财务数据关键指标 - 2018年公司物流与存储（L&S）和集输与处理（G&P）两个运营板块的收入分别为32.4亿美元和31.85亿美元，总计64.25亿美元；运营成本分别为10.86亿美元和17.07亿美元，总计27.93亿美元；运营收入分别为17.36亿美元和7.67亿美元，总计25.03亿美元；调整后息税折旧及摊销前利润（Adjusted EBITDA）分别为20.57亿美元和14.18亿美元，总计34.75亿美元[23] - 截至2018年12月31日，公司债务总额达139亿美元[153] 股权结构 - 截至2018年12月31日，马拉松石油公司（MPC）拥有公司约64%的流通普通股[19] - 截至2018年12月31日，MPC持有公司约64%的流通普通股[72] 分红情况 - 2019年1月25日，公司宣布普通合伙人董事会宣布每股普通股分红0.6475美元，于2月14日支付给2月5日登记在册的普通股股东[24] - 公司的优先股持有人在2018年第二季度前每季度可获每股0.528125美元的累积季度分红，之后为该金额与按转换后基础应得金额中的较高者[39] 票据发行与赎回 - 2018年11月15日，公司公开发行22.5亿美元高级票据，包括7.5亿美元利率4.8%于2029年2月到期的无担保高级票据和15亿美元利率5.5%于2049年2月到期的无担保高级票据，发行价格分别为面值的99.432%和98.031%[25] - 2018年12月10日，公司赎回全部7.5亿美元利率5.5%于2023年2月15日到期的高级票据，其中4000万美元由MarkWest子公司发行，赎回价格为本金的101.833%，产生1400万美元票据溢价支付和4600万美元未摊销债务发行成本的即时确认[26] - 2018年2月8日，公司公开发行55亿美元高级票据，包括不同期限和利率的多期票据，发行价格从面值的99.289%到99.931%不等，净收益用于偿还41亿美元364天期定期贷款和其他借款以及一般业务用途[30] 资产收购 - 2018年9月26日，公司以4.51亿美元从Pin Oak Holdings, LLC收购Mt. Airy码头，该码头拥有400万桶第三方租赁存储容量和一个120万桶/日的码头[28] - 2018年2月1日，公司以41亿美元现金和1.116亿股普通股及230万股普通合伙人单位从MPC收购Refining Logistics和Fuels Distribution[31] 业务目标与策略 - 公司主要业务目标是通过开发增量基础设施、增加基于费用的服务、在优质盆地增长等策略来增强稳定现金流的产生[32][33][34] - 公司目标是维持投资级信用状况，以运营现金和债务为有机增长资本计划提供资金，不打算发行公共股权来满足有机增长资本需求，聚焦实现中两位数回报[35] - 公司计划到2019年12月31日，基于费用的合同约占净运营利润率的95%[33] 物流与存储（L&S）业务数据 - 截至2018年12月31日，公司L&S业务的管道网络覆盖17个州，里程超8000英里，存储洞穴总容量417.5万桶，终端设施总壳容量约2370万桶，炼油厂罐区资产存储容量约5600万桶[47] - 2018年全年，L&S业务约92%的收入和其他收入来自MPC[49] - 公司L&S业务受MPC客户购买量影响，若减少会导致公司收入下降[77] 集输与处理（G&P）业务数据 - 2018年全年，G&P业务中两个关键客户各占G&P运营收入的15%和合并运营收入的7%[54] - 公司G&P业务多数收入来自天然气和NGL相关业务[73] - 公司G&P业务在南方阿巴拉契亚地区有080万桶丙烷存储容量应对季节性影响[83] 业务产能规划 - 公司Sherwood Complex天然气处理现有产能2200MMcf/d，2019年计划扩产400MMcf/d；Smithburg Complex计划扩产1200MMcf/d，时间待定[54] - 公司Western Oklahoma Complex天然气处理现有产能500MMcf/d，2019年计划扩产165MMcf/d；Torñado Complex 2019年计划新增产能200MMcf/d[54] - 公司Apollo Complex 2020年计划新增天然气处理产能200MMcf/d；Preakness Complex 2021年计划新增产能200MMcf/d[54] - 公司Hopedale Complex分馏现有产能240mbpd，2019年计划扩产80mbpd[54] - 公司Sherwood Complex脱乙烷现有产能60mbpd，2019年计划扩产20mbpd[54] 地区业务数据 - 各地区关键生产商客户占2018年产能比例分别为：Marcellus Operations 67%、Utica Operations 27%、Southern Appalachian Operations 24%、Southwest Operations 14%[55] - 各地区面积奉献分别为：Marcellus Operations 410万英亩、Utica Operations 390万英亩、Southwest Operations 200万英亩[55] 与MPC协议数据 - 与MPC的运输服务协议中，原油管道最低承诺1421千桶/日、产品管道1005千桶/日[59] - 与MPC的存储服务协议中，洞穴最低承诺4175千桶、油罐农场75740千桶[59] - 与MPC的终端服务协议最低承诺季度吞吐量131530千桶[59] - 与MPC的燃料分销服务协议最低承诺23449百万加仑/年[59] 行业法规政策 - 1992年《能源政策法案》将公司生效365天的州际运输服务费率视为合理费率，即“祖父费率”，后续费率调整不适用此规定[87] - 2016年7月1日至2021年6月30日期间，收取指数费率的石油管道可将指数上限每年调整为生产者价格指数（PPI）加上1.23%的附加费，该附加费每五年审查一次[88] - 2005年5月，美国联邦能源管理委员会（FERC）允许州际石油管道在服务成本费率中包含所得税津贴；2018年3月15日，FERC修订政策声明，不再允许主有限合伙企业持有的州际石油管道在服务成本费率中收回所得税津贴[90][91] - 2005年8月8日，《多梅尼西 - 巴顿能源政策法案》生效，FERC可对违反法规要求的行为处以民事罚款，并增加了反市场操纵条款[97] - 2015年，FERC发布第587 - W号命令，修订州际天然气管道的提名时间表，要求管道在2016年实施新标准[100] - 《天然气法》第1（b）条规定，若天然气收集设施主要功能是收集天然气，则可免受FERC管辖，但无明确界定标准[103] - 部分天然气收集设施受州可分配采集和共同购买者法规约束，要求收集者无差别采集和购买天然气[104] - 目前，管道与危险材料安全管理局（PHMSA）正在评估对《联邦法规法典》第49编第192部分的修改，可能包括更严格的偏远设施建设标准和额外的记录保存要求[106] - FERC可对新提交或现有费率和服务进行调查，成功抗议或投诉可能导致管道公司支付退款、赔偿及利息，或被禁止实施相关费率和服务[86] - 公司液体管道的州内服务受州监管机构监管，监管多基于投诉，可能限制公司提价或要求降价并支付退款[92] - 公司天然气加工业务目前不受FERC或州费率监管，但未来能否继续豁免不确定，其他法律法规可能影响天然气供应[108] - 公司建设了多条NGL产品管道，部分受FERC监管，无法保证现有管道未来不被认定需遵守FERC要求，否则可能需提交费率表、提供成本理由等[109] - PHMSA计划推进49 C.F.R. Part 195规则修订，可能于2019年实施，会对公司及其他管道运营商产生影响[110] - 公司丙烷业务需遵守相关行业标准和运输法规，通过培训和维护许可证确保合规[111] - 公司海洋运输业务受USCG、联邦法律、州法律和国际公约等监管，多数船只需接受检查，船员需持相关证件[112] - 公司海洋运输业务主要在受《琼斯法案》限制的市场竞争，失去该法案地位或法案修改可能产生负面影响，国土安全部部长有权在特定情况下豁免该法案[113][115] - 公司部分工厂的管道互连目前不被第三方使用，若被FERC认定需遵守其管辖，可能需提交费率表等，导致运营成本增加和收入减少[116] - 公司部分设施需遵守国土安全部和海岸警卫队的安全标准，有内部检查计划确保合规[117] - 公司运营和设施受多种环境法律法规约束，虽目前认为合规成本不会产生重大不利影响，但无法保证未来法规变化情况[118][119] - 根据综合协议，MPC将为公司收购资产在首次公开发行结束前的已知和特定未知环境负债提供赔偿，未知负债有50万美元的累计免赔额，公司和Pipe Line Holdings也需为相关事件和负债向MPC提供赔偿[121] - 2016年EPA颁布针对新的和改造的油气生产、天然气加工和传输设施甲烷排放的性能标准，目标是到2025年将油气行业甲烷排放量较2012年水平减少45%[131][134] - 2015年10月EPA发布最终法规，将臭氧的国家环境空气质量标准修订为8小时一级和二级标准均为70ppb[131] - 2018年4月30日和7月25日，EPA确定了部分地区在较低一级臭氧标准下的不达标区域[131] - 2011年9月美国哥伦比亚特区地方法院批准一项和解协议，要求美国鱼类和野生动物管理局在2017财年结束前确定众多物种是否列为濒危或受威胁物种[135] - 2015年4月美国鱼类和野生动物管理局发布最终规则，将北方长耳蝙蝠列为受威胁物种[135] - 2016年9月美国鱼类和野生动物管理局宣布将东部马萨索加响尾蛇列为受威胁物种[135] - 2017年1月美国鱼类和野生动物管理局发布最终规则，将锈斑大黄蜂列为濒危物种，2月生效[135] - 公司运营受《1972年水污染控制法》《1990年油污法》等法规限制，违规排放污染物会面临处罚和补救义务[128] - 公司运营受《清洁空气法》等法规限制，可能需进行资本支出、面临建设或运营延误及运营成本增加[131] - 公司资产受严格安全法规监管，运输和储存油气产品有泄漏风险，可能导致大量支出和业务中断[137] - 2017年1月1日起，EPA对作为认证乙醇变性剂销售的天然汽油制定了硫含量规范[147] 员工情况 - 公司的普通合伙人及其附属公司约有4500名全职员工为公司提供服务[148] 运营监测与管理 - 公司通过周期性内部评估、静水压力测试和直接评估等方式监测管道结构完整性[141] - 公司多数管道由中央控制室操作，配备SCADA系统监测运营数据[140] 风险因素 - 能源价格下降会减少钻探活动、降低生产率和第三方对新油气储备开发的投资，影响公司营收和可分配现金[157] - 全球经济状况变化可能对公司业务和财务状况产生不利影响，限制公司进入资本市场的能力[158] - 公司业务计划和增长战略可能需要新资本，资本成本增加会损害公司增长和向单位持有人分配的能力[159] - 公司业务扩张面临监管、环境、政治、法律和经济等风险，可能影响业务、财务状况、运营和现金流[165] - 公司业务增长依赖设施建设和扩张，但建设需大量资本，且面临诸多不可控因素，可能导致成本超预期、项目延误或无法完成[165][166] - 公司可能无法准确估计碳氢化合物储量和预期产量，未来服务量可能低于预期[169] - 公司新设施建设前可能只有有限的供应承诺，若需求未实现，设施可能无法按计划运营或无法吸引足够资源，影响投资回报和现金流[170] - 公司开展商品衍生品活动以降低价格波动对现金流的影响，但可能降低收益、盈利能力和现金流，且无法准确预测价格波动[173] - 公司商品价格风险敞口与合同组合、衍生品活动有效性和范围有关，实际产量或燃料需求与估计不符可能增加风险[174] - 《多德 - 弗兰克法案》使场外衍生品市场和实体受监管，可能增加衍生品成本、改变合同条款、降低可用性，影响公司运营和现金流[177] - 国内NGL供应增加，公司需寻找替代市场并依赖出口，可能增加运营成本或降低价格，影响现金流[178] - 公司依赖第三方供应石油、天然气、NGL和精炼产品，供应减少可能导致收入和现金流下降[180] - 公司业务战略执行受多种因素影响，若无法成功执行，运营和资本支出可能增加，收入和可分配现金流可能受影响[171][172] - 若第三方无法按约定输送气量、合同终止或修改气流方向，公司设施吞吐量和利用率可能降低，还可能需承担高额资本支出[181] - 公司业务依赖少数关键客户，续约或替换合同受竞争、市场价格和需求等因素影响，可能导致收入和利润减少[182] - 行业竞争加剧和天然气价格波动，使终端用户和公用事业公司不愿签订长期采购合同，公司主要靠价格竞争，续约能力影响盈利能力[183] - 公司收取的费用可能无法覆盖成本增长，合同可能无法续约、暂停或终止，影响财务业绩[184] - 公司面临关键客户和衍生品交易对手的信用风险，违约可能降低向单位持有人分配资金的能力[185] - 若无法以经济可接受的条件进行战略收购，公司业务战略实施能力可能受损[186] - 未来重大收购涉及资产或业务整合，可能面临意外成本、挑战和延迟，影响运营和现金流[187] - 若外国对公司或普通合伙人的投资超过一定水平，公司可能被禁止运营内河船只，对业务和财务产生重大不利影响[191] - 部分管道受联邦或州费率和服务监管，合规成本和监管变化可能影响运营和现金流[192] - 若无法获得新的通行权或其他财产权，或续约成本增加，公司增长战略可能受阻，影响运营和现金流[198] - 美联储自2015年起逐步提高联邦基金利率，未来可能继续加息，公司债务未来利率可能高于当前水平，融资成本将相应增加；2016年EPA新规旨在到2025年将石油和天然气行业甲烷排放量从2012年水平降低多达45%[199][203] - 公司业务受环境、职业安全与健康等多方面法律法规约束，违反或遵守这些法规可能对运营和现金流产生不利影响[200] - 公司面临运营中意外泄漏或溢出风险，可能导致重大成本和责任，包括财产、自然资源和人员损害索赔等[202] - 气候变化相关立法或法规可能增加公司运营成本、减少服务需求，影响可分配现金流[203] - 恶劣天气事件可能对公司设施和运营产生不利影响，公司为应对此类风险已产生并将继续产生额外成本[206] - 与水力压裂相关的立法和监管举措可能延迟或阻碍油气生产，减少公司可处理的产量