业绩总结 - 2022年第一季度，净收入为3.02亿美元，调整后EBITDA为5.39亿美元[9] - 2022年第一季度，自由现金流为2.003亿美元，支付分配后的自由现金流为6560万美元[7] - 2022年第一季度，现金分配支付总额为1.347亿美元[8] - 2022年第一季度，天然气吞吐量为4058百万立方英尺/天，原油和NGL吞吐量为675千桶/天[27] - 2022年第一季度，调整后天然气资产毛利为每百万立方英尺1.34美元，原油和NGL资产毛利为每桶2.44美元[27] 未来展望 - 预计2022年调整后EBITDA指导范围为21.25亿至22.25亿美元，比原指导范围增加2亿美元[25] - 2022年资本支出指导范围为5.5亿至6亿美元，比原指导范围增加1.5亿美元[25] - WES的年度净杠杆阈值预计在2023年为3.2倍，2024年为3.0倍[53] 资本结构与流动性 - 截至2022年第一季度，公司的债务/EBITDA比率为2，处于公开交易的中游公司中最低水平[42] - 截至2022年3月31日，WES的流动性为$2,243百万，其中包括$1,995百万的信用额度和$248百万的现金[48] - 自2020年1月以来，公司已回购5.1亿美元的单位，并偿还了16.5亿美元的债务[15] 收入与支出 - WES的总收入和其他收入为758,297千美元，较2021年12月31日的719,210千美元增长了5.4%[101] - WES的调整后毛利为704,750千美元，较2021年12月31日的670,249千美元增长了5.1%[101] - WES的资本支出为83,971千美元，较2021年12月31日的95,917千美元下降了12.5%[98] 负面信息 - WES的自由现金流较2021年12月31日的576,499千美元下降了65.3%[98] - WES的净现金提供的经营活动为276,458千美元，较2021年12月31日的661,858千美元下降了58.3%[94] 用户数据 - WES的收入中，47%来自德克萨斯州德拉瓦盆地，35%来自DJ盆地[58] - WES的天然气合同中93%为费用基础合同，液体合同中100%为费用基础合同[58]

公司股权与合并情况 - 截至2022年3月31日，公司通过98.0%的合伙权益对WES Operating进行完全合并[129] 股票回购情况 - 2022年第一季度，公司在公开市场回购225,355个普通股单位，总购买价为510万美元[136] - 2022年2月宣布回购计划，最高达10亿美元，截至2022年3月31日，已回购225355个普通股单位，总价510万美元，剩余授权金额9.949亿美元[226] 单位分配情况 - 2022年第一季度每单位分配为0.50000美元，较2021年第四季度的0.32700美元增加0.17300美元[136] - 2022年第一季度宣布向单位持有人支付现金分配，每单位0.5美元，总计2.062亿美元，于2022年5月13日支付[225] 业务吞吐量情况 - 截至2022年3月31日的三个月，公司天然气吞吐量为4,058 MMcf/d，较2021年12月31日的三个月下降3%，与2021年3月31日的三个月持平[136] - 截至2022年3月31日的三个月，公司原油和NGLs吞吐量为675 MBbls/d，较2021年12月31日的三个月下降4%，较2021年3月31日的三个月增加12%[136] - 截至2022年3月31日的三个月，公司产出水吞吐量为751 MBbls/d，较2021年12月31日的三个月下降5%，较2021年3月31日的三个月增加26%[136] - 2022年第一季度天然气资产总吞吐量为4210MMcf/d，较2021年第四季度的4359MMcf/d下降3%，较2021年第一季度的4195MMcf/d基本持平[151] - 2022年第一季度原油和NGLs资产总吞吐量为689MBbls/d，较2021年第四季度的716MBbls/d下降4%，较2021年第一季度的616MBbls/d增长12%[151] - 2022年第一季度产出水资产总吞吐量为766MBbls/d，较2021年第四季度的808MBbls/d下降5%，较2021年第一季度的607MBbls/d增长26%[151] 毛利润情况 - 截至2022年3月31日的三个月，公司毛利润为5.509亿美元，较2021年12月31日的三个月增加10%，较2021年3月31日的三个月增加21%[136] - 截至2022年3月31日的三个月，公司天然气资产调整后毛利润平均为每Mcf 1.34美元，较2021年12月31日的三个月增加6%，较2021年3月31日的三个月增加13%[136] - 截至2022年3月31日的三个月，公司原油和NGLs资产调整后毛利润平均为每Bbl 2.44美元，较2021年12月31日的三个月增加37%，与2021年3月31日的三个月持平[141] - 天然气资产调整后毛利润在2022年3月31日止三个月为4.88909亿美元，较2021年12月31日止三个月基本持平；较2021年3月31日止三个月增加5652万美元，增幅13%[200] - 原油和NGLs资产调整后毛利润在2022年3月31日止三个月为1.48247亿美元，较2021年12月31日止三个月增加3351.4万美元，增幅29%；较2021年3月31日止三个月增加1510.2万美元，增幅11%[200] - 产出水资产调整后毛利润在2022年3月31日止三个月为6759.4万美元，较2021年12月31日止三个月基本持平；较2021年3月31日止三个月增加1850.4万美元，增幅38%[200] - 调整后毛利润较2021年12月31日止三个月增加3450万美元，较2021年3月31日止三个月增加9010万美元[202][203] - 天然气资产每千立方英尺调整后毛利润较2021年12月31日止三个月增加0.08美元，较2021年3月31日止三个月增加0.15美元[204][205] - 原油和NGLs资产每桶调整后毛利润较2021年12月31日止三个月增加0.66美元，较2021年3月31日止三个月减少0.01美元[206][207] - 采出水资产每桶调整后毛利润较2021年12月31日和2021年3月31日止三个月均增加0.08美元[207] - 调整后毛利润较2021年12月31日止三个月增加3450万美元，较2021年3月31日止三个月增加9010万美元[209][210] - 2022年3月31日调整后毛利润为7.0475亿美元，2021年12月31日为6.70249亿美元，2021年3月31日为6.14624亿美元[218] 原油价格情况 - 2021年NYMEX西德克萨斯中质原油日结算价从1月的每桶47.62美元低点涨至10月的每桶84.65美元高点，2022年第一季度从1月的每桶76.08美元低点涨至3月的每桶123.70美元高点[141] 营收情况 - 2022年第一季度总营收和其他收入为7.58297亿美元，较2021年第四季度的7.1921亿美元增长5.4%，较2021年第一季度的6.74974亿美元增长12.3%[149] - 2022年第一季度服务总收入为6.72465亿美元，较2021年第四季度的6.5541亿美元增长3%，较2021年第一季度的6.03927亿美元增长11%[164] - 2022年第一季度产品销售总收入为8558.9万美元，较2021年第四季度的6358.8万美元增长35%，较2021年第一季度的7080.5万美元增长21%[170] - 2022年第一季度天然气销售为1907.1万美元，较2021年第四季度的1533.7万美元增长24%，较2021年第一季度的2141.9万美元下降11%[170] - 2022年第一季度NGLs销售为6651.8万美元，较2021年第四季度的4825.1万美元增长38%，较2021年第一季度的4938.6万美元增长35%[170] - 2022年3月31日总营收及其他为7.58297亿美元，2021年12月31日为7.1921亿美元，2021年3月31日为6.74974亿美元[218] 销售价格情况 - 2022年第一季度天然气每Mcf平均销售价格为4.38美元，较2021年第四季度的4.60美元下降5%，较2021年第一季度的5.98美元下降27%[170] - 2022年第一季度NGLs每Bbl平均销售价格为46.48美元，较2021年第四季度的42.05美元增长11%，较2021年第一季度的28.42美元增长64%[170] 关联方净股权收入情况 - 关联方净股权收入在2022年3月31日止三个月为4960.7万美元，较2021年12月31日止三个月增加430万美元，增幅9%；较2021年3月31日止三个月减少260万美元，降幅5%[174][175] 成本费用情况 - 产品成本和运维费用方面，2022年3月31日止三个月总成本为2.01824亿美元，较2021年12月31日止三个月减少1731.8万美元，降幅8%；较2021年3月31日止三个月减少2747.7万美元，降幅12%[177] - 其他运营费用在2022年3月31日止三个月为2.01626亿美元，较2021年12月31日止三个月减少1779.5万美元，降幅8%；较2021年3月31日止三个月减少329.3万美元，降幅2%[186] - 利息费用在2022年3月31日止三个月为8545.5万美元，较2021年12月31日止三个月减少401.7万美元，降幅4%；较2021年3月31日止三个月减少1303.8万美元，降幅13%[194] - 所得税费用（收益）方面，2022年3月31日止三个月税前收入为3.19475亿美元，较2021年12月31日止三个月增加8283.6万美元，增幅35%；较2021年3月31日止三个月增加1.27128亿美元，增幅66%[198] - 2022年3月31日产品成本为7284.8万美元，2021年12月31日为7204万美元，2021年3月31日为8896.9万美元[218] - 2022年3月31日折旧和摊销为1.34582亿美元，2021年12月31日为1.44225亿美元，2021年3月31日为1.30553亿美元[218] EBITDA与自由现金流情况 - 调整后EBITDA在2022年3月31日止三个月为5.3905亿美元，较2021年12月31日止三个月增加5817.6万美元，增幅12%；较2021年3月31日止三个月增加9594万美元，增幅22%[200] - 自由现金流在2022年3月31日止三个月为2.00342亿美元，较2021年12月31日止三个月减少3.76157亿美元，降幅65%；较2021年3月31日止三个月减少1148万美元，降幅5%[200] - 调整后EBITDA较2021年12月31日止三个月增加5820万美元，较2021年3月31日止三个月增加9590万美元[209][210] - 自由现金流较2021年12月31日止三个月减少3.762亿美元，较2021年3月31日止三个月减少1150万美元[212][213] - 2022年第一季度调整后EBITDA为5.3905亿美元，2021年第四季度为4.80874亿美元，2021年第一季度为4.4311亿美元[220] - 2022年第一季度自由现金流为2.00342亿美元，2021年第四季度为5.76499亿美元，2021年第一季度为2.11822亿美元[222] 净利润情况 - 2022年第一季度净利润为3.1767亿美元，2021年第四季度为2.50849亿美元，2021年第一季度为1.91235亿美元[220] 经营活动净现金情况 - 2022年第一季度经营活动提供的净现金为2.76458亿美元，2021年第四季度为6.61858亿美元，2021年第一季度为2.6155亿美元[220] - 2022年第一季度，公司经营活动净现金为2.76458亿美元，WES Operating经营活动净现金为2.70117亿美元[248] 资本支出情况 - 2022年资本支出预计在5.5亿至6亿美元之间，较之前宣布的指导中点增加1.5亿美元[227] - 2022年第一季度资本支出为8397.1万美元，2021年同期为6178.3万美元，增加2220万美元[231] 营运资金与借款情况 - 截至2022年3月31日，公司有4.308亿美元的营运资金赤字，循环信贷融通下有20亿美元可用于借款[229] - 截至2022年3月31日，未偿债务账面价值为69亿美元[235] - WES Operating 20亿美元高级无担保循环信贷额度可扩展至25亿美元，截至2022年3月31日，无未偿借款，有510万美元未偿信用证，可用借款能力为20亿美元[239] - 截至2022年3月31日，未来2022年剩余时间融资租赁付款为270万美元，之后年份总计160万美元[241] 评级与借款成本情况 - 2022年1月，标普将WES Operating长期债务评级从“BB+”上调至“BBB - ”，年化借款成本将减少790万美元[236] 合同服务与价格影响情况 - 2022年第一季度，94%的井口天然气量（不包括股权投资）和100%的原油及采出水吞吐量（不包括股权投资）按收费合同服务，商品价格10%的涨跌对未来12个月经营损益、财务状况和现金流无重大影响[244] - 2022年第一季度，公司94%的井口天然气量（不包括股权投资）和100%的原油及产出水吞吐量（不包括股权投资）通过收费合同提供服务[254] - 商品价格上涨或下跌10%，在未来12个月内不会对公司的营业收入（亏损）、财务状况或现金流产生重大影响（不包括失衡影响）[254] 利率情况 - 2021年联邦公开市场委员会未调整联邦基金利率目标区间，2022年第一季度上调一次[256] - 截至2022年3月31日，公司在循环信贷融资下无基于伦敦银行同业拆借利率或替代基准利率计息的未偿借款[256] - 截至2022年3月31日，公司有基于伦敦银行同业拆借利率计息的浮动利率优先票据[256] - 适用基准利率变化10%不会对公司未偿借款利息费用产生重大影响，但会影响2022年3月31日优先票据的公允价值[256] - 2023年起从伦敦银行同业拆借利率过渡到有担保隔夜融资利率预计不会对公司未偿借款利息费用产生重大影响[256] 融资计划情况 - 未来公司可能通过循环信贷融资或其他融资渠道发行额外的浮动利率债务[

财务数据和关键指标变化 - 第四季度调整后EBITDA为4.81亿美元，环比下降10%，主要由于第三季度的一次性收入调整和第四季度的不利收入确认调整[9] - 第四季度运营现金流为6.62亿美元，自由现金流为5.77亿美元，环比大幅增加，主要由于吞吐量增加和有利的营运资本变化[10] - 2021年全年调整后EBITDA为19.5亿美元，超出18.25亿至19.25亿美元的指导范围，主要由于Delaware Basin的生产商表现优异、商品价格强劲以及商业成功[11] - 2021年资本支出为3.24亿美元，处于2.75亿至3.75亿美元的指导范围内，自由现金流为15亿美元，分配后自由现金流为9.56亿美元[12] - 2021年底杠杆率为3.6倍，净杠杆率为3.5倍，显著超过4.0倍的目标[13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第四季度所有产品的吞吐量环比增加，主要由于Delaware Basin的持续优异表现和股权投资资产的更高吞吐量[8] - 2021年天然气吞吐量平均为41.48亿立方英尺/天，同比下降3%，主要由于Bison资产出售、冬季风暴Uri和South Texas及Southwest Wyoming资产的生产下降[34] - 2021年原油和天然气液体吞吐量平均为659百万桶/天，同比下降6%，主要由于DJ Basin和South Texas油系统的生产下降[35] - 2021年生产水吞吐量平均为703百万桶/天，同比增加1%，主要由于West Texas的生产增加和商业成功[36] 各个市场数据和关键指标变化 - Delaware Basin预计将占2022年资产级EBITDA的50%，DJ Basin预计贡献约30%[28][29] - 2022年Delaware Basin的吞吐量预计将增加，而DJ Basin的吞吐量预计将下降，主要由于新井许可进程缓慢[48] - 2022年底水、天然气和原油的吞吐量预计将分别增长高个位数、低个位数和持平[49] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在2022年退休7.15亿美元的高级票据，并在2024年底前执行10亿美元的股票回购计划[20][22] - 2022年第一季度将宣布每单位0.50美元的季度基础分配，比2021年第四季度增加约53%，年化现金分配为每单位2美元[21] - 公司计划在2023年开始支付年度增强分配，目标金额为前一年的自由现金流减去债务偿还、基础分配和股票回购[23] - 公司将继续专注于减少杠杆、增加分配和回购单位，目标是在2024年底前将净杠杆率降至3.0倍[20][26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对2022年的前景持乐观态度，预计Delaware Basin的强劲吞吐量将继续，尽管DJ Basin的许可进程缓慢[28][29] - 公司预计2022年调整后EBITDA将在19.25亿至20.25亿美元之间，主要由于Delaware Basin吞吐量的增加[29] - 公司预计2022年资本支出将在3.75亿至4.75亿美元之间，主要用于为2023年增加的活动水平做准备[32] 其他重要信息 - 公司在2021年增加了6个新的天然气客户和4个新的水业务客户，预计2022年将带来7400万美元的调整后EBITDA[42] - 公司计划在2022年减少5%的甲烷排放，并投资2900万美元用于可持续发展项目[52][55] - 公司在2021年获得了GPA Midstream Association的安全奖，并继续专注于减少排放和碳足迹[44][52] 问答环节所有的提问和回答 问题: 新的资本分配框架的决策点 - 公司未披露具体的回购触发点，但强调如果找不到更好的资本使用机会，将通过增强分配将资金返还给单位持有人[64] 问题: 2022年资本支出的驱动因素 - 2022年资本支出增加主要是为2023年增加的活动水平做准备，预计2023年活动水平将显著增加[66][67] 问题: 基础分配的增加 - 基础分配增加53%是基于可持续性考虑，并提供了足够的自由现金流用于债务减少和股票回购[71][72] 问题: 增强分配的思考 - 增强分配结构旨在提供额外的安全性，并激励客户和单位持有人增加活动水平[78][80] 问题: 2022年吞吐量趋势 - 公司预计2022年吞吐量将逐步增长，尽管DJ Basin的许可进程缓慢[81] 问题: 2022年指导范围的驱动因素 - 商品价格上涨、生产商表现优异和成本效率提高将推动公司达到指导范围的高端[84] 问题: M&A的考虑 - 公司将继续关注M&A机会，但任何交易都需要符合公司的财务框架和杠杆目标[87][89] 问题: Delaware Basin的资本支出 - 公司不计划在短期内增加处理能力，而是继续探索利用现有处理能力的机会[94][95] 问题: 系统过渡支出 - 2022年的4400万美元系统过渡支出主要是为了提高效率，预计未来不会有类似的支出[97] 问题: 基础分配的未来增长 - 公司不计划在53%增加后继续增加基础分配，未来的增长将通过增强分配实现[99] 问题: 增强分配的计算 - 增强分配将基于2022年支付的实际分配，包括第一季度较低的分配[100]

业绩总结 - 2021年第四季度的运营现金流为661.9百万美元，全年为1,766.9百万美元[15] - 2021年第四季度的自由现金流为576.5百万美元，全年为1,490.1百万美元[15] - 2021年调整后的EBITDA为1,947百万美元，超出预期范围1,825至1,925百万美元[17] - 2021年净收入为1,947百万美元，调整后的EBITDA为896百万美元[15] - 2021年总收入中，德克萨斯州德拉瓦盆地占47%，DJ盆地占35%[60] 现金分配与资本支出 - 2021年现金分配总额为533.8百万美元，第四季度现金分配为134.9百万美元[15] - 2021年总资本支出为324百万美元，低于预期的275至375百万美元[17] - 2021年自由现金流为14.90亿美元，负债偿还为9.31亿美元，基础分配为5.34亿美元，单位回购为2.17亿美元[56] 未来展望 - 预计2022年调整后的EBITDA将在1,925百万至2,025百万美元之间[28] - 2022年自由现金流预计为1,200百万至1,300百万美元[31] - 2022年每单位现金分配预计至少为2.00美元[31] 用户数据与市场表现 - 2021年天然气吞吐量为4,204百万立方英尺/天，全年为4,148百万立方英尺/天[34] - 93%的天然气合同和100%的液体合同为基于费用的合同[60] - 德拉瓦盆地的天然气、原油和水的相关方体积分别为48%、97%和87%[62] 处理能力与财务指标 - 德拉瓦盆地的天然气处理能力为1.370 Bcf/d，水处理能力为1300 MBbls/d[67][75] - DJ盆地的天然气处理能力为1730 MMcf/d，油稳定化能力为155 MBbls/d[83] - 2021年12月31日的净收入为250,849千美元，较2021年9月30日的263,638千美元下降约4.5%[95] - 2021年12月31日的调整后EBITDA为480,874千美元，较2021年9月30日的531,580千美元下降约9.5%[99] 成本与支出 - 2021年12月31日的产品成本为72,040千美元，较2021年9月30日的83,232千美元下降约13.4%[107] - 2021年12月31日的资本支出为95,917千美元，较2021年9月30日的79,829千美元增长约20.1%[104] - 2021年12月31日的利息支出为89,472千美元，较2021年9月30日的93,257千美元下降约4.2%[99] - 2021年12月31日的折旧和摊销费用为144,225千美元，较2021年9月30日的139,002千美元增长约3.2%[107]

财务交易与债务安排 - 2008年5月公司运营方与阿纳达科建立30年期2.6亿美元应收票据，2020年9月转让并取消[27] - 2019年12月31日公司及子公司与西方石油及其子公司签订多项协议并修改债务协议[33] - 2019年12月31日的交换协议中，WGRI以公司普通股换取2.0%普通合伙人权益，公司取消非经济普通合伙人权益[37] - 2020年1月公司运营方发行固定利率3.100%（2025年到期）、4.050%（2030年到期）和5.250%（2050年到期）高级票据[37] - 公司运营方拥有20亿美元高级无担保循环信贷安排，2025年2月到期[49] - 公司运营方在合并时签订的定期贷款安排于2020年1月偿还并终止[53] - 西方中游合作伙伴公司前身的高级有担保循环信贷安排于2019年3月到期[54] - 2020年10月公司出售Fort Union 14.81%权益，2021年第二季度出售Bison处理设施[70] - 2020年12月，公司与Red Bluff Express pipeline签订为期五年的运输合同，于2021年1月1日生效[155] 公司权益与资产情况 - 公司拥有宾夕法尼亚州北部拉里溪、西利和沃伦斯维尔天然气收集系统及相关设施33.75%权益[41] - 公司通过在WES Operating的98.0%合伙权益拥有相关资产[59][60] - 截至2021年12月31日，公司有17个集输系统、37个处理设施、24个天然气处理厂/列车等资产[67] - 公司拥有Mi Vida 50%权益，拥有Ranch Westex 50%权益，拥有Mont Belvieu JV 25%权益，拥有Springfield系统50.1%权益并担任运营商[96] - 公司拥有Chipeta 75%权益，2021年Chipeta综合体吞吐量前两大客户占89%[113][121] - 公司拥有Marcellus Interest集输系统33.75%权益，2021年最大生产商占吞吐量约80%[130][132] - 各运输管道中，White Cliffs公司权益10%，管道里程1052英里；Saddlehorn公司权益20%，管道里程604英里等，总管道里程4667英里[135] - 公司在Rendezvous集输系统拥有22%权益[122] - 公司拥有Red Bluff Express权益，其需按季度报告交易信息，接受FERC定期费率审查，相关法规或适用[172] - 公司不动产分为自有产权地块和通过租赁等方式获得使用权的地块，公司认为对这些土地拥有令人满意的产权[185] - 公司认为已获得资产转移所需的足够第三方同意、许可和授权，未获得的部分不会对业务运营产生重大不利影响[186] 业务运营数据 - 2021年，德州/新墨西哥地区管道里程4189英里，压缩马力788543，19%电动驱动，天然气处理能力1895MMcf/d等[67] - 2021年，93%的井口天然气量（不含股权投资）和100%的原油及采出水吞吐量（不含股权投资）通过基于费用的合同服务[76] - 2021年，81%的天然气吞吐量、96%的原油和NGL吞吐量、100%的采出水吞吐量有最低量承诺或服务成本承诺支持[76] - 2021年，公司57%的总收入及其他、36%的天然气资产吞吐量（不含股权投资吞吐量）、89%的原油和NGL资产吞吐量（不含股权投资吞吐量）、87%的采出水资产吞吐量归因于西方石油[79] - 自2021年1月1日起，公司开始直接向第三方销售大部分天然气和NGL[80] - 截至2021年12月31日，德州和新墨西哥地区处理厂共41座，天然气处理能力1895MMcf/d，NGLs处理能力1905MBbls/d，压缩马力788543，集输系统12个，管道里程4189英里[96] - 2021年，西方石油公司产量占西德克萨斯综合体吞吐量的48%，最大第三方客户占14%[100] - 2021年，西方石油公司产量占DBM石油系统总吞吐量的97%，且需遵守德州铁路委员会关税[104] - 2021年，西方石油公司产量占DBM水系统吞吐量的87%[104] - 西德克萨斯综合体供应来自二叠纪盆地特拉华盆地部分的多个地层，气体和NGLs有多个交付点[100] - DBM石油系统供应来自二叠纪盆地特拉华盆地部分，原油处理后交付至Plains All American Pipeline [104] - DBM水系统供应来自二叠纪盆地特拉华盆地部分的原油生产，通过地下注入或卸载给第三方处理[104] - Mont Belvieu JV不直接与客户签约，从Enterprise分配气量，NGLs交付给终端用户[108] - 2021年，Brasada综合体吞吐量来自一个第三方客户，Springfield系统吞吐量来自众多第三方客户[112] - 科罗拉多和犹他州设施总计有处理厂25座，天然气处理能力2520MMcf/d，石油处理能力209MBbls/d，压缩马力460864，集输系统3个，管道里程2982英里[113] - 2021年DJ盆地综合体Occidental产量占吞吐量57%，前两大第三方客户占28%；DJ盆地石油系统吞吐量全部来自Occidental产量[118] - 怀俄明州设施总计有处理厂6座，天然气处理能力580MMcf/d，压缩马力112792，集输系统4个，管道里程3405英里[122] - 2021年Hilight系统前两大客户占吞吐量59%，Granger综合体前三大客户占81%，Red Desert综合体前三大客户占57%[128] - 2021年MIGC系统前两大客户占吞吐量81%，Wamsutter管道96%吞吐量来自一个第三方托运人[144] - DJ盆地综合体有160MMcf/d的旁路处理能力，DJ盆地石油系统有12英里与原油管道相关的运输里程[113] - 2021年12月31日，Front Range Pipeline、Texas Express Pipeline、Cactus II pipeline、Red Bluff Express pipeline均有包括西方石油公司在内的多个承诺托运商[149][150][155] - 2021年，公司57%的总收入及其他、36%的天然气资产吞吐量（不包括股权投资吞吐量）、89%的原油和NGLs资产吞吐量（不包括股权投资吞吐量）、87%的采出水资产吞吐量来自西方石油公司拥有或控制的产量[199] 监管法规影响 - FERC和CFTC对违规行为可处以每天超过100万美元的民事罚款[162] - 2020年12月17日，FERC确定2021年7月1日至2026年6月30日的指数水平为美国劳工统计局制成品生产者价格指数（PPI - FG）加0.78%[163] - 2022年1月20日，FERC修订指数水平为PPI - FG减0.21%，自2022年3月1日起至2026年6月30日生效[163] - 州际商务法允许相关人员挑战新费率，FERC可暂停新费率生效长达七个月[165] - 托运人可就超过合理费率的费用获得长达两年的赔偿[165] - FERC修订的所得税处理政策可能对公司受州际商务法监管的管道成本服务费率相关收入产生不利影响[165] - CFTC和FTC对违规行为可处以每天超过100万美元的民事罚款[166] - 公司天然气集输业务可能因州或联邦更严格的费率和服务监管而受到不利影响[167] - 2015年EPA将地面臭氧国家环境空气质量标准从一级标准的75ppb降至二级标准的70ppb，州实施该标准或使公司增加资本和运营成本[182] - 2016年EPA发布规则，要求油气行业新改扩建设施减少甲烷和挥发性有机化合物排放，2021年提议进一步降低新老源排放，公司无法预测最终成本[182] - 美国设定目标，到2030年将净温室气体排放量比2005年水平降低50% - 52%，到2050年实现全经济范围净零排放[182] - 2021年12月科罗拉多州空气质量控制委员会通过法规，增加油气设施泄漏检测和修复检查，减少特定油气作业甲烷排放[182] - 公司运营受FERC反操纵、市场监督和透明度法规约束，年度天然气采购和销售达一定阈值适用，违规会受处罚[169][170] - 公司业务受联邦、州等环境和职业健康安全法律法规约束，不遵守会面临制裁[175][178] - 公司运营中收购的第三方物业，可能因环境法规承担先前所有者或经营者的清理责任[177] - 公司运营产生的采出水处理受法规影响，部分州加强监管，可能影响公司运营和财务状况[183] - 公司天然气收集业务受多数运营州法规约束，法规限制公司选择合同方的能力[168] 公司人员情况 - 截至2021年12月31日，公司雇佣1127人，均居住在美国，无员工受集体谈判协议覆盖[189] - 2021年公司自愿离职率为6.63%，与历史水平一致[190] 信用评级与风险 - 截至2022年2月15日，WES Operating的长期债务被标准普尔评为“BBB - ”，被惠誉评级评为BB + ，被穆迪投资者服务评为“Ba2”[207] - 2020年，WES Operating的信用评级被惠誉、标准普尔和穆迪下调至投资级以下，导致循环信贷融资下的融资成本增加[207] - WES Operating目前有31亿美元的未偿还高级票据，其票面利率会随信用评级变化而改变[207] - 截至2021年12月31日，公司因具有信用风险相关或有特征的合同安排，提供了510万美元的信用证或现金作为履约保证[208] 公司业务风险与应对 - 公司制定并实施了基于疾控中心和州卫生指南的新冠缓解计划，包括员工健康筛查、加强清洁等措施[191] - 公司业务依赖油气井产量，产量自然下降会使现金流减少，需获取新油气 throughput 源维持或提高系统 throughput 水平[211] - 公司无法控制运营区域的钻井活动水平、相关储量及产量下降速度，也无法控制生产商及其决策[212] - 运营区域勘探或生产活动持续减少会导致公司资产利用率降低[213] - 若无法维持系统当前 throughput 水平，会减少公司收入并削弱向单位持有人进行现金分配的能力[214] - 新冠疫情可能对公司运营和财务结果产生不利影响，员工无法工作会导致运营中断、效率降低等[215] - 员工居家办公会给信息技术系统带来压力，扰乱公司内部沟通和业务流程，增加网络安全威胁等风险[216] - 劳动力、材料和服务成本的通胀可能对公司盈利能力产生负面影响，新冠疫情带来通胀不确定性[217] - 公司向普通股单位持有人分配的现金主要取决于现金流而非盈利能力，即使有净利润也可能无法按此前宣布的水平分配[218] 股份回购 - 2020年11月公司宣布在2021年12月31日前回购至多2.5亿美元普通股[48] 股东权益情况 - 截至2021年12月31日，西方石油持有公司48.6%有限合伙权益、2.2%普通合伙权益，在WES Operating持有2.0%有限合伙权益，共持有49.7%流通普通股[78]

业绩总结 - 2021年第三季度，运营现金流为3.913亿美元，较上年同期增长56.5%[15] - 2021年第三季度，自由现金流为3.2亿美元，现金分配支付为1.346亿美元[15] - 截至2021年9月30日，调整后EBITDA为531,580千美元，较2021年6月30日的491,126千美元增长约8.2%[104] - 2021年9月30日的净收入为263,638千美元，较2021年6月30日的238,277千美元增长约10.6%[104] - 总收入和其他收入为763,840千美元，较2021年6月30日的719,131千美元增长约6.2%[118] 用户数据 - 2021年第三季度天然气吞吐量为4081百万立方英尺/天，原油和NGL吞吐量为641千桶/天[32] - 德拉瓦盆地的气体相关方的体积占比为47%，石油为96%，水为87%[71] - DJ盆地的气体相关方体积占比约为65%，石油为100%[86] 未来展望 - 2021年调整后的EBITDA预期为18.25亿至19.25亿美元，超出高端预期[19] - 预计将从自由现金流中回购6.5亿美元的债务[22] 新产品和新技术研发 - 德拉瓦盆地的气体合同加权平均剩余期限约为7年，石油为11年以上，水为11年[72] - DJ盆地的气体合同加权平均剩余期限约为8年，石油为7.5年[87] 资本支出与财务状况 - 2021年资本支出预期为2.75亿至3.75亿美元，低于高端预期[19] - 截至2021年9月30日，流动性为17.75亿美元，现金为1亿美元[61] - 自2020年1月以来，已消除的利息支出为5.23亿美元，年化现金流节省为3100万美元[26] 负面信息 - 自由现金流为320,031千美元，较2021年6月30日的379,776千美元下降约15.7%[114] - 应收账款净额为61,609千美元，较2021年6月30日的38,982千美元增长约57.8%[109] 其他新策略 - 公司80%以上的现金流由最低交易量承诺或服务成本合同支持，提供了稳定性和多样化[98] - 投资活动使用的净现金为80,883千美元，较2021年6月30日的59,932千美元增加约34.8%[114] - 融资活动使用的净现金为516,161千美元，较2021年6月30日的142,982千美元增加约261.5%[114]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度净收入为2.5亿美元，同比增长11%，调整后EBITDA为5.32亿美元，同比增长8% [5] - 自由现金流为3.2亿美元，分配后的自由现金流为1.85亿美元 [7] - 运营和维护费用（O&M）环比下降8%，主要由于第二季度的一次性费用未延续到第三季度 [11] - 财产税环比下降24%，主要由于资产估值调整 [12] - 一般及行政费用（G&A）环比增长13%，主要由于人员费用和咨询费用增加 [12] - 公司预计2021年调整后EBITDA将超过此前公布的18.25亿至19.25亿美元的高端范围 [13] - 公司预计2021年资本支出将低于此前公布的2.75亿至3.75亿美元的高端范围，部分资本支出将推迟到2022年 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气处理量环比下降4%，主要由于Bison处理设施的出售和DJ盆地的自然产量下降 [25] - 原油和天然气液体处理量环比下降7%，主要由于DJ盆地产量下降和股权投资的处理量减少 [25] - 水处理量环比增长7%，主要由于Delaware盆地产量增加 [26] - 天然气资产每Mcf调整后毛利率增加0.10美元，原油和天然气液体资产每桶调整后毛利率增加0.12美元，水资产每桶调整后毛利率增加0.02美元 [26] 各个市场数据和关键指标变化 - Delaware盆地的活动水平保持强劲，预计2021年将带来约2000万美元的增量EBITDA [22] - DJ盆地的活动水平符合预期，新法规框架下，生产商对未来的许可和预算持谨慎乐观态度 [23] - 私人生产商在Delaware盆地的活动水平增加，而公共生产商在2021年预算内保持资本纪律 [24] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过优化资产和资本支出，提高了Delaware盆地的ROTF处理能力，每列车的处理能力增加了20%，总油处理能力增加了3.6万桶/天 [14] - 公司继续通过回购单位和偿还债务来加强资产负债表，自2020年以来已回购了36百万单位，并偿还了11.5亿美元的高级票据 [18][19] - 公司计划继续通过回购单位、偿还债务和增加分配来为股东创造价值 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2021年的业绩表现感到满意，预计将超过调整后EBITDA的高端范围 [13] - 公司预计2022年的EBITDA将增长，并将在第四季度和2021年全年业绩发布时提供2022年的正式指导 [24] - 公司对Delaware盆地的长期前景持乐观态度，预计生产商活动将继续增加 [33] 其他重要信息 - 公司在第三季度成功执行了5亿美元的高级票据回购，减少了2100万美元的年化利息支出，并将债务的加权平均到期时间从12.5年延长至13.1年 [16] - 公司获得了S&P的长期债务评级升级，从BB升至BB+，显示出公司在改善资产负债表健康方面的成功 [17] - 公司发布了第二份可持续发展报告，强调了在环境、社会和治理（ESG）方面的进展，包括减少甲烷排放、增加电动压缩机的使用和提高员工安全 [27][28][29][30][31][32] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于公司杠杆目标和资本回报机会 - 公司目前的杠杆目标保持不变，预计2021年底杠杆率将低于4倍，2022年底将低于3.5倍 [37] - 公司计划在2022年与董事会讨论如何更有效地向股东返还资本，包括可能的分配增加 [38][39] 问题: 关于Oxy的持股和单位回购 - 公司与Oxy保持持续对话，Oxy重申了对WES的支持和保持重要持股的意愿 [41][42] 问题: 关于资本分配和增长 - 公司将继续根据市场情况回购单位，并专注于通过增长资本满足客户需求 [45][46] - 公司将继续评估并购机会，包括优化资产组合和收购符合公司系统的资产 [47] 问题: 关于2022年EBITDA展望 - 公司预计2022年EBITDA将增长，但具体细节将在2022年正式指导中提供 [48][49] 问题: 关于Crestone协议和DJ盆地的展望 - 公司预计Crestone协议将在2022年帮助抵消DJ盆地的自然产量下降 [51][52] 问题: 关于Permian盆地的天然气管道 - 公司将继续监控Permian盆地的天然气管道机会，并评估其对公司业务的价值 [53][54] 问题: 关于水处理量与原油和天然气液体的比率 - 水处理量的增长主要集中Delaware盆地，而原油和天然气液体的处理量则分布在公司的整个资产组合中 [55][56] - 公司在水处理业务上取得了商业成功，并计划继续增加水处理量 [57]

公司资产权益情况 - 截至2021年9月30日，公司通过在WES Operating 98.0%的合伙权益拥有相关资产[148] - 截至2021年9月30日，公司有2.0%的WES Operating有限合伙权益由西方石油公司的子公司持有[275] 债务赎回与回购情况 - 2021年前九个月，WES Operating赎回2021年到期的5.375%优先票据全部未偿本金，按面值赎回；还通过要约收购回购并注销5亿美元高级票据[155] - 2021年第三季度，公司通过要约收购回购并赎回5亿美元高级票据，确认2470万美元损失[265] 普通股回购情况 - 公司回购5586419个普通股单位，总购买价为1.044亿美元[155] - 2020年11月，公司宣布一项高达2.5亿美元的普通股回购计划，截至2021年9月30日的九个月内，已回购5586419股，总价1.044亿美元，剩余授权金额1.131亿美元[253] 单位分配情况 - 2021年第三季度每单位分配为0.323美元，较第二季度的0.319美元增加0.004美元[155] - 2021年第三季度，公司向单位持有人宣布每股0.323美元的现金分红，总计1.349亿美元，将于11月12日支付[252] 业务吞吐量情况 - 2021年第三和前九个月，天然气吞吐量分别为4081百万立方英尺/日和4132百万立方英尺/日，较2021年第二季度和2020年前九个月分别下降4%和6%[155] - 2021年第三和前九个月，原油和NGL吞吐量分别为641千桶/日和645千桶/日，较2021年第二季度和2020年前九个月分别下降7%和11%[155] - 2021年第三和前九个月，采出水吞吐量分别为735千桶/日和673千桶/日，较2021年第二季度增加7%，较2020年前九个月下降5%[155] - 2021年第三季度与第二季度相比，天然气资产总吞吐量从4424 MMcf/d降至4237 MMcf/d，降幅4%；原油和NGLs资产总吞吐量从701 MBbls/d降至654 MBbls/d，降幅7%；采出水资产总吞吐量从702 MBbls/d增至750 MBbls/d，增幅7%[172] - 2021年前三季度与2020年前三季度相比，天然气资产总吞吐量从4539 MMcf/d降至4287 MMcf/d，降幅6%；原油和NGLs资产总吞吐量从738 MBbls/d降至658 MBbls/d，降幅11%；采出水资产总吞吐量从726 MBbls/d降至687 MBbls/d，降幅5%[172] - 2021年第三季度，天然气资产集输处理运输吞吐量减少156 MMcf/d，处理吞吐量减少17 MMcf/d，股权投资吞吐量减少14 MMcf/d[173][175][177] - 2021年前三季度，天然气资产集输处理运输吞吐量减少74 MMcf/d，处理吞吐量减少174 MMcf/d，股权投资吞吐量减少4 MMcf/d[174][176][178] - 2021年第三季度，原油和NGLs资产集输处理运输吞吐量减少11 MBbls/d，股权投资吞吐量减少36 MBbls/d[179][181] - 2021年前三季度，原油和NGLs资产集输处理运输吞吐量减少43 MBbls/d，股权投资吞吐量减少37 MBbls/d[180][182] 毛利润情况 - 2021年第三和前九个月，毛利润分别为5.416亿美元和15亿美元，较2021年第二季度增加8%，较2020年前九个月下降5%[155] - 2021年9月30日止三个月总营收和其他为7.6384亿美元，成本产品为832.32万美元，折旧和摊销为1390.02万美元，毛利润为5416.06万美元[246] 特殊事件对财务影响情况 - 2021年2月冬季风暴Uri和3月科罗拉多州暴风雪估计使2021年前九个月净收入和调整后EBITDA减少约3000万美元[157] - 2020年4月1日起与AESC营销合同条款变更，使2021年前九个月服务收入（基于费用）减少4590万美元、产品销售减少2120万美元、产品成本费用减少6710万美元[161] - 2020年第一季度，受新冠疫情影响，原油和天然气价格大幅下跌，NYMEX西德克萨斯中质原油日结算价从2020年1月的每桶63.27美元降至2020年4月的每桶低于20美元[164] 资产出售情况 - 2020年10月，公司出售了Fort Union 14.81%的权益，并签订出售Bison处理设施的期权协议；2021年第二季度，第三方行使期权购买该设施，公司共获得800万美元收益，净收益为540万美元[167][168] 服务收入情况 - 2021年第三季度与第二季度相比，服务总收入从646788千美元增至679294千美元，增幅5%；2021年前三季度与2020年前三季度相比，服务总收入从2015783千美元降至1930009千美元，降幅4%[185] - 2021年第三季度，基于费用的服务收入增加3150万美元，基于产品的服务收入增加100万美元；2021年前三季度，基于费用的服务收入减少13880万美元，基于产品的服务收入增加5300万美元[186][188][187][189] 产品销售与采购情况 - 截至2021年9月30日的三个月，天然气销售额为3215.1万美元，较6月30日的1419.5万美元增长126%；九个月销售额为6776.5万美元，较2020年同期的2393.4万美元增长183%[191] - 截至2021年9月30日的三个月，NGLs销售额为5214.7万美元，较6月30日的5806.1万美元下降10%；九个月销售额为15959.4万美元，较2020年同期的8455.7万美元增长89%[191] - 截至2021年9月30日的三个月，残渣采购额为3212.3万美元，较6月30日的2301.9万美元增长40%；九个月采购额为11304.6万美元，较2020年同期的4399.8万美元增长157%[198] - 截至2021年9月30日的三个月，NGLs采购额为5144万美元，较6月30日的4230.5万美元增长22%；九个月采购额为12466.4万美元，较2020年同期的11180.9万美元增长11%[198] 费用情况 - 截至2021年9月30日的三个月，产品成本和运营维护总费用为22407万美元，较6月30日的23107.2万美元下降3%；九个月费用为68444.3万美元，较2020年同期的59028.1万美元增长16%[198] - 截至2021年9月30日的三个月，一般及行政费用为5040.9万美元，较6月30日的4444.8万美元增长13%；九个月费用为13997.3万美元，较2020年同期的11846.6万美元增长18%[207] - 截至2021年9月30日的三个月，财产及其他税为1364.1万美元，较6月30日的1796.7万美元下降24%；九个月税为4599.2万美元，较2020年同期的5726.3万美元下降20%[207] - 截至2021年9月30日的三个月，折旧和摊销费用为13900.2万美元，较6月30日的13784.9万美元增长1%；九个月费用为40740.4万美元，较2020年同期的38468.8万美元增长6%[207] - 截至2021年9月30日的三个月，长期资产及其他减值费用为159.4万美元，较6月30日的1273.8万美元下降87%；九个月费用为2919.8万美元，较2020年同期的20057.5万美元下降85%[207] 收入与利润相关指标情况 - 截至2021年9月30日的三个月，关联方净股权收入为4850.6万美元，较6月30日的5866.6万美元下降17%；九个月收入为15933.7万美元，较2020年同期的17678.8万美元下降10%[196] - 截至2021年9月30日的三个月，所得税前收入为2.65464亿美元，较6月30日增长11%；九个月为6.97553亿美元，较去年同期增长179%[223] - 截至2021年9月30日的三个月，天然气资产调整后毛利率为4.92708亿美元，较6月30日增长5%；九个月为13.94506亿美元，较去年同期增长1%[225] - 截至2021年9月30日的三个月，调整后毛利率增加2820万美元，增幅4%；九个月减少7250万美元，降幅4%[225][229][230] - 截至2021年9月30日的三个月，每千立方英尺天然气资产调整后毛利率增加0.10美元，增幅8%；九个月增加0.09美元，增幅8%[225][231][232] - 截至2021年9月30日的三个月，调整后息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）增加4050万美元，增幅8%；九个月减少8060万美元，降幅5%[225][238][239] - 截至2021年9月30日的三个月，自由现金流为3.20031亿美元，较6月30日减少16%；九个月为9.13629亿美元，较去年同期增长20%[225] - 截至2021年9月30日的三个月，WES归属净收入为255,725千美元，WES Operating归属净收入为260,658千美元；截至2021年9月30日的九个月，WES归属净收入为672,775千美元，WES Operating归属净收入为688,754千美元[275] - 2021年9月30日止三个月调整后息税折旧摊销前利润（Adjusted EBITDA）为5.3158亿美元，净利润为2636.38万美元[248] 现金流情况 - 2021年第三季度自由现金流减少5970万美元，主要因经营活动提供的净现金减少6080万美元，部分被股权投资出资减少320万美元抵消[241] - 2021年前九个月自由现金流增加1.513亿美元，主要因资本支出减少1.545亿美元、股权投资出资减少1530万美元和股权投资分配超过累计收益增加830万美元，部分被经营活动提供的净现金减少2690万美元抵消[242] - 2021年9月30日止三个月自由现金流为3.20031亿美元，经营活动提供的净现金为3913.33万美元[249] - 2021年和2020年前九个月，经营活动净现金分别为1.104994亿美元和1.131893亿美元，投资活动净现金分别为-1872.87万美元和-4266.7万美元，融资活动净现金分别为-1.262767亿美元和-6671.4万美元[259] - 截至2021年9月30日的九个月，WES经营活动提供的净现金为1,104,994千美元，WES Operating经营活动提供的净现金为1,104,189千美元；WES融资活动提供（使用）的净现金为 - 1,262,767千美元，WES Operating融资活动提供（使用）的净现金为 - 1,242,576千美元[277] 资本支出情况 - 2021年前九个月资本支出为2.17757亿美元，较2020年同期的3.72262亿美元有所减少[249] - 2021年和2020年前九个月，资本支出分别为2.17757亿美元和3.72262亿美元，2021年减少1.545亿美元[257] 公司现金用途与流动性情况 - 公司主要现金用途包括季度分配、偿债、日常经营费用和资本支出[251] - 截至2021年9月30日，公司的流动性来源包括现金及现金等价物、经营活动产生的现金流、循环信贷融资（RCF）下的可用借款额度以及潜在的额外股权或债务证券发行[251] 未来分配决策情况 - 未来向单位持有人的分配金额将取决于公司的经营业绩、财务状况、资本需求等因素，由董事会季度决定[251] 公司融资情况 - 公司可能依靠外部融资来源（包括股权和债务发行）为资本支出和未来收购提供资金，也可能使用经营现金流，这可能导致通过RCF借款支付分配或满足其他短期营运资金需求[251] 营运资金情况 - 截至2021年9月30日，公司营运资金赤字为5.506亿美元，主要由于2022年到期的5.021亿美元4%优先票据和2.2亿美元循环信贷融通未偿还借款[255] 债务评级与成本情况 - 2021年8月，标准普尔将公司长期债务评级从“BB”上调至“BB+”，年化借款成本将减少790万美元[264] 循环信贷融通情况 - 公司20亿美元高级无担保循环信贷融通可扩展至25亿美元，2025年2月到期，截至2021年9月30日，未偿还借款2.2亿美元，可用借款额度18亿美元[268][269] 设备租赁分类变更影响情况 - 2021年第三季度，部分设备租赁重新分类为经营租赁，导致净物业、厂房和设备减少1960万美元，短期和长期债务减少2030万美元[271] 收费合同服务情况 - 截至2021年9月30日的九个月，92%的井口天然气量（不包括股权投资）和100%的原油及采出水吞吐量（不包括股权投资）通过收费合同提供服务[283] 商品价格与基准利率影响情况 - 商品价格10%的涨跌在未来十二个月不会对公司经营收入（亏损）、财务状况或现金流产生重大影响（不包括天然气失衡的影响）[283] - 10%的适用基准利率变化不会对公司未偿还借款的利息费用产生重大影响，但会影响2021年9月30日优先票据

财务数据和关键指标变化 - 2021年第二季度净收入为2.26亿美元，调整后EBITDA为4.91亿美元，环比增长11% [7] - 第二季度自由现金流为3.8亿美元，分配后自由现金流为2.47亿美元 [8] - 第二季度每单位分配增加至0.319美元，环比增长1.3%，符合公司年化分配增长5%的承诺 [8] - 2021年调整后EBITDA预计接近18.25亿至19.25亿美元的高端，尽管第一季度冬季风暴Uri对EBITDA造成了3000万美元的影响 [13] - 公司预计2021年资本支出将达到或超过2.75亿至3.75亿美元的高端 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第二季度Delaware Basin的天然气、原油和水处理量分别环比增长10%、14%和16% [21] - DJ Basin的天然气和原油处理量分别环比增长5%和20%，5月份天然气处理量达到创纪录的14.3亿立方英尺/天 [22] - 整体天然气处理量环比增长5%，即2.2亿立方英尺/天 [23] - 水处理量环比增长16%，即9.3万桶/天 [24] - 原油和天然气液体资产的处理量环比增长14%，即8.3万桶/天 [24] - 每Mcf调整后天然气毛利率环比增长0.02美元至1.21美元，主要由于DJ Basin的处理量增加和平均采集费用上升 [25] - 每桶原油和天然气液体的调整后毛利率环比下降0.05美元至2.40美元，主要由于股权投资贡献的毛利率下降 [25] 各个市场数据和关键指标变化 - Delaware Basin的生产活动增加，特别是私人生产商的贡献预计将从2021年的50%增加到2022年的58% [26] - Permian Basin，特别是Delaware Basin，继续在美国盆地中保持最高的活动水平 [27] - 预计2021年天然气处理量将同比增长中个位数，水处理量将同比增长高两位数 [28] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续通过控制成本和资本支出来产生显著的自由现金流 [8] - 公司计划在2021年底将杠杆率控制在4.0倍以下，2022年底控制在3.5倍以下 [14] - 公司已回购3134万单位，占流通单位的7%以上，并计划继续执行2.5亿美元的单位回购计划 [15][16] - 公司与Crestone Peak Resources达成长期天然气采集和处理协议，预计2022年开始贡献现金流 [17][18][36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司预计2022年的处理量水平将受益于2021年下半年和2022年的资本支出增加 [12][13] - 公司对2021年下半年和2022年的前景持乐观态度，预计2022年的EBITDA将有所增长 [13][27] - 公司预计2021年第三季度的O&M费用将恢复正常 [10] - 公司预计2022年的G&A费用将保持在当前水平 [11] 其他重要信息 - 公司计划在第三季度电话会议前发布第二份ESG报告，展示公司在环境、社会和治理方面的进展 [30] - 公司已偿还2021年到期的4.31亿美元高级票据 [15] 问答环节所有提问和回答 问题: Crestone协议的贡献时间和潜在规模 - Crestone协议的现金流贡献预计从2022年开始，2021年的资本支出影响较小 [36] 问题: 2022年资本支出预算的初步想法 - 2021年资本支出的增加主要是由于2021年下半年和2022年的活动水平增加，2022年的资本支出预算将取决于2023年及以后的活动水平 [37] 问题: 资本分配策略 - 公司的主要目标是2021年底将杠杆率控制在4.0倍以下，2022年底控制在3.5倍以下，并计划继续执行单位回购计划 [40][41] 问题: 2022年生产活动的展望 - 公司预计2022年的处理量将受益于2021年下半年的资本支出增加，特别是Delaware Basin的活动增加 [44][45] 问题: 私人生产商与公共生产商的贡献变化 - 私人生产商的贡献预计将从2021年的50%增加到2022年的58%，公共生产商的资本支出预计与2021年预算保持一致 [48][49] 问题: 毛利率展望 - 预计2021年的毛利率变化有限，Crestone协议的贡献将从2022年开始 [54][55] 问题: 资本分配的其他选项 - 公司将在达到理想的杠杆率后考虑其他资本分配选项，如单位回购和特别分配 [60][61] 问题: 2022年资本支出的构成 - 2022年的资本支出预计与2021年类似，主要集中在快速周期的处理量相关资本支出 [63][64] 问题: 成本服务调整的展望 - 2021年第四季度的成本服务调整将取决于当时的活动水平，预计不会与资本支出增加直接相关 [66][67] 问题: DJ Basin的展望 - 预计2022年DJ Basin的处理量将相对持平，Crestone协议的贡献将抵消自然下降 [69] 问题: 评级机构的反馈 - 公司维持与评级机构的持续对话，债务减少得到了积极反馈，但评级仍部分取决于Occidental的评级 [72][73] 问题: 第三方现金流的展望 - 公司未提供第三方现金流的详细预测，预计2022年第三方贡献将有所增加 [74][75] 问题: 并购前景 - 公司将继续寻找与其资产和客户基础协同的并购机会，特别是在杠杆率达到理想水平后 [76][77]

业绩总结 - 2021年第二季度净收入为2.26亿美元[18] - 2021年第二季度调整后EBITDA为4.91亿美元[18] - 2021年第二季度自由现金流为3.798亿美元[15] - 2021年第二季度的净现金提供为452,111千美元，相较于2021年第一季度的261,550千美元增长约72.9%[89] - 2021年第二季度的自由现金流为379,776千美元，较2021年第一季度的213,822千美元增长约77.8%[93] - 2021年第二季度的净收入为238,277千美元，较2021年第一季度的191,235千美元增长约24.6%[85] - 2021年6月30日的总收入为719,131千，较2021年3月31日的674,974千增长6.6%[96] - 2021年6月30日的毛利为503,238千，较2021年3月31日的455,452千增长10.5%[96] - 2021年6月30日的调整后毛利为677,236千，较2021年3月31日的614,624千增长10.2%[96] 用户数据 - 2021年第二季度天然气吞吐量为4265百万立方英尺/天，原油和NGL吞吐量为687千桶/天[27] - 2021年预计天然气和水的增长为高单位数，原油的增长为中单位数[30] - 预计到2021年底，天然气处理能力为1,730 MMcf/d，油稳定化能力为155 MBbls/d[67] 资本支出与财务状况 - 2021年调整后EBITDA指导范围为18.25亿至19.25亿美元[21] - 2021年总资本支出指导范围为2.75亿至3.75亿美元[21] - 截至2021年6月30日，流动性为19.95亿美元，其中现金为3.06亿美元[41] - 2021年债务与调整后EBITDA的目标比率为不超过4.0倍[21] - 公司在2021年的资本支出为78,145千美元，较2021年第一季度的59,783千美元增长约30.6%[93] 成本与费用 - 产品成本为78,044千，较2021年3月31日的88,969千下降12.2%[96] - 2021年第二季度的利息支出为95,290千美元，较2021年第一季度的98,493千美元下降约2.2%[85] - 报告期内折旧和摊销费用为137,849千，较2021年3月31日的130,553千增长5.6%[96] - 2021年第二季度的折旧和摊销费用为137,849千美元，较2021年第一季度的130,553千美元增长约5.6%[85] 其他信息 - 2021年第二季度的分配收入为70,947千美元，较2021年第一季度的61,189千美元增长约15%[85] - 从股权投资中获得的分配为70,947千，较2021年3月31日的61,189千增长15.0%[96] - 2021年第二季度的非现金股权基础补偿费用为7,121千美元，较2021年第一季度的6,734千美元增长约5.7%[85]