资产出售与收购 - 公司于2022年11月出售Cactus II Pipeline LLC 15%的权益[23] - 公司于2024年4月出售Marcellus Interest 33.75%的权益[23] - 公司于2024年2月出售Mont Belvieu JV 25%的权益[23] - 公司于2024年3月出售Panola Pipeline Company, LLC 15%的权益[24] - 公司于2024年3月出售Saddlehorn Pipeline Company, LLC 20%的权益[24] - 公司于2024年2月出售Whitethorn Pipeline Company LLC 20%的权益[24] - 2024年第二季度，公司出售Marcellus Interest systems 33.75%的权益，收益2.062亿美元，净收益6390万美元[40] - 2024年第一季度，公司出售Mont Belvieu JV 25.00%、Whitethorn LLC 20.00%等权益，收益5.886亿美元，净收益2.397亿美元[41] - 2023年10月，公司以8.85亿美元收购Meritage [42] 财务安排与指标 - WES Operating的20亿美元高级无担保循环信贷安排[24] - 12.5亿美元的回购计划于2024年12月31日结束[24] - 截至2024年12月31日，RCF下有效借款能力为20亿美元[47] - 为支付2024年第四季度每单位0.875美元（每年每单位3.5美元）的分红，公司每季度需可用现金3.41亿美元（每年13.64亿美元）[163] 权益结构 - WES拥有WES Operating 98.0%的有限合伙人权益[27] - WES直接拥有WES Operating GP的所有已发行权益[27] - 截至2024年12月31日，Occidental持有公司42.5%的有限合伙权益、2.3%的普通合伙权益，共持有43.5%的流通普通股[50] - 截至2024年12月31日，公司有380,556,643份流通普通股，西方石油公司持有165,681,578份，占比43.5%，其货架注册声明允许不时发售约108万份普通股，占比2.8%[210] 资产情况 - 截至2024年12月31日，公司拥有18个集输系统、42个处理设施、26个天然气加工厂/列车等资产[37] - 截至2024年12月31日，西德克萨斯综合体处理能力为1940MMcf/d，新增300MMcf/d，新增76000压缩马力，北洛文工厂预计2025年第一季度完工，完工后总处理能力达2190MMcf/d[58][61][63] - DBM石油系统处理能力新增45MBbls/d，新增3000压缩马力；DBM采出水处理系统处置能力新增210MBbls/d，新增13000马力[64][65] - 2024年第四季度，公司达成协议，自2025年年中起在特拉华盆地获得100MMcf/d的专用天然气处理能力[67] - 截至2024年12月31日，DJ盆地综合体处理能力为1750MMcf/d，西方石油公司产量占其吞吐量的54%，两大第三方客户提供32%的吞吐量[72][77] - 截至2024年12月31日，DJ盆地石油系统中西方石油公司产量占总吞吐量的99%[77] - 2024年7月，奇佩塔综合体完成额外压缩装置安装，可通过山区西部管道接收多达100MMcf/d的增量进气[80] - 2024年，粉河盆地综合体新增约5000压缩马力[83] - 格兰杰加工厂于2023年12月关闭，其集输系统仍在运行，所集输天然气交付给第三方处理[84] - 截至2024年12月31日，White Cliffs管道有多个承诺托运人，公司拥有其10%的权益，管道里程为1066英里[90][91] - 截至2024年12月31日，GNB NGL管道有三个主要托运人，公司拥有其100%的权益，管道里程为33英里[90][92] - 截至2024年12月31日，FRP管道有多个承诺托运人，公司拥有其33.33%的权益，管道里程为435英里[90][95] - 截至2024年12月31日，TEG有一个承诺托运人，公司拥有其20%的权益，管道里程为138英里[90][96] - 截至2024年12月31日，TEP管道有多个承诺托运人，公司拥有其20%的权益，管道里程为579英里[90][97] - 截至2024年12月31日，Red Bluff Express管道有多个承诺托运人，公司拥有其30%的权益，管道里程为120英里[90][98] 业务运营数据 - 2024年，公司95%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）通过收费合同服务[47] - 截至2024年12月31日，公司约28亿立方英尺/日的天然气资产、约49.5万桶/日的原油和NGLs资产和约96.5万桶/日的采出水资产有最低量承诺或服务成本承诺支持[47] - 2024年，公司60%的总收入、34%的天然气资产吞吐量、91%的原油和NGLs资产吞吐量、78%的采出水资产吞吐量归因于Occidental [51] - 2024年，德州/新墨西哥地区和落基山脉地区的管道里程分别为4410英里和7126英里，压缩马力分别为1004691和689422 [37] - 2024年，西方石油公司产量占西德克萨斯综合体吞吐量的43%，两大第三方客户提供28%的吞吐量[62] - 2024年，奇佩塔综合体吞吐量来自众多第三方客户，四大客户提供88%的吞吐量[80] - 2024年12月31日止年度，Powder River Basin综合设施的三大第三方客户提供了67%的吞吐量，西方石油公司的产量占该设施吞吐量的4%[86] - 2024年12月31日止年度，Granger综合设施的三大客户提供了81%的吞吐量，Red Desert综合设施的三大客户提供了59%的吞吐量[87] - 2024年12月31日止年度，MIGC系统的三大客户提供了83%的系统吞吐量[93] - 2024年全年，公司60%的总收入及其他收入、34%的天然气资产吞吐量（不包括股权投资吞吐量）、91%的原油和NGLs资产吞吐量（不包括股权投资吞吐量）、78%的产出水资产吞吐量来自西方石油公司拥有或控制的产量[146] 监管法规 - FERC和CFTC有权对违反相关法规的行为处以每天超过100万美元的民事罚款[108] - FERC于2020年12月17日设定2021年7月1日至2026年6月30日的指数水平为PPI - FG加0.78%，2022年1月20日修订为PPI - FG减0.21%，2024年7月26日后恢复为PPI - FG加0.78%[109] - CFTC和FTC有权对违规行为处以每天每违规行为超过100万美元的民事罚款[112] - 公司天然气收集业务在多数运营州受可分配采集和共同购买法规约束，这些州采用基于投诉的监管方式[114] - 公司拥有权益的Red Bluff Express需按季度报告详细交易信息，并接受FERC定期费率审查[118] - 公司业务运营受众多联邦、区域、州、部落和地方环境及职业健康与安全法律法规约束，如《清洁空气法》《联邦水污染控制法》等[120] - 公司因运营收购的部分第三方物业，可能需对前所有者或经营者处置或释放的物质承担严格的连带责任[123] - 违反环境法律法规可能导致制裁，包括行政、民事和刑事处罚等[124] - 公司GNB NGL和Thunder Creek NGL管道等作为受FERC监管的公共承运人提供州际服务[109] - 州际液体管道费率需向FERC备案，且应“公正合理”且无不当歧视[109] - 天然气收集设施通常不受FERC管辖，但分类和监管可能因未来决定而改变[113] - 2024年科罗拉多州要求到2030年将石油和天然气NO排放相对于2017年水平降低50%[128] - 美国设定到2030年将净温室气体排放量比2005年水平降低50% - 52%，到2050年实现全经济范围内净零温室气体排放的目标[128] - 科罗拉多州要求到2030年中游行业燃烧温室气体排放量相比2015年基线减少20.5%[128] - 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[127] - 2024年3月EPA发布针对石油和天然气行业甲烷和挥发性有机化合物排放的新标准[127] - 2022年国会颁布《降低通胀法案》，从2024年起对石油和天然气行业九个细分领域的适用设施的甲烷排放征收费用[128] - 科罗拉多州对温室气体排放的某些运营征收费用，并颁布多项规则以实现减排目标[128] 人力资源 - 截至2024年12月31日，公司在美国雇佣1511人[135] - 公司2024年自愿离职率为6.81%[135] 风险因素 - 公司面临环境合规成本增加、监管变化、市场风险、人才招募与保留等多方面风险，可能对业务、财务状况和经营成果产生重大不利影响[126,127,128,130,135,140] - 特朗普政府对中国进口商品征收10%关税，对钢铁和铝进口征收25%关税，可能大幅增加公司运营和资本成本[161] - 西方石油公司拥有公司普通合伙人，可能导致利益冲突，普通合伙人可能更倾向西方石油公司及其所有者或附属公司的利益[152] - 公司依赖西方石油公司获取超50%与天然气、原油、NGLs和产出水相关的收入，西方石油公司产量减少将导致公司收入和可分配现金大幅下降[146] - 若WES Operating信用评级未来下调，将对其在公共债务市场发行债务的能力产生不利影响，并对公司资本成本、未来利息成本和业务战略执行能力产生负面影响[154] - 持续的低天然气、NGLs或油价及其价格波动会导致公司系统吞吐量下降，对公司业务、运营结果、财务状况和向单位持有人支付现金分红的能力产生重大不利影响[155] - 公司盈利能力可能受到劳动力、材料和服务成本通胀的负面影响，通胀使公司运营成本和资本支出增加[161] - 公司部分天然气加工协议可能使公司面临商品价格风险，无法有效运营天然气加工设施可能影响公司盈利能力和可分配现金流量[164][165] - 公司面临第三方客户的信用风险，客户违约或不履行合同可能降低公司向单位持有人进行分红的能力[166] - 油气勘探生产客户所在地区若采用新的或更严格的与水力压裂相关的法律限制，可能使客户产生额外成本、活动延迟或缩减，进而降低对公司集输和处理服务的需求[169] - 物理注入限制和与诱发地震活动相关的新的或更严格的法律标准，可能影响公司采出水处理业务，包括限制注水井使用甚至关闭水井[170] - 公司业务集中在少数产区，地理多元化有限，产区不利发展对业务、财务状况和向单位持有人分配现金的能力影响更大[171] - 公司债务及相关偿债成本可能削弱获取额外融资的能力，减少运营和业务机会资金，增加竞争压力和市场下行风险，限制财务和运营灵活性[173] - 全球金融市场和经济状况波动，行业未来低迷可能增加公司融资成本，公司可能无法按可接受条款或根本无法获得资金[175] - 公司若无法维持充分的财务报告内部控制系统，可能影响准确报告业绩的能力，损害声誉和经营业绩[176] - 公司面临安全威胁，包括网络威胁和其他干扰，实施监控和缓解措施可能增加成本，且无法保证能防止安全漏洞[177] - 公司通常不获取与其系统相连的碳氢化合物储量的独立评估，未来系统吞吐量可能低于预期[181] - 若商品价格下跌、生产商活动减少，公司可能需减记中游资产价值[182] - 采用新的或更严格的气候变化或其他空气排放立法或法规，可能增加公司及其客户运营成本，减少系统吞吐量[187] - 公司部分管道系统已使用数十年，可能存在未知事件或状况、增加维护或维修费用及停机时间，影响业务和经营业绩[190] - 公司运营受严格全面的环境法律法规约束，不遵守可能面临制裁、支出和项目延误等[191] - 公司建设新资产面临监管、环境、政治、法律和经济风险，可能影响经营业绩和财务状况[193] - 机构投资者对公司治理结构和行业社会成本审查增加，可能限制公司筹集资金能力[195] - 公司在多家合资企业有部分所有权但无控制权，可能影响向单位持有人分配现金的能力[197] - 公司并非所有管道和设施所在土地都拥有所有权，土地使用权问题可能对业务和财务产生重大不利影响[200] - 公司业务存在诸多风险，部分风险未完全投保，重大事故可能影响运营和财务状况[201] - 公司普通合伙人的责任有限，合伙协议限制其对普通股持有人的信托义务和持有人的补救措施[204][205] - 公司普通合伙人权益可不经单位持有人同意转让给第三方，公司可不经批准发行额外单位稀释现有所有权[208][209] - 单位持有人可能需偿还错误分配的款项，特拉华州法律规定，自违规分配之日起三年内，明知违规仍接受分配的有限合伙人需承担责任[211] - 若法院认定单位持有人行为构成对公司业务的控制，其责任可能不受限制[212] - 公司作为流通实体的税收取决于其作为美国联邦所得税目的的合伙企业身份，若被视为公司或面临重大实体层面税收，可分配现金将大幅减少[215] - 投资公司普通股预期的税后经济利益很大程度上取决于其作为美国联邦所得税目的的合伙企业身份，不满足“合格收入”要求等情况可能导致被视为公司纳税[216] - 若被视为公司纳税，公司将按适用税率缴纳联邦和州所得税，可分配现金大幅减少，普通股价值可能大幅下降[217]