额外业务收入占比 - 2021年第三和九个月，额外业务分别占总收入约22%和20%[133] 净收入与净亏损情况 - 2021年第三季度净收入为700.4万美元，2020年同期为2562.9万美元；2021年前九个月净亏损374.4万美元，2020年同期净收入为8611.2万美元[136] 资本支出情况 - 2021年第三季度资本支出为581.8万美元，2020年同期为788.6万美元；2021年前九个月资本支出为1178万美元，2020年同期为3531.2万美元[136] - 公司预计2021年总资本支出在2000万至3500万美元之间[211] - 2021年前九个月资本支出1180万美元，含430万美元维护性资本支出，预计2021年总资本支出在2000 - 3500万美元[226] 权益法投资情况 - 2021年第三季度对Double E权益法投资的投资为5316.6万美元，2020年同期为1234.4万美元；2021年前九个月为10210.9万美元，2020年同期为9207.2万美元[136] 运营活动净现金情况 - 2021年第三季度运营活动提供的净现金为4151.4万美元，2020年同期为4143.6万美元；2021年前九个月为12773.1万美元，2020年同期为14680.7万美元[136] 循环信贷安排借款与还款情况 - 2021年第三季度循环信贷安排借款为0，2020年同期为7550万美元；2021年前九个月为0，2020年同期为1.655亿美元[136] - 2021年第三季度循环信贷安排还款为3700万美元，2020年同期为0；2021年前九个月为1.32亿美元，2020年同期为3400万美元[136] Permian Transmission信贷安排借款情况 - 2021年Permian Transmission信贷安排借款第三季度为5350万美元，前九个月为1.07亿美元；2020年无相关借款[136] 业绩影响因素 - 公司预计2021年业绩受钻井和完井活动放缓影响[142] - 2021年2月冬季风暴Uri对公司总体吞吐量无重大影响，但相关风险或影响未来收益、现金流和财务状况[143] 总营收情况 - 2021年前三季度总营收3.01404亿美元，较2020年的2.87063亿美元增加1430万美元[149][154] 各业务线营收情况 - 2021年前三季度天然气、NGL和凝析油销售营收5930.1万美元，较2020年的3524.6万美元增加2410万美元[149][154] - 2021年前三季度采集服务及相关费用营收2.15504亿美元，较2020年的2.29667亿美元减少1420万美元[149][154] 总成本和费用情况 - 2021年前三季度总成本和费用2.52032亿美元，较2020年的2.22934亿美元增加2910万美元[149][157] 各业务线成本情况 - 2021年前三季度天然气和NGL成本5817.4万美元，较2020年的2294.5万美元增加3520万美元[149][158] - 2021年前三季度运营和维护费用5488.1万美元，较2020年的6513.1万美元减少1030万美元[149][159] - 2021年前三季度一般和行政费用4841.4万美元，较2020年的3990.8万美元增加850万美元，主要因1930万美元的损失应急预提[149][161] - 2021年前三季度折旧和摊销费用8786.6万美元，较2020年的8880.1万美元减少90万美元[149][163] - 2021年前三季度利息费用4498.5万美元，较2020年的6483.6万美元减少，主要因2020年债务管理举措使债务余额降低[149][164] 各地区平均日吞吐量情况 - 2021年前三季度Utica页岩段平均日吞吐量434 MMcf/d，较2020年的330 MMcf/d增长32%[168] - Ohio Gathering地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，平均日吞吐量分别为503MMcf/d和525MMcf/d，同比下降2%和5%[172][174] - Williston Basin地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，天然气平均日吞吐量均为13MMcf/d，同比下降7%；液体平均日吞吐量分别为63Mbbl/d和64Mbbl/d，同比下降9%和21%[177][179] - DJ Basin地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，平均日吞吐量分别为23MMcf/d和23MMcf/d，同比下降15%和12%[183][185] - Permian Basin地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，平均日吞吐量分别为24MMcf/d和28MMcf/d，同比下降29%和15%[187] - 皮西恩斯盆地2021年第三季度和前九个月的日均吞吐量分别为321MMcf/d和329MMcf/d，较2020年下降11%[191] - 巴尼特页岩区2021年第三季度日均吞吐量201MMcf/d，较2020年下降3%；前九个月日均吞吐量197MMcf/d，较2020年下降8%[197] - 马塞勒斯页岩区2021年第三季度日均吞吐量355MMcf/d，较2020年下降10%；前九个月日均吞吐量350MMcf/d，较2020年下降4%[202] 各地区营收与调整后EBITDA情况 - Utica Shale地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，总营收分别为917万美元和2909万美元，同比增长9%和8%；调整后EBITDA分别为832.8万美元和2670万美元，同比增长12%和11%[170] - Ohio Gathering地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，调整后EBITDA分别为669万美元和2040.3万美元，同比下降6%和10%[172][174] - Williston Basin地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，调整后EBITDA分别为1127.6万美元和3170.7万美元，同比下降4%和22%[177][179] - DJ Basin地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，调整后EBITDA分别为744.6万美元和1789.9万美元，同比增长56%和19%[183][185] - 二叠纪盆地2021年第三季度总营收992.1万美元，较2020年增长31%；前九个月总营收2801.2万美元，较2020年增长29%[189] - 二叠纪盆地2021年第三季度和前九个月调整后EBITDA分别下降30万美元和260万美元[189] - 皮西恩斯盆地2021年第三季度总营收2638.4万美元，较2020年下降7%；前九个月总营收8198.2万美元，较2020年下降4%[193] - 皮西恩斯盆地2021年第三季度和前九个月调整后EBITDA分别下降260万美元和650万美元[193] - 巴尼特页岩区2021年第三季度总营收1192.4万美元，较2020年下降4%；前九个月总营收3383.4万美元，较2020年下降20%[199] - 巴尼特页岩区2021年第三季度和前九个月调整后EBITDA分别增加240万美元和210万美元[199][200] - Marcellus Shale业务，2021年Q3总收入653.5万美元，同比降5%；前9个月总收入1934.8万美元，同比增2%[204] - Marcellus Shale业务，2021年Q3调整后EBITDA为570.2万美元，同比降5%；前9个月为1717.1万美元，同比增6%[204] - Corporate and Other业务，2021年Q3总收入92.8万美元，同比增44%；前9个月总收入250万美元，同比增29%[207] 各地区成本与费用情况 - Utica Shale地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，运营维护成本分别为77.8万美元和221.4万美元，同比下降11%和14%[170] - Williston Basin地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，天然气和NGLs成本分别为1248.1万美元和3335.4万美元，同比增长321%和499%[179] - DJ Basin地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，运营维护成本分别为176万美元和555.4万美元，同比下降25%和23%[185] - Utica Shale地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，折旧和摊销费用分别为199.2万美元和584.7万美元[170] - Williston Basin地区，截至2021年9月30日的三个月和九个月，折旧和摊销费用分别为590.7万美元和1774.4万美元[179] 一般和行政费用情况 - 2021年前9个月，General and administrative费用因1930万美元损失应急预提增加970万美元[207][209] 利息费用情况 - 2021年Q3和前9个月，利息费用减少，主要因2020年负债管理举措使债务余额降低，包括回购2.342亿美元高级票据等[210] 杠杆率情况 - 截至2021年9月30日，总杠杆率和第一留置权杠杆率分别为4.9:1.0和2.9:1.0，低于规定上限[213] 债务发行与信贷安排情况 - 2021年11月2日，公司发行7亿美元8.5%的2026年有担保次级留置权票据，同时设立4亿美元资产支持循环信贷安排[216] - 截至2021年9月30日，循环信贷安排承诺金额11亿美元，未偿还余额7.25亿美元，可用借款能力约1.705亿美元[217] 现金流量情况 - 2021年前9个月，经营活动提供净现金1.27731亿美元，投资活动使用净现金1.05889亿美元，融资活动使用净现金3112.5万美元[222] - 2021年前九个月融资活动现金净流出，净亏损370万美元，非现金项目调整1.248亿美元，营运资金账户增加660万美元[224] 到期债务情况 - 2026年到期的有担保票据为70万美元，ABL信贷安排为30万美元，2025年到期的优先票据为25.9463万美元[225] 合资企业投资情况 - 2021年前九个月，向双E合资企业投资1.021亿美元，含250万美元资本化利息[226] 还款与分配情况 - 2021年前九个月，循环信贷安排还款3400万美元，SMPH定期贷款还款630万美元，向非控股权益SMLP单位持有人分配600万美元[231] 资金来源情况 - 公司认为2026年有担保票据、ABL信贷安排和二叠纪传输信贷安排，加上内部产生的现金流和进入债务或股权资本市场的渠道，足以在未来十二个月为运营提供资金[227] 债务组合情况 - 截至2021年9月30日，公司有固定利率高级票据本金约4.935亿美元，可变利率循环信贷安排下未偿还金额7.25亿美元，可变利率二叠纪传输信贷安排下未偿还金额1.07亿美元[251] - 2021年9月30日后，公司用固定和可变利率债务组合对循环信贷安排和2022年高级票据进行再融资，包括新的2026年有担保票据和新的资产支持贷款安排[251] 收入来源与风险情况 - 公司大部分收入来自长期、基于费用的集输协议，许多协议包含最低体积承诺和共同利益区域[254] - 公司直接商品价格风险与在威利斯顿盆地、皮申斯盆地和二叠纪盆地销售实物天然气和/或天然气凝析液、巴尼特页岩段客户留存天然气销售、皮申斯盆地集输服务留存凝析油销售有关[254] - 公司通过与批发电力供应商签订远期电力购买合同管理天然气和电力价格直接风险，按亨利枢纽指数天然气价格购买固定数量电力[254] - 公司留存天然气按阿特莫斯3区指数价格出售或按客户合同将实际电力费用转嫁给客户[254] - 公司目前商品价格风险自2020年12月31日以来无重大变化[254] 利率风险情况 - 可变利率借款使公司面临利率上升导致总体利息成本增加的风险，固定利率债务可缓解利率波动下行影响，但未来长期债务发行可能受利率上升影响[252] 信息披露情况 - 公司在网站免费提供10 - K年度报告、10 - Q季度报告、8 - K当期报告及相关修订报告[247] - 公司可能使用网站投资者板块与投资者沟通，网站发布的财务和其他信息可能被视为重大信息[248] 各主体财务数据情况 - 截至2021年9月30日，SMLP流动资产327万美元，非流动资产527.5万美元；义务集团流动资产8000.3万美元，非流动资产21.75601亿美元[238] - 截至2021年9月30日，SMLP流动负债1110.9万美元，非流动负债196.6万美元；义务集团流动负债5286.4万美元，非流动负债12.96691亿美元[238] - 2021年前九个月，义务集团总收入3.01403亿美元，净收入3882.2万美元；SMLP净亏损3599.7万美元[239] - 2020年全年，义务集团总收入3.83473亿美元，净收入1.35181亿美元；SMLP净亏损2601.6万美元[239] 吞吐量下降原因 - 各盆地吞吐量下降主要因自然产量下降，部分盆地有新井投产或成本削减措施部分抵消不利影响[189][191][197][202][200]