分别增加1700万美元和4.51亿美元，增幅分别为23%和376%[218] - 供应与物流部门2019年第三季度和前九个月调整后EBITDA每桶分别为0.79美元和1.57美元，较2018年同期分别增加0.13美元和1.22美元，增幅分别为20%和349%[218] - 2019年9月30日止三个月和九个月，原油租赁采购日均量分别为114.6万桶和112.6万桶，较2018年分别增长10%和9%[220] - 2019年9月30日止三个月和九个月，NGL销售日均量分别为12.4万桶和20.2万桶，较2018年分别下降36%和17%[220] - 2019年9月30日止三个月和九个月，供应与物流部门总日均量分别为127万桶和132.8万桶，较2018年分别增长3%和4%[220] 公司业务管理与评估指标 - 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[191] - 公司使用非GAAP财务指标“调整后EBITDA”评估过去业绩和未来前景，该指标补充了GAAP财务信息[183] 公司市场价格情况 - 2019年9月30日止三个月和九个月，NYMEX WTI原油基准价格范围分别为52 - 62美元/桶和46 - 66美元/桶，2018年同期分别为65 - 74美元/桶和59 - 74美元/桶[223] 公司非现金收益情况 - 2019年9月30日止九个月，公司确认与Capline管道系统权益贡献相关的非现金收益2.69亿美元，2018年同期确认出售BridgeTex管道公司30%权益的收益2.1亿美元[229] 公司所得税情况 - 2019年所得税费用增加，九个月期间部分不利影响被6000万美元递延税项收益抵消[233] 公司股权变动与合资企业情况 - 公司在W2W Pipeline的所有权权益从20%降至16%，该管道预计2021年运营，日输送原油和凝析油约150万桶[244] - 公司与Phillips 66子公司成立Red Oak合资企业，拥有50%权益，管道预计2021年运营[245] - 2019年第二季度，公司与Delek成立Red River LLC合资企业，Delek获得33%权益，公司获约1.28亿美元[246] 公司证券与借贷情况 - 截至2019年9月30日，PAGP Traditional Shelf有9.39亿美元未售证券，PAA Traditional Shelf有11亿美元未售证券[250][251] - 2019年前九个月，公司在PAA信贷协议和商业票据计划下借贷和偿还105亿美元[253] - 2018年前九个月，公司在PAA信贷协议和商业票据计划下净偿还5.42亿美元[254] - 2019年9月，PAA发行10亿美元、利率3.55%的高级票据，净收益9.89亿美元[255] 公司协议相关情况 - 公司存储、加工和运输协议中，约20亿美元与按公布费率在管道或权益法投资企业拥有的设施上存储、加工和运输原油的协议相关[268]

财务业绩与展望 - 2019年第三季度调整后EBITDA为7.31亿美元，同比增长15%，费用型业务和供应与物流业务表现出色[21] - 上调2019年全年调整后EBITDA指引至约30.75亿美元，增长1亿美元；下调2019年增长资本支出计划至13.5亿美元，减少1.5亿美元[9] - 2020年初步调整后EBITDA指引约为25.5 - 26亿美元，费用型业务约25亿美元，供应与物流业务约5000 - 1亿美元；增长资本支出指引为13.5亿美元[9] 项目进展 - 8月中旬Cactus II管道投入初始运营，已实现67万桶/日的设计产能，连接多个市场[14] - Wink to Webster项目预计年底前开工建设，2021年初投入使用，第三方收购该项目米德兰至韦伯斯特段29%的管道产能[15] - 多个项目按计划推进，如Red Oak JV管道项目预计2021年上半年投入初始运营，Saddlehorn项目推进10万桶/日的产能扩张[17][18] 市场与行业动态 - 预计2019年二叠纪盆地产量增长约80万桶/日，2020年平均增长约50万桶/日，年底产量比2019年底高30 - 40万桶/日[10] - 2020年初步指引反映费用型业务同比增长放缓、竞争环境影响及供应与物流业务收益降低[11] 资本与财务策略 - 预计2019年产生超10亿美元的自由现金流，全年普通股分红覆盖率超200%[22] - 2020年资本支出计划预计通过超额可分配现金流、资产出售和长期债务融资，不计划发行普通股，可能考虑优先股[26] - 9月底长期债务与调整后EBITDA比率为2.8倍，预计2020年杠杆率略有上升，目标长期比率为3.0 - 3.5倍[28]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2019年前六个月公司净收入为13.40亿美元，2018年同期为3.69亿美元，同比增长263%[170][181] - 2019年第二季度净收入为4.26亿美元，2018年同期为9600万美元，同比增长344%；2019年前六个月为13.40亿美元，2018年同期为3.69亿美元，同比增长263%[181] - 2019年Q2净利润4.26亿美元，2018年同期0.96亿美元，增长3.3亿美元，增幅344%；2019年H1净利润13.4亿美元，2018年同期3.69亿美元，增长9.71亿美元，增幅263%[187] - 2019年Q2调整后EBITDA为7.83亿美元，2018年同期5.05亿美元，增长2.78亿美元，增幅55%；2019年H1调整后EBITDA为16.43亿美元，2018年同期10.96亿美元，增长5.47亿美元，增幅50%[187] - 2019年Q2利息费用净额1.03亿美元，2018年同期1.11亿美元，减少0.08亿美元，减幅7%；2019年H1利息费用净额2.03亿美元，2018年同期2.17亿美元，减少0.14亿美元，减幅6%[187] - 2019年Q2所得税费用为 - 0.03亿美元，2018年同期 - 0.14亿美元，增加0.11亿美元，增幅79%；2019年H1所得税费用0.75亿美元，2018年同期0.61亿美元，增加0.14亿美元，增幅23%[187] - 2019年Q2折旧和摊销费用1.48亿美元，2018年同期1.31亿美元，增加0.17亿美元，增幅13%；2019年H1折旧和摊销费用2.84亿美元，2018年同期2.57亿美元，增加0.27亿美元，增幅11%[187] - 2019年Q2资产销售和资产减值净损失 - 0.04亿美元，2018年同期 - 0.81亿美元，增加0.77亿美元，增幅95%；2019年H1资产销售和资产减值净损失较2018年同期增加0.81亿美元，增幅100%[187] - 2019年H1对非合并实体投资收益较2018年同期减少2.67亿美元[187] - 2019年上半年和2018年上半年，公司经营活动产生的净现金分别为14.68亿美元和10.13亿美元[241] - 2019年上半年，公司因出售NGL和原油库存使经营活动现金增加，部分被前期确认收入的现金时间影响所抵消[242] - 2018年上半年，公司因交易收到约3亿美元现金使经营活动现金增加，部分被套期保值保证金余额增加所抵消[243] - 2019年第二季度，公司确认与Capline管道系统相关的非现金收益2.67亿美元[230] - 截至2019年6月30日和2018年12月31日，公司未偿还信用证分别约为1.53亿美元和1.84亿美元[268] - 截至2019年6月30日，公司预计2019 - 2024年及以后的总合同义务为549.14亿美元[266] 公司资本支出与投资情况 - 截至2019年6月30日的六个月内，公司在中游基础设施项目投资6.95亿美元，预计2019年全年扩张资本约为15亿美元[171] - 2019年上半年收购资本支出4700万美元，2018年无此项支出；2019年上半年扩张资本支出6.95亿美元，2018年为8.32亿美元；2019年上半年维护资本支出1.18亿美元，2018年为1.08亿美元[177] - 2019年预计扩张资本支出项目中，二叠纪盆地外卖管道项目5.70亿美元，二叠纪盆地补充项目4.85亿美元，选定设施1.05亿美元，其他长途管道项目1.00亿美元，其他项目2.40亿美元，总计15亿美元[179] - 2019年上半年，公司在中游基础设施投资约6.95亿美元，预计全年投资约15亿美元[246] - 2019年第二季度，公司支付4700万美元收购包括原油储存终端在内的资产[245] - 2019年第二季度，公司与Delek成立合资企业Red River LLC，获得约1.28亿美元[249] - 2019年第二季度，公司与Phillips 66子公司成立合资企业Red Oak，拥有50%权益[248] - 2019年第一季度，公司与ExxonMobil和Lotus Midstream子公司成立合资企业W2W Pipeline，后续所有权降至16%[247] 公司分红情况 - 2019年前六个月公司向A类股东和非控股权益支付约5.79亿美元现金分红，2019年7月宣布每股0.36美元的季度现金分红，预计第三季度支付约3亿美元[173] - 2019年8月14日，公司将按每股0.36美元（年化每股1.44美元）向A类股东支付季度股息[258] - 2019年8月14日，PAA将向A类优先股股东支付3700万美元（每股0.525美元）现金股息[260] - 2019年8月14日，PAA将按每股0.36美元（年化每股1.44美元）向普通股股东支付季度股息[262] 公司财务比率与目标设定 - 公司将PAA的目标长期债务与调整后EBITDA杠杆比率降低0.5倍至3.0倍至3.5倍[175] - 公司建立了长期可持续的最低年度PAA分配覆盖率为130%[175] 运输业务线数据关键指标变化 - 2019年第二季度运输业务调整后EBITDA为4.10亿美元，2018年同期为3.60亿美元，同比增长14%；2019年前六个月为8.09亿美元，2018年同期为6.95亿美元，同比增长16%[181] - 运输业务板块三个月营收5.59亿美元，较2018年增长8400万美元，增幅18%；六个月营收11.15亿美元，较2018年增长1.86亿美元，增幅20%[195] - 运输业务板块三个月调整后EBITDA为4.1亿美元，较2018年增长5000万美元，增幅14%；六个月调整后EBITDA为8.09亿美元，较2018年增长1.14亿美元，增幅16%[195] - 运输业务板块三个月维护资本为3900万美元，较2018年增长700万美元，增幅22%；六个月维护资本为6700万美元，较2018年增长600万美元，增幅10%[195] - 2019年二季度原油管道日均运输量为652.2万桶，较2018年增长98.7万桶，增幅18%；上半年日均运输量为636.2万桶，较2018年增长106.5万桶，增幅20%[196] - 2019年二季度运输业务板块总运输量为678.7万桶/日，较2018年增长99万桶/日，增幅17%；上半年总运输量为664.6万桶/日，较2018年增长108.2万桶/日，增幅19%[196] - 二叠纪盆地地区2019年二季度和上半年收入分别增加约5400万美元和1.2亿美元，主要因产量增加和资本扩张项目完成带来更高运输量[200] - 墨西哥湾沿岸地区2019年二季度和上半年运输量下降，与低费率管道和Capline管道2018年四季度停运有关[201] - 南德克萨斯/伊格尔福特地区2019年二季度和上半年股权收益增加，主要源于Eagle Ford Pipeline LLC运输量增加及最低运量承诺不足相关收入确认[201] - 中部地区2019年二季度和上半年收入增加，主要因部分管道运输量增加及2019年一季度确认递延收入[201] - 落基山地区2019年二季度和上半年收入下降，主要因2018年5月出售部分资产；股权收益增加，主要源于Saddlehorn Pipeline Company, LLC运输量增加[202] 设施部门业务线数据关键指标变化 - 设施部门2019年Q2和H1收入分别为2.91亿和5.89亿美元，较2018年同期分别增长700万和1300万美元，增幅均为2%[210] - 设施部门2019年Q2和H1维护资本分别为3000万和4600万美元，较2018年同期分别增长400万和500万美元，增幅分别为15%和12%[210] - 设施部门2019年天然气平均月工作容量Q2和H1分别为630亿和630亿立方英尺，较2018年同期分别减少20亿和30亿立方英尺，降幅分别为3%和5%[211] - 设施部门原油存储业务2019年Q2和H1收入较2018年同期分别增加600万和1200万美元[216] - 设施部门铁路终端业务2019年Q2和H1收入较2018年同期分别增加600万和1200万美元[216] - 设施部门NGL业务2019年Q2和H1收入较2018年同期分别减少500万和1600万美元[217] 供应与物流部门业务线数据关键指标变化 - 2019年第二季度供应和物流业务调整后EBITDA为2.00亿美元，2018年同期亏损2600万美元；2019年前六个月为4.78亿美元，2018年同期为4500万美元[181] - 供应与物流部门2019年Q2和H1收入分别为79.15亿和159.38亿美元，较2018年同期分别增长1.34亿和4500万美元，增幅分别为2%和0%[220] - 供应与物流部门2019年Q2和H1维护资本分别为300万和500万美元，较2018年同期分别减少200万和100万美元，降幅分别为40%和17%[220] - 供应与物流部门2019年原油租赁采集采购日均量Q2和H1分别为110.2万和111.5万桶，较2018年同期分别增长7.4万和8.5万桶，增幅分别为7%和8%[222] - 供应与物流部门2019年NGL日均销量Q2和H1分别为15.8万和24.2万桶，较2018年同期分别减少1.6万和2.4万桶，降幅均为9%[222] 公司资金与证券情况 - 截至2019年6月30日，公司营运资金赤字为1000万美元，但有近30亿美元的可用流动性[237] - PAGP传统货架式注册声明允许发行总计达10亿美元的股权证券，截至2019年6月30日，约有9.39亿美元未售出证券[253] - PAA传统货架式注册声明允许发行总计达11亿美元的债务或股权证券，截至2019年6月30日，约有11亿美元未售出证券[254] - 2019年上半年，PAA信贷安排和商业票据计划净借款3.18亿美元[256] - 2018年上半年，PAA信贷安排和商业票据计划净还款7200万美元[257] 公司衍生品与风险管理 - 公司使用衍生工具进行风险管理，在评估运营结果时会排除相关的某些损益以确定调整后EBITDA[189][190] - 2019年6月30日，商品衍生品公允价值为3.09亿美元，原油、天然气、NGL及其他衍生品公允价值分别为2.37亿、 - 0.16亿、0.88亿美元；价格10%涨跌影响分别为 - 0.14亿与0.2亿、0.09亿与 - 0.09亿、 - 0.34亿与0.34亿美元[283] - 2019年6月30日，公司可变利率债务约5.18亿美元，上半年平均利率3.3%；利率衍生品公允价值负债4300万美元，10%的LIBOR曲线涨跌会使公允价值增减1900万美元[284] - 2019年6月30日，外汇衍生品公允价值资产300万美元，美元兑加元汇率10%涨跌会使公允价值增减1000万美元[285] - 2019年6月30日，A系列优先股的优先分配利率重置期权嵌入式衍生品公允价值负债2000万美元，公允价值10%涨跌影响200万美元[286] - 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[279] - 公司利用原油、天然气、NGL衍生品分别对冲供应物流和运输、供应物流和设施、供应物流业务的价格风险[280] - 公司使用外汇衍生品对冲美元兑加元汇率波动风险，工具包括外汇合约、远期和期权[285] 公司其他情况 - 公司通过运输、设施和供应与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[191] - 公司将长期库存成本调整、最低量承诺相关金额等作为影响可比性的选定项目[187][191] - 非控股股东权益中，PAA普通股和A类优先股合计占66%，A类优先股占100%，AAP有限合伙人权益约占37%，红河有限责任公司权益占33%[259] - 公司维持书面披露控制程序，经评估截至2019年6月30日该程序有效[287][288] - 2019年1月1日公司采用FASB会计准则ASU 2016 - 02，二季度实施新租赁会计系统[289] - 公司面临基础设施项目过度投入、原油和NGL市场结构变化等多种风险因素[277]

公司整体财务数据关键指标变化 - 2019年第一季度公司净收入为9.14亿美元，2018年同期为2.73亿美元，同比增长235%[161][172] - 2019年第一季度公司实现非现金收益2.67亿美元，与Capline管道系统未分割共同权益的公允价值调整有关[165] - 2019年第一季度净收入为914美元，较2018年的273美元增加641美元，增幅235%[181] - 2019年第一季度调整后EBITDA为861美元，较2018年的592美元增加269美元，增幅45%[181] - 2019年第一季度，公司确认与Capline管道系统未分割共同权益出资相关的非现金收益2.67亿美元[211] - 2019年第一季度，公司利息费用减少，主要因PAA商业票据和信贷安排借款减少及在建项目资本化利息增加[212] - 2019年第一季度，公司所得税费用增加，主要因PAGP收入增加、有效税率变化及加拿大业务应税收益增加[214] - 2019年和2018年前三个月，经营活动提供的净现金分别为10.32亿美元和5.2亿美元[220] - 截至2019年3月31日，公司营运资金盈余6600万美元，可用流动性约33亿美元[216] - 2019年3月31日和2018年12月31日，公司未偿还信用证分别约为1.55亿美元和1.84亿美元[244] 公司投资与资本支出情况 - 2019年第一季度公司在中游基础设施项目投资3.51亿美元，预计2019年全年扩张资本约为13.5亿美元，主要集中在二叠纪盆地[162] - 2019年第一季度，公司在中游基础设施投资约3.51亿美元，预计全年投资约13.5亿美元[224] - 设施部门2019年第一季度维护资本支出为1700万美元，较2018年同期增加300万美元，增幅21%[197] - 供应与物流部门2019年第一季度维护资本支出为200万美元，与2018年同期持平[203] 公司股东分红情况 - 2019年第一季度公司向A类股东和非控股权益支付约2.55亿美元现金分红，2019年4月宣布将A类股年化股息提高0.24美元至每股1.44美元，第二季度将支付3.23亿美元现金分红[163] - 公司将PAA普通股年化股息提高0.24美元至每股1.44美元，较2019年2月支付的股息增长20%[166] - 2019年5月15日，公司将向A类股东支付季度股息，每股0.36美元，较2月增长20%[233] - 2019年5月15日，PAA将向A类优先股股东支付现金股息3700万美元，每股0.525美元[235] - 2019年5月15日，PAA将向B类优先股股东支付半年期现金股息2450万美元[236] 公司债务与杠杆比率情况 - 公司降低PAA目标长期债务与调整后EBITDA杠杆比率0.5倍至3.0 - 3.5倍[166] - PAGP传统货架式注册声明允许发行至多10亿美元股权证券，截至2019年3月31日，约9.39亿美元未售出[227] - PAA传统货架式注册声明允许发行至多11亿美元债务或股权证券，截至2019年3月31日，约11亿美元未售出[229] - 2019年第一季度，PAA在商业票据计划下借款并偿还5亿美元[231] - 2018年第一季度，PAA的信贷安排和商业票据计划净还款1.56亿美元[232] - 截至2019年3月31日，公司各项合同义务总付款额预计为6.6354亿美元，其中长期债务及相关利息13.912亿美元，租赁7.17亿美元，其他义务3.324亿美元，原油、NGL及其他采购48.401亿美元[241] 各业务线调整后EBITDA变化 - 2019年第一季度运输业务调整后EBITDA为3.99亿美元，2018年同期为3.35亿美元，同比增长19%[172] - 2019年第一季度设施业务调整后EBITDA为1.84亿美元，2018年同期为1.85亿美元，同比下降1%[172] - 2019年第一季度供应与物流业务调整后EBITDA为2.78亿美元，2018年同期为0.72亿美元，同比增长286%[172] - 运输业务2019年第一季度调整后EBITDA为3.99亿美元，较2018年的3.35亿美元增加6400万美元，增幅19%[187] - 设施部门2019年第一季度调整后EBITDA为1.84亿美元，较2018年同期减少100万美元，降幅1%[197] - 供应与物流部门2019年第一季度调整后EBITDA为2.78亿美元，较2018年同期增加2.06亿美元，增幅286%[203] 各业务线收入变化 - 运输业务2019年第一季度收入为5.56亿美元，较2018年的4.54亿美元增加1.02亿美元，增幅22%[187] - 设施部门2019年第一季度收入2.99亿美元，较2018年同期增加700万美元，增幅2%[197] - 供应与物流部门2019年第一季度收入80.22亿美元，较2018年同期减少9000万美元，降幅1%[203] - 二叠纪盆地地区2019年第一季度收入净增约6400万美元，主要因产量增加和资本扩张项目完成带来更高的产量[189] - 中部地区2019年第一季度收入增加，主要是由于确认了以前递延的收入以及部分管道产量增加[192] 各业务线产量相关情况 - 2019年第一季度运输业务平均日产量为65.04万桶，较2018年的53.28万桶增加11.76万桶，增幅22%[187] 各地区股权收益变化 - 二叠纪盆地地区2019年第一季度股权收益减少，主要由于2018年第三季度出售了BridgeTex Pipeline Company, LLC 30%的股权[189] - 南德克萨斯/伊格尔福特地区2019年第一季度股权收益增加，源于Eagle Ford Pipeline LLC确认最低批量承诺不足相关收入及Cactus管道产量增加[192] 公司成本相关情况 - 2019年第一季度现场运营成本增加，主要是由于产量增加导致电力相关成本增加、新资产的财产税增加以及绩效和股权薪酬成本增加[195] 原油价格情况 - 2019年第一季度，NYMEX WTI原油基准价格区间为47 - 60美元/桶，2018年同期为59 - 66美元/桶[205] 公司股权权益情况 - 截至2019年3月31日，公司通过直接和间接方式持有AAP约57%的有限合伙人权益，AAP直接持有PAA约35%的有限合伙人权益[158] 公司衍生品相关情况 - 截至2019年3月31日，公司商品衍生品公允价值为3.53亿美元，若价格上涨10%，原油、天然气、NGL及其他衍生品分别变动 - 2900万美元、600万美元、 - 1500万美元；若价格下跌10%，分别变动3300万美元、 - 600万美元、1500万美元[257] - 2019年3月31日，公司可变利率债务约2亿美元，三个月平均利率3.3%，利率衍生品公允价值负债为3000万美元，若远期LIBOR曲线上涨10%，其公允价值增加2100万美元；若下跌10%，减少2100万美元[259] - 2019年3月31日，公司外汇衍生品公允价值负债为100万美元，若美元兑加元汇率上涨10%，其公允价值减少1400万美元；若下跌10%，增加1400万美元[260] - 2019年3月31日，公司A系列优先股的优先股股息率重置期权嵌入式衍生品公允价值负债为1300万美元，公允价值涨跌10%影响为100万美元[261] - 公司使用衍生品工具管理商品价格风险，包括原油、天然气、NGL及其他商品[256] - 公司使用利率衍生品对冲与预期利息支付和未偿债务工具相关的利率风险[259] - 公司使用外汇衍生品对冲美元兑加元汇率波动带来的外汇风险[260] 公司运输协议情况 - 公司运输协议中约17亿美元与按公布费率在权益法投资企业拥有的管道上运输原油的协议相关[250]

财务业绩与展望 - 2019年第一季度调整后EBITDA为8.62亿美元，超出预期[6] - 上调2019年调整后EBITDA指引1亿美元至约28.5亿美元[6] - 2019年第一季度基于费用的业绩同比增长6300万美元，增幅12%；调整资产出售后增长8400万美元，增幅17%[16] 资本项目与增长 - 2017年底至2019年底二叠纪净产能增加超220万桶/日[9] - 推进二叠纪长途项目，如Cactus II部分预计2019年第三季度投入使用，全部预计2020年第一季度投入使用[12] - 利用现有系统，推进多个战略/增值增长项目，如圣詹姆斯获批新增约240万桶原油储存[14] 财务灵活性与目标 - 受益于基于费用的增长和强劲的短期供销贡献，财务灵活性提高，杠杆率降低[24] - 2019年目标进展顺利，包括安全运营、实现或超越运营和财务指引、完成去杠杆计划、抓住增长机会[26] 运营数据与指标 - 2019年运输业务日均平均交易量预计达700万桶/日，设施业务平均容量预计为1.25亿桶/月[37] - 2019年第二季度调整后EBITDA预计占全年的21%[37]

公司资产出售与收购情况 - 公司2017 - 2018年完成资产出售总计约30亿美元，其中2016年约6亿美元，2017年约11亿美元，2018年约13亿美元[43] - 公司过去五年完成超2亿美元的收购项目，包括2017年2月Alpha Crude Connector Gathering系统12.15亿美元、2016年8月Spectra Energy Partners Western加拿大NGL资产2.04亿美元、2014年11月BridgeTex管道公司50%权益10.88亿美元[41] 公司资本计划支出 - 公司2019年资本计划中的扩张资本项目预计支出11亿美元，包括二叠纪盆地外输管道项目6.3亿美元、配套二叠纪盆地项目2.85亿美元、其他项目1.85亿美元[47] 公司杠杆降低计划目标 - 公司PAA杠杆降低计划目标为平均长期债务与总资本比率约50%或更低、长期债务与调整后EBITDA倍数平均在3.5 - 4.0倍、平均总债务与总资本比率约60%或更低、平均调整后EBITDA与利息覆盖倍数约3.3倍或更好[38] 原油产量与价格相关数据 - 2011 - 2015年美国下48州陆上原油产量增加370万桶/日，增幅99%，2015年3月达到峰值760万桶/日[54] - 2018年11月美国下48州陆上产量达到950万桶/日的高位，2018年8月西德克萨斯与库欣原油差价扩大至近18美元/桶[55] - 2018年OPEC联合非OPEC产油国从2019年1月起减产120万桶/日，2018年12月艾伯塔省强制减产，2019年2月放宽限制增加7.5万桶/日产量[50] - 2013 - 2018年全球液体总产量从9.16亿桶/日增至10.05亿桶/日，总消费量从9.23亿桶/日增至10亿桶/日[48] - 2018年12月美国陆上钻机数量达到1054台[55] - 2016年2月西德克萨斯中质原油均价降至30.32美元/桶，低于2014年7月的100美元/桶[54] - 2018年前11个月美国原油日均出口量为193万桶，比2017年全年多77万桶（67%），比2016年全年多134万桶（227%）[59] - 2018年WTI原油价格在每桶约43 - 76美元之间波动，过去十年丙烷价格在2015年低至WTI基准价格的约30%，2017年高至约75%，2018年平均为WTI的57%，日交易范围为49% - 68%；丁烷价格在2015年低至WTI基准价格的约35%，2017年高至约108%，2018年平均为WTI的66%，日交易范围为55% - 77%[156] NGL供应与产量情况 - 美国NGL供应约90%来自天然气处理厂，约8%来自炼油厂，约3%靠进口[64][66][67] - 加拿大NGL供应约73%来自天然气处理厂，约4%来自炼油厂[64][66] - 2018年北美NGL产量增长13%[72] 公司运输业务股权与资产情况 - 公司运输业务投资实体的股权比例为20% - 65%[80] - 截至2018年12月31日，公司有17965英里活跃的原油和NGL管道及集输系统[81][82] - 截至2018年12月31日，公司有3100万桶活跃的地上油罐容量[82] - 截至2018年12月31日，公司有830辆拖车（主要在加拿大）[82] - 截至2018年12月31日，公司通过Settoon Towing拥有50艘运输和储存驳船及20艘运输拖船[82] 公司二叠纪盆地管道业务情况 - 公司在二叠纪盆地拥有约2970英里集输管道，预计2019年增加约60万桶/日的产能[85] - 公司运营的二叠纪盆地内部管道系统日产能超200万桶，2018年新增约50万桶/日产能，预计2019年新增约40万桶/日产能[86] - 公司拥有的多条长途二叠纪盆地管道系统，目前运营的外输净产能约为100万桶/日[90] 公司其他管道业务情况 - 公司拥有100%权益并运营的收集系统接入加登代尔站，还拥有鹰福特管道有限责任公司50%权益，该合资企业管道系统总产能约66万桶/日[91] - 公司拥有盆地管道87%不可分割的联合权益并运营，桥德克斯管道20%权益，日出二号管道40万桶/日产能，仙人掌管道100%权益并运营，仙人掌二号管道65%权益，温克至韦伯斯特管道20%权益[91] - 公司拥有钻石管道50%权益并运营，其目前总产能20万桶/日，可额外扩容20万桶/日[92] - 红河管道日产能约15万桶，公司在库欣至休伊特段拥有60%不可分割权益，休伊特至朗维尤段拥有100%权益[93] - 公司拥有卡多管道50%权益并运营，其日产能约8万桶[94] - 公司拥有STACK管道50%权益并运营，其总产能25万桶/日[95] - 公司拥有卡普林管道54%权益，2019年1月其所有者将权益转换为有限责任公司并启动约束性开放季[96] - 公司拥有彩虹管道、兰格兰德管道、南萨斯喀彻温管道等多条加拿大管道并运营，各管道产能分别约为18.5万桶/日、8.5万桶/日、7万桶/日等[103][104][105] - 东部输送系统管道总容量约为15万桶/日[111] 公司设施部门资产情况 - 设施部门拥有约7700万桶原油存储容量、约3200万桶NGL存储容量和约630亿立方英尺天然气存储工作气量[114] - 设施部门有7座天然气处理厂、1座凝析油处理厂、8座分馏厂和1座异构化分馏设施，总处理能力分别约为27亿立方英尺/日、12万桶/日、21.1万桶/日和1.5万桶/日[114] - 设施部门有33座原油和NGL铁路终端和5座海洋设施，以及约425英里活跃管道[114] - 库欣终端有23条直接管道连接，圣詹姆斯终端可与连接管道以最大运营能力进行接收和交付[119][120] - 洛杉矶盆地有4座原油和黑油存储设施和50英里管道分配系统[121] - 天然气存储设施有1120亿立方英尺工作气量认证容量，截至2018年12月31日，商业工作气量约为630亿立方英尺[128] - 天然气存储设施认证的峰值日注入和提取率分别为36亿立方英尺和56亿立方英尺[128] - 加尔登代尔凝析油处理厂总处理能力为12万桶/日，可用存储容量为16万桶[135] 公司供应与物流部门业务情况 - 供应与物流部门从事原油和NGL的采购、存储、转售、交换和运输等业务[139] - 2018年公司供应和物流活动平均日产量中，原油租赁收集采购量为1054千桶/日，NGL销售量为255千桶/日，供应和物流部门总产量为1309千桶/日[142] - 公司拥有1500万桶原油和NGL作为自有管道的管存，400万桶原油和NGL作为第三方管道管存或长期库存，750辆卡车和900辆拖车，9100节原油和NGL铁路车厢[145] - 公司预计（除非供应和物流业务表现出色）基于费用的运输和设施部门应占公司总部门业绩的约90%或更多[157] - 公司原油合同期限一般从30天自动续约到5年，多数为30天到1年，少数剩余期限长达10年；NGL合同期限通常从即时交付到1年，近年来长期合同数量增加[143][144] - 公司原油销售合同期限一般从30天自动续约到5年，多数为30天到1年；NGL合同多数期限为1年，超过1年的合同有定价机制确保成本上涨得到考虑[148] - 公司销售原油通常在交付月份后30天内结算，管道、运输和终端服务在开具发票后30天内结算[152] - 公司NGL销售部分客户会预付货款，预付金额最高可达合同金额的100%[153] - 公司供应和物流部门部分活动受季节性影响，NGL供应和物流活动对11月至次年3月约5个月的供暖旺季天气相关需求敏感[154] 公司主要客户收入占比情况 - Marathon Petroleum及其子公司在2016 - 2018年分别占公司收入的18%、19%和14%[164] - ExxonMobil及其子公司在2016 - 2018年分别占公司收入的14%、11%和14%[164] - Phillips 66及其子公司在2016 - 2017年分别占公司收入的11%[164] 公司管道相关成本情况 - 2016 - 2018年美国管道检查、测试和修正异常的成本分别约为8900万美元、1.37亿美元和8600万美元，2019年初步估计资本支出约6900万美元，运营支出约2800万美元[174] - 2016 - 2018年美国管道完整性管理自愿举措成本分别约为4800万美元、3900万美元和3800万美元，2019年初步估计约为5200万美元[174] - 2016 - 2018年美国API 653项目成本分别约为2900万美元、3700万美元和5300万美元，2019年预算约为5100万美元[179] - 2016 - 2018年管道、设施和洞穴完整性管理活动成本分别约为5900万美元、6000万美元和7100万美元，2019年初步估计约为7600万美元[181] 公司面临的法规与政策情况 - 美国OSHA的PSM法规适用于涉及特定阈值以上化学品或一处含1万磅以上易燃液体或气体的工艺[183] - 依据和解协议，EPA需在2019年确定当前豁免的油气废物是否应按RCRA危险废物规定监管[185] - 2017年3月生效的EPA的RMP规则修订版实施被推迟至2019年2月，OSHA考虑对PSM规则进行类似修订但未发布拟议规则通知[187] - 美国业务中少于10个设施需遵守联邦温室气体报告要求，加州仅Lone Star Gas Liquids设施参与温室气体总量管制与交易计划[193][195] - 加州行政命令要求到2030年温室气体排放量比1990年基准水平减少40%，2020年目标是减少15%[197] - 加拿大自2004年要求大型温室气体排放者报告排放情况，2018年1月1日起报告阈值从每年5万公吨降至1万公吨，新增1个PMC设施需报告[203] - 加拿大联邦碳定价计划中，2019年碳污染直接价格为每吨20美元，到2022年将升至每吨50美元[204] - 加拿大联邦计划到2025年将石油和天然气设施的甲烷排放量比2012年水平减少45%[205] - 安大略省将一小时平均二氧化硫排放率从每立方米690微克降至每立方米100微克的标准需在2023年实现[208] - 艾伯塔省要求到2020年12月31日将特定气体排放量减少到1990年水平的50%，并计划到2025年将石油和天然气运营中的甲烷排放量减少45%[209][210] - 2019年4月1日起，联邦碳定价计划在萨斯喀彻温省、曼尼托巴省、安大略省和新不伦瑞克省生效[211] 公司面临的环境与法规风险 - 公司资产可能面临环境修复责任，相关成本和负债可能重大且保险可能不覆盖[190] - 公司运营可能因空气排放要求变化需在未来几年产生资本和运营支出[192] 公司业务费率调整与处罚规定 - 2016年7月1日起至2021年6月30日，石油管道年度指数调整等于适用年份制成品生产者价格指数加1.23%的调整因子[221] - 违反2009年11月FTC发布的石油行业反市场操纵法规，面临最高约120万美元/天/次的民事处罚（每年根据通胀调整）[232] - 违反2011年7月CFTC发布的反市场操纵规则，面临最高约110万美元（每年根据通胀调整）或三倍获利的民事处罚[232] - 违反EPAct 2005相关规定，FERC可处以最高约120万美元/天/次的民事处罚（每年根据通胀调整）[237] 公司业务监管情况 - 美国州际普通承运人液体管道运营受FERC根据《州际商业法》进行费率监管[219] - 美国州内液体管道运输活动受各州法律、法规及监管机构命令约束，如CPUC禁止部分子公司为高级票据和信贷安排作担保[220] - 公司加拿大管道资产受NEB和省级当局监管，相关监管机构可确定运输费率和其他接入条款[224] - 公司美国卡车运输业务受DOT安全法规和OSHA监管[225] - 公司加拿大卡车运输业务受联邦和省级运输机构监管，按NSC运营[226] - 公司铁路车辆运营受DOT下属联邦铁路管理局、OSHA及其他监管机构管辖[227]