长期债务情况 - 截至2023年12月31日，公司公开交易的高级票据约占其长期债务的99%[35] - 公司目标杠杆倍数平均在3.25倍至3.75倍之间，长期债务与调整后EBITDA的倍数约在2.5倍至3.0倍之间[36] - 公司目标平均长期债务与总资本比率约为50%或更低，平均总债务与总资本比率约为60%或更低，平均调整后EBITDA与利息覆盖倍数约为3.3倍或更高[36] 原油业务设施数据 - 截至2023年12月31日，公司原油运输管道和集输系统总长18335英里[47] - 截至2023年12月31日，公司商业原油存储容量为7200万桶[47] - 2023年，公司原油管道日均运输量为846万桶[47] - 公司在二叠纪盆地运营超5200英里的集输管道，总管道容量约为380万桶/日，其中约75%的集输系统容量位于特拉华盆地[52] - 公司二叠纪盆地的盆地内管道系统容量约为310万桶/日[53] - 公司拥有多个长途管道系统权益，目前从二叠纪盆地到主要市场枢纽的外输能力约为210万桶/日[55] - 公司鹰福特地区的凝析油加工设施总处理能力为12万桶/日[47] - 公司拥有Eagle Ford Pipeline 50%权益，其日产能约66万桶[60] - 公司拥有Basin Pipeline 87%权益，是其运营商[60] - 公司拥有Sunrise II Pipeline 80%的产能，约40万桶[60] - 公司Cushing终端商业存储容量为2700万桶[66] - 公司Patoka终端商业存储容量为700万桶[67] - 公司拥有Capline Pipeline约54%权益[68] - 公司St. James终端商业存储容量为1500万桶，Mobile终端为400万桶[69] NGL业务数据 - 公司NGL业务有4座天然气处理厂、7座分馏厂，分馏厂总可用产能约17.1万桶/日[78] - 公司NGL存储设施容量约2400万桶，运输管道约1565英里[78] - 截至2023年12月31日，公司Empress天然气处理厂处理能力为57亿立方英尺/日，平均进气量36亿立方英尺/日[80] - 公司Empress工厂天然气日处理能力达57亿立方英尺，实际供应通常在30 - 40亿立方英尺，日产乙烷5 - 8.5万桶、NGL混合液3 - 5万桶，分馏设施日产NGL产品可达2.6万桶[83] - Co - Ed NGL管道系统日运输能力约7万桶，收集艾伯塔省西南部和中部的NGL并输送至Fort Saskatchewan分馏设施[84] - Fort Saskatchewan分馏设施入口设计日产能8.84万桶，日产丙烷、丁烷和凝析油约4.44万桶[85] - Sarnia分馏器平均日处理NGL产品约10万桶，公司在各处理单元的所有权占比为61% - 85%[86] 原油期货价格 - 2023年，WTI原油期货近月合约价格在每桶67 - 94美元之间波动[87] 主要客户收入占比 - ExxonMobil及其子公司在2023、2022和2021年分别占公司收入的26%、20%和15%；BP及其子公司在2023和2021年占比10%；Marathon Petroleum及其子公司在2021年占比12%[94] 合资与UJI安排 - 截至2023年12月31日，公司参与超25项合资和UJI安排，如BridgeTex Pipeline公司持股20%、Cactus II Pipeline公司持股70%等[100][101] 收购与出售情况 - 2016 - 2023年12月31日，公司完成多项收购，总计约27亿美元（不包括2021年10月成立的Permian JV价值），资产出售和部分权益出售总计超49亿美元[102] 2024年投资与维护资本 - 2024年总投资资本预计约为4.65亿美元（公司权益净额为3.75亿美元），其中超一半预计与二叠纪合资企业相关[104] - 2024年维护资本预计约为2.5亿美元（公司权益净额为2.3亿美元）[104] 管道相关成本 - 2023年美国管道检查、测试和纠正异常的成本约为3300万美元，2024年初步估计约为4000万美元[109] - 2023年美国管道完整性管理自愿举措成本约为1200万美元，2024年初步估计约为2000万美元[109] - 2023年美国API 653项目成本为3100万美元，2024年预算约为4500万美元[112] - 2023年加拿大管道完整性管理活动成本约为9400万美元，2024年初步估计约为1.05亿美元[114] 温室气体报告要求 - 2023年有两个设施需遵守联邦温室气体报告要求[124] - 2018年1月1日起，加拿大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，公司有4个设施需准备年度排放报告[127] 法规政策调整 - 2022年1月20日，FERC将石油管道的石油定价指数因子下调，用于当前五年期，公司部分液体管道当前适用的上限水平和费率已据此调整[136] - 2024年，FERC对违反《州际商业法》及相关规定的行为可处以的最高每日罚款为16170美元[138] - 2021年，美国运输安全管理局发布两项全面安全指令，对关键基础设施管道所有者和/或运营商提出网络安全和报告要求，可能影响公司运营[145] - 违反FTC石油行业反市场操纵法规，面临最高约150万美元/天的民事罚款，且会进行年度通胀调整[147] - 违反CFTC反市场操纵规则，面临最高约123万美元（会进行年度通胀调整）或三倍获利的民事罚款[147] - 2023年3月20日，EPA和美国陆军工程兵团发布的定义美国水域范围的最终规则生效，但很快遭到挑战[132] - 2023年8月29日，EPA和美国陆军工程兵团根据最高法院判决修订美国水域范围定义[132] - 美国陆军工程兵团提议修订《普通高水位标记手册》，预计2024年年中生效[132] - 2023年11月27日，EPA发布《毛伊岛指南》草案，旨在明确某些向地下水排放何时需CWA许可证，评论截止日期为12月27日[132] 员工情况 - 截至2023年12月31日，GP LLC和PMC ULC在北美雇佣约4200人，其中美国约3000人，加拿大约1200人[152] - 约69%的员工（约2900人）为现场员工，其中约800人在运输部门[152] - 约200名员工受6份集体谈判协议覆盖，协议将于2024年和2025年重新谈判[152] - 截至2023年12月31日，公司全体员工中约21%为女性（不包括现场员工时为45%）[154] - 美国员工中代表性不足群体约占35%（不包括现场员工时为38%）[154] A类股税务情况 - 非公司类股东收到被视为股息的A类股分红，满足持有期要求时，美国联邦所得税最高税率为20%[161] - 美国股东出售、交换等处置A类股时，若持有期超一年，资本利得或损失通常为长期，个人长期资本利得美国联邦所得税最高税率为20%[165] - 公司作为特拉华州有限合伙企业，选择按美国联邦所得税法以公司身份纳税，A类股分红按公司股票分红处理[160] - 公司收购AAP单位及后续交换导致资产基础调整，预计折旧和摊销扣除将在较长时间内抵消大部分应纳税所得[162] - 公司A类股分红和处置收益需向美国国税局提交信息申报表，美国股东可能需预扣税款[166] - 非美国持有人获得A类股份分红，一般需按分红总额30%缴纳美国预扣税，若适用所得税条约则可能降低税率；分红超过公司当期和累计收益及利润时，可能按不低于15%税率预扣税[169] - 非美国持有人处置A类股份，若符合特定条件需缴纳美国联邦所得税，税率为30%或适用所得税条约规定的较低税率[172] - 公司认为目前及可预见未来是美国不动产控股公司（USRPHC）；若A类股份在既定证券市场“定期交易”，实际或推定持有超5% A类股份的非美国持有人处置股份需纳税；若A类股份不在既定证券市场定期交易，非美国持有人处置股份需缴纳美国联邦所得税，且按15%税率预扣处置所得毛收入[174] - FATCA对公司A类股份股息及处置所得征收30%预扣税，符合特定条件可豁免[180] - 非美国持有人获得分红需每年向美国国税局和持有人报告，若通过美国经纪商办公室处置A类股份所得款项一般需信息报告和备用预扣，除非符合豁免条件[176][177] - 备用预扣不是额外税收，若导致多缴税款可申请退款[178] 公司结构与利益冲突风险 - 公司现有组织结构及各方关系存在利益冲突风险[184] 现金流与分红风险 - 公司现金流完全依赖PAA向AAP、AAP向公司进行现金分配，AAP可获分配可能波动，影响公司A类股东分红[185] - PAA业务受多种因素不利影响，如运输处理产品的数量、行业竞争、供需变化等[186] - PAA业务可能受现有或新法律法规不利影响，涉及环保、运营安全、跨境进出口、税务等方面[188] - 公司现金流完全依赖PAA向AAP、AAP向公司的现金分配，PAA可分配现金受多种因素影响，可能无法维持当前分配水平[191] - AAP向公司、公司向A类股东分配现金的能力受多种因素限制，如所得税支付、信贷协议限制和储备金设立等[192] - PAA信贷安排中的限制条款可能影响AAP向公司的分配，进而影响公司向A类股东的分配[196] 股权结构与投票权 - 截至2023年12月31日，公司拥有AAP约84%的有限合伙人权益，AAP拥有约2.327亿个PAA普通单位[193] - 公司普通合伙人的罢免需至少66 2/3%的已发行股份持有人投票通过，截至2023年12月31日，Legacy Owners拥有公司已发行A类和B类股份的约16%[198] - PAA的有限合伙人可经66 2/3%的已发行单位持有人投票决定罢免PAA GP作为普通合伙人[202] - 公司合伙协议规定，持有公司20%或以上股份的股东（除特定主体外）的投票权受限，最多19.9%的股份可在董事选举中投票[206] - 截至2023年12月31日，遗留所有者持有公司A类和B类股份约16%的合并投票权[212] - 截至2023年12月31日，遗留所有者拥有公司约16%的已发行A类和B类股份以及约16%的AAP单位[219] 递延税项资产影响 - 若公司确定递延税项资产需要估值备抵，将对收益产生直接影响，截至2023年12月31日，公司的递延税项资产总值约为13亿美元[213] A类股份收购与市场影响 - 若公司超过80%的已发行A类和B类股份（包括B类股份兑换的A类股份）被特定主体持有，公司普通合伙人有权按特定价格收购剩余公众股东的A类股份[223] - 未来A类股份或可转换为A类股份的证券发行规模无法预测，大量A类股份出售可能对其市场价格产生不利影响[211] - 利率上升可能导致公司A类股份市场价格下跌，因投资者会转向政府支持的债务证券[209] - 未来公开市场出售A类股份可能降低其价格，通过股权或可转换证券筹集资金可能稀释股东权益[210] PAA盈利能力影响因素 - PAA的盈利能力取决于原油、天然气和NGL的运输、加工等业务量，多种不可控因素会对其产生负面影响[224] - 除部分新建长途管道资产外，第三方托运人一般无长期合同承诺在PAA管道运输原油，托运人减少运输量会导致其收入大幅下降[225] 行业竞争情况 - PAA面临行业竞争，包括产能过剩和竞争对手资本资源优势等问题，这使其吸引新客户和续约变得困难[227] - 公司运营地区因油气生产发展、低进入壁垒和低成本资本，新建中游能源基础设施产能过剩，面临激烈竞争，影响吞吐量和利润率[228] - 公司原油业务竞争对手包括其他原油管道、综合石油公司等，竞争因素包括地理位置、市场准入等[229] - 公司NGL业务与大型油气公司竞争，竞争要素有费率、加工费等[230] 供需变化影响 - 公司处理产品的供需变化受价格、经济、政治等多种不可控因素影响，会对经营业绩产生负面影响[231] - 全球原油供应受政治经济因素影响，供应过剩会降低油价，使公司服务区域的生产和运输利润减少[232] - 原油需求波动如炼油厂停工等会影响公司运输系统的吞吐量，虽可捕捉价差但具有不可预测性[233]