公司资金与债务目标 - 公司历史上目标用股权、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[40] - 公司长期债务与调整后EBITDA的倍数目标为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与利息覆盖率约3.3x或更好[40] 公司2019年目标达成情况 - 2019年公司达成加强资产负债表、降低杠杆等目标[41] 公司合资企业情况 - 2019年公司达成4个新合资企业和2个新未分割联合权益安排,目前参与超25个相关安排[46] - 截至2019年12月31日,公司合资企业投资余额总计36.83亿美元[47] 公司收购与资产销售情况 - 过去五年公司完成超2亿美元的收购包括2017年2月12.15亿美元收购Alpha Crude Connector Gathering System和2016年8月2.04亿美元收购Spectra Energy Partners Western Canada NGL Assets,2020年2月以约3.05亿美元收购Felix Midstream LLC[52][53] - 截至2019年12月31日,公司完成资产销售总计超30亿美元,2019 - 2016年资产销售所得分别为2.05亿、13.34亿、10.83亿和5.69亿美元[54][55] - 2020年1月公司签署协议以1.95亿美元出售洛杉矶盆地部分原油终端,2月以约7800万美元出售Saddlehorn Pipeline Company, LLC 10%的权益[57] 公司2020年资本计划 - 2020年公司资本计划预计扩张资本支出14亿美元,包括长输管道项目4.5亿、二叠纪盆地外输管道项目3.95亿等[59] 2019年原油市场情况 - 2019年美国原油产量创新高,墨西哥湾沿岸原油出口量超300万桶/日[64] - 2019年库欣WTI原油价格一般在50 - 60美元/桶[65] - 2019年10月美国陆上原油月总产量超1260万桶/日,美国本土48州陆上产量约1030万桶/日[66] - 2016年1月至2019年10月,二叠纪盆地贡献约77%的美国原油产量增长[68] - 2019年某些周美国原油出口量超350万桶/日,美国在2019年成为原油和其他石油产品净出口国[69] NGL供应与产量情况 - 美国NGL供应约90%来自天然气处理厂,加拿大约为75%[73] - 美国炼厂NGL产品供应占比约7%,加拿大约为4%[75] - 美国部分地区从加拿大和其他地区进口NGL,约占总供应量的3%[76] - 2019年北美NGL产量增长9%[81] 公司业务板块与运输设施情况 - 公司通过运输、设施、供应和物流三个业务板块运营,运输板块通过多种方式运输原油和NGL并获取收入[85][87] - 截至2019年12月31日,公司在美国和加拿大拥有18,535英里活跃的原油和NGL管道及集输系统,日均净桶数为6,805千桶[88] - 公司拥有3500万桶活跃的地上油罐容量,主要用于促进管道吞吐量和保持产品质量隔离[89] - 公司在二叠纪盆地拥有超3100英里的集输管道,总容量超250万桶/日,约75%的容量位于特拉华盆地,2019年新增约6万桶/日的增量容量[93] - 公司运营的二叠纪盆地内管道系统容量超300万桶/日,2019年新增约4万桶/日的增量容量[94] - 公司在多个二叠纪盆地长途管道系统拥有权益,合计目前运营的外输能力超150万桶/日(按公司所有权权益计算净值)[96] - 公司拥有Eagle Ford Pipeline LLC 50%的权益,该合资企业拥有的管道系统总容量约为66万桶/日[99] - 公司拥有Diamond Pipeline LLC 50%的权益,该管道目前总容量为20万桶/日,2019年获批扩建后容量将增至约42万桶/日[100] - 红河管道目前容量约为15万桶/日,2019年宣布扩建,预计2020年下半年完成,扩建后总系统容量将增至约23.5万桶/日[101] - 公司拥有Red Oak Pipeline LLC 50%的权益,该管道正在开发中,将提供约100万桶/日的容量,预计2021年上半年开始从库欣到墨西哥湾沿岸的初始服务[104] - 2019年第三季度,Capline管道系统获批反向用于南向服务并连接到钻石管道,轻质原油服务预计2021年年中开始,重质原油服务预计2022年初开始[105] - 公司拥有Saddlehorn Pipeline 30%的权益,该管道从Niobrara和DJ盆地延伸至Cushing,原日产能19万桶,2020年末预计新增10万桶日产能[106] - 公司拥有White Cliffs Pipeline LLC约36%的权益,其原油管道日产能约10万桶,NGL管道日产能约9万桶[107] - 公司在西部地区拥有日产能超15万桶的集输管道,Line 63和Line 2000管道日产能分别约为6万桶和11万桶[108][109] - 公司拥有的Rainbow Pipeline日产能约19.5万桶,正在阿尔伯塔省Mitsue建设一个日产能5万桶的原油码头[112] - 公司的Rangeland Pipeline系统日运输能力约8.5万桶,South Saskatchewan Pipeline日运输能力约7万桶,正在进行扩产,预计增加约7000桶/日的运输能力[113][114] - 公司的Manito和Cactus Lakes Pipelines的混合原油管道日产能约10.8万桶,Milk River Pipeline系统日运输能力约10.8万桶[115][116] - 公司的Wascana Pipeline改造后为双向管道,南行服务日输送能力为1.5万桶[117] 公司存储与处理设施情况 - 截至2019年12月31日,公司拥有约7900万桶原油存储能力、约3400万桶NGL存储能力、约630亿立方英尺天然气存储工作气能力和约250亿立方英尺自有基础气[123] - 公司拥有7座天然气处理厂、1座凝析油处理设施、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、21.15万桶/日和1.5万桶/日[123] - 公司拥有30个原油和NGL铁路终端、6个海洋设施和约430英里的活跃管道[123] - 公司拥有两个美国联邦能源监管委员会监管的天然气存储设施,认证工作气容量为1120亿立方英尺,2019年12月31日商业工作气容量约为630亿立方英尺,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[137] - 公司在加拿大西部拥有并/或运营四座跨接工厂,还有一份与第三方跨接工厂的长期液体供应合同,总处理能力约为25亿立方英尺/天,在路易斯安那州和阿拉巴马州拥有并运营三座天然气处理厂[139] - 公司的萨斯喀彻温堡分馏设施设计产能为85000桶/天,通过21%的股权在基耶拉萨斯喀彻温堡分馏厂拥有约17300桶/天的净分馏能力[141] - 公司的萨尼亚分馏厂是加拿大东部最大的分馏厂,在各处理单元的所有权从62%到84%不等[142] - 公司的沙夫特设施拥有约200000桶的NGL存储能力,丁烷异构化能力约为15000桶/天,NGL分馏能力约为12000桶/天[143] - 公司的加登代尔凝析油处理设施总处理能力为120000桶/天,可用存储容量为160000桶[144] - 公司的圣詹姆斯和约克镇原油铁路卸载设施的卸载能力约为140000桶/天,贝克斯菲尔德设施的许可卸载能力为70000桶/天[146] 公司供应和物流活动情况 - 2019年公司供应和物流活动的平均日产量中,原油租赁收集采购量为116.2万桶/天(其中约76.7万桶/天在二叠纪盆地采购),NGL销售量为20.7万桶/天,总交易量为136.9万桶/天[154] - 截至2019年12月31日,公司供应和物流部门拥有1600万桶自有管道中的原油和NGL管存,400万桶第三方管道中的原油和NGL管存,760辆卡车和900辆拖车,8000节原油和NGL铁路车厢[155] - 公司NGL供应和物流活动受季节性影响,在11月至3月约五个月的供暖高峰期对天气相关需求敏感[162] 能源价格波动情况 - 1986年至2008年,NYMEX西德克萨斯中质原油(WTI)基准价格在每桶约10美元至超过147美元之间波动,2019年交易区间约为每桶46美元至66美元[164] - 过去十年,丙烷价格在2015年低至WTI基准价格的25%,2011年高至83%,2019年平均为40%,每日交易区间为29%至63%;丁烷价格在2019年低至WTI基准价格的34%,2017年高至108%,2019年平均为48%,每日交易区间为34%至72%[164] 公司部门业绩占比情况 - 预计公司基于费用的运输和设施部门应占总部门业绩的90%以上[165] 公司主要客户收入占比情况 - 2019 - 2017年,马拉松石油公司及其子公司分别占公司收入的12%、14%和19%;埃克森美孚公司及其子公司分别占12%、14%和11%;菲利普斯66公司及其子公司在2019年和2017年均占11%[171] 二叠纪盆地管道项目情况 - 过去18个月,二叠纪盆地多个新管道项目已宣布、在建或投入使用,将导致该地区过剩产能与未承诺桶数的比率显著增加[172] 公司管道相关成本情况 - 2019年公司与管道完整性管理计划相关的检查、测试和纠正异常的成本约为6500万美元,2020年初步估计约为5800万美元[181] - 2019年公司与管道完整性管理自愿举措相关的成本约为4200万美元,2020年初步估计约为3800万美元[181] - 2019年美国API 653合规项目成本约5200万美元,2020年预算约5700万美元[185] - 2019年管道、设施和洞穴完整性管理项目成本约6600万美元,2020年初步估计约9500万美元[187] 公司面临的法规影响情况 - 2019年10月,PHMSA发布三项最终规则,公司正在评估其对未来运营成本和运营收入的影响[182] - 加州AB - 864法案要求相关管道使用最佳可用技术减少溢油,若合规将影响公司在加州的管道运营并增加成本[183] - OSHA PSM法规适用于涉及特定阈值以上化学品或一处有1万磅以上易燃液体或气体的工艺[189] - 加州AB32法规要求到2030年将温室气体排放量从1990年基线水平降低40%,2020年目标是降低15%[204] - 2018年1月1日起,加拿大联邦将温室气体排放报告阈值从每年5万吨降至1万吨,新增1个PMC设施需报告排放[208] - 加拿大联邦碳污染定价计划中,2019年碳污染直接价格为每吨20美元,每年增加10美元,到2022年达到每吨50美元[209] - 2025年加拿大联邦计划将石油和天然气设施的甲烷排放量从2012年水平降低45%[210] - 加拿大联邦多部门空气污染物法规对特定功率以上的燃气锅炉、加热器和固定式火花点火发动机的氮氧化物排放量设定了具体限制[210] - 目前公司少于10个设施需遵守美国联邦温室气体报告要求[199] - 加州AB32的温室气体总量管制与交易计划目前仅涉及公司1个设施[202] - 安大略省2015年宣布实施温室气体总量控制与交易计划,2018年新政府废除该计划,萨尼亚工厂需参与联邦碳定价后备计划[211] - 2018年安大略省引入更新的二氧化硫标准,要求到2023年将工业设施的一小时平均排放率从690微克/立方米降至100微克/立方米[213] - 艾伯塔省目标是到2020年12月31日将特定气体排放量降至1990年水平的50%[214] - 自2016年7月1日起,未来五年(至2021年6月30日)FERC规定石油管道年度指数调整等于适用年份制成品生产者价格指数加上1.23%的调整因子[228] - 2018年FERC修订政策声明,不再允许将所得税补贴纳入以主有限合伙企业形式构建的州际管道的服务成本费率中,并将在2021年7月的下一次石油管道指数水平审查中纳入该政策影响[230][231] - 2015年5月EPA发布最终规则扩大美国水域定义,2018年12月发布拟议规则缩小定义范围,2020年1月发布最终规则进一步明确范围[211][221][222] - 艾伯塔省2019年5月废除省级碳定价计划,自2020年1月1日起适用联邦碳定价计划[215] - 2020年1月艾伯塔能源监管机构修订指令60,新的报告措施和逃逸排放调查要求生效[216] - 2019年4月1日起,联邦碳定价计划在萨斯喀彻温省、曼尼托巴省、安大略省和新不伦瑞克省生效[217] - 2015年12月美国国会通过《修复美国地面交通法案》,明确美国铁路运输原油的时间表和要求[236] - 2014年12月北达科他州工业委员会采用新标准提升巴肯原油运输安全[237] - 新的标准25417号委员会命令于2015年4月1日生效,要求运营商/生产商将巴肯原油调节到特定蒸气压限值[237] - 公司无直接责任对巴肯原油进行调节或稳定处理,但发现铁路设施接收的巴肯原油超过允许蒸气压限值时需通知北达科他州[237][238] - 公司跨境活动包括美加之间原油、NGL和天然气运输及进口,受多种法律要求约束[239] - 美国相关法律要求包括依据《出口管理法》《北美自由贸易协定》《有毒物质控制法》制定的法规及美国国务院总统许可证要求[239] - 美加之间天然气进出口受美国海关与边境保护局、美国能源部和CER监管[239] - 违反许可、关税和税务报告要求或未提供有毒物质
Plains GP (PAGP) - 2019 Q4 - Annual Report