公司财务目标设定 - 公司设定杠杆倍数目标为3.75x - 4.25x，长期债务与调整后EBITDA倍数为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与利息覆盖倍数约3.3x或更好[37] 公司报告分部变更 - 2021年第四季度前公司报告分部为运输、设施和供应与物流，之后变为原油和天然气液体[39] 公司原油业务设施情况（截至2021年12月31日） - 截至2021年12月31日，公司拥有18300英里活跃原油运输管道和集输系统，另有110英里支持原油储存和终端设施的管道[49] - 截至2021年12月31日，公司商业原油储存容量为7400万桶，活跃地上油罐容量为3800万桶[49] - 截至2021年12月31日，公司在美国有4个海洋设施，在南德克萨斯州鹰福特地区有一个日处理能力为12万桶的凝析油处理设施[49] - 截至2021年12月31日，公司有7个原油铁路终端和2100节原油铁路车厢，640辆卡车和1275辆拖车[49] - 截至2021年12月31日，公司自有管道和油罐中有1500万桶原油管存，第三方管道中有300万桶原油管存[49] - 截至2021年12月31日，公司商业原油存储总容量为7400万桶，其中Cushing 2700万桶、St. James 1500万桶等[73] 公司二叠纪盆地管道业务情况 - 公司在二叠纪盆地运营约4900英里集输管道，总管道容量约为370万桶/日，约75%的集输系统容量在特拉华盆地[52] - 公司二叠纪盆地的盆地内管道系统容量约为310万桶/日，加拿大的盆地内管道容量约为30万桶/日[57][58] - 公司在二叠纪盆地拥有多个长途管道系统权益，目前运营的外输能力（按所有权权益计算）约为170万桶/日[59] 公司原油管道权益及运输能力情况 - 公司在多条原油管道拥有权益，如Basin Pipeline占87%、Sunrise II Pipeline占80%、BridgeTex Pipeline占20%等[62] - 部分原油管道的日运输能力分别为：BridgeTex 44万桶、Cactus 39万桶、Cactus II 67万桶等[62] - Wink to Webster Pipeline总日输油能力约150万桶，净UJI权益为110万桶/日，2022年一季度二期投产，三期推迟至2023年四季度[63] 公司凝析油处理设施情况 - Gardendale凝析油处理设施日处理能力12万桶，可用存储容量16万桶[74] 公司原油铁路设施容量情况 - 公司原油铁路装载和卸载设施日总容量分别为26.4万桶和35万桶[75] 公司NGL业务情况 - 公司NGL业务涉及加工、分馏、存储、运输和终端服务，收入来自服务收费和商业活动[77] 公司天然气及NGL相关设施情况（截至2021年12月31日） - 截至2021年12月31日，公司天然气处理设施Empress处理能力55亿立方英尺/日，进气量27亿立方英尺/日[80] - 截至2021年12月31日，公司NGL分馏设施总可用分馏能力约20.01万桶/日，平均产量12.95万桶/日[80] - 截至2021年12月31日，公司NGL存储设施总容量约2800万桶，NGL运输管道约1620英里[80] 公司阿尔伯塔省天然气处理厂情况 - 公司在阿尔伯塔省拥有4座天然气处理厂，所有权占比66% - 100%，日处理天然气能力达55亿立方英尺，实际供应通常在25 - 40亿立方英尺/天，日产乙烷5 - 8.5万桶、NGL混合物3 - 5万桶[83][84] 公司NGL管道及分馏设施情况 - 公司的Co - Ed NGL管道系统运输能力约7万桶/天，从阿尔伯塔省西南部和中部收集NGL并输送至Fort Saskatchewan的分馏设施[85] - Fort Saskatchewan设施分馏能力为4.44万桶/天，设计产能8.84万桶/天，日产丙烷、丁烷和凝析油约4.44万桶，公司还持有Keyera Fort Saskatchewan设施约21%的所有权，净权益下分馏能力约1.73万桶/天[86][87] - 萨尼亚地区设施的分馏单元平均日产NGL产品约10万桶，公司在萨尼亚分馏器各处理单元的所有权占比为62% - 84%[88] 原油期货合约价格情况 - 去年，NYMEX轻质低硫原油期货合约价格在48 - 85美元/桶之间波动[89] 公司主要客户收入占比情况 - 埃克森美孚及其子公司在2019 - 2021年分别占公司收入的12%、12%、15%；马拉松石油及其子公司在2019 - 2021年分别占公司收入的12%、13%、12%；BP及其子公司在2021年占公司收入的10%；菲利普斯66公司及其子公司在2019年占公司收入的11%[96] 公司合资合作情况 - 公司与超25个长期合作伙伴达成合资和共同权益安排[102] - 2021年10月，公司与Oryx Midstream完成合并，成立Permian JV，公司拥有65%的所有权并运营合并资产[103] 公司所有权比例情况（截至2021年12月31日） - 截至2021年12月31日，公司在多个合资企业（JV）中的所有权比例分别为：BridgeTex Pipeline Company, LLC 20%、Cactus II Pipeline LLC 65%、Capline Pipeline Company LLC 54%等[105] - 截至2021年12月31日，公司在部分未合并权益（UJI）中的所有权比例分别为：Basin Pipeline 87%、Empress Processing 66% - 92%、Fort Saskatchewan NGL Storage and Fractionation 21% - 48%等[105] 公司资产销售与收购情况 - 截至2021年12月31日，公司已完成资产销售总额超过45亿美元[106] - 过去五年，公司完成多项收购，总计约20亿美元[107] 公司投资与资本情况 - 2022年总投资资本预计约为3.3亿美元，其中约一半预计与Permian JV相关；2022年维护资本预计为2.2亿美元[109] 公司管道相关成本情况 - 2021年美国管道检查、测试和纠正异常的成本约为2100万美元，2022年初步估计约为3000万美元[115] - 2021年美国管道完整性管理自愿举措成本约为1000万美元，2022年初步估计约为1500万美元[115] - 2021年美国API 653项目成本约为1500万美元，2022年预算约为3800万美元[119] - 2021年管道、设施和洞穴完整性管理活动成本约为6600万美元，2022年初步估计约为9600万美元[121] 公司环境法规合规情况 - 公司运营涉及的液体和气体碳氢化合物存储、处理、加工和运输等业务，需遵守严格的环境和安全法律法规，合规成本增加[112] - 2021年11月EPA发布拟议规则，若最终确定，原油和天然气行业新老排放源需将甲烷和挥发性有机化合物排放量减少95%[134] - 加州AB32法案下的温室气体总量控制与交易计划自2014年起适用于二氧化碳当量排放量超过25000公吨的大型工业设施，公司仅Lone Star Gas Liquids设施受该计划约束[135] - 2015年1月1日起，AB32法规涵盖成品燃料供应商和进口商，Plains Marketing于2016年完成第一年合规，2018年1月1日起，成品燃料进口商合规成本责任主体变更，Plains Midstream Canada于2019年提交首份合规报告[136] - 加州2015年行政命令B - 30 - 15要求到2030年将温室气体排放量从1990年基线水平降低40%[137] - 2020年10月，加州州长签署行政命令，设定到2030年保护加州至少30%的土地和沿海水域的目标[138] - 拜登于2021年4月宣布到2030年美国经济范围内净温室气体排放量较2005年水平减少50 - 52%的目标[140] - 2021年11月COP26会议上，美国和欧盟联合发起全球甲烷承诺，超100个国家参与，目标是到2030年将全球甲烷排放量较2020年水平至少减少30%[140] - COP26会议上，GFANZ宣布来自45个国家的超450家公司承诺投入超130万亿美元资金实现净零目标[142] - 公司有两个设施需遵守联邦温室气体报告要求，且进口成品燃料到美国的活动也需报告[133] - 公司运营受CERCLA、RCRA等环境法规约束，可能需承担环境修复成本和责任，这些成本和责任可能重大且保险可能不覆盖[126][128][130] - 2018年1月1日起，加拿大联邦环境与气候变化部将所有设施的温室气体排放报告门槛从每年50千吨降至10千吨，新增1个设施需提交排放年报，共4个地点[146] - 加拿大联邦碳污染定价2019年起为每吨20加元，每年增加10加元，2022年起达到每吨50加元；2023 - 2030年，最低全国碳污染价格拟从2023年的每吨65加元起，每年增加15加元，到2030年达每吨170加元[147][148] - 2021年7月，加拿大联邦政府宣布到2030年温室气体排放量较2005年水平降低40 - 45% [149] - 2018年4月，加拿大联邦政府出台规定，到2025年将石油和天然气设施的甲烷排放量从2012年水平降低多达45% [151] - 2018年，安大略省引入更新的二氧化硫标准，要求到2023年将工业设施当前每立方米空气一小时平均排放率690微克降至100微克[154] - 艾伯塔省TIER计划下，碳价格最初设定为每吨30加元，2022年通过部长令提高到每吨50加元[154] 公司其他法规相关情况 - 2020年4月，蒙大拿州联邦地方法院撤销美国陆军工程兵团的全国许可12号；2021年1月，工程兵团重新发布重组后的全国许可12号[160] - 2021年第三季度，亚利桑那州和新墨西哥州的两个联邦地方法院撤销了2020年缩小联邦对美国水域管辖权范围的规则[162] - 公司州际普通承运人液体管道运营受美国联邦能源监管委员会根据《州际商业法》进行的费率监管[165] - 公司州内液体管道运输活动受美国各州法律、法规及州监管机构命令约束，如得克萨斯州铁路委员会和加利福尼亚州公共事业委员会[166] - 2021年7月1日至2026年6月30日，普通承运人每年可按生产者价格指数减0.21%调整其指数上限[167] - 违反联邦贸易委员会市场操纵法规，每天面临最高约130万美元的民事罚款[181] - 违反商品期货交易委员会市场操纵规则，每次违规面临最高约123万美元或三倍获利的民事罚款[181] - 2015年4月1日起，北达科他州要求对巴肯原油进行处理以符合蒸汽压力限制[175] - 2020年7月1日，《美墨加协定》生效[180] - 2020年，美国最高法院裁定俄克拉荷马州的马斯考吉（克里克）族保留地未被废除[176] - 2020年10月1日，美国环保署批准俄克拉荷马州管理该州现有环保署批准的印第安地区监管项目[177] - 2021年，美国运输安全管理局发布两项针对关键基础设施管道所有者和运营商的网络安全和报告要求的安全指令[179] 公司运输业务监管情况 - 公司美国卡车运输业务受联邦汽车运输安全协会和职业安全与健康管理局监管[171] - 公司加拿大卡车运输业务受联邦和省级交通机构监管，按《国家安全法规》运营[172] 公司员工情况 - 截至2021年12月31日，GP LLC和PMCULC在北美雇佣约4100人，其中美国约2900人，加拿大约1200人[186] - 约69%的员工（约2800人）为现场员工，其中约525人在运输部门[186] - 自2017年起，公司在安全和环境责任指标上实现了累计三年超过50%的降幅[187] - 截至2021年12月31日，约21%的员工为女性（不包括现场员工为45%），少数族裔占美国员工总数的约31%（不包括现场员工为37%）[188] - 约185名员工受六项集体谈判协议覆盖，其中一项正在协商，其余五项将于2023年和2024年重新协商[186] 公司股东税收情况 - 非公司类美国股东收到被视为股息的A类股份分配，满足持有期要求时，最高按20%的降低税率缴纳联邦所得税[195] - 美国股东出售、交换或其他应税处置A类股份时，若持有期超过一年，资本利得或损失通常为长期，个人长期资本利得最高按20%的降低税率缴纳联邦所得税[199] - 非美国股东收到的A类股份分配，一般按分配总额的30%缴纳美国预扣税，除非适用所得税条约规定较低税率[203] - 非美国股东收到的超过公司当前和累计盈利的分配，可能按不低于15%的税率扣缴美国联邦所得税[203] - 与美国贸易或业务有效关联的股息，非美国股东按净收入基础征税，若为公司，可能需缴纳30%的分支机构利润税[205] - 非美国持有人出售A类股票实现的收益，若符合特定情况，需按30%（或适用所得税条约规定的较低税率）缴纳美国联邦所得税[207] - 若公司A类股票未在既定证券市场定期交易，非美国持有人处置A类股票需缴纳15%预扣税[209] - FATCA规定，向“外国金融机构”或“非金融外国实体”支付A类股票股息时，需征收30%预扣税，除非符合特定豁免条件[215] - 公司认为目前及可预见未来，就美国联邦所得税而言是美国不动产控股公司（USRPHC）[209] - 仅实际或推定拥有公司A类股票超过5%的非美国持有人，会因公司作为USRPHC的身份，在处置A类股票时被视为处置美国不动产权益并纳税[209] 公司现金流及业务风险情况 - 公司现金流完全依赖PAA向AAP进行现金分配，以及