财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为7280万美元，高于原指引范围中点，较上一季度增长约20% [25] - 第三季度净收入为390万美元，资本支出约为1800万美元，其中约300万美元为维护资本支出 [35] - 第三季度末净债务约为13.2亿美元，总流动性约为1.18亿美元，包括约40万美元的信用证，总杠杆率较上一季度下降约0.3倍 [15] 各条业务线数据和关键指标变化 东北业务线 - 本季度连接22口新井，其中14口在全资SMU系统后，8口在OGC合资企业后，本季度天然气平均日产量为16.22亿立方英尺 [5][32] - 自第三季度末以来，又连接了11口井，预计将推动第四季度及明年的产量和EBITDA增长 [26] 落基山脉业务线 - 本季度连接37口井，其中DJ盆地6口，威利斯顿盆地31口，推动液体系统产量增长约20%，调整后EBITDA增长近50% [7] - 威利斯顿盆地本季度液体平均日产量为8.3万桶，较上一季度增长17%，预计第四季度将连接超过50口新井，主要在DJ盆地 [13] 皮西恩斯业务线 - 调整后EBITDA为1530万美元，较上一季度增加90万美元，天然气平均日产量为3.13亿立方英尺，较上一季度增长5.4% [14] 二叠纪业务线 - 调整后EBITDA为580万美元，较上一季度增加50万美元，Double E管道的合同将于11月再次提升，总合同产量将达到9.85亿立方英尺/日，平均日产量为3.27亿立方英尺，较上一季度增长34% [34] 巴尼特业务线 - 调整后EBITDA为610万美元，较上一季度减少120万美元，主要由于第二季度确认了180万美元的其他收入 [44] - 客户因天然气价格低继续关闭约2000万立方英尺/日的产量，估计这些关闭对调整后EBITDA产生了约130万美元的负面影响 [44] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司于10月初启动战略替代方案审查，收到多方对各种交易的兴趣，包括特定资产出售、出售整个合伙企业等，董事会聘请外部顾问评估这些方案，目标是为单位持有人最大化单位价值 [10] - 公司将继续专注于运营表现和现有业务计划的执行，同时推进DJ盆地收购的整合工作，预计年底前完成大部分资本项目，以提高2024年及以后的运营利润率 [11][28] - 公司期待在未来找到更多合适的资产进行整合，同时随着去杠杆化的加速，公司将更好地为明年的再融资和潜在的高协同性收购做好准备 [19][39] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管上半年起步较慢，但第三季度业务恢复势头，连接约74口新井，推动了显著的产量和调整后EBITDA增长，预计第四季度调整后EBITDA在7500万至8500万美元之间 [25][30] - 公司预计到明年上半年实现3亿美元的LTM调整后EBITDA，目前有220口井计划在现在至明年上半年投产，显示业务势头将持续到明年 [30] - 随着天然气价格回升，此前关闭的部分生产有望很快恢复上线 [9] 其他重要信息 - 公司启动了一项多阶段的集中压缩项目，第一阶段将于2024年第一季度投入使用，将为约2000万美元/日的现有产量带来增量压缩费用 [6] - 公司与威利斯顿盆地的一个关键客户续签了15年合同，该客户预计将于2024年年中开始一项单钻机开发计划 [28] - 巴尼特业务线的主要客户在本季度连接了6口井，表现良好，并计划在2024年上半年完成15至20口井的连接，有望带来产量增长 [29] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 资产出售是否存在税收限制，以及此前专注收购资产的策略为何改变 - 公司会考虑资产出售可能带来的税收情况，但认为目前评估的资产和意向交易不会对资产变现造成重大阻碍 [47] - 公司并非改变战略，而是对市场上对公司优质资产的兴趣做出回应，同时也在评估出售整个合伙企业的可能性，公司仍认为在现有业务范围内有整合资产的机会 [38] - 公司目前专注于DJ盆地收购的整合工作，随着去杠杆化的加速，将更好地为再融资和潜在的高协同性收购做好准备 [39] 问题2: 考虑到目前的商品价格，客户对明年的开发意愿如何 - 公司对今年剩余时间和明年上半年的业务有清晰的规划，约有220口井计划在这段时间投产，业务将延续2023年的发展节奏 [50] - 在天然气方面，巴尼特业务线的主要客户计划在明年上半年钻探15至20口井，显示出对商品价格的韧性，尤蒂卡地区的业务也有一定的活跃度 [50]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度净亏损1350万美元，调整后EBITDA为5860万美元，低于管理层预期 [11] - 2023年调整后EBITDA指引修订为2.6亿 - 2.8亿美元 [37] - 预计第三和第四季度调整后EBITDA分别为6500万 - 7500万美元和7500万 - 8500万美元 [51] - 第二季度资本支出总计1570万美元，符合预期，其中包括210万美元的维护资本支出 [42] - 第二季度末净债务约为13.6亿美元，总流动性约为8000万美元 [69] 各条业务线数据和关键指标变化 东北业务线 - 本季度连接26口新井，调整后EBITDA季度环比增长13%，但有20口井推迟到第三季度投产 [5] - 本季度平均日产量为14.1亿立方英尺，调整后EBITDA总计2020万美元，较第一季度增加230万美元 [65] DJ业务线 - 天然气日均吞吐量为9900万立方英尺，较第一季度下降8%，38口新井在本季度连接，但未对第二季度产量产生重大贡献 [9] 巴尼特业务线 - 2023年原预计连接25 - 30口井，现仅预计10口，但预计天然气价格将上涨，年底DUC库存将超过20口，至少11口计划在明年上半年投产 [12] - 调整后EBITDA为730万美元，较第一季度增加20万美元，主要由于180万美元的其他收入和收益，但产量下降8.5% [41] 二叠纪盆地业务线 - 包括70%权益的Double E管道，调整后EBITDA为540万美元，较第一季度增加30万美元 [22] 皮西恩斯业务线 - 调整后EBITDA为1440万美元，较第一季度增加40万美元，日均产量为2.97亿立方英尺，较第一季度增加3.5% [22] 威利斯顿业务线 - 本季度液体日均吞吐量为7.1万桶，较第一季度下降4% [67] 各个市场数据和关键指标变化 - 实现的综合NGL价格从第一季度的约0.80美元/加仑降至第二季度的约0.60美元/加仑，实现的天然气价格从第一季度的约4美元/百万英热单位降至第二季度的约1.60美元/百万英热单位，WTI价格从75美元/桶降至约70美元/桶 [21] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司认为目前运营势头良好，专注于现有业务增长，同时评估并购机会，但并购不是当前主要重点，需是能与现有业务产生良好协同效应的合适交易 [31] - 对于Double E管道，公司有信心随着新工厂建设和需求增加，管道将被填满，预计未来1 - 2年将看到EBITDA增长和新合同签订 [57][75] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对第二季度业绩和2023年调整后EBITDA指引下调感到失望，但认为只是整体延迟1 - 2个季度达到预期的3亿美元LTM调整后EBITDA [37] - 尽管遇到一些延迟，但公司对大量已钻未完井库存和目前运行的11台钻机感到鼓舞，相信从第三季度开始并展望2024年，将继续推动有意义的季度环比增长，预计2024年上半年调整后EBITDA将趋向3亿美元 [6][26] - 基于当前期货价格，公司认为第二季度将是今年大宗商品价格的低谷，预计第四季度大宗商品价格将回到原预期水平 [40] 其他重要信息 - 公司在各运营部门本季度共连接89口井，截至目前已连接195口井，库存中有超过180口已钻未完井，系统后方有11台钻机在运行 [4][6] - SMU系统的压裂保护相关停产影响调整后EBITDA约80万美元 [20] - 巴尼特地区一口井因夏季天然气价格低而停产，预计随着天然气价格在今年晚些时候和明年上涨，这些停产井的产量将恢复 [36] 问答环节所有提问和回答 问题: 炎热天气是否对本季度运营造成影响 - 公司认为运营活动水平保持弹性，可能存在一些商品驱动因素导致井投产延迟，但并非主要受天气影响 [13] 问题: 如何看待Double E管道的发展以及何时将其纳入受限集团 - 公司对Double E管道充满信心，认为随着新工厂建设，管道将被填满，目前已有约10亿立方英尺/天的合同，预计未来1 - 2年将看到EBITDA增长和新合同签订，关于纳入受限集团的时间暂无明确说明 [57][75] 问题: 公司业务范围内是否有因并购导致钻机数量减少的情况，以及目前并购机会如何 - 公司在巴肯和DJ地区看到一些并购机会，但目前不是主要重点，需是能与现有业务产生良好协同效应的合适交易 [31] 问题: 如何考虑资本结构再融资 - 公司计划在下半年展示增长势头，待明年2月公布10 - K报告和正式指引后，再进行再融资 [16] 问题: 公司是否在处理优先股问题 - 优先股在资本结构中占比不大，目前不是主要关注点，公司主要关注推动EBITDA增长和降低总杠杆，当准备开启普通股分红时，可能会更积极考虑优先股的替代方案 [80]

现金及现金等价物情况 - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，公司现金及现金等价物分别为13,613千美元和11,808千美元[12] - 2023年上半年现金、现金等价物和受限现金净增加134.6万美元，2022年同期减少387.2万美元[15] 总营收情况 - 2023年和2022年第二季度，公司总营收分别为97,893千美元和99,063千美元[13] - 2023年和2022年上半年，公司总营收分别为210,392千美元和195,189千美元[13] - 2023年第二季度总营收9789.3万美元，上半年总营收21039.2万美元[34] - 2022年Q2可报告业务板块总收入为9.8898亿美元，上半年为19.4853亿美元[35] - 2023年第一季度总营收较去年同期减少120万美元，天然气、NGL和凝析油销售增加780万美元，采集服务及相关费用减少450万美元，其他收入减少440万美元[111] - 2023年上半年总营收较去年同期增加1520万美元，天然气、NGL和凝析油销售增加3450万美元，采集服务及相关费用减少1120万美元，其他收入减少810万美元[114] 净亏损情况 - 2023年和2022年第二季度，公司净亏损分别为13,540千美元和91,804千美元[13] - 2023年和2022年上半年，公司净亏损分别为27,703千美元和91,809千美元[13] - 2023年上半年净亏损2770.3万美元，2022年同期为9180.9万美元[15] - 2023年第二季度净亏损1354万美元，2022年同期为9180.4万美元；2023年上半年净亏损2770.3万美元，2022年同期为9180.9万美元[91] - 2023年上半年SMLP净亏损238.8万美元，义务集团净亏损2487.2万美元；2022年SMLP净亏损1082.7万美元，义务集团净亏损1.23554亿美元[180] 优先股及普通股情况 - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，子公司A类优先股单位分别为120,570千美元和118,584千美元[12] - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，A类优先股单位分别为90,765千美元和85,327千美元[12] - 2023年和2022年第二季度，普通股基本每股净亏损分别为1.91美元和9.53美元[13] - 2023年和2022年上半年，普通股基本每股净亏损分别为3.73美元和8.45美元[13] - 截至2023年6月30日，公司发行并流通的普通有限合伙人单位为1037.6189万个；A类优先股单位为6.5508万个，应计未付股息为2690万美元[63] - 若2023年6月30日赎回子公司A类优先股单位，赎回金额为1.225亿美元[66] - 2023年上半年，公司基本和摊薄后每单位净亏损分别为1.91美元和3.73美元，2022年同期分别为9.53美元和8.45美元[68] 经营、投资、融资活动现金流情况 - 2023年上半年经营活动提供的净现金为5164万美元，2022年同期为6015.9万美元[15] - 2023年上半年投资活动提供（使用）的净现金为 - 3821.7万美元，2022年同期为5688.2万美元[15] - 2023年上半年融资活动使用的净现金为1207.7万美元，2022年同期为12091.3万美元[15] - 2023年第二季度经营活动提供的净现金为194.5万美元，2022年同期为1411.3万美元；2023年上半年为5164万美元，2022年同期为6015.9万美元[91] - 2023年上半年经营活动现金流主要源于净亏损2770万美元加上非现金经营项目正调整8590万美元，以及营运资本账户减少650万美元；2022年主要源于净亏损9180万美元加上非现金经营项目正调整1.529亿美元[155][156] - 2023年上半年投资活动现金流主要源于资本支出3220万美元和对Double E项目现金投资350万美元；2022年主要源于处置Lane G&P系统净现金收入7550万美元、出售压缩机现金收入460万美元，以及资本支出1480万美元和对Double E项目现金投资840万美元[157][158] - 2023年上半年融资活动现金流主要源于ABL信贷安排还款3700万美元、二叠纪传输定期贷款还款510万美元，以及ABL信贷安排借款3500万美元；2022年主要源于ABL信贷安排还款1.39亿美元和借款2300万美元[159][160] - 2023年上半年经营活动提供净现金5.164亿美元，2022年为6.0159亿美元；投资活动使用净现金3.8217亿美元，2022年为提供净现金5.6882亿美元；融资活动使用净现金1.2077亿美元，2022年为12.0913亿美元[154] 资产处置与收购情况 - 2022年6月30日出售Lane G&P System，确认减值8450万美元，总现金收益7750万美元[30] - 2022年12月1日完成对Outrigger DJ和Sterling DJ的收购，增加了公司在DJ盆地的天然气处理能力和业务范围[24][27] - 2022年6月30日完成Lane G&P System的剥离，9月19日完成Bison Midstream的剥离[29][31] - 2022年12月1日完成2022 DJ收购，总现金对价3.05亿美元[94] - 2022年6月30日完成出售Summit Permian和Permian Finance股权；9月19日完成出售Bison Midstream；12月1日完成收购Outrigger DJ[175][176][177] 物业、厂房及设备净值情况 - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，物业、厂房及设备净值分别为17.03967亿美元和17.18754亿美元[35] 折旧费用情况 - 2023年Q2和上半年折旧费用分别为2328.5万美元和4620.4万美元，2022年同期分别为2371.4万美元和4776.2万美元[35] 权益法投资情况 - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，权益法投资总额分别为4.98364亿美元和5.06677亿美元[36] 递延收入情况 - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，流动递延收入分别为1217.8万美元和905.4万美元，非流动递延收入分别为3223.9万美元和3769.4万美元[38] 债务情况 - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，总债务分别为14.88256亿美元和14.90362亿美元，长期债务分别为14.75248亿美元和14.79855亿美元[39] - 截至2023年6月30日，ABL信贷工具适用保证金为3.50%，利率为8.72%，可用借款额度为6770万美元[41] - 截至2023年6月30日，Permian Transmission信贷工具适用保证金为2.375%，利率为7.53%，未使用部分为450万美元[44] - 截至2023年6月30日，Permian Transmission定期贷款剩余强制本金还款总额为1.50232亿美元，2023 - 2027年及以后分别为538.6万美元、1552.4万美元、1658万美元、1696.7万美元、1776.9万美元和7800.6万美元[47] - 2026年担保票据本金为7.85亿美元，利率为8.50%，将于2026年10月15日到期[39][47] - 2023 - 2025财年，若公司有超额现金流，需按100%本金加应计未付利息回购2026年有担保票据，金额为上一年超额现金流的100%[50] - 2023年4月1日前未回购5000万美元2026年有担保票据，利率自动提高50个基点；2024年4月1日前未回购1亿美元，利率自动提高100个基点；2025年4月1日前未回购2亿美元，利率自动提高200个基点。因2022财年未达标，2026年有担保票据利率自2023年4月1日起提高50个基点至9.00%[51][52] - 截至2023年6月30日，2025年高级票据账面价值2.59463亿美元，公允价值2.32436亿美元；2026年有担保票据账面价值7.85亿美元，公允价值7.58506亿美元[56] - 截至2023年6月30日，公司有10亿美元固定利率债务本金、3.28亿美元可变利率ABL信贷安排未偿还、1.502亿美元可变利率二叠纪传输定期贷款未偿还，1.352亿美元利率风险已对冲[100] - 截至2023年6月30日，公司ABL信贷安排下未偿还信用证总额为430万美元，二叠纪管道信贷安排下为1050万美元[144] - 截至2023年6月30日，公司ABL信贷安排下未偿余额为3.28亿美元，可用借款额度为6770万美元[146] - 截至2023年6月30日，2025年高级票据未偿余额为2.595亿美元，2026年担保票据未偿余额为7.85亿美元[147][148] - 因2022财年未按指定金额购买2026年担保票据，自2023年4月1日起利率提高50个基点至9%，年利息费用增加约390万美元[151] - 2023 - 2025财年，若公司有超额现金流，需按规定以100%本金加应计未付利息的价格购买2026年担保票据[150] - 截至2023年6月30日，公司有大约10亿美元固定利率债务本金，3.28亿美元可变利率ABL信贷安排未偿还金额，1.502亿美元可变利率二叠纪传输定期贷款未偿还金额，1.352亿美元利率风险对冲用于抵消二叠纪传输定期贷款利率变化影响[190] 递延earn - out负债公允价值情况 - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，递延earn - out负债公允价值分别为540万美元和520万美元[58] 利率互换情况 - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，利率互换未偿名义金额分别为1.352亿美元和1.398亿美元，公允价值分别为1480万美元和1520万美元。2023年第二季度和上半年，公司利率互换收益分别为330万美元和200万美元[59][61][62] 公司股份授予情况 - 2023年上半年，公司授予21.2893万个基于时间的幻影单位和11.0478万个基于绩效的幻影单位，向独立董事发行3.81万个普通股单位。截至2023年6月30日，SMLP LTIP下约有50万个普通股单位可用于未来发行[68][69][70][71] 应计损失负债及环境修复费用情况 - 截至2023年6月30日和2022年12月31日，2015年黑尾泄漏事件的应计损失负债为2830万美元[75] - 全球和解协议的罚款和罚金总计3630万美元，其中670万美元预计在未来十二个月内支付，联邦和州民事金额固定利率为3.25% [76] - 2023年6月30日与2022年12月31日相比，应计环境修复费用从370.5万美元降至314.8万美元[75] 各可报告板块资产及EBITDA情况 - 2023年6月30日各可报告板块资产：落基山脉8.80438亿美元、二叠纪2959.41万美元、东北部5797.1万美元、皮斯安斯4562.75万美元、巴尼特2880.78万美元[84] - 2023年第二季度各可报告板块调整后EBITDA：落基山脉1685.8万美元、二叠纪537万美元、东北部2020.1万美元、皮斯安斯1436.5万美元、巴尼特726.9万美元[84] - 2023年上半年各可报告板块调整后EBITDA：落基山脉3998.8万美元、二叠纪1044.3万美元、东北部3805.5万美元、皮斯安斯2834.8万美元、巴尼特1429.6万美元[84] - 2023年东北可报告部分平均日吞吐量（除俄亥俄州收集系统）较2022年同期下降11%，俄亥俄州收集系统分别增长39%和22% [128][129] - 2023年洛基山脉可报告部分天然气和液体平均日吞吐量较2022年同期分别增长241%、259%和31%、22% [130][131] - 2023年二叠纪可报告部分Double E平均日吞吐量三个月下降23%，六个月增长1% [133][134] - 2023 - 2031年Double E托运人签订的加权平均MVC数量分别为831,096、986,803、1,000,000、1,000,000、1,000,000、1,000,000、1,000,000、1,000,000、879,452 MMBTU/天 [135] - 2023年东北可报告部分三个月和六个月调整后EBITDA分别增加1.6百万美元和减少0.6百万美元 [129] - 2023年洛基山脉可报告部分三个月和六个月调整后EBITDA分别增加3.0百万美元和10.3百万美元 [131] - 2023年

现金及现金等价物情况 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，现金及现金等价物分别为2263.1万美元和1180.8万美元[11] 长期债务净额情况 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，长期债务净额分别为14.65555亿美元和14.79855亿美元[11] 总营收情况 - 2023年和2022年第一季度总营收分别为1.12499亿美元和9612.6万美元[12] - 2023年第一季度总营收为1.12499亿美元，2022年同期为9612.6万美元[30] - 2023年第一季度总营收为1.12499亿美元，较2022年同期的9612.6万美元增加1640万美元[101][105] 总成本和费用情况 - 2023年和2022年第一季度总成本和费用分别为9640.1万美元和8298.1万美元[12] - 2023年第一季度总成本和费用为9640.1万美元，较2022年同期的8298.1万美元增加1340万美元[101][108] 净亏损情况 - 2023年和2022年第一季度净亏损分别为1416.3万美元和5000美元[12] - 2023年第一季度净亏损1416.3万美元，2022年同期净亏损0.5万美元[14] - 2023年第一季度净亏损为1416.3万美元，2022年同期净亏损为5000美元[101] - 2023年第一季度净亏损1416.3万美元，2022年同期净亏损5000美元[86] 归属于普通有限合伙人的净收入（亏损）情况 - 2023年和2022年第一季度归属于普通有限合伙人的净收入（亏损）分别为 - 1854.8万美元和1303.6万美元[12] 普通股基本每股净亏损情况 - 2023年和2022年第一季度普通股基本每股净亏损分别为 - 1.82美元和1.35美元[12] 子公司A类优先股单位情况 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，子公司A类优先股单位均为93039个，价值分别为1.18702亿美元和1.18584亿美元[11] A类优先股单位情况 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，A类优先股单位均为65508个，价值分别为8796.6万美元和8532.7万美元[11] - 截至2023年3月31日，A类优先股单位有65508个未偿还，应计未付股息2410万美元[57] 普通有限合伙人资本单位情况 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，普通有限合伙人资本单位分别为10354658个和10182763个，价值分别为6.61736亿美元和6.79491亿美元[11] - 2022年12月31日至2023年3月31日，普通有限合伙人单位从10182763个增至10354658个[57] 经营活动净现金情况 - 2023年第一季度经营活动提供的净现金为4969.5万美元，2022年同期为4604.6万美元[14] - 2023年第一季度经营活动提供的净现金为4969.5万美元，2022年同期为4604.6万美元[86] - 2023年第一季度，公司经营活动提供的净现金为4969.5万美元，投资活动使用的净现金为2254.9万美元，融资活动使用的净现金为1739.4万美元，现金及现金等价物净增加975.2万美元[141] 投资活动净现金情况 - 2023年第一季度投资活动使用的净现金为2254.9万美元，2022年同期为1529.7万美元[14] - 2023年第一季度投资活动现金流主要包括1640万美元资本支出和350万美元对Double E项目的现金投资[144] - 2022年第一季度投资活动现金流主要包括840万美元对Double E项目的现金投资、870万美元资本支出和190万美元压缩机销售现金收入[145] 融资活动净现金情况 - 2023年第一季度融资活动使用的净现金为1739.4万美元，2022年同期为3784.1万美元[14] - 2023年第一季度融资活动现金流主要包括1300万美元ABL信贷安排还款和250万美元二叠纪传输定期贷款还款[146] - 2022年第一季度融资活动现金流主要包括3400万美元ABL信贷安排还款[147] 公司收购情况 - 2022年12月1日，公司以1.65亿美元现金收购Outrigger DJ 100%股权[23] - 2022年12月1日，公司以1.4亿美元现金收购Sterling DJ 100%股权[25] - 2022年12月1日，公司完成2022年DJ盆地收购，总现金对价3.05亿美元[89] - 2022年12月1日，公司以1.65亿美元现金收购Outrigger DJ，以1.4亿美元现金收购Sterling DJ[163] 公司出售情况 - 2022年6月30日，公司以7500万美元现金出售Lane G&P System[27] - 2022年9月19日，公司以4000万美元现金出售Bison Midstream[28] 预计收入情况 - 预计2023年剩余时间确认的收入中，集输服务及相关费用为5757.6万美元[30] 物业、厂房及设备净值情况 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，物业、厂房及设备净值分别为17.12494亿美元和17.18754亿美元[31] 折旧费用情况 - 2023年和2022年第一季度折旧费用分别为2291.8万美元和2404.8万美元[31] 权益法投资总额情况 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，权益法投资总额分别为5.04683亿美元和5.06677亿美元[31] 当前递延收入情况 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，当前递延收入分别为878.8万美元和905.4万美元[33] 非流动递延收入情况 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，非流动递延收入分别为3687.8万美元和3769.4万美元[34] 总债务情况 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，总债务分别为14.77337亿美元和14.90362亿美元[34] ABL信贷工具情况 - 截至2023年3月31日，ABL信贷工具适用利差为3.50%，利率为8.42%，可用借款额度为7870万美元[36] - 截至2023年3月31日，公司ABL信贷安排下的未偿还信用证总额为430万美元，Permian Transmission信贷安排下的未偿还信用证总额为1050万美元[132] - 截至2023年3月31日，公司第一留置权净杠杆比率为1.24:1.00，利息覆盖率为2.37:1.00，均符合ABL信贷安排的要求[133] - 截至2023年3月31日，公司ABL信贷安排的未偿还余额为3.17亿美元，可用借款额度为7870万美元[134] 二叠纪传输信贷工具情况 - 截至2023年3月31日，二叠纪传输信贷工具适用利差为2.375%，利率为6.76%，未使用部分为450万美元[40] 2026年担保票据利率情况 - 2026年担保票据利率因未按指定金额回购于2023年4月1日起提高50个基点至9.00%[47] 二叠纪传输定期贷款还款情况 - 二叠纪传输定期贷款剩余强制本金还款总额为1.52833亿美元，2023 - 2027年及以后分别有不同金额还款安排[42] 2025年优先票据赎回价格情况 - 2025年优先票据赎回价格为101.438%，每年按比例下降，到2023年4月15日降至100%[50] 票据账面价值和公允价值情况 - 截至2023年3月31日，2025年优先票据账面价值25946.3万美元，公允价值21611.1万美元；2026年担保票据账面价值78500万美元，公允价值75196.5万美元[51] 递延盈利负债公允价值情况 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，递延盈利负债公允价值分别为540万美元和520万美元[53] 利率互换未偿名义金额情况 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，利率互换未偿名义金额分别为1.376亿美元和1.398亿美元[54] 利率互换协议公允价值及损失情况 - 截至2023年3月31日和2022年12月31日，利率互换协议公允价值分别为1280万美元和1520万美元，2023年第一季度利率互换损失130万美元[56] 公司授予单位情况 - 2023年第一季度，公司授予212893个基于时间的幻影单位和110478个基于绩效的幻影单位，授予6名独立董事38100个普通股单位[62][63][66] 应计环境修复费用及损失负债情况 - 截至2023年3月31日，未折现的应计环境修复费用为341.6万美元，2015年黑尾泄漏事故应计损失负债为2830万美元[71] 全球和解协议罚款情况 - 全球和解协议包括支付总计3630万美元的罚款和罚金，其中670万美元预计在未来12个月内支付[72] 公司各报告分部资产情况 - 截至2023年3月31日，公司各报告分部资产分别为：落基山脉地区8.84652亿美元、二叠纪地区2.96152亿美元、东北地区5.91215亿美元、皮申斯地区4.68433亿美元、巴尼特地区2.9228亿美元，总计25.32732亿美元[79] 公司各报告分部调整后EBITDA情况 - 2023年第一季度，各报告分部调整后EBITDA分别为：落基山脉地区2313万美元、二叠纪地区507.3万美元、东北地区1785.4万美元、皮申斯地区1398.3万美元、巴尼特地区702.7万美元，总计6706.7万美元[79] - 2023年第一季度东北可报告分部调整后EBITDA为1785.4万美元，较2022年同期的2006.8万美元下降11%[117] - 2023年第一季度落基山脉可报告分部调整后EBITDA为2313万美元，较2022年同期的1583万美元增长46%[119] - 截至2023年3月31日的三个月，Permian可报告部分调整后EBITDA为507.3万美元，较2022年同期的414.9万美元增长22%，主要因Double E权益法投资的按比例调整后EBITDA增加[124] - 截至2023年3月31日的三个月，Piceance可报告部分调整后EBITDA为1398.3万美元，较2022年同期的1576.8万美元下降11%，主要因产量自然下降和客户最低产量承诺减少[125] - 截至2023年3月31日的三个月，Barnett可报告部分调整后EBITDA为702.7万美元，较2022年同期的928.6万美元下降24%，主要因2022年第一季度的商业结算收益未在2023年出现[126][127] 公司一般及行政费用情况 - 截至2023年3月31日的三个月，公司及其他部分的一般及行政费用为855.6万美元，较2022年同期的1115.7万美元下降23%，主要因2022年的员工遣散费[128] 公司利息费用情况 - 截至2023年3月31日的三个月，公司利息费用为3422.3万美元，较2022年同期的2416.3万美元增长42%，主要因发行额外本金的2026年有担保票据和Permian Transmission定期贷款的利息成本增加[128][129] 公司债务及套期保值情况 - 截至2023年3月31日，公司有固定利率债务本金约10亿美元，可变利率ABL信贷安排下未偿还金额3.17亿美元，可变利率二叠纪传输定期贷款下未偿还金额1.528亿美元[95] - 截至2023年3月31日，公司有1.376亿美元的利率风险对冲，以抵消利率变化对二叠纪传输定期贷款的影响[95] - 截至2023年3月31日，公司有固定利率债务本金约10亿美元，可变利率ABL信贷安排下未偿还金额3.17亿美元，可变利率二叠纪传输定期贷款下未偿还金额1.528亿美元，有1.376亿美元利率风险敞口进行了套期保值[176] 美联储利率调整情况 - 自2022年3月以来，美联储已十次上调联邦基金利率目标区间，目前为5.00 - 5.25%[95] 公司业务活动预期情况 - 公司预计2023年业务活动将高于2022年，接近疫情前的历史水平[94] 公司吞吐量情况 - 2023年第一季度天然气日均总吞吐量为1185MMcf/d，较2022年的1306MMcf/d减少121MMcf/d；液体日均总吞吐量为74Mbbl/d，较2022年的65Mbbl/d增加9Mbbl/d[101] - 东北可报告分部除俄亥俄收集系统外，日均吞吐量较2022年下降20%；俄亥俄收集系统日均吞吐量较2022年增长6%[116] - 落基山脉可报告分部天然气日均总吞吐量较2022年增长272%；液体日均总吞吐量较2022年增长14%[118][119] - 二叠纪可报告分部Double E日均吞吐量较2022年增长

公司基本信息 - 公司于2012年5月成立，普通股在纽约证券交易所上市，代码为“SMLP”[35] 公司收购与出售情况 - 2022年12月，公司以3.05亿美元完成DJ盆地战略收购，包括1.65亿美元收购Outrigger DJ和1.4亿美元收购Sterling DJ，通过信贷融资和发行8500万美元2026年到期的高级有担保第二留置权票据完成资金筹集[42] - 2022年6月，公司以7500万美元出售Summit Permian和Permian Finance的全部股权[43] - 2022年9月，公司以4000万美元出售Bison Midstream及其天然气收集系统[44] 公司报告相关 - 2022年6月，公司发布首份环境、社会和治理报告[45] 公司股权与业务板块 - 公司间接持有长输天然气管道Double E 70%的股权并担任运营商[47] - 截至2022年12月31日，公司可报告的业务板块分为受油价驱动和天然气价格驱动两类[48] - 受油价驱动的板块包括落基山脉和二叠纪板块，落基山脉板块包括位于威利斯顿盆地和DJ盆地的全资中游资产，二叠纪板块包括对Double E的权益法投资[48][49] - 受天然气价格驱动的板块包括东北部、皮申斯和巴尼特板块[50] 公司业务战略 - 公司业务战略包括优化资本结构、管理资产组合、专注基于费用的收入、维护与生产商的关系以及优先保障安全可靠的运营[36][37][38][39][40] 公司业务面积覆盖情况 - 公司AMIs总计覆盖约390万英亩地表面积，其中俄亥俄州集输相关约80万英亩[58] - 峰会尤蒂卡系统客户的AMIs总计覆盖约11.5万英亩地表面积[68] - 俄亥俄州集输系统客户的AMIs总计覆盖约83万英亩地表面积[73] - Piceance可报告部门的AMIs覆盖约43.4万英亩地表面积[85] - Barnett可报告部门的AMIs覆盖约12.4万英亩地表面积[90] 公司业务数据指标 - 截至2022年12月31日，公司剩余MVCs总计0.7 Tcfe，加权平均剩余寿命4.1年，到2027年平均约408 MMcfe/d[60] - 2022年，公司天然气日均总吞吐量为1208 MMcf/d，原油和采出水日均吞吐量为62 Mbbl/d，额外活动约占总收入的18%[62] - 截至2022年12月31日，公司在俄亥俄州集输的所有权权益从2021年的37.8%降至37.2%[63] - 截至2022年12月31日，公司在Double E中拥有70%的权益[65] - 截至2022年12月31日，东北可报告部门的总吞吐量容量为1770 MMcf/d，到2027年MVCs为221 MMcf/d，剩余MVCs为403 Bcf，剩余合同寿命7.2年，剩余MVC寿命4.0年[66] - 截至2022年12月31日，落基山脉可报告部门的威利斯顿地区原油和采出水总吞吐量容量为225 Mbbl/d，DJ地区天然气总吞吐量容量为220 MMcf/d，到2027年MVCs为13 MMcf/d，剩余MVCs为26 Bcfe，剩余合同寿命8.4年，剩余MVC寿命5.4年[76] - 截至2022年12月31日，二叠纪可报告部门的Double E总吞吐量容量为1350 MMcf/d，到2027年MVCs为964 MMcf/d，剩余MVCs为3177 Bcf，剩余合同寿命和剩余MVC寿命均为8.8年，现有MVCs自2024年11月起合同规定增至1.0 Bcf/d[83] - 截至2022年12月31日，Piceance可报告部门的总吞吐量容量为1151MMcf/d，2027年平均每日MVCs为175MMcf/d，剩余MVCs为97亿立方英尺，剩余合同期限为3.4年[85] - 截至2022年12月31日，Barnett可报告部门的吞吐量为450MMcf/d，剩余MVCs为40亿立方英尺[90] 公司管道相关规定 - FERC规定2021年7月1日开始的五年内，州际液体管道年度指数调整为成品生产者价格指数变化减去0.21%[101] - FERC授权Double E收取“追索费率”“折扣费率”和“协商费率”[106] 公司违规处罚规定 - 违反NGA、NGPA等规定，FERC可处以最高约150万美元/天/违规行为的罚款[109] - 违反CEA反市场操纵条款，CFTC可处以最高约140万美元/天/违规行为或违规者货币收益三倍的民事罚款[110] 公司相关法律与规则 - 2020年12月《2020年保护管道基础设施和加强安全法》成为法律，重新授权PHMSA在2023年前获得资金[111] - 2021年11月PHMSA发布最终规则，将管道安全要求扩展到陆上天然气集输管道，该规则于2022年5月生效，运营商需在2022年11月前遵守适用安全要求[114] - 2019年10月PHMSA发布三条新最终规则，其中一条于2019年12月生效，另外两条于2020年7月生效，2020年7月PHMSA修改了其中一条规则[115] - 2022年8月PHMSA发布最终规则，对天然气传输线的变更管理流程、完整性管理、腐蚀控制标准以及管道检查和维修等方面制定新的或额外要求[115] 公司环保相关规定 - 2015年10月EPA发布新的更低的臭氧国家环境空气质量标准，从75ppb降至70ppb[126] - 2022年10月EPA将达拉斯 - 沃思堡地区重新分类为75ppb标准下的严重不达标地区和70ppb标准下的中度不达标地区，同时将科罗拉多州韦尔德县部分地区重新分类为75ppb标准下的严重不达标地区[127] - 2022年7月EPA通知得克萨斯州，正在考虑将二叠纪盆地的几个得克萨斯州和新墨西哥州的县重新指定为新的臭氧不达标地区[127] - 2016年6月3日EPA最终确定对2012年石油和天然气行业新源性能标准的修订，2021年11月EPA发布针对新的和现有的石油和天然气源甲烷排放的新提案规则，2022年11月发布补充提案[128] - 2016年11月16日BLM发布最终规则以减少公共和印第安土地上天然气的放空和燃烧，该规则于2020年被撤销，2022年11月BLM提出新规则[129] - 2019年9月EPA发布执法警报，指出天然气集输作业中清管器发射和接收装置减压导致的《清洁空气法》违规问题[130] 公司股息与员工情况 - 截至2022年12月31日，公司A类优先股累计未支付股息达2150万美元[157] - 截至2022年12月31日，公司有252名员工为运营提供直接全职支持，且无员工受集体谈判协议覆盖[153] - 2020年5月3日起，公司暂停普通股和A类优先股的股息分配，且预计短期内不会恢复[157][158] 公司政策与目标 - 拜登宣布美国到2030年将在2005年水平基础上减少50%至52%的温室气体排放，并设定到2050年实现净零排放目标[147] 公司租赁相关情况 - 2021年1月20日，内政部代理部长签署命令，暂停联邦土地上新的化石燃料租赁和许可60天[137] - 2021年1月27日，拜登发布行政命令无限期暂停公共土地或近海海域新的油气租赁[138] - 2022年8月，美国地方法院应原告州要求发布永久禁令，内政部随后恢复租赁[138][139] 公司监管与合规情况 - 公司部分设施属于《油污控制法》监管设施，公司认为其基本符合该法所有适用要求[132] - 美国环保署多项监管行动可能扩大和加强油气排放减排要求，并要求各州减少现有来源的甲烷排放[134] - 美国多个州和地方政府对水力压裂活动采取或考虑采取更严格的监管措施，可能限制油气开发[133] 公司客户情况 - 公司Piceance业务段的客户Caerus占合并收入超10%[163] - 2022年12月31日，公司前五大客户或交易对手占应收账款总额的26%[164] 能源价格波动情况 - 2022年下半年，Henry Hub天然气现货价格从8月的月均8.81美元/百万英热单位降至12月的5.53美元/百万英热单位，12月30日收于3.52美元/百万英热单位；2023年1月31日，12个月期货价格收于3.41美元/百万英热单位[176] - 2022年下半年，库欣市西德克萨斯中质原油现货价格从6月的月均114.84美元/桶降至12月的76.44美元/桶，12月30日收于80.16美元/桶；2023年1月31日，12个月期货价格收于78.03美元/桶[177] 公司业务风险 - 公司运营集中在尤蒂卡页岩、威利斯顿盆地等非常规资源盆地，行业多样性有限[173] - 公司业务依赖客户现有井产量的补充及系统吞吐量的维持，客户产量受资本、价格、需求等因素影响[178][180] - 能源价格波动受全球经济、健康问题、天气等多种因素影响，价格下降会减少钻探和生产活动[181] - 公司部分集输和加工协议含MVC条款，客户吞吐量不足需支付短缺款项，且部分条款可用于抵扣未来款项[189] - 公司未对所有连接系统的储量进行独立评估，储量估计可能不准确，影响业务和现金流[190][192] - 公司许多成本固定，吞吐量减少时成本不会相应下降，影响现金分配能力[185] - 公司面临来自其他中游公司的激烈竞争，可能影响续约和业务表现[193][194][195] - 合同续约受竞争、宏观经济、供需平衡等因素影响，若无法续约或管理合同组合，收入和现金流可能下降[196][197] - 第三方管道或中游设施不可用，会对公司收入、现金流和向单位持有人分配现金的能力产生重大不利影响[198][199] - 恶劣天气和地形会影响原油和天然气生产与收集，进而影响公司设施运营和建设[200][201][202] - 公司设施运营中断会影响运营和可分配给单位持有人的现金流[203][204][205] - 公司业务存在诸多风险，部分可能未被保险完全覆盖，若发生重大事件，运营和财务结果可能受影响[206][207][208][209][210][211] - 公司可能无法及时成功整合收购的收集系统，影响业务、运营结果、财务状况和现金分配能力[212][213][214] - 建设新资产可能无法增加收入，面临监管、环境等风险，影响运营结果和财务状况[215][216][217][218][219][220] - 公司不拥有所有管道和设施所在土地，若无法续约地役权，业务可能受影响[221] - 公司若无法吸引和留住关键人员，以及行业劳动力短缺，会影响业务运营和结果[222][223][224][225] 能源转型影响 - 从碳氢能源向替代能源转型可能对公司业务和经营业绩产生重大不利影响[226] - 公众对气候变化关注度增加，可能带来能源技术进步，如风能、太阳能、氢能及电池技术[227] - 消费者和行业对原油和天然气以外能源的需求可能增加，如风能、太阳能、核能、地热能及电动汽车[227] - 消费者和行业对低排放及高效产品和服务的需求可能增加，如电动汽车和可再生电力供应[227] - 从油气向替代能源和低碳经济转型可能降低天然气和原油需求[228] - 天然气和原油需求显著下降可能减少公司收集和加工的油气量，影响业务和经营业绩[228] - 若转型降低中游油气行业吸引力，可能减少公司所需第三方服务或设施的可用性[229] - 第三方服务或设施可用性降低可能增加公司运营成本，影响业务和经营业绩[229]

财务数据关键指标变化 - 2022年9月30日现金及现金等价物为10,450千美元，2021年12月31日为7,349千美元[17] - 2022年9月30日受限现金为3,514千美元，2021年12月31日为12,223千美元[17] - 2022年9月30日应收账款为57,593千美元，2021年12月31日为62,121千美元[17] - 2022年9月30日总资产为2,239,672千美元，2021年12月31日为2,522,462千美元[17] - 2022年9月30日总负债为1,332,628千美元，2021年12月31日为1,511,774千美元[17] - 2022年前三季度总营收2.84亿美元，较2021年的3.01亿美元下降5.82%[18] - 2022年前三季度净亏损9959.7万美元，2021年同期净亏损374.4万美元[18] - 2022年前三季度经营活动产生的净现金为9680.5万美元，2021年同期为1.28亿美元[20] - 2022年前三季度投资活动产生的净现金为8743.8万美元，2021年同期使用现金1.06亿美元[20] - 2022年前三季度融资活动使用的净现金为1.9亿美元，2021年同期使用现金3112.5万美元[20] - 2022年9月30日现金及现金等价物和受限现金期末余额为1396.4万美元，2021年同期为626.1万美元[20] - 2022年前三季度折旧和摊销费用为8939.7万美元，2021年同期为8786.6万美元[18] - 2022年前三季度利息费用为7398.2万美元，2021年同期为4498.5万美元[18] - 截至2022年9月30日，客户应收账款总计4230万美元，合同资产总计850万美元；截至2021年12月31日，客户应收账款总计5050万美元，合同资产总计1030万美元[37][38] - 截至2022年9月30日，公司物业、厂房及设备净值为14.77051亿美元；截至2021年12月31日为17.26082亿美元[41] - 2022年第三季度折旧费用为2247.4万美元，前九个月为7023.5万美元；2021年第三季度折旧费用为2386.7万美元，前九个月为6665.1万美元[42] - 2022年第三季度资本化利息为12.8万美元，前九个月为71.1万美元；2021年第三季度资本化利息为8.5万美元，前九个月为39.5万美元[42] - 2022年1月1日至9月30日，当前递延收入从10,374千美元增加3,482千美元，减去确认的4,680千美元收入后，9月30日为9,176千美元；非当前递延收入从42,570千美元增加269千美元，减去重新分类至当前递延收入的4,046千美元后，9月30日为38,793千美元[48][49] - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，公司总债务分别为1,174,198千美元和1,355,072千美元，长期债务分别为1,165,189千美元和1,355,072千美元[50] - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，2025 Senior Notes账面价值均为259,463千美元，公允价值分别为212,111千美元和234,814千美元；2026 Secured Notes账面价值均为700,000千美元，公允价值分别为650,708千美元和718,083千美元[65] - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，利率互换未偿还名义金额分别为1.409亿美元和1.44亿美元，2022年9月30日公允价值为1610万美元，3个月和9个月分别记录收益550万美元和1650万美元[66][67] - 2022年前九个月，公司应计现金分配330万美元，已支付160万美元，发行1600个子公司A类优先股作为实物分配[73] - 2022年第三季度，基本和摊薄每股净亏损分别为1.28美元和1.28美元；前九个月分别为9.68美元和9.68美元[79] - 2022年前九个月，现金利息支付4609.3万美元，支付税款14.9万美元[81] - 截至2022年9月30日，公司总资产为22.39672亿美元，较2021年12月31日的25.22462亿美元有所下降[93] - 2022年前三季度，可报告业务板块调整后EBITDA总计1.85592亿美元，2021年同期为2.04702亿美元[94] - 2022年前三季度净亏损9959.7万美元，2021年同期净亏损374.4万美元；2022年第三季度净亏损778.8万美元，2021年同期净利润700.4万美元[108] - 2022年前三季度经营活动提供的净现金为9680.5万美元，2021年同期为1.27731亿美元；2022年第三季度为3664.6万美元，2021年同期为4151.4万美元[108] - 2022年前三季度资本支出为2095.5万美元，2021年同期为1178万美元；2022年第三季度为616.1万美元，2021年同期为581.8万美元[108] - 2022年前三季度天然气日均吞吐量为1228百万立方英尺，2021年同期为1374百万立方英尺；2022年第三季度为1177百万立方英尺，2021年同期为1333百万立方英尺[123] - 2022年前三季度液体日均吞吐量为62千桶，2021年同期为64千桶；2022年第三季度为66千桶，2021年同期为63千桶[123] - 2022年前三季度总营收为2.83871亿美元，2021年同期为3.01404亿美元；2022年第三季度为8868.2万美元，2021年同期为1.02045亿美元[123] - 2022年前三季度总成本和费用为3.39743亿美元，2021年同期为2.52032亿美元；2022年第三季度为8278.2万美元，2021年同期为8241.8万美元[123] - 2022年前三季度利息费用为7398.2万美元，2021年同期为4498.5万美元；2022年第三季度为2493.2万美元，2021年同期为1553万美元[123] - 集输服务及相关费用较2021年前九个月减少2800万美元[127] - 天然气、NGL和凝析油收入较2021年前九个月增加810万美元[130] - 前三个月成本和费用较2021年同期增加40万美元，前九个月增加8770万美元[130] - 前三个月天然气和NGL成本较2021年同期减少600万美元，前九个月增加600万美元[131][132] - 前三个月运营和维护费用较2021年同期增加110万美元，前九个月增加630万美元[133][134] - 前三个月一般和行政费用较2021年同期增加10万美元，前九个月减少1640万美元[135][136] - 前三个月折旧和摊销费用较2021年同期减少220万美元，前九个月增加150万美元[137][138] - 2022年前九个月，公司确认与处置Lane G&P系统相关的减值8450万美元，与处置Bison Midstream相关的减值690万美元[139] - 前三个月和前九个月利息费用较2021年同期分别增加940万美元和2900万美元[140] - 东北可报告部分除俄亥俄集输外，前三个月和前九个月的日均吞吐量较2021年同期均下降15%[142] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，Rockies地区总营收分别为3614.3万美元和1.08913亿美元，同比变化分别为-3%和2%[151] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，Rockies地区总成本和费用分别为3640.1万美元和9369.9万美元，同比增长45%和20%[151] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，Rockies地区调整后EBITDA分别为1426.2万美元和4399.1万美元，同比下降24%和11%[151] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，Permian地区平均日吞吐量分别为0和18MMcf/d，同比下降100%和36%[156] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，Permian地区总营收分别为89.1万美元和2425.8万美元，同比下降92%和20%[160] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，Permian地区总成本和费用分别为25.4万美元和1.08936亿美元，同比变化分别为-98%和252%[160] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，Permian地区调整后EBITDA分别为488.2万美元和1384.8万美元，同比增长243%和245%[160] - 截至2022年9月30日的三个月和九个月，Piceance地区总平均日吞吐量分别为305和310MMcf/d，同比下降5%和6%[163] - Piceance地区2022年第三季度和前九个月总营收分别为2.3506亿美元和7.0071亿美元，同比下降11%和15%；调整后EBITDA分别为1424.9万美元和4536.7万美元，同比下降25% [165] - Barnett地区2022年第三季度和前九个月平均日吞吐量同比分别增长1%和2%；总营收分别为1429.1万美元和3886.6万美元，同比增长20%和15%；调整后EBITDA分别为786.4万美元和2439.7万美元，同比下降18%和8% [167][169] - 公司及其他部分2022年前九个月总营收为65.9万美元；运营维护成本为119.6万美元；一般及行政费用为2704.7万美元，同比下降40%；利息费用为7398.2万美元，同比增长64% [172] - 2022年前9个月经营活动提供净现金96805000美元，2021年为127731000美元；投资活动提供净现金87438000美元，2021年使用净现金105889000美元；融资活动使用净现金189851000美元，2021年为31125000美元；现金、现金等价物和受限现金净变化为-5608000美元，2021年为-9283000美元[183] - 2022年前9个月经营活动现金流主要源于非现金经营项目正调整19240万美元、营运资金账户增加400万美元；2021年源于非现金项目调整12480万美元、营运资金账户增加660万美元[184] - 2022年前9个月投资活动现金流主要源于处置Lane G&P System净得7550万美元、处置Bison Midstream净得3670万美元、出售压缩机得460万美元，资本支出2100万美元、对Double E项目现金投资840万美元[184] - 2022年前9个月融资活动现金流主要源于ABL Facility还款2.05亿美元、Permian Transmission Term Loan还款340万美元、Revolving Credit Facility还款1.32亿美元、债务发行成本支付520万美元，ABL Facility借款2300万美元、Permian Transmission Credit Facility借款1.07亿美元[189] - 2022年前9个月资本支出总计2100万美元，其中维护资本支出720万美元；对Double E项目贡献840万美元，对Ohio Gathering无贡献[185] - 2022年前9个月，SMLP净亏损317.1万美元，义务集团净亏损1.1107亿美元；2021年，SMLP净亏损3729.1万美元，义务集团净收入2304.7万美元[201] 各条业务线数据关键指标变化 - 双E管道长135英里，日输气量1.35 Bcf，于2021年11月开始运营[11] - 截至2022年9月30日和2021年12月31日，Double E业务金额分别为283,531千美元和280,952千美元，Ohio Gathering业务金额分别为230,443千美元和242,244千美元，总计分别为513,974千美元和523,196千美元[44] - Double E在2022年11月开始运营，截至2022年9月30日的三个月和九个月，平均日吞吐量分别为314和272MMcf/d[157] - Double E的托运人签订的加权平均MVC数量在2022 - 2031年分别为622603、839247、990205、1000000、1000178、1000000、1002562、1000000、1000000、832877MMBTU/天[158] 债务相关信息 - 2025年高级无担保票据利率为5.75%，2026年高级有担保第二留置权票据利率为8.500%[11] - 截至2022年9月30日，ABL Facility借款基础确定的合格资产总计5.626亿美元，大于4亿美元的总承诺额，适用保证金为3.25%，利率为6.375%，可用借款能力为3.091亿美元[51][53] - 截至2022年9月30日，Permian Transmission Credit Facility适用保证金为2.375%，利率为4.90%，可用借款

现金及现金等价物与受限现金变化 - 2022年6月30日现金及现金等价物为12367000美元，2021年12月31日为7349000美元[17] - 2022年6月30日受限现金为3333000美元，2021年12月31日为12223000美元[17] 应收账款与合同资产变化 - 2022年6月30日应收账款为59392000美元，2021年12月31日为62121000美元[17] - 截至2022年6月30日，客户应收账款总计4990万美元，合同资产总计630万美元；截至2021年12月31日，客户应收账款总计5050万美元，合同资产总计1030万美元[39][40] 流动资产与固定资产变化 - 2022年6月30日总流动资产为78808000美元，2021年12月31日为87369000美元[17] - 2022年6月30日物业、厂房及设备净值为1531450000美元，2021年12月31日为1726082000美元[17] - 截至2022年6月30日，物业、厂房及设备净值为15.3145亿美元，截至2021年12月31日为17.26082亿美元[43] 负债与合伙人资本变化 - 2022年6月30日总负债为1394351000美元，2021年12月31日为1511774000美元[17] - 2022年6月30日子公司A类优先股发行及流通数量为93039单位，2021年12月31日为91439单位[17] - 2022年6月30日A类优先股发行及流通数量为65508单位，2021年12月31日为143447单位[17] - 2022年6月30日普通有限合伙人资本发行及流通数量为10166175单位，2021年12月31日为7169834单位[17] - 2022年6月30日总合伙人资本为802408000美元，2021年12月31日为904363000美元[17] - 2022年6月30日，A类优先股合伙人资本为8129万美元，普通有限合伙人资本为7.21118亿美元，总计8.02408亿美元[19] - 2021年6月30日，A类优先股合伙人资本为1.61907亿美元，普通有限合伙人资本为7.43391亿美元，总计9.05298亿美元[19] 营收与亏损情况 - 2022年上半年总营收1.95189亿美元，2021年同期为1.99359亿美元，同比下降2.1%[18] - 2022年上半年净亏损9180.9万美元，2021年同期为1075万美元，亏损幅度扩大[18][21] - 2022年第二季度总营收为9.9063亿美元，2022年上半年总营收为19.5189亿美元，2021年第二季度总营收为10.0041亿美元，2021年上半年总营收为19.9359亿美元[37][38] - 2022年Q2总营收9906.3万美元，较2021年同期的1.00041亿美元减少100万美元；2022年H1总营收1.95189亿美元，较2021年同期的1.99359亿美元减少420万美元[120][123][124] - 2022年第二季度，公司净亏损9.1804亿美元，而2021年同期净亏损1.9738亿美元[108] - 2022年上半年，公司净亏损9.1809亿美元，2021年同期净亏损1.075亿美元[108] - 2022年Q2公司净亏损9180.4万美元，较2021年同期的1973.8万美元扩大；2022年H1净亏损9180.9万美元，较2021年同期的1075万美元扩大[120] 现金流量情况 - 2022年上半年经营活动提供净现金6015.9万美元，2021年同期为8621.7万美元，同比下降30.2%[21] - 2022年上半年投资活动提供净现金5688.2万美元，2021年同期使用净现金4690.5万美元[21] - 2022年上半年融资活动使用净现金1.20913亿美元，2021年同期为4733.1万美元[21] - 2022年第二季度，经营活动提供的净现金为1411.3万美元，低于2021年同期的3478.7万美元[108] - 2022年上半年，经营活动提供的净现金为6015.9万美元，低于2021年同期的8621.7万美元[108] - 2022年H1经营活动提供净现金6015.9万美元，投资活动提供净现金5688.2万美元，融资活动使用净现金1.20913亿美元，现金及现金等价物净减少387.2万美元[181] 折旧和摊销及资本支出情况 - 2022年上半年折旧和摊销费用为6102.5万美元，2021年同期为5734.4万美元[21] - 2022年上半年资本支出为1479.4万美元，2021年同期为596.2万美元[21] - 2022年第二季度折旧费用为2371.4万美元，2021年为2131.8万美元；2022年上半年折旧费用为4776.2万美元，2021年为4278.4万美元[44] - 2022年Q2折旧和摊销费用为3011.1万美元，较2021年同期的2836.4万美元增加170万美元；2022年H1为6055.6万美元，较2021年同期的5687.5万美元增加370万美元[120][134][135] - 2022年第二季度资本支出为609.1万美元，高于2021年同期的335.2万美元[108] - 2022年上半年资本支出为1479.4万美元，高于2021年同期的596.2万美元[108] - 2022年H1资本支出现金支付总额为1480万美元，其中维护资本支出为480万美元，对Double E贡献840万美元[184] 公司业务类型 - 公司主要提供天然气收集、压缩、处理和加工服务以及原油和采出水收集服务[23] 资产处置情况 - 2022年6月30日，公司完成对Summit Permian全部股权的处置，现金售价为7500万美元[33] - 2022年第二季度，公司因处置Lane G&P System确认了8450万美元的减值，总现金收益为7750万美元[34] - 2022年6月30日，公司完成出售Summit Permian和Summit Permian Finance全部股权，现金售价7500万美元[198] 业务收入预测 - 预计2022年剩余时间及以后，集输服务及相关费用收入2022年为4.1041亿美元，2023年为6.3214亿美元，2024年为5.2412亿美元等[36] 会计准则修订影响 - ASU 2020 - 6的修订于2023年12月15日之后开始的财年及其中间期间生效，公司正在评估其影响[30][31] - ASU 2020 - 4的修订于2020年3月12日至2022年12月31日有效，公司预计其对合并财务报表和披露无重大影响[32] 递延收入变化 - 2022年1月1日至6月30日，当前递延收入从1037.4万美元降至972万美元，非当前递延收入从4257万美元降至4036.2万美元[50][51] 债务情况 - 截至2022年6月30日，公司总债务为12.40038亿美元，较2021年12月31日的13.55072亿美元有所下降[52] - ABL信贷安排的适用保证金为3.25%，利率为4.375%，可用借款能力为2.431亿美元[55] - 截至2022年6月30日，Permian Transmission信贷安排适用保证金为2.375%，利率为3.4%，可用借款能力为750万美元[58] - Permian Transmission定期贷款剩余强制本金还款总额为1.57758亿美元，2022 - 2026年及以后有不同还款安排[60] - 2026年担保票据在不同时间段有不同赎回价格，如2023年10月15日起12个月为104.250% [63] - 2025年高级票据赎回价格从101.438%降至100%（2023年4月15日后）[65] - 截至2022年6月30日和2021年12月31日，利率互换未偿名义金额分别为1.42亿美元和1.44亿美元[68] - 截至2022年6月30日，公司利率互换协议公允价值为1080万美元，3个月和6个月分别录得收益390万美元和1100万美元[69] - 截至2022年6月30日，ABL信贷安排下未偿还信用证总额为590万美元，二叠纪传输信贷安排下为750万美元[175] - 截至2022年6月30日，公司遵守高级票据、ABL信贷安排和二叠纪传输信贷安排的所有契约，第一留置权净杠杆率为0.64:1.00，利息覆盖率为2.73:1.00[176] - 截至2022年6月30日，公司有4亿美元的循环ABL信贷安排，到期日为2026年5月1日，未偿还余额为1.51亿美元，可用借款能力为2.431亿美元[177] 股权与分红情况 - 2021年12月31日至2022年6月30日，已发行和流通的普通有限合伙人单位从716.9834万个增至1016.6175万个[71] - 2022年1月，公司完成A类优先股换普通股要约，发行2,853,875股普通股，交换77,939股A类优先股，确认2090万美元视为出资[72] - 2021年4月，公司完成A类优先股换普通股要约，发行538,715股普通股，交换18,662股A类优先股，确认830万美元视为出资[73] - 截至2022年6月30日的六个月，公司应计160万美元现金分红，发行1,600股子公司A类优先股作为实物分红，当时已发行和流通的子公司A类优先股为93,039股[75] - 若子公司A类优先股在2022年6月30日赎回，赎回金额为1.176亿美元[76] - 2022年6月30日和2021年12月31日，子公司A类优先股未摊销发行成本分别为250万美元和390万美元，2022年1月1日至6月30日，子公司A类优先股余额从1.06325亿美元变为1.13574亿美元[77] - 2021年8月5日，ECP实体无现金行使所有ECP认股权证，获得414,447股普通股[78] - 2022年第二季度和上半年、2021年全年，公司均未支付分红[79] 其他费用支出 - 2022年上半年，公司现金支付利息4203.9万美元、税款14.9万美元，非现金投资和融资活动中，资本支出应计373.8万美元、子公司A类优先股增值727.7万美元、2022年优先股交换要约9258.7万美元[82] 环境修复与损失负债 - 截至2022年6月30日，公司累计环境修复负债为438万美元，较2021年12月31日的560.6万美元减少[86] - 2015年Blacktail泄漏事件的累计损失负债截至2022年6月30日和2021年12月31日均为3320万美元，全球和解协议需支付罚款和罚金总计3630万美元[87][88] 可报告资产情况 - 截至2022年6月30日，公司可报告资产总计23.10333亿美元，较2021年12月31日的25.22462亿美元有所下降[96] 调整后EBITDA情况 - 2022年第二季度，可报告业务调整后EBITDA总计5988.1万美元，低于2021年同期的6864.7万美元[97][108] - 2022年上半年，可报告业务调整后EBITDA总计1.24982亿美元，低于2021年同期的1.35293亿美元[97][108] - 东北可报告分部2022年6月30日结束的三个月和六个月调整后EBITDA分别为1856.8万美元和3863.6万美元，较2021年同期分别下降21%和11%[142] - 落基山脉可报告分部2022年6月30日结束的三个月和六个月调整后EBITDA分别为1389.9万美元和2972.9万美元，较2021年同期分别下降6%和4%[148] - Permian地区2022年Q2和H1调整后EBITDA分别为481.7万美元和896.6万美元，较2021年同期分别增长259%和246%[157] - Piceance地区2022年Q2和H1调整后EBITDA分别为1535万美元和3111.8万美元，较2021年同期分别下降24%和25%[163] - Barnett地区2022年Q2和H1调整后EBITDA分别为724.7万美元和1653.3万美元，较2021年同期分别下降18%和2%[167] - 2022年Q2和H1各地区调整后EBITDA较2021年同期有增有减，主要受营收、成本、产量等因素影响[157][163][167] 业务成本费用情况 - 2022年Q2天然气、NGL和凝析油销售成本为2683.1万美元，较2021

现金及现金等价物与受限现金变化 - 2022年3月31日现金及现金等价物为855.9万美元，2021年12月31日为734.9万美元[16] - 2022年3月31日受限现金为392.1万美元，2021年12月31日为1222.3万美元[16] 总收入与成本费用变化 - 2022年第一季度总收入为9612.6万美元，2021年同期为9931.8万美元[17] - 2022年第一季度总成本和费用为8298.1万美元，2021年同期为7728万美元[17] - 2022年第一季度总营收9612.6万美元，2021年第一季度为9931.8万美元[35] - 2022年第一季度总营收9612.6万美元，较2021年的9931.8万美元减少320万美元[115][118] - 2022年第一季度总成本和费用8298.1万美元，较2021年的7728万美元增加570万美元[115][118] 净利润与净亏损变化 - 2022年第一季度净亏损5000美元，2021年同期净利润898.8万美元[17] - 2022年第一季度净亏损5000美元，2021年第一季度净利润898.8万美元[21] - 2022年第一季度净亏损5000美元，而2021年同期净利润为898.8万美元[102] - 2022年第一季度净亏损5000美元，而2021年净利润为898.8万美元[115] 长期债务与总债务变化 - 2022年3月31日长期债务为13.15495亿美元，2021年12月31日为13.55072亿美元[16] - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，总债务分别为13.21567亿美元和13.55072亿美元，长期债务分别为13.15495亿美元和13.55072亿美元[49] 优先股发行和流通数量变化 - 2022年3月31日子公司A类优先股发行和流通数量为93039单位，2021年12月31日为91439单位[16] - 2022年3月31日A类优先股发行和流通数量为65508单位，2021年12月31日为143447单位[16] 每股净收益变化 - 2022年第一季度普通有限合伙人基本每股净收益为1.35美元，2021年同期为0.13美元[17] - 2022年第一季度普通有限合伙人摊薄每股净收益为1.32美元，2021年同期为0.12美元[17] - 2022年第一季度基本每股收益1.35美元，摊薄后每股收益1.32美元；2021年同期基本每股收益0.13美元，摊薄后每股收益0.12美元[76] 合伙人资本总额变化 - 2022年1月1日合伙人资本总额为9.04363亿美元，3月31日为8.97121亿美元；2021年1月1日为9.22891亿美元，3月31日为9.2864亿美元[19] 经营、投资、融资活动净现金变化 - 2022年第一季度经营活动提供净现金4604.6万美元，2021年为5143万美元；投资活动使用净现金1529.7万美元，2021年为22.9万美元；融资活动使用净现金3784.1万美元，2021年为4244.5万美元[21] - 2022年第一季度，公司经营活动提供的净现金为4604.6万美元，低于2021年同期的5143万美元[102] - 截至2022年3月31日的三个月，经营活动提供的净现金为4604.6万美元，投资活动使用的净现金为1529.7万美元，融资活动使用的净现金为3784.1万美元 [157] 天然气收集服务及相关费用收入预测 - 预计2022年剩余时间天然气收集服务及相关费用收入为6153.5万美元，2023年为6321.4万美元，2024年为5241.2万美元，2025年为3580.5万美元，2026年为2102.4万美元[34] 合同资产与客户应收账款变化 - 2022年3月31日合同资产期末余额为399.4万美元，期初余额为1032.7万美元[36] - 截至2022年3月31日，客户应收账款总计5360万美元，合同资产总计400万美元[36] - 截至2021年12月31日，客户应收账款总计5050万美元，合同资产总计1030万美元[37] 会计政策与准则影响 - 公司目前正在评估ASU 2020 - 6对合并财务报表和披露的影响，预计ASU 2020 - 4不会对其产生重大影响[30][31][32] - 自2021年12月31日以来，公司重大会计政策未发生变化[29] 物业、厂房及设备净值变化 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，物业、厂房及设备净值分别为17.06146亿美元和17.26082亿美元[40] 折旧费用与资本化利息变化 - 2022年和2021年第一季度折旧费用分别为2404.8万美元和2146.6万美元，资本化利息分别为33.3万美元和106万美元[41] 权益法投资总额变化 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，权益法投资总额分别为5.25387亿美元和5.23196亿美元[43] 递延收入变化 - 截至2022年3月31日和2021年12月31日，递延收入中，流动递延收入分别为999.9万美元和1037.4万美元，非流动递延收入分别为4157.5万美元和4257万美元[47][48] 信贷工具相关信息 - 截至2022年3月31日，ABL信贷工具适用利差为3.25%，利率为3.50%，可用借款额度为1.486亿美元[52] - 截至2022年3月31日，Permian Transmission信贷工具适用利差为2.375%，利率为2.52%，可用借款额度为750万美元，承诺费为0.7%[55] 票据赎回价格与账面价值、公允价值变化 - 2026年担保票据在不同时间段赎回价格不同，2023年10月15日前为100%本金加溢价，2023 - 2024年为104.250%，2024 - 2025年为102.125%，2025年10月15日及以后为100%[60] - 2025年高级票据可在2022年4月15日后按101.438%赎回，逐年降至2023年4月15日的100%[62] - 2025高级票据3月31日账面价值2.59463亿美元，公允价值2.08976亿美元；12月31日账面价值2.59463亿美元，公允价值2.34814亿美元；2026担保票据3月31日账面价值7亿美元，公允价值6.72亿美元；12月31日账面价值7亿美元，公允价值7.18083亿美元[64] 利率互换相关信息 - 3月31日和12月31日，利率互换未偿还名义金额分别为1.398亿美元和1.44亿美元[65] - 3月31日，公司利率互换协议公允价值670万美元，本季度利率互换收益700万美元[66] 普通有限合伙人单位数量变化 - 12月31日至3月31日，已发行和流通的普通有限合伙人单位从716.9834万个增至1016.598万个，其中优先股交换要约净增285.3875万个，SMLP长期激励计划净增14.2271万个[68] 优先股交换要约情况 - 1月公司完成优先股交换要约，用7.7939万个A类优先股交换285.3875万个SMLP普通股，确认2090万美元视为出资[69] 子公司A类优先股相关信息 - 截至3月31日，子公司A类优先股已发行和流通9.3039万个，若赎回赎回金额为1.166亿美元；1月1日至3月31日，余额从1.06325亿美元增至1.12038亿美元[71][72] 现金利息支付与资本支出应付账款变化 - 2022年第一季度现金利息支付347.4万美元，2021年同期为1288.5万美元；2022年第一季度资本支出应付账款425.8万美元，2021年同期为561.3万美元[77] 应计环境修复费用与事故损失负债 - 截至3月31日，公司未折现的应计环境修复费用为470.2万美元，2015年黑尾泄漏事故应计损失负债为3320万美元[84] 全球和解协议情况 - 全球和解协议关键条款包括支付3630万美元罚款和罚金，继续修复2015年黑尾泄漏事故现场等，协议已获美国北达科他地区法院批准[85] 总资产变化 - 截至2022年3月31日，公司总资产为24.9478亿美元，较2021年12月31日的25.22462亿美元有所下降[93] 资本支出变化 - 2022年第一季度，公司资本支出为870.3万美元，高于2021年同期的261万美元[102] - 2022年第一季度资本支出现金支付总额为870万美元，其中维护资本支出为290万美元，对Double E项目投资840万美元[160] 权益法投资变化 - 2022年第一季度，公司对Double E权益法投资为844.4万美元，高于2021年同期的561.9万美元[102] 各业务部门调整后EBITDA情况 - 2022年第一季度，公司东北、落基山脉、二叠纪、皮斯安斯和巴尼特五个可报告业务部门调整后的EBITDA分别为2006.8万美元、1583万美元、414.9万美元、1576.8万美元和928.6万美元[94][102] - 截至2022年3月31日的三个月，Permian调整后EBITDA为414.9万美元，较2021年同期的125万美元增长232%，主要因Double E的按比例调整后EBITDA增加[136] - 截至2022年3月31日的三个月，Piceance平均日吞吐量为312MMcf/d，较2021年同期的340MMcf/d下降8%，调整后EBITDA为1576.8万美元，较2021年同期的2103.4万美元下降25% [138][139] - 截至2022年3月31日的三个月，Barnett平均日吞吐量为197MMcf/d，较2021年同期的195MMcf/d增长1%，调整后EBITDA为928.6万美元，较2021年同期的801.6万美元增长16% [141][142] 业务影响因素与预期 - 公司业务受COVID - 19疫情、俄乌冲突、商品价格、供需动态、美国页岩气产量、资本市场和通胀等因素影响，预计2022年业务活动低于疫情前[104][106] 公司业务规划 - 公司计划用自由现金流减少债务，优化资本结构，可能进行机会性交易以增加长期单位持有人价值[109] 公司业务部门与评估指标 - 公司通过东北、落基山脉、二叠纪、皮斯安斯和巴尼特五个可报告业务部门开展和报告中游能源业务[110] - 公司管理层使用吞吐量、收入、运营和维护费用、资本支出和业务部门调整后的EBITDA等指标评估业务表现[112] 天然气日均总吞吐量变化 - 2022年第一季度天然气日均总吞吐量为1306MMcf/d，较2021年的1346MMcf/d减少40MMcf/d[115][116] 各业务部门吞吐量变化 - 2022年第一季度东北可报告部分（不含俄亥俄州收集系统）日均吞吐量较2021年下降1%，俄亥俄州收集系统增长7%[125][126] - 2022年第一季度落基山脉可报告部分天然气日均吞吐量较2021年下降17%，液体吞吐量持平[129][130] - 2022年第一季度二叠纪可报告部分（不含Double E）日均吞吐量较2021年下降7%，Double E日均吞吐量为187MMcf/d[133][134] - 截至2022年3月31日的三个月，Piceance平均日吞吐量为312MMcf/d，较2021年同期的340MMcf/d下降8% [138][139] - 截至2022年3月31日的三个月，Barnett平均日吞吐量为197MMcf/d，较2021年同期的195MMcf/d增长1% [141][142] 各业务收入与费用变化 - 2022年第一季度收集服务及相关费用较2021年减少630万美元，天然气、NGL和凝析油销售增加170万美元，其他收入增加140万美元[118] - 2022年第一季度利息费用较2021年增加1020万美元[122] Double E托运人MVC数量情况 - Double E的托运人签订的加权平均MVC数量在2022 - 2031年分别为622603、839247、990205、1000000、5835616MMBTU/天[135] 公司表外安排与交易情况 - 截至2022年3月31日，公司的重要表外安排和交易包括ABL信贷安排下的1840万美元信用证、Permian Transmission信贷安排下的550万美元信用证和200万美元的未偿还担保债券 [149] 公司契约遵守与财务比率情况 - 截至2022年3月31日，公司遵守高级票据、ABL信贷安排和Permian Transmission信贷安排的所有契约，第一留置权净杠杆率为0.97:1.00，利息覆盖率为2.72:1.00 [152] 公司信贷安排情况 - 截至2022年3月31日，公司有4亿美元的循环ABL信贷安排，到期日为2026年5月1日，未偿还余额为2.33亿美元，可用借款能力为14

公司股权与结构变动 - 2019年3月22日完成股权重组，取消IDRs，将2%经济GP权益转换为非经济GP权益，向SMP Holdings发行875万股SMLP普通股单位[32] - 2020年5月发生GP收购交易，合伙企业收购Summit Investments，通用合伙人成为合伙企业全资子公司，历史财务报表追溯重述[36] - 2020年5月28日公司完成GP收购交易，收购总价3500万美元现金及认股权证[510] - 2020年11月9日公司进行1比15反向拆股，拆股前发行并流通56,624,887个普通股，拆股后降至3,774,992个[512] - 2022年2月28日公司更新报告分部，从八个可报告分部变为五个[493] 债务情况 - 截至2021年12月31日，公司有9.595亿美元固定利率债务本金、2.67亿美元可变利率ABL信贷安排未偿还金额、1.6亿美元可变利率二叠纪传输信贷安排未偿还金额[483] - 2021年12月31日止年度，假设循环信贷安排、ABL信贷安排或二叠纪传输的提款金额或其他变量无变化，可变利率债务利率假设增加（减少）1%，利息费用将增加（减少）约720万美元[483] - 2021年2026年有担保票据借款689,500千美元，2022年高级票据还款234,047千美元[506] - 2021年12月31日，公司长期债务总额为13.55072亿美元，2020年为13.47326亿美元[586] - 2022 - 2026年及以后公司债务到期金额分别为0、0、0、2.59463亿美元、9.67亿美元、1.6亿美元，总计13.86463亿美元[588] - 2021年11月2日，公司用2026年担保票据发行所得款项、手头现金和ABL信贷安排借款还清循环信贷安排债务[588] - 截至2021年12月31日，ABL信贷安排适用利差为3.25%，利率为3.38%，未使用部分为1091万美元[590] - 截至2021年12月31日，ABL信贷安排的第一留置权净杠杆率为1.10:1.00，利息覆盖率为4.30:1.00[595] - ABL信贷安排要求第一留置权净杠杆率不超过2.50:1.00，利息覆盖率不低于2.00:1.00[595] - 2021年3月8日，Permian Transmission签订1.75亿美元高级有担保信贷安排，包括1.6亿美元定期贷款安排和1500万美元营运资金安排[599] - 截至2021年12月31日，Permian Transmission信贷安排适用利差为2.375%，利率为2.5%，未使用部分为1300万美元，承诺费为0.7%[600] - 2021年，联合发行人按面值98.5%发行7亿美元2026年到期、利率8.5%的高级有担保第二留置权票据[601] - 2023年10月15日前，联合发行人可赎回最多35%的2026年有担保票据，赎回价格为面值108.5%；之后赎回价格逐年降低[605] - 2023 - 2025财年，若公司有超额现金流，需按100%本金加应计未付利息购买2026年有担保票据[610] - 2023 - 2025年，若未按指定金额购买2026年有担保票据或降低第一留置权额度，利率将分别上调50、100、200个基点[611][612] - 2021年，联合发行人按100%本金加应计未付利息赎回所有2022年高级票据[614] - 2017年2月发行的2025年高级票据为高级无担保债务，联合发行人可按102.875%（逐年降至100%）赎回[615][616] - 2020年11月17日，SMPH定期贷款通过严格止赎和支付2650万美元现金全额清偿[618][619] - 2020年8月7日，公司用循环信贷安排借款偿还3500万美元本金和60万美元应计利息的ECP贷款[621] - 2020年公开市场回购2022年高级票据面值3240万美元，2025年高级票据面值2.018亿美元，支付现金1.503亿美元，确认债务提前清偿收益8640万美元[623][624] - 2020年9月债务要约收购2022年高级票据本金3350万美元，2025年高级票据本金3870万美元，支付现金4870万美元，确认债务提前清偿收益2330万美元[625] - 2020年11月17日SMPH定期贷款重组确认收益9400万美元，对每股影响26.15美元[626] - 2020年公司确认债务清偿收益2.031亿美元[627] - 2021年12月31日，2022年高级票据账面价值0，公允价值0；2025年高级票据账面价值2.59463亿美元，公允价值2.34814亿美元；2026年担保票据账面价值7亿美元，公允价值7.18083亿美元[641] 业务运营与收入 - Double E管道于2021年11月开始运营，日运输量为13.5亿立方英尺，是受FERC监管的州际天然气传输管道[32] - 公司多数收入来自长期、基于费用的集输协议，许多协议包含最低体积承诺和共同利益区域[484] - 公司直接商品价格风险与落基山脉、皮斯安斯和二叠纪地区天然气和NGL销售、巴尼特地区天然气留存销售、皮斯安斯地区凝析油留存销售有关[484] - 公司通过与批发电力供应商签订远期电力购买合同管理天然气和电力价格直接风险，按亨利枢纽指数天然气价格固定热率购买固定电量[484] - 公司出售留存天然气价格基于Atmos Zone 3指数，使压缩电力成本与天然气留存销售紧密关联[484] - 公司提供天然气收集、压缩、处理和加工服务以及原油和采出水收集服务[513] - 公司在落基山脉、皮斯安斯和二叠纪报告部分通过特定按比例分成安排销售从客户处购买的实物天然气获得收入[541] - 公司在巴尼特报告部分销售从某些客户处留存的天然气以抵消DFW中游系统电动压缩的电力费用[542] - 公司在皮斯安斯和二叠纪报告部分销售从某些集输服务中留存的凝析油和天然气液[542] - 公司合同的交易价格主要基于集输系统向客户商定交付点转移的天然气、原油或采出水的体积乘以合同费率[543] - 对于包含最低体积承诺（MVC）的合同，可变对价最高可达MVC将包含在交易价格中[543] - 2022 - 2026年及以后，收集服务及相关费用预计收入分别为8172.2万美元、6321.4万美元、5241.2万美元、3580.5万美元、2102.4万美元和0[557] 财务数据关键指标变化 - 2021年现金及现金等价物为734.9万美元，2020年为1554.4万美元[499] - 2021年应收账款为6212.1万美元，2020年为6193.2万美元[499] - 2021年总负债为15.11774亿美元，2020年为14.87268亿美元[499] - 2021年总营收为4.00618亿美元，2020年为3.83473亿美元[501] - 2021年总成本和费用为3.44848亿美元，2020年为3.30028亿美元[501] - 2021年净亏损为1994.9万美元，2020年净利润为1.89078亿美元[501] - 2021年归属于公司的净亏损为3661.6万美元，2020年净利润为1.78854亿美元[501] - 2021年归属于普通有限合伙人的净亏损为4428.8万美元，2020年净利润为2.62994亿美元[501] - 2021年普通单位基本每股净亏损为6.57美元，2020年为73.22美元[501] - 2019年12月31日合伙人资本为785,236千美元，2020年为922,891千美元，2021年为904,363千美元[503] - 2021年净亏损19,949千美元，2020年净利润189,078千美元[506] - 2021年折旧和摊销为119,995千美元，2020年为119,070千美元[506] - 2021年资本支出为25,030千美元，2020年为43,128千美元[506] - 2021年和2020年公司分别确认1020万美元和1310万美元的资产减值[562] - 2021年和2020年折旧费用分别为9071.1万美元和8626.3万美元，资本化利息分别为153.4万美元和387.8万美元[564] - 2021年和2020年有利天然气收集合同摊销费用均为93.8万美元，合同无形资产摊销费用分别为2200.2万美元和2569.4万美元，通行权摊销费用分别为634.4万美元和617.5万美元[566] - 截至2021年12月31日，未来五年预计摊销费用分别为2546.6万美元、2541.2万美元、1524.1万美元、1505.7万美元、1203.4万美元，之后为7971.7万美元[567] - 2021年和2020年公司在Double E的现金投资分别为1.487亿美元和9990万美元，其中分别包含30万美元和27万美元的资本化利息[569] - 截至2021年12月31日和2020年12月31日，公司对Double E的投资余额分别为2.80952亿美元和1.32852亿美元，对俄亥俄州收集公司的投资余额分别为2.42244亿美元和2.59888亿美元[569] - 截至2021年和2020年12月31日，客户应收账款分别为5050万美元和5750万美元，合同资产分别为1030万美元和200万美元[559][560] - 2021年和2020年公司总营收分别为4.00618亿美元和3.83473亿美元[558][559] - 截至2021年和2020年12月31日，公司在Double E的投资账面价值约等于其基础投资，2021年末总资产4.23084亿美元，总负债3311.7万美元，净亏损170.2万美元；2020年末总资产2.00523亿美元，总负债1693.1万美元，净亏损260.4万美元[571][572][573] - 截至2021年和2020年12月31日，公司拥有Ohio Gathering约38%的股份，2021年末投资账面价值为2.42244亿美元，2020年末为2.59888亿美元[574] - 2021年11月30日，OGC总资产12.26888亿美元，净收入674.2万美元；OCC总资产626.1万美元，净收入116.9万美元。2020年11月30日，OGC总资产12.72494亿美元，净收入1149.6万美元；OCC总资产519.2万美元，净亏损2557.1万美元[577][578] - 2021年12月31日，当前递延收入为1037.4万美元，非当前递延收入为4257万美元[583][584] - 2021年12月31日，公司前五大客户或交易对手占应收账款总额的38%，2020年为51%[638] - 2021年和2020年，公司普通股基本每股收益分别为 - 6.57美元和73.22美元[665] - 2021年已归属长期激励计划（LTIP）奖励的内在价值为4407000美元，2020年为2602000美元[671] - 截至2021年12月31日，与SMLP LTIP相关的未确认基于单位的薪酬为260万美元[671] - 剩余加权平均归属期约为1.3年[671] - 2021年SMLP LTIP基于单位的薪酬为4744000美元，2020年为8111000美元[673] 风险管理与套期保值 - 截至2021年12月31日，公司对1.44亿美元利率风险进行套期保值，以抵消二叠纪传输信贷安排利率变化的影响[483] - 公司就二叠纪传输信贷安排签订名义金额1.44亿美元的利率互换协议，2021年12月31日公允价值80万美元[642][643] 会计政策与准则 - 公司按美国公认会计原则编制合并财务报表[514] - 公司于2020年1月1日采用ASU 2018 - 13和ASU 2016 - 13，对合并财务报表和披露无重大影响；ASU 2020 - 6将于2023年12月15日后的财年生效，ASU 2020 - 4生效时间为2020年3月12日至2022年12月31日，公司正在评估其影响[550][552][553][554] 其他事项 - 公司持续密切关注新冠疫情对业务各方面的影响，但无法预测最终影响[516] - 2021年12月31日受限现金余额为1220万美元，用于资助二叠纪传输公司的资本调用等[518] - 集输和处理系统及相关设备的估计使用寿命为12 - 30年，其他为4 - 15年[522] - 收购的天然气集输合同有利合同原始期限为10 - 20年，其他天然气集输合同使用寿命为3 - 25年，通行权合同期限为20 - 30年[525][526][527] - 公司大部分收入来自与客户的长期、基于费用的合同，原始期限最长达25年[541] - 公司一般不缴纳联邦和州所得税，但在德克萨斯州开展业务需缴纳特许经营税（德州边际税）[546][54

额外业务收入占比 - 2021年第三和九个月，额外业务分别占总收入约22%和20%[133] 净收入与净亏损情况 - 2021年第三季度净收入为700.4万美元，2020年同期为2562.9万美元；2021年前九个月净亏损374.4万美元，2020年同期净收入为8611.2万美元[136] 资本支出情况 - 2021年第三季度资本支出为581.8万美元，2020年同期为788.6万美元；2021年前九个月资本支出为1178万美元，2020年同期为3531.2万美元[136] - 公司预计2021年总资本支出在2000万至3500万美元之间[211] - 2021年前九个月资本支出1180万美元，含430万美元维护性资本支出，预计2021年总资本支出在2000 - 3500万美元[226] 权益法投资情况 - 2021年第三季度对Double E权益法投资的投资为5316.6万美元，2020年同期为1234.4万美元；2021年前九个月为10210.9万美元，2020年同期为9207.2万美元[136] 运营活动净现金情况 - 2021年第三季度运营活动提供的净现金为4151.4万美元，2020年同期为4143.6万美元；2021年前九个月为12773.1万美元，2020年同期为14680.7万美元[136] 循环信贷安排借款与还款情况 - 2021年第三季度循环信贷安排借款为0，2020年同期为7550万美元；2021年前九个月为0，2020年同期为1.655亿美元[136] - 2021年第三季度循环信贷安排还款为3700万美元，2020年同期为0；2021年前九个月为1.32亿美元，2020年同期为3400万美元[136] Permian Transmission信贷安排借款情况 - 2021年Permian Transmission信贷安排借款第三季度为5350万美元，前九个月为1.07亿美元；2020年无相关借款[136] 业绩影响因素 - 公司预计2021年业绩受钻井和完井活动放缓影响[142] - 2021年2月冬季风暴Uri对公司总体吞吐量无重大影响，但相关风险或影响未来收益、现金流和财务状况[143] 总营收情况 - 2021年前三季度总营收3.01404亿美元，较2020年的2.87063亿美元增加1430万美元[149][154] 各业务线营收情况 - 2021年前三季度天然气、NGL和凝析油销售营收5930.1万美元，较2020年的3524.6万美元增加2410万美元[149][154] - 2021年前三季度采集服务及相关费用营收2.15504亿美元，较2020年的2.29667亿美元减少1420万美元[149][154] 总成本和费用情况 - 2021年前三季度总成本和费用2.52032亿美元，较2020年的2.22934亿美元增加2910万美元[149][157] 各业务线成本情况 - 2021年前三季度天然气和NGL成本5817.4万美元，较2020年的2294.5万美元增加3520万美元[149][158] - 2021年前三季度运营和维护费用5488.1万美元，较2020年的6513.1万美元减少1030万美元[149][159] - 2021年前三季度一般和行政费用4841.4万美元，较2020年的3990.8万美元增加850万美元，主要因1930万美元的损失应急预提[149][161] - 2021年前三季度折旧和摊销费用8786.6万美元，较2020年的8880.1万美元减少90万美元[149][163] - 2021年前三季度利息费用4498.5万美元，较2020年的6483.6万美元减少，主要因2020年债务管理举措使债务余额降低[149][164] 各地区平均日吞吐量情况 - 2021年前三季度Utica页岩段平均日吞吐量434 MMcf/d，较2020年的330 MMcf/d增长32%[168] - Ohio Gathering地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，平均日吞吐量分别为503MMcf/d和525MMcf/d，同比下降2%和5%[172][174] - Williston Basin地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，天然气平均日吞吐量均为13MMcf/d，同比下降7%；液体平均日吞吐量分别为63Mbbl/d和64Mbbl/d，同比下降9%和21%[177][179] - DJ Basin地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，平均日吞吐量分别为23MMcf/d和23MMcf/d，同比下降15%和12%[183][185] - Permian Basin地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，平均日吞吐量分别为24MMcf/d和28MMcf/d，同比下降29%和15%[187] - 皮西恩斯盆地2021年第三季度和前九个月的日均吞吐量分别为321MMcf/d和329MMcf/d，较2020年下降11%[191] - 巴尼特页岩区2021年第三季度日均吞吐量201MMcf/d，较2020年下降3%；前九个月日均吞吐量197MMcf/d，较2020年下降8%[197] - 马塞勒斯页岩区2021年第三季度日均吞吐量355MMcf/d，较2020年下降10%；前九个月日均吞吐量350MMcf/d，较2020年下降4%[202] 各地区营收与调整后EBITDA情况 - Utica Shale地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，总营收分别为917万美元和2909万美元，同比增长9%和8%；调整后EBITDA分别为832.8万美元和2670万美元，同比增长12%和11%[170] - Ohio Gathering地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，调整后EBITDA分别为669万美元和2040.3万美元，同比下降6%和10%[172][174] - Williston Basin地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，调整后EBITDA分别为1127.6万美元和3170.7万美元，同比下降4%和22%[177][179] - DJ Basin地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，调整后EBITDA分别为744.6万美元和1789.9万美元，同比增长56%和19%[183][185] - 二叠纪盆地2021年第三季度总营收992.1万美元，较2020年增长31%；前九个月总营收2801.2万美元，较2020年增长29%[189] - 二叠纪盆地2021年第三季度和前九个月调整后EBITDA分别下降30万美元和260万美元[189] - 皮西恩斯盆地2021年第三季度总营收2638.4万美元，较2020年下降7%；前九个月总营收8198.2万美元，较2020年下降4%[193] - 皮西恩斯盆地2021年第三季度和前九个月调整后EBITDA分别下降260万美元和650万美元[193] - 巴尼特页岩区2021年第三季度总营收1192.4万美元，较2020年下降4%；前九个月总营收3383.4万美元，较2020年下降20%[199] - 巴尼特页岩区2021年第三季度和前九个月调整后EBITDA分别增加240万美元和210万美元[199][200] - Marcellus Shale业务，2021年Q3总收入653.5万美元，同比降5%；前9个月总收入1934.8万美元，同比增2%[204] - Marcellus Shale业务，2021年Q3调整后EBITDA为570.2万美元，同比降5%；前9个月为1717.1万美元，同比增6%[204] - Corporate and Other业务，2021年Q3总收入92.8万美元，同比增44%；前9个月总收入250万美元，同比增29%[207] 各地区成本与费用情况 - Utica Shale地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，运营维护成本分别为77.8万美元和221.4万美元，同比下降11%和14%[170] - Williston Basin地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，天然气和NGLs成本分别为1248.1万美元和3335.4万美元，同比增长321%和499%[179] - DJ Basin地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，运营维护成本分别为176万美元和555.4万美元，同比下降25%和23%[185] - Utica Shale地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，折旧和摊销费用分别为199.2万美元和584.7万美元[170] - Williston Basin地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，折旧和摊销费用分别为590.7万美元和1774.4万美元[179] 一般和行政费用情况 - 2021年前9个月，General and administrative费用因1930万美元损失应急预提增加970万美元[207][209] 利息费用情况 - 2021年Q3和前9个月，利息费用减少，主要因2020年负债管理举措使债务余额降低，包括回购2.342亿美元高级票据等[210] 杠杆率情况 - 截至2021年9月30日，总杠杆率和第一留置权杠杆率分别为4.9:1.0和2.9:1.0，低于规定上限[213] 债务发行与信贷安排情况 - 2021年11月2日，公司发行7亿美元8.5%的2026年有担保次级留置权票据，同时设立4亿美元资产支持循环信贷安排[216] - 截至2021年9月30日，循环信贷安排承诺金额11亿美元，未偿还余额7.25亿美元，可用借款能力约1.705亿美元[217] 现金流量情况 - 2021年前9个月，经营活动提供净现金1.27731亿美元，投资活动使用净现金1.05889亿美元，融资活动使用净现金3112.5万美元[222] - 2021年前九个月融资活动现金净流出，净亏损370万美元，非现金项目调整1.248亿美元，营运资金账户增加660万美元[224] 到期债务情况 - 2026年到期的有担保票据为70万美元，ABL信贷安排为30万美元，2025年到期的优先票据为25.9463万美元[225] 合资企业投资情况 - 2021年前九个月，向双E合资企业投资1.021亿美元，含250万美元资本化利息[226] 还款与分配情况 - 2021年前九个月，循环信贷安排还款3400万美元，SMPH定期贷款还款630万美元，向非控股权益SMLP单位持有人分配600万美元[231] 资金来源情况 - 公司认为2026年有担保票据、ABL信贷安排和二叠纪传输信贷安排，加上内部产生的现金流和进入债务或股权资本市场的渠道，足以在未来十二个月为运营提供资金[227] 债务组合情况 - 截至2021年9月30日，公司有固定利率高级票据本金约4.935亿美元，可变利率循环信贷安排下未偿还金额7.25亿美元，可变利率二叠纪传输信贷安排下未偿还金额1.07亿美元[251] - 2021年9月30日后，公司用固定和可变利率债务组合对循环信贷安排和2022年高级票据进行再融资，包括新的2026年有担保票据和新的资产支持贷款安排[251] 收入来源与风险情况 - 公司大部分收入来自长期、基于费用的集输协议，许多协议包含最低体积承诺和共同利益区域[254] - 公司直接商品价格风险与在威利斯顿盆地、皮申斯盆地和二叠纪盆地销售实物天然气和/或天然气凝析液、巴尼特页岩段客户留存天然气销售、皮申斯盆地集输服务留存凝析油销售有关[254] - 公司通过与批发电力供应商签订远期电力购买合同管理天然气和电力价格直接风险，按亨利枢纽指数天然气价格购买固定数量电力[254] - 公司留存天然气按阿特莫斯3区指数价格出售或按客户合同将实际电力费用转嫁给客户[254] - 公司目前商品价格风险自2020年12月31日以来无重大变化[254] 利率风险情况 - 可变利率借款使公司面临利率上升导致总体利息成本增加的风险，固定利率债务可缓解利率波动下行影响，但未来长期债务发行可能受利率上升影响[252] 信息披露情况 - 公司在网站免费提供10 - K年度报告、10 - Q季度报告、8 - K当期报告及相关修订报告[247] - 公司可能使用网站投资者板块与投资者沟通，网站发布的财务和其他信息可能被视为重大信息[248] 各主体财务数据情况 - 截至2021年9月30日，SMLP流动资产327万美元，非流动资产527.5万美元；义务集团流动资产8000.3万美元，非流动资产21.75601亿美元[238] - 截至2021年9月30日，SMLP流动负债1110.9万美元，非流动负债196.6万美元；义务集团流动负债5286.4万美元，非流动负债12.96691亿美元[238] - 2021年前九个月，义务集团总收入3.01403亿美元，净收入3882.2万美元；SMLP净亏损3599.7万美元[239] - 2020年全年，义务集团总收入3.83473亿美元，净收入1.35181亿美元；SMLP净亏损2601.6万美元[239] 吞吐量下降原因 - 各盆地吞吐量下降主要因自然产量下降，部分盆地有新井投产或成本削减措施部分抵消不利影响[189][191][197][202][200]