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]