公司财务与资本规划 - 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，长期债务与调整后EBITDA倍数平均在3.5倍至4.0倍之间，调整后EBITDA与利息覆盖倍数约为3.3倍或更高[35] - 历史上公司计划用股权、超额现金流或资产出售所得资金为相关活动约55%的资本需求提供资金[36] - 过去五年公司完成超2亿美元的收购项目包括Alpha Crude Connector Gathering System（12.15亿美元）、Spectra Energy Partners Western Canada NGL Assets（2.04亿美元）、50% BridgeTex Pipeline Company权益（10.75亿美元）[40][41] - 2016 - 2018年公司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[42] - 2019年公司资本计划中的扩张资本项目预计支出11亿美元，包括Permian Basin Takeaway Pipeline Projects（6.3亿美元）、Complementary Permian Basin Projects（2.85亿美元）、Other Projects（1.85亿美元）[46] 原油市场数据 - 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] - 2014年7月西得克萨斯中质原油平均每桶超100美元，到2016年2月降至平均每桶30.32美元[54] - 2019年1月起OPEC和非OPEC产油国同意从2018年10月产量水平削减120万桶/日[50] - 2018年12月艾伯塔省强制削减原油产量，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11个月美国原油出口日均193万桶，较2017年全年多77万桶（67%），较2016年全年多134万桶（227%）[59] - 2018年北美NGL产量增长13%，意味着通过出口或增加石化需求向新市场扩张[70] - 2018年WTI原油价格交易区间约为43 - 76美元/桶[155] - 过去十年丙烷价格在2015年低至WTI基准价格约30%，2017年高至约75%，2018年平均为57%，日交易区间为49% - 68% [155] - 过去十年丁烷价格在2015年低至WTI基准价格约35%，2017年高至约108%，2018年平均为66%，日交易区间为55% - 77% [155] 公司运输业务资产情况 - 截至2018年12月31日，公司运输业务在美加拥有约17965英里活跃原油和NGL管道及集输系统[79][80] - 截至2018年12月31日，公司拥有3100万桶活跃地上油罐容量，主要用于促进管道输送和保持产品质量隔离[80] - 截至2018年12月31日，公司在加拿大拥有约830辆拖车[80] - 截至2018年12月31日，公司通过在Settoon Towing的权益拥有50艘运输和存储驳船及20艘运输拖船[80] - 公司在二叠纪盆地拥有约2970英里集输管道，总管道容量约200万桶/日，约75%的容量在特拉华盆地[83] - 公司预计2019年在二叠纪盆地集输系统增加约60万桶/日的容量[83] - 公司运输业务对运输资产的投资占比在20% - 65%之间[78] - 截至2018年12月31日，公司活跃原油管道总里程16300英里，日均净输油量560.8万桶；原油和NGL管道总里程17965英里，日均净输油量579.1万桶[79] - 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[84] - 公司拥有多条长输管道权益，目前二叠纪盆地的运营外输净产能约为100万桶/日[88] - 公司100%控股并运营向加登代尔站输送原油的集输系统，还拥有鹰福特管道有限责任公司50%的权益，该合资企业管道系统总产能约为66万桶/日[89] - 公司拥有盆地管道87%的不可分割联合权益，桥德克斯管道20%的权益，日出二号管道40万桶/日的产能，仙人掌管道100%权益，仙人掌二号管道65%权益，温克至韦伯斯特管道20%权益[90] - 公司拥有钻石管道50%的权益，其目前总产能为20万桶/日，可根据情况再扩建20万桶/日[91] - 红河管道日产能约15万桶，公司在库欣至休伊特段拥有60%的不可分割权益，休伊特至朗维尤段拥有100%权益[92] - 公司拥有卡多管道50%的权益，其日产能约8万桶[93] - 公司拥有STACK管道50%的权益，其总产能为25万桶/日[94] - 公司拥有卡普林管道54%的权益，2019年1月其所有者将权益转换为有限责任公司并启动了一项有约束力的开放季节[95] - 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，产能分别约为18.5万桶/日、8.5万桶/日、7万桶/日等[102][103][104] - 东部输送系统管道总输送能力约为15万桶/日[110] 公司设施部门情况 - 设施部门拥有约7700万桶原油存储能力、约3200万桶NGL存储能力和约630亿立方英尺天然气存储工作气量[113] - 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座异构化和分馏设施，总处理能力分别约为12万桶/日、21.1万桶/日和1.5万桶/日[113] - 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[113] - 库欣终端有23条直接管道连接，圣詹姆斯终端有海运码头，洛杉矶盆地有50英里管道系统[118,119,120] - 天然气存储设施获认证工作气量为1120亿立方英尺，2018年底商业工作气量约为630亿立方英尺[127] - 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[127] - 萨尼亚分馏器是加拿大东部最大的分馏厂，设施部门在该厂各处理单元的所有权为62% - 84%[132] - 加登代尔凝析油处理厂总处理能力为12万桶/日，可用存储能力为16万桶[134] 公司供应和物流部门情况 - 供应和物流部门业务包括井口购买原油、存储库存、购买NGL、提取NGL、转售或交换原油和NGL以及运输原油和NGL[138] - 2018年供应和物流活动平均日交易量：原油租赁收集采购量1054千桶/日，NGL销售量255千桶/日，供应和物流部门总交易量1309千桶/日[141] - 公司拥有1500万桶原油和NGL作为自有管道的管存，400万桶作为第三方管道管存或长期库存[144] - 公司拥有750辆卡车、900辆拖车和9100节原油及NGL铁路车厢[144] 公司业务成果与合同情况 - 若无重大异常，公司收费型运输和设施部门预计占总业务成果约90%或以上[156] - 公司原油合同期限一般为30天至5年，多数为30天至1年，少数剩余期限长达10年[142] - 公司NGL销售合同多数期限为1年，超过1年的合同通常有定价机制应对成本上涨[147] - 公司原油销售通常在交付月份后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[151] 公司主要客户收入占比 - Marathon Petroleum及其子公司在2016 - 2018年分别占公司收入的18%、19%和14%[163] - ExxonMobil及其子公司在2016 - 2018年分别占公司收入的14%、11%和14%[163] - Phillips 66及其子公司在2016 - 2017年分别占公司收入的11%[163] 公司管道相关成本 - 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[172] - 2016 - 2018年美国管道自愿多年度倡议成本分别约为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[172] - 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[176] - 2016 - 2018年管道、设施和洞穴完整性管理项目成本分别约为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[178] 行业法规政策 - OSHA的PSM法规适用于涉及特定阈值以上化学品或在一处涉及1万磅以上易燃液体或气体的工艺[180] - EPA需在2019年确定目前豁免的油气废物是否应根据RCRA的危险废物条款进行监管[183] - 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[185] - 美国加州AB32法规要求到2020年温室气体排放量较1990年基准水平降低15%，到2030年降低40%[195] - 美国加州仅一家Lone Star Gas Liquids设施需参与温室气体总量管制与交易计划，自2013年起购买温室气体排放合规工具[193] - 2015年1月1日起，加州成品燃料供应商和进口商需购买温室气体排放信用额度，Plains Marketing于2016年完成首年合规，Plains Midstream Canada将于2019年提交首份合规报告[194] - 2018年1月1日起，加拿大联邦环境与气候变化部将温室气体排放报告门槛从每年5万公吨降至1万公吨，新增一家PMC设施需提交年度排放报告[200] - 加拿大联邦碳定价计划中，碳污染直接价格2019年为每吨20美元，到2022年将升至每吨50美元[201] - 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较2012年水平减少45%[202] - 安大略省将二氧化硫一小时平均排放率从每立方米690微克降至每立方米100微克，要求2023年在工业设施实现[204] - 艾伯塔省要求到2020年12月31日将特定气体排放量降至1990年水平的50%，PMC有两家设施未达减排义务[205] - 艾伯塔省甲烷减排计划要求到2025年将石油和天然气运营中的甲烷排放量减少45%[206] - 2019年4月1日起，加拿大联邦碳定价计划将在萨斯喀彻温省、曼尼托巴省、安大略省和新不伦瑞克省生效[207] - 2016年7月1日起至2021年6月30日的五年内，年度指数调整等于适用年份的制成品生产者价格指数加上1.23%的调整因子[217] - 违反2009年11月FTC发布的石油行业反市场操纵法规，每天每项违规面临最高约120万美元的民事罚款（每年根据通胀调整）[228] - 违反2011年7月CFTC发布的反市场操纵规则，每项违规面临最高约110万美元（每年根据通胀调整）或三倍获利的民事罚款[228] - 违反EPAct 2005相关规定，FERC可对每项违规处以每天最高约120万美元的民事罚款（每年根据通胀调整）[233] 公司业务监管情况 - 公司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[214] - 公司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，如得克萨斯州铁路委员会和加利福尼亚州公共事业委员会[215] - 公司加拿大管道资产受NEB和省级当局监管[220] - 公司美国卡车运输业务受DOT和OSHA相关安全法规监管[221] - 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[222] - 公司铁路车辆运营受DOT联邦铁路管理局、OSHA及其他监管机构管辖[223]