财务数据和关键指标变化 - 第二季度调整后EBITDA为32.3亿美元，2021年同期为26.2亿美元；调整后归属于合作伙伴的可分配现金流（DCF）为18.8亿美元，2021年同期为13.9亿美元 [37] - 7月26日宣布季度现金分配为每普通股0.23美元，年化0.92美元，较2021年第二季度增长超50% [6][38] - 2022年调整后EBITDA指引上调至126 - 128亿美元，此前为122 - 126亿美元 [48] - 截至6月30日，循环信贷安排下总可用流动性约24.4亿美元 [51] 各条业务线数据和关键指标变化 NGL和精炼产品业务 - 调整后EBITDA为7.63亿美元，2021年同期为7.36亿美元，主要因分馏、运输和终端服务利润率提高 [39] - NGL运输量增至创纪录的190万桶/日，2021年同期为170万桶/日；平均分馏量达创纪录的93.8万桶/日，2021年同期为83.3万桶/日 [40] 原油业务 - 调整后EBITDA为5.62亿美元，2021年同期为4.84亿美元，得益于Bakken管道表现改善、墨西哥湾沿岸终端吞吐量增加及Enable资产的加入 [41] - 原油运输量增至430万桶/日，2021年同期为400万桶/日 [42] 中游业务 - 调整后EBITDA为9.03亿美元，2021年同期为4.77亿美元，因收购Enable资产、NGL和天然气价格有利及多数运营区域业务量显著增加 [42] - 集气业务量为1830万MMBtu/日，2021年同期为1310万MMBtu/日 [43] 州际业务 - 调整后EBITDA为3.97亿美元，2021年同期为3.31亿美元，受益于Enable资产加入、费率提高和利用率提升 [45] - 第二季度末，州际管道基差扩大，预计全年需求持续强劲 [46] 其他业务 - 调整后EBITDA为2.18亿美元，2021年同期为2.24亿美元，若不考虑冬季风暴Uri影响，该业务将增长约3000万美元 [46] - HPL系统利用率因天然气外输需求增加而保持强劲，钻机管道系统因海恩斯维尔地区活动增加接近满负荷运行 [47] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司NGL出口量持续领先，占全球市场约20%，美国国内外NGL需求均在增加 [21] - 原油终端吞吐量较去年第二季度增长近20%，预计出口将保持强劲 [27] 公司战略和发展方向和行业竞争 资产交易 - 出售Energy Transfer Canada 51%股权，预计本月完成，现金收益约2.7亿美元，将减少合并债务约5.5亿美元 [9][10] - 收购Woodford Express，LLC，预计第三季度末完成，交易价约4.85亿美元，将增加俄克拉荷马州天然气处理和收集能力 [11][12] 项目进展 - Lake Charles LNG已签订5份年总量580万吨的LNG承购协议，预计年底前达成最终投资决策（FID），将通过出售项目股权融资 [13][15] - Mariner East管道系统和Marcus Hook终端NGL运输量创纪录，公司评估增加乙烷和LPG出口的方案 [17][18] - 扩建后的Nederland终端NGL出口量强劲，预计2022年装载超4000万桶乙烷，2023年增至6000万桶 [19][20] - 恢复Frac VIII建设，预计2023年第三季度投入使用，将使Mont Belvieu分馏能力超110万桶/日 [22] - 二叠纪盆地工厂进气处理量创纪录，新建GrayWolf处理厂预计年底投入使用，另一座处理厂预计2023年第二季度投入使用 [23][25] - 建设Gulf Run管道，预计年底完成，因需求增长可能扩大产能 [29][30] - 评估Warrior管道项目，继续对Oasis管道进行现代化和瓶颈消除工作，预计年底增加6000万立方英尺/日的产能 [31][32] 其他战略 - 评估石化领域机会，寻求长期收费承诺和行业合作伙伴，若达成FID，将建设世界级乙烯和丙烯生产设施 [33][34] - 专注减少管道排放，与Capture Point Solutions合作开发碳捕获和封存项目，评估其他相关项目 [35][36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第二季度表现强劲，各业务板块量增，预计2022年持续受益于生产改善、市场条件和国内外需求 [53] - 对行业未来持乐观态度，全球对天然气和天然气液体需求增长，将评估和推进战略增长项目 [55] 其他重要信息 - 2022年上半年，公司在有机增长项目上花费约8.25亿美元，预计全年增长资本支出在18 - 21亿美元，接近上限 [49][50] - 预计年底前达到杠杆目标范围，未来将优先考虑增长项目，继续评估向股东返还资本 [52][54] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 2022年下半年EBITDA指引未超上半年年化水平的原因 - 公司对价格预期保守，未发现其他不利因素 [57][58] 问题2: 收购Woodford Express的背景、驱动因素和经济考量 - 该收购是价值驱动型，资产位于俄克拉荷马州，与公司现有资产有连接，长期合同和费用情况良好 [59] 问题3: IRA法案中45Q税收抵免增加对碳捕获项目的影响 - 新税收抵免将提高项目回报率，对项目有积极影响 [60][61] 问题4: Lake Charles LNG项目剩余年份签订承购协议的机会、出售股权的讨论及FID时间 - 全球对LNG需求强劲，公司乐观认为能达成承购目标；未来几个月开始出售股权流程，需有一定数量承购协议；仍目标年底前达成FID [63][67] 问题5: Medford火灾对第三季度分馏市场的影响 - 预计NGL运往Mont Belvieu的量增加，分馏能力收紧，可用产能价值将提高 [68][70] 问题6: Gulf Run管道扩容计划及压缩设备添加时间 - 可通过压缩将产能从16.5亿立方英尺/日提高到26亿立方英尺/日，也考虑全线加设回路，正在与生产商和托运商谈判 [73][74] 问题7: Warrior管道项目的商业兴趣和E&P公司的紧迫性 - 大型生产商已签约，公司与上下游客户沟通良好，预计在下次财报电话会议前取得进展，对达成FID持乐观态度 [76][78] 问题8: 二叠纪盆地外输能力及现有管道扩张需求 - 公司有能力处理新建工厂及其他工厂的液体，预计未来一两年无需扩张现有管道 [79][82] 问题9: 碳捕获项目的地域偏好 - 优先考虑二氧化碳源和封存地较近的地区，路易斯安那州在许可审批方面有优势，公司专注该州项目 [83][84] 问题10: Warrior管道项目2022年的资本支出预算 - 有少量预算用于勘测和规划路线，但无重大支出 [87] 问题11: Lake Charles LNG项目在达成FID前需签约的产能比例 - 约1200 - 1400万吨，但将根据客户组合和基础设施基金情况在年底做决策 [88] 问题12: Marcus Hook乙烷出口能力扩张情况及完成后的产能 - 扩张规模较小，增加不到1万桶/日的产能，将继续评估扩张机会 [89] 问题13: 2023年资本分配优先级的变化 - 继续关注资产负债表，评估向股东返还资本和投资高回报项目的机会，将内部讨论并与董事会沟通 [92][94] 问题14: Lake Charles LNG项目的定价、成本和EPC合同情况 - 市场竞争激烈，公司调整价格以反映EPC成本上升，正在进行成本刷新，预计年底得出结果，凭借现有资产保持竞争力 [96][98] 问题15: 是否考虑将Lake Charles LNG项目规模从1500万吨减至1000万吨 - 会考虑该选项，未来几周签约情况将决定是否选择两列火车方案，公司对达到1500万吨销售目标有信心 [101][102] 问题16: 公司石化战略中收购与自建的考量 - 从并购角度，关注市场上的资产；从自建角度，公司正在推进的项目具有独特优势，将与大合作伙伴签订收费协议后推进 [103][107] 问题17: Gulf Run管道在Golden Pass投产前能否满负荷运行 - 可以 [108] 问题18: Woodford收购项目的运营协同效应及现有和目标资产利用率 - 公司将评估整合方式，目前资产因长期合同将接近满负荷运行，将与现有资产创造价值 [110][112] 问题19: 2023年资本支出情况 - 通常在第四季度公布2023年资本支出指引，目前无法提供具体数字，将在项目获批后透明披露 [113][114] 问题20: 当前并购环境中适合和不适合的资产类型 - 公司认为中游领域整合有意义，关注与现有资产互补的项目，评估时考虑估值、商业和成本协同效应；也关注石化和国际项目 [116][122]

公司收购与出售 - 2022年8月公司拟4.85亿美元现金收购Woodford Express全部股权，其有4.5亿立方英尺/日的低温天然气处理能力和超200英里集输管线[194] - 2022年3月公司拟出售Energy Transfer Canada 51%的股权，预计获约2.64亿美元现金收益，交易预计三季度完成[195] - 2022年3月公司3.25亿美元收购Caliche Coastal Holdings股权，其拥有德克萨斯州的地下储存设施[196] - 2022年4月1日Sunoco LP 2.64亿美元收购印第安纳州的混合油加工和终端设施[197] 公司分红 - 2022年7月公司宣布2022年二季度每单位0.23美元的季度分红，年化0.92美元[198] 费率调整 - 2021年7月1日至2026年6月30日，收取指数费率的液体管道每年可按生产者价格指数减0.21%调整指数上限[207] 业务表现衡量指标 - 公司报告使用Segment Adjusted EBITDA和合并Adjusted EBITDA衡量业务表现，为非GAAP指标[208][210] FERC政策影响 - FERC政策对公司受监管运输服务收费影响未知，成本加成费率收入可能因政策和税率变化减少[201][202] - FERC对Panhandle现有费率审查事项仍在进行中[203] - FERC 2022年政策声明对公司天然气管道或LNG项目影响无法预测[205] 财务数据变化及原因 - 2022年第二季度调整后EBITDA为32.28亿美元，较去年同期增加23%，主要因Enable收购贡献4.44亿美元利润及天然气和NGL价格上涨带来1.37亿美元有利影响[212] - 2022年上半年调整后EBITDA为65.68亿美元，较去年同期下降14%，主要受2021年2月冬季风暴Uri影响，州内运输和存储业务调整后EBITDA减少23.8亿美元[213] - 2022年第二季度和上半年折旧、损耗和摊销增加，主要因2021年12月收购Enable资产及近期投入使用的资产带来增量折旧和摊销[214] - 2022年第二季度利息费用净额增加，主要因Enable收购致平均长期债务增加及浮动利率债务利率上升等因素[216] - 2022年上半年利息费用净额减少，主要因当期非现金利息费用降低，部分被Enable收购带来的平均长期债务增加及浮动利率债务利率上升抵消[217] - 2022年上半年减值损失包括对Energy Transfer Canada资产3亿美元的减值[218] - 2021年第二季度减值损失包括USAC对压缩设备200万美元的减值及合伙企业原油业务无形资产600万美元的减值[219] - 2022年第二季度和上半年利率衍生品的损益源于远期利率变化导致远期互换价值改变[220] - 2022年第二季度和上半年，燃料价格上涨使Sunoco LP库存成本或市场储备要求分别减少100万美元和1.21亿美元，对净收入产生有利影响[221] - 2022年第二季度所得税费用增加，上半年减少，分别因当期合伙企业合并子公司收益增加和减少[225] 非合并附属公司财务情况 - 非合并附属公司总股权收益2022年3个月为62美元，2021年为65美元，变化为 - 3美元；6个月为118美元，2021年为120美元，变化为 - 2美元[227] - 非合并附属公司调整后EBITDA 2022年3个月为137美元，2021年为136美元，变化为1美元；6个月为262美元，2021年为259美元，变化为3美元[227] - 非合并附属公司收到的分配款项2022年3个月为64美元，与2021年持平；6个月为154美元，2021年为164美元，变化为 - 10美元[227] 州内运输和存储业务情况 - 2022年6月30日止三个月与去年同期相比，州内运输和存储的天然气运输量从12195 BBtu/d增至14834 BBtu/d，增加2639 BBtu/d；六个月从11710 BBtu/d增至14406 BBtu/d，增加2696 BBtu/d[238][239] - 2022年6月30日止三个月州内运输和存储收入为2203美元，2021年为949美元，增加1254美元；六个月为3835美元，2021年为5849美元，减少2014美元[239] - 2022年6月30日止三个月州内运输和存储成本为1843美元，2021年为664美元，增加1179美元；六个月为3014美元，2021年为2658美元，增加356美元[239] - 2022年6月30日止三个月州内运输和存储调整后EBITDA为218美元，2021年为224美元，减少6美元；六个月为662美元，2021年为3037美元，减少2375美元[239] - 2022年6月30日止三个月运输费用为196美元，2021年为200美元，减少4美元；六个月为411美元，2021年为380美元，增加31美元[241] - 2022年6月30日止三个月天然气销售及其他收入为75美元，2021年为57美元，增加18美元；六个月为284美元，2021年为1128美元，减少844美元[241] - 2022年6月30日止三个月留存燃料收入为59美元，2021年为23美元，增加36美元；六个月为91美元，2021年为116美元，减少25美元[241] - 2022年第二季度，州内运输和存储业务调整后EBITDA下降，主要因运营费用增加4000万美元、销售及管理费用增加400万美元、运输费用减少400万美元和存储利润减少1100万美元等[243] - 2022年上半年，州内运输和存储业务调整后EBITDA下降，主要因已实现存储利润减少15.1亿美元、已实现天然气销售及其他减少8.44亿美元、留存燃料收入减少2500万美元等[243] - 2022年第二季度，州内运输和存储业务运营费用增加主要因燃料消耗成本增加1900万美元、Enable资产额外费用增加1000万美元、公用事业费用增加700万美元和从价税增加200万美元[243] - 2022年上半年，州内运输和存储业务运营费用增加主要因Enable资产额外费用增加1600万美元、从价税增加400万美元和燃料消耗成本因天然气价格上涨增加300万美元[243] 州际运输和存储业务情况 - 2022年第二季度和上半年，州际运输和存储业务运输量增加，主要因收购Enable、Haynesville页岩产量增加和需求增长[245] - 2022年第二季度，州际运输和存储业务调整后EBITDA增加6600万美元，主要因业务利润增加1.21亿美元和非合并附属公司调整后EBITDA增加1000万美元等[245][246] - 2022年上半年，州际运输和存储业务调整后EBITDA增加6600万美元，主要因业务利润增加1.43亿美元、非合并附属公司调整后EBITDA增加1300万美元和其他增加2500万美元等[245][246] 中游业务情况 - 2022年第二季度和上半年，中游业务收集量和NGL产量增加，主要因南德克萨斯和东北地区产量增加、Permian Bridge收集能力增加和收购Enable[249] - 2022年第二季度，中游业务调整后EBITDA增加4.26亿美元，主要因非收费利润增加1.37亿美元、非收费利润因收购Enable等增加1.46亿美元和收费利润因收购Enable等增加2.23亿美元等[249][250] - 2022年上半年，中游业务调整后EBITDA增加9.45亿美元，主要因非收费利润增加2.43亿美元、非收费利润因收购Enable等增加2.67亿美元、非收费利润因冬季风暴Uri影响增加1.43亿美元和收费利润因收购Enable等增加4.22亿美元等[249][252] 运输与服务业务情况 - NGL运输量在2022年3月和6月分别为1912MBbls/d和1833MBbls/d，较2021年同期分别增加164MBbls/d和208MBbls/d，主要因二叠纪和鹰滩地区产量增加以及丙烷和乙烷出口管道运量提升[253] - 精炼产品运输量在2022年3月和6月分别为526MBbls/d和511MBbls/d，较2021年同期分别增加16MBbls/d和25MBbls/d，得益于疫情后需求恢复[253][254] - NGL和精炼产品终端量在2022年3月和6月分别为1311MBbls/d和1246MBbls/d，较2021年同期分别增加125MBbls/d和131MBbls/d，因丙烷和乙烷出口管道运量增加及精炼产品需求恢复[253][256] - NGL分馏量在2022年3月和6月分别为938MBbls/d和872MBbls/d，较2021年同期分别增加105MBbls/d和92MBbls/d，主要源于二叠纪和鹰滩地区产量增加[253] - NGL和精炼产品运输与服务业务在2022年3月和6月收入分别为75.57亿美元和138.34亿美元，较2021年同期分别增加30.35亿美元和53.22亿美元[253] - 原油运输量在2022年3月和6月分别为4318MBbls/d和4267MBbls/d，较2021年同期分别增加331MBbls/d和504MBbls/d，得益于油价上涨、炼油厂需求增加、资产收购和新资产投入使用[260] - 原油终端量在2022年3月和6月分别为3056MBbls/d和2911MBbls/d，较2021年同期分别增加462MBbls/d和434MBbls/d，因炼油厂需求增加和墨西哥湾沿岸码头出口活动增加[260] - 原油运输与服务业务在2022年3月和6月收入分别为73亿美元和132.26亿美元，较2021年同期分别增加28.8亿美元和53.06亿美元[260] - 2022年3月NGL和精炼产品运输与服务业务调整后EBITDA为7.63亿美元，较2021年同期增加2700万美元；6月为14.63亿美元，较2021年同期增加8000万美元[253] - 2022年3月原油运输与服务业务调整后EBITDA为5.62亿美元，较2021年同期增加7800万美元；6月为11.55亿美元，较2021年同期增加1.61亿美元[260] - 2022年Q2原油运输和服务业务调整后EBITDA增加，主要因Bakken管道运量增加5800万美元、Enable收购资产增加2000万美元、墨西哥湾沿岸码头吞吐量增加1100万美元等，部分被运营费用增加400万美元和非合并附属公司调整后EBITDA减少200万美元抵消[262] - 2022年上半年原油运输和服务业务调整后EBITDA增加，主要因Bakken管道运量增加1.4亿美元、Enable收购资产增加3500万美元等，部分被运营费用增加1900万美元和非合并附属公司调整后EBITDA减少600万美元抵消[262] 投资业务情况 - 对Sunoco LP投资业务2022年Q2调整后EBITDA增加，主要因汽车燃料销售毛利增加1500万美元（每加仑毛利增长9.6%、销量增长2.7%）和非汽车燃料毛利增加2400万美元，部分被运营及管理费用增加2600万美元抵消[264][265] - 对Sunoco LP投资业务2022年上半年调整后EBITDA增加，主要因汽车燃料销售毛利增加5100万美元（每加仑毛利增长14.1%、销量增长1.8%）和非汽车燃料毛利增加4500万美元，部分被运营及管理费用增加4900万美元抵消[265] - 对USAC投资业务2022年Q2调整后EBITDA增加，主要因板块毛利增加1200万美元，部分被运营费用增加600万美元抵消[267] - 对USAC投资业务2022年上半年调整后EBITDA增加，主要因板块毛利增加1300万美元，部分被运营费用增加700万美元抵消[267] 其他业务情况 - 其他业务2022年Q2调整后EBITDA增加，主要因Energy Transfer Canada合同劳动力使用减少900万美元、煤炭特许权使用费增加400万美元、电力交易环境有利增加300万美元，部分被上一时期冬季风暴Uri收益减少1300万美元抵消[270] - 其他业务2022年上半年调整后EBITDA减少，主要因上一时期冬季风暴Uri收益减少6800万美元，部分被上一时期并购费用增加1700万美元、Energy Transfer Canada合同劳动力使用减少1400万美元等因素抵消[270] 资本支出计划 - 公司预计2022年资本支出（不包括对Sunoco LP和USAC的投资）在18 - 21亿美元（增长性支出）和6.15 - 6.65亿美元（维护性支出）之间[273] - 公司天然气和液体业务资产为长期资产，无需大量维护资本支出，已将管道成本增加因素纳入预期增长资本支出[274] - 2022年全年，Sunoco LP预计投入约1.5亿美元用于增长性资本支出，约5000万美元用于维护性资本支出[275] - 2022年全年，USAC计划投入约2300万美元用于维护性资本支出，1 - 1.1亿美元用于扩张性资本支出[276] 现金流情况 - 2022年上半年经营活动提供的现金为47.2亿美元，2021年同期为71.6亿美元；2022年上半年净收入为31.1亿美元，2021年同期为45.5亿美元[279] - 2022年上半年投资活动使用的现金为19.5亿美元，2021年同期为13.3亿美元；2022年资本支出总额（不包括建设期间使用的股权资金补贴和建设成本的净捐款）为14.2亿美元，2021年为14.1亿美元[284] - 2022年上半年融资活动使用的现金为27.5亿美元，2021年同期为59.2亿美元；2022年债务水平净减少10.2亿美元，2021年净减少51.8亿美元[286] 债务情况 - 截至2022年6月30日，公司总债务为486.49亿美元，2021年12月31日为497.02亿美元；长期债务（减去当前到期债务）为481.04亿美元，2021年12月31日为490.22亿美元[

业绩总结 - 2022年调整后的EBITDA预期为122亿至126亿美元[4] - 2022年第一季度调整后的EBITDA为33亿美元[4] - 2022年第一季度可分配现金流为21亿美元[4] - 2020年全年的净收入为36.41亿美元[81] - 调整后的EBITDA为105.31亿美元[81] - 2022年第一季度的可分配现金流为23.31亿美元[81] 用户数据与市场份额 - Energy Transfer的市场份额在全球NGL出口中已翻倍，达到近20%[42] - 公司约95%的收入来自固定的预约费用，提供了稳定的收入来源[77] - Energy Transfer的管理层和内部人士持有超过13%的股份，显示出与持有人利益的高度一致性[28] 资本支出与项目进展 - 2022年预计增长资本支出为18亿至21亿美元[17] - 2022年第一季度资本支出中，增长性支出约为3.9亿美元，维护性支出约为1.1亿美元[4] - Cushing South Pipeline的二期工程完成，日处理能力达到120,000桶[3] - Permian Bridge项目扩建于2022年3月投入使用，日处理能力超过200,000千立方英尺[3] - Gulf Run管道项目的设计容量为1.65 Bcf/d，预计在2022年底前完成[77] - Oasis管道的现代化和优化工作将于2022年底前增加60,000 Mcf/d的能力[79] 新产品与技术研发 - Lake Charles LNG已签署四份LNG购销协议，总量为510万吨每年[4] - Lake Charles LNG出口项目预计年出口能力高达1650万吨，预计2026年开始首次交付[36] - ET通过与Satellite Petrochemical USA Corp的合资企业Orbit，提供约150,000桶/天的乙烷供应[49] 负面信息与安全措施 - 从2018到2020年，安全事故率（TRIR）改善了34%[25] - Energy Transfer在2020年减少了765,000吨的Scope 1二氧化碳排放，较2019年改善了53%[25] - 公司拥有约26,600英里（约42,800公里）的州际管道，通量能力约为31 Bcf/d，工作储存能力约为147 Bcf[78] 未来展望 - 公司在未来五年内预计将从天然气供需变化中获得额外收入[79] - 预计2022年NGL和精炼产品的调整后EBITDA占比为21%[15] - 在2021年，ET在其设施中装载了近2600万桶乙烷，预计2022年将装载至少4000万桶，2023年预计增加至6000万桶[49]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第一季度调整后EBITDA为33亿美元，2021年第一季度为50亿美元，2021年第一季度包含约24亿美元冬季风暴Uri的贡献，排除该贡献后2022年第一季度调整后EBITDA较2021年第一季度增长约25% [6][37] - 2022年第一季度调整后归属于合作伙伴的可分配现金流（DCF）为21亿美元，2021年第一季度为39亿美元，也是受冬季风暴Uri影响 [38] - 2022年4月26日宣布每单位普通股季度现金分配为0.20美元，年化0.80美元，较2021年第一季度增长超30%，目标是将分配恢复到之前每季度30.5美元或每年1.22美元的水平 [7] - 2022年调整后EBITDA指引上调至122 - 126亿美元，之前为118 - 122亿美元 [49] - 2022年第一季度有机增长项目资本支出约3.9亿美元，全年增长资本支出预计为18 - 21亿美元，之前预测为16 - 19亿美元，修订反映了新二叠纪天然气外输管道的支出 [50] - 截至2022年3月31日，循环信贷安排下总可用流动性约20亿美元，信贷安排杠杆率为3.55倍 [51] 各条业务线数据和关键指标变化 NGL和精炼产品业务 - 调整后EBITDA为7亿美元，2021年同期为6.47亿美元，主要因分馏和炼油服务利润率提高、终端服务利润率提高以及东北混合和优化活动增加 [40] - NGL运输量增至180万桶/日，2021年同期为150万桶/日，主要因出口量增加以及二叠纪和鹰滩地区产量增加 [40] - 平均分馏量为80.4万桶/日，2021年第一季度为72.6万桶/日 [40] 原油业务 - 调整后EBITDA为5.93亿美元，2021年同期为5.1亿美元，主要因德州原油管道运输量增加、巴肯和巴尤桥管道表现改善、墨西哥湾沿岸终端吞吐量增加以及2021年12月收购Enable资产 [42] - 原油运输量增至420万桶/日，2021年同期为350万桶/日，受原油价格上涨、炼油需求增加和冬季风暴Uri影响 [43] 中游业务 - 调整后EBITDA为8.07亿美元，2021年第一季度为2.88亿美元，主要因2021年12月收购Enable资产、NGL和天然气价格有利以及二叠纪和南德州地区产量增加，且2021年第一季度受冬季风暴Uri负面影响 [44] - 集气产量为1730万MMBtu/日，2021年同期为1200万MMBtu/日，因收购Enable资产、南德州产量增加以及西德克萨斯二叠纪桥管道集气能力增加 [44] 州际业务 - 调整后EBITDA为4.53亿美元，2021年第一季度为4.53亿美元，本季度受益于收购Enable资产以及跨西部、罗孚和干线系统的交易量增长，但部分被2021年第一季度冬季风暴Uri运营天然气销售收益减少和合同到期、托运人破产影响抵消 [45] - 调整后EBITDA为4.44亿美元，2021年第一季度为280万美元，变化主要因2021年第一季度冬季风暴Uri高收益缺失，部分被2021年12月收购Enable资产抵消 [47] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司继续出口比其他任何公司或国家更多的NGL，全球NGL出口份额保持在近20%，美国和国际市场NGL需求和市场价值长期增长 [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 出售加拿大能源传输公司51%股权，预计获得约2.7亿美元现金收益并减少约4.5亿美元合并债务，以剥离非核心资产、去杠杆和重新配置美国业务资本，交易预计2022年第三季度完成 [9] - 完成3.25亿美元地下存储资产和乙烯存储集管收购，增强蒙贝尔维尤和 Nederland 地位 [10] - 继续整合Enable资产，预计合并公司产生超1亿美元年度成本节约协同效应，2022年实现7500万美元，已完成大部分后台整合，继续识别和评估商业和运营协同效应 [11] - 推进查尔斯湖LNG项目，已签订多份长期LNG销售和购买协议，与其他优质客户积极谈判，预计通过出售项目股权融资，目标2022年第四季度做出最终投资决定（FID） [12][13][14] - 评估乙烷扩建项目选址，预计扩大Marcus Hook和Nederland码头乙烷出口能力 [20] - 评估墨西哥湾沿岸石化项目，若达成FID，裂解装置将是世界级设施，与优质客户讨论以确保长期收费承诺，有意与行业参与者建立重要合作伙伴关系，继续评估石化领域并购机会 [21][22] - 推进二叠纪盆地多个项目，包括Cushing South管道扩建、Ted Collins Link投入使用、Permian Bridge项目扩建、GrayWolf处理厂建设、规划第二个处理厂以及二叠纪天然气外输管道项目 [23][24][25][26][27][28][29] - 建设Gulf Run管道，预计2022年底完成，因海恩斯维尔需求增长，预计不久后进行扩建项目 [32] - 推进跨巴拿马网关管道项目，与巴拿马相关实体密切合作 [33] - 继续追求碳捕获相关项目，包括封存、提高石油采收率和利用项目，但封存许可证审批通常需2 - 3年 [34] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第一季度各业务板块表现强劲，产量和需求增加带来显著交易量增长，预计2022年持续，自第一季度末生产、市场条件和国内外需求进一步改善，对行业未来和天然气及NGL需求持乐观态度 [53] - 预计2022年产生大量现金流，将战略分配以改善杠杆、投资高回报增长项目和向单位持有人返还价值，用运营过剩现金流偿还债务 [52] 其他重要信息 - 公司将做出前瞻性声明，基于当前信念、假设和可用信息，详情见2022年3月31日季度10 - Q表报告，预计2022年5月5日提交 [4] - 提及调整后EBITDA和可分配现金流（DCF）为非GAAP财务指标，可在公司网站找到与GAAP指标的调节表 [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：查尔斯湖LNG项目除签订合同外，达到FID还需哪些条件 - 工程采购施工（EPC）投标流程更新、向联邦能源管理委员会（FERC）申请建设期限延期且预计近期获批，合同签订是关键和时间关键路径，公司对达到FID有信心 [55][56][57] 问题2：是否看到欧洲公用事业公司签订合同 - 公用事业公司在满足近期天然气需求方面有困难，对长期合同仍感兴趣，但因天然气高价存在财务问题，可能需要政府担保，目前长期合同缺乏实际承诺 [60] 问题3：2022年EBITDA指引上调的驱动因素及一季度结果年化超新范围的考虑因素 - 一季度优化团队成果出色，全年定价保守，一季度业绩提升是指引上调主要原因，优化将在业绩中起重要作用 [63][64] 问题4：资本支出（CapEx）上调是否仅与二叠纪天然气项目有关，2023年CapEx是否也会增加 - 主要与二叠纪天然气项目有关，还有GrayWolf处理厂和计划建设的另一个工厂，大部分大型项目已建成，未来能从已完成资产带来大量交易量和收入 [66] 问题5：考虑到同行增加分馏产能和公司达到创纪录分馏量，公司对分馏的规划及CapEx需求 - 目前二叠纪和鹰滩NGL运输量达最大产能，需尽快决定是否扩建分馏，但要先确保长期承诺，预计未来季度内做出决定，主要CapEx支出在2023年 [70][71][72] 问题6：查尔斯湖LNG项目最终所有权结构和引入合作伙伴的考虑 - 计划向基础设施基金出售部分股权融资，预计至少保留25%项目股权，股权方面有大量兴趣 [73] 问题7：若不推进查尔斯湖项目，对现有管道天然气需求拉动及管道备用容量和扩建需求 - 计划扩建Trunkline和Gulf Run管道，预计通过管道网络向查尔斯湖及周边市场运输25 - 27亿立方英尺/日天然气 [75][76] 问题8：海恩斯维尔地区管道是否有长期合同兴趣，Tiger管道情况 - Tiger管道接近满负荷，部分为月合同，近期与一生产商签订合同，该生产商将增加至55万桶/日，利用Tiger、Gulf Run和州内管道网络容量，目前需寻找更多容量 [77] 问题9：查尔斯湖项目预期回报、CapEx、达到FID的签约容量水平及出售项目股权目标比例 - 项目收入主要来自管道基础设施运输天然气，可接受最低25%股权运营项目，对年底前完全签约有高度信心 [81][82] 问题10：长期CapEx运行率展望 - 目前未准备好给出2023年CapEx更新，随着项目获批将进行更新 [84] 问题11：东北Mariner East管道和Marcus Hook扩建潜力 - Mariner East管道可通过增加泵显著提高吞吐量，Marcus Hook有足够乙烷扩建量，未来1 - 2年预计大幅扩建，需决定在Marcus Hook还是Nederland扩建 [87][88] 问题12：巴拿马项目规模、路线、建设复杂性、资本投入和所有权考虑 - 项目处于早期阶段，过早讨论资本和路线，对项目关系和运营兴奋，认为可能成为重要国际枢纽 [91] 问题13：分配增长速度的决定因素及能否持续增长至目标水平 - 按季度评估分配增长，考虑资本分配、项目投资和杠杆指标，各机构计算杠杆方式不同，需综合考虑各因素 [93] 问题14：查尔斯湖项目是否为3列火车，出售至25%股权时出口设施股权投资需求 - 是3列火车，出售至25%股权时资本需求相对较小且分散在4年左右，目前难以给出具体数字，需在签约阶段后进一步明确 [94][95][96] 问题15：基础业务优化收益的驱动因素 - 公司拥有广泛管道系统、战略存储设施，连接大部分发电厂和主要地方配送公司（LDC），优化团队利用资产和价格波动及价差获利 [100][101] 问题16：Enable资产整合后一季度协同效应实现水平及达到1亿美元运行率时间 - 预计2022年实现7500万美元协同效应，一季度无具体数字，对达到1亿美元年度运行率有信心，整合结果超预期 [102] 问题17：拟议石化裂解项目与其他资产的整合情况及是否为独立项目 - 非独立项目，将寻求上下游协同效益和收入，项目可获得低成本汽油组分，下游可利用管道、存储和出口业务 [105][106] 问题18：2023年二级盆地增长预期及是否需增加CapEx - 二叠纪盆地建设工厂并计划再建一个，海恩斯维尔评估新管道，鹰滩未来1 - 2年情况良好，年底评估是否扩建，中部大陆目前不考虑增加低温工厂 [108] 问题19：石化领域并购目标价值链环节及是否扩大规模或寻求少数股权合作 - 评估各种收购机会，包括部分合资、完全收购和绿地建设项目，对各种方式开放 [110] 问题20：查尔斯湖项目合同是仅收费还是有商品上行风险敞口 - 合同基本为液化费用，但与亨利枢纽价格挂钩，天然气价格上涨时有额外现金流空间，计划签约1500万吨，铭牌产能之上有额外交易量可利用价格差获利 [112][113]

资产交易 - 2022年3月公司宣布出售Energy Transfer Canada 51%的股权，预计现金收益约为3.4亿加元（按2022年3月31日汇率计算为2.72亿美元），交易预计在2022年第三季度完成[182] - 2022年3月公司以约3.25亿美元收购Caliche Coastal Holdings, LLC的会员权益[183] - 2022年公司支付3.25亿美元现金收购Caliche Coastal Holdings, LLC；Sunoco LP支付2.64亿美元现金存款用于收购一个混合油加工和终端设施[256] 分红信息 - 2022年4月公司宣布2022年第一季度每单位0.20美元的季度分红（年化0.80美元）[184] - 2022年宣布的能源传输普通股单位分配率，2021年12月31日季度为0.1750美元，2022年3月31日季度为0.2000美元[273] - 能源传输优先股2022年2月15日支付A系列每股31.250美元、B系列每股33.125美元等[274] - 太阳石油公司有限合伙公司2022年2月18日和5月19日支付普通股股息率均为每股0.8255美元[278] - 美国汽车公司2022年2月4日和5月6日支付普通股股息率均为每股0.525美元[279] - 2022年第一季度，Energy Transfer普通股每股分红从0.175美元提高至0.2美元[273] - 2022年和2021年，公司分别向合作伙伴支付6.08亿美元和4.06亿美元分红，向非控股股东分别支付3.07亿美元和4.06亿美元分红，向可赎回非控股股东均支付0.12亿美元分红；2022年收到非控股股东现金资本出资3.73亿美元，2021年为0.02亿美元[260] FERC政策影响 - FERC政策对公司受其监管的运输服务收费的影响目前未知，成本加成费率的收入可能因政策变化和企业联邦所得税税率降低而减少[185][187] - Panhandle的费率审查事项仍在FERC待决[188] - FERC对天然气管道认证政策的审查结果及影响未知，预计对公司的影响与其他美国天然气管道公司无实质差异[189][190] 管道费率调整 - 2021年7月1日至2026年6月30日期间，收取指数费率的液体管道每年可按生产者价格指数减去0.21%调整其指数上限[193] 业绩衡量指标 - 公司报告Segment Adjusted EBITDA和合并Adjusted EBITDA作为衡量业务部门业绩的指标，这是一种非GAAP指标[194][196] - Segment Adjusted EBITDA和合并Adjusted EBITDA反映了非合并附属公司的金额，使用这些指标作为分析工具应相应受限[195] - 公司各业务部门的Segment Adjusted EBITDA将在“Segment Operating Results”部分进行分析[196] 第一季度财务数据 - 2022年第一季度调整后EBITDA为33.4亿美元，较去年同期的50.4亿美元下降34%，主要受2021年2月冬季风暴Uri影响[198] - 2022年第一季度净收入为14.87亿美元，较去年同期的36.41亿美元减少21.54亿美元[198] - 2022年第一季度州内运输和存储业务调整后EBITDA为4.44亿美元，较去年同期的28.13亿美元减少23.69亿美元，主要因已实现存储利润率减少15亿美元和已实现天然气销售减少8.62亿美元[198] - 2022年第一季度中游业务调整后EBITDA为8.07亿美元，较去年同期的2.88亿美元增加5.19亿美元，主要得益于有利的天然气和NGL价格以及近期Enable收购的影响[198] - 2022年第一季度折旧、损耗和摊销为10.28亿美元，较去年同期的9.54亿美元增加7400万美元，主要因2021年12月收购的Enable资产和近期投入使用的资产产生的增量折旧[199] - 2022年第一季度利息支出净额为5.59亿美元，较去年同期的5.89亿美元减少3000万美元，主要因未偿还债务总额降低和近期再融资及浮动利率债务的借款成本降低[200] - 2022年第一季度减值损失为3亿美元，主要是对Energy Transfer Canada资产的减值，基于预期出售这些资产的收益[200] - 2022年第一季度利率衍生品收益为1.14亿美元，源于远期利率变化导致远期互换价值变动[203] - 2022年第一季度未合并附属公司的调整后EBITDA为1.25亿美元，较去年同期的1.23亿美元增加200万美元[209] - 2022年第一季度州内运输和存储业务天然气运输量为13973BBtu/d，较去年同期的11221BBtu/d增加2752BBtu/d，主要因收购Enable俄克拉荷马州内传输系统以及二叠纪和海恩斯维尔产量增加[217] - 2022年第一季度公司州内运输和存储业务调整后EBITDA下降，主要因存储、天然气销售和留存燃料收入减少，虽运输费增加和运营费用减少部分抵消影响，但仍下降[220] - 2022年第一季度公司州际运输和存储业务调整后EBITDA与去年同期持平，因业务利润和其他收入增加，被运营和销售管理费用增加抵消[223] - 2022年第一季度公司中游业务调整后EBITDA增加，因非收费和收费利润率及其他收入增加，虽运营和销售管理费用增加但仍上升[227] - 2022年第一季度公司NGL和精炼产品运输及服务业务调整后EBITDA增加，因运输和终端业务量增加使收入增长[228] - 2022年第一季度州内运输业务运输费为2.15亿美元，较去年同期增加3500万美元[219] - 2022年第一季度州际运输业务天然气运输量为15098BBtu/d，较去年同期增加5444BBtu/d[221] - 2022年第一季度中游业务收集量为17333BBtu/d，较去年同期增加5309BBtu/d[224] - 2022年第一季度NGL和精炼产品运输业务NGL运输量为1752MBbls/d，较去年同期增加250MBbls/d[228] - 2022年第一季度州内运输业务总业务利润为4.61亿美元，较去年同期减少24.45亿美元[219] - 2022年第一季度中游业务收入为39.25亿美元，较去年同期增加12.53亿美元[224] - NGL和精炼产品运输及服务业务板块2022年3月调整后EBITDA增加，主要因营销、分馏和炼油服务等利润率增加，但被运营和销售管理费用增加部分抵消[232] - 原油运输及服务业务2022年3月运输和终端量分别为4216MBbls/d和2765MBbls/d，较去年同期增长679MBbls/d和407MBbls/d，调整后EBITDA增加8300万美元[234] - 对Sunoco LP投资业务2022年3月调整后EBITDA增加3400万美元，因汽车燃料销售毛利和非汽车燃料销售及租赁毛利增加，但被运营和销售管理费用增加部分抵消[237][238] - 对USAC投资业务2022年3月调整后EBITDA减少200万美元，主要因销售、一般和行政费用增加[239][240] - 其他业务2022年3月调整后EBITDA减少1800万美元，主要因前期与冬季风暴Uri相关收益减少[242][243] - 2022年第一季度经营活动提供的现金为23.7亿美元，2021年同期为51.6亿美元；2022年第一季度净收入为14.9亿美元，2021年同期为36.4亿美元[251] - 2022年第一季度投资活动使用的现金为12.7亿美元，2021年同期为6.35亿美元；2022年资本支出总额（不包括建设期间使用的股权资金补贴和建设成本的净捐款）为7.32亿美元，2021年为6.95亿美元[256] - 2022年第一季度融资活动使用的现金为3.24亿美元，2021年同期为45.3亿美元；2022年债务水平净增加2.3亿美元，2021年净减少37.3亿美元[259] - 2022年第一季度，州内运输和存储业务天然气运输量为13973BBtu/d，较去年同期增加2752BBtu/d；天然气存储提取量为21858BBtu，较去年同期增加2813BBtu；调整后EBITDA为4440万美元，较去年同期减少2369万美元[217] - 2022年第一季度，州内运输和存储业务调整后EBITDA减少，主要因存储利润率减少15亿美元、天然气销售及其他收入减少8.62亿美元、留存燃料收入减少6100万美元等因素，部分被运输费用增加3500万美元和运营费用减少1700万美元抵消[220] - 2022年第一季度，州际运输和存储业务天然气运输量为15098BBtu/d，较去年同期增加5444BBtu/d；天然气销售量为41BBtu/d，较去年同期增加20BBtu/d；调整后EBITDA为4530万美元，与去年同期持平[221] - 2022年第一季度中游业务采集量为17333BBtu/d，较去年同期增加5309BBtu/d；NGL产量为757MBbls/d，较去年同期增加223MBbls/d[224] - 2022年第一季度中游业务收入为39.25亿美元，较去年同期增加12.53亿美元；调整后EBITDA为8.07亿美元，较去年同期增加5.19亿美元[224] - 2022年第一季度NGL和精炼产品运输业务NGL运输量为1752MBbls/d，较去年同期增加250MBbls/d；精炼产品运输量为496MBbls/d，较去年同期增加34MBbls/d[228] - 2022年第一季度NGL和精炼产品运输业务收入为62.77亿美元，较去年同期增加22.87亿美元；调整后EBITDA为7亿美元，较去年同期增加5300万美元[228] - 2022年第一季度原油运输业务原油运输量为4216MBbls/d，较去年同期增加679MBbls/d；原油终端量为2765MBbls/d，较去年同期增加407MBbls/d[234] - 2022年第一季度原油运输业务收入为59.26亿美元，较去年同期增加24.26亿美元；调整后EBITDA为5.93亿美元，较去年同期增加8300万美元[234] - 2022年第一季度中游业务调整后EBITDA增加主要因非收费和收费利润率增加、其他项目增加，部分被运营和销售管理费用增加抵消[227] - 2022年第一季度NGL和精炼产品运输业务调整后EBITDA增加主要因营销、分馏和炼油服务、终端服务和存储利润率增加，部分被运营、运输和销售管理费用增加抵消[232] - 2022年第一季度州际运输和存储业务调整后EBITDA不变，因细分市场利润率、其他项目和非合并关联公司调整后EBITDA增加，被运营和销售管理费用增加抵消[223] - 2022年第一季度原油运输和服务业务调整后EBITDA增加，主要因Bakken管道等业务量增加使板块利润增加1.01亿美元，但运营费用增加1500万美元、非合并联营公司调整后EBITDA减少400万美元部分抵消增长[235] - 2022年第一季度对Sunoco LP投资业务调整后EBITDA增加3400万美元，主要因汽车燃料销售毛利增加3600万美元、非汽车燃料销售和租赁毛利增加2100万美元，但运营及管理费用增加2300万美元部分抵消增长[237][238] - 2022年第一季度对USAC投资业务调整后EBITDA减少200万美元，主要因销售、一般和行政费用增加200万美元[239][240] - 2022年第一季度其他业务调整后EBITDA减少1800万美元，主要因上一时期与冬季风暴Uri相关的收益减少4300万美元，不过从价税减少1300万美元、并购费用增加1000万美元部分抵消下降[242][243] - 2022年第一季度资本支出总额为5.48亿美元，其中资本增长支出4.29亿美元，维护支出1.19亿美元[257] 资本支出计划 - 公司预计2022年资本支出（不包括对Sunoco LP和USAC的投资）在18 - 21亿美元的增长范围内，维护支出在6.15 - 6.65亿美元范围内[244] - 公司天然气和液体业务使用的资产为长期资产，无需大量维护资本支出，已将管道成本增加因素纳入预期增长资本支出[246] - 2022年全年，Sunoco LP预计投入约1.5亿美元用于增长性资本支出，约5000万美元用于维护性资本支出；USAC计划支出约2300万美元用于维护性资本支出，预算9500万 - 1.05亿美元用于扩张性资本支出[247][248] - 公司预计2022年资本支出（不包括对Sunoco LP和USAC的投资）在18 - 21亿美元之间用于增长，6.15 - 6.65亿美元用于维护[244] - Sunoco LP预计2022年全年投资约1.5亿美元用于增长资本支出，约5000万美元用于维护资本支出[247] - USAC计划2022年全年花费约2300万美元用于维护资本支出，预算9500 - 1.05亿美元用于扩张资本支出[248] 债务情况 - 截至2022年3月31日，公司总债务为499.19亿美元，较2021年12月31日的497.02亿美元有所增加；长期债务（减去当前到期债务）为488.26亿美元，较2021年12月31日的490.22亿美元有所减少[263] - 2022年2月，公司赎回3亿美元4.65%的高级票据；4月，Dakota Access赎回6.5亿美元3.625%的高级票据[264] - 截至2022年3月31日，五年期信贷安排有29.5亿美元未偿还借款，其中14.5亿美元为商业票据，未来可借款金额为20.2亿美元，加权平均利率为1.32%[267] - 截至2022年3月31日，Sunoco LP信贷安排有10亿美元未偿还借款，未来可借款金额为4.94亿美元，加权平均利率为2.40%[268] - 截至2022年3月31日，USAC信贷安排有5.66亿美元未偿还借款，可用额度为10.3亿美元，可用借款能力为2.24亿美元，加权平均利率为3.17%[269] - 截至2022年3月31日，公司未偿还合并债务总额为499.19亿美元，长期债务（扣除当前到期部分）为488.26亿美元[263] 利率

股份结构 - 公司存在多种优先股，如6.750%的F系列、7.125%的G系列、6.500%的H系列等[15] - 公司拥有30.82828515亿股普通股、95万股A系列优先股等多种股份[39] 业务影响因素 - 公司运营和财务状况可能受天然气、NGLs、原油和精炼产品需求及价格波动等因素影响[18] - 公司业务、运营结果、现金流、财务状况和未来增长可能受无法以经济可接受条款进行收购等因素影响[19] - 公司业务、运营结果、现金流、财务状况和未来增长可能受水力压裂或产出水处置监管增加等监管事项影响[20] - 公司现金分配可能受普通合伙人发行有限合伙人权益或其他类别股权的绝对酌情权等因素影响[23] 重大交易 - 2021年12月完成与Enable的合并，Enable普通股股东每持有1股可换0.8595股公司普通股，公司支付1000万美元现金收购Enable普通合伙人权益[42] - 2021年4月完成内部重组交易，ETO的长期债务由公司承担，ETO优先股转换为公司新优先股，ETO的Class K等单位转换为6.75625亿个新的Class B单位[42] 天然气运输与存储业务 - 州内运输和存储部门拥有约1.16万英里天然气运输管道，运输能力约240亿立方英尺/日，在德州和俄克拉荷马州分别有3个和2个天然气存储设施[44] - 州际运输和存储部门直接拥有并运营约1.983万英里州际天然气管道，运输能力约185亿立方英尺/日，通过合资权益拥有约7070英里管道和120亿立方英尺/日的运输能力[48][49] - 州内运输存储板块有多条天然气管道，如ET Fuel System有3150英里、5.2Bcf/d吞吐量和11.2Bcf/d工作存储容量[83] - ET Fuel System有双向输送能力，连接多个交易中心，其存储设施工作容量共11.2Bcf[84] - Oasis Pipeline有双向输送能力，西向东吞吐量约1.3Bcf/d，东向西超750MMcf/d[84] - HPL System连接多个天然气供应源和负荷中心，为托运人提供系统外机会[84] - Bammel存储设施总工作气容量约52.5 Bcf，峰值提取率1.3 Bcf/d，峰值注入率0.6 Bcf/d，截至2021年12月31日，第三方承诺约17.2 Bcf，自有存储约40.8 Bcf[86] - 州际运输和存储业务中，Florida Gas Transmission所有权占比50%，管道里程5365英里，吞吐量容量3.7 Bcf/d；Panhandle Eastern Pipe Line所有权100%，管道里程6300英里，吞吐量容量2.8 Bcf/d，工作气容量73.4 Bcf等[88] - Enable Oklahoma Intrastate Transmission是2200英里的管道，有两个地下天然气存储设施，总容量24 Bcf，峰值提取率0.60 Bcf/d[86] - Enable Gas Transmission有5900英里州际管道和三个地下存储设施，总容量29 Bcf，峰值提取率0.7 Bcf/d[92] - Mississippi River Transmission有1600英里州际管道和多个地下天然气存储设施，总容量31.5 Bcf，峰值提取率0.6 Bcf/d[92] - Rover Pipeline总运输能力3.4 Bcf/d，可将天然气从西弗吉尼亚、俄亥俄东部和宾夕法尼亚西部输送到美国各地及加拿大安大略省[92] LNG业务 - Lake Charles LNG拥有约90亿立方英尺的地上存储容量和18亿立方英尺/日的再气化设施输出能力，其所有收入来自与壳牌子公司的长期合同[51] - LCL正在开发天然气液化项目，原设计为三列火车（年产能1645万吨LNG），可能缩减至两列火车（年产能1100万吨）[52] - Lake Charles LNG的进口终端地上LNG存储容量约9.0 Bcf，再气化设施输出容量1.8 Bcf/d[93] - LCL正在开发天然气液化项目，原设计为三列火车（LNG产能1645万吨/年），可能缩减至两列火车（LNG产能1100万吨/年）[94] 中游业务 - 中游部门拥有天然气收集和NGL管道等设施，总处理能力约112亿立方英尺/日[56] - 中游部门持有Edwards Lime Gathering 60%的权益、ORS 75%的会员权益和Atoka Midstream LLC 50%的会员权益[58] - 公司在东南德克萨斯系统、鹰福特系统等多个地区拥有中游资产，如东南德克萨斯系统有两个天然气处理厂，总产能410 MMcf/d；鹰福特系统有四个处理厂，总产能1.9 Bcf/d[99] - 阿肯色 - 路易斯安那 - 得克萨斯地区11个天然气处理设施总产能为14亿立方英尺/日，2021年12月收购的3个处理厂总产能为6亿立方英尺/日[102] - 得克萨斯中北部地区的戈德利工厂处理来自巴尼特页岩和STACK油气田的富气，总产能为7亿立方英尺/日[103] - 二叠纪地区11个处理设施总处理能力为24亿立方英尺/日，1个天然气调节设施总产能为2亿立方英尺/日；公司拥有Mi Vida JV LLC 50%的股权，其工厂产能为2亿立方英尺/日；拥有Ranch Westex JV, LLC 50%的股权，其制冷厂产能为0.25亿立方英尺/日，低温处理厂产能为1亿立方英尺/日[104] - 中部地区12个天然气处理设施总产能约为12亿立方英尺/日，2021年12月收购的12个天然气处理设施总产能为19亿立方英尺/日[105] - 东部地区拥有约600英里的天然气集输管道等，Revolution处理厂产能为2亿立方英尺/日；公司拥有Aqua – ETC Water Solutions LLC 51%的股权；拥有ORS 75%的股权，其俄亥俄尤蒂卡河系统可向多条管道输送高达36亿立方英尺/日的天然气[109] NGL业务 - NGL业务利用管道、存储和混合设施等网络进行运输、存储、收购和营销活动[60] - NGL和精炼产品运输服务板块有5215英里NGL管道、975MBbls/d分馏设施、约50MMBbls工作存储容量的Mont Belvieu存储设施等[61] - 孤星快递系统NGL管道输送能力约为90万桶/日，西德克萨斯门户管道输送能力约为24万桶/日，水手东管道系统总产能约为34.5万桶/日，水手南管道系统总输送能力约为60万桶/日，水手西管道输送能力约为5万桶/日，白崖NGL管道输送能力约为9万桶/日[113] - 蒙贝尔维尤存储设施盐丘存储容量约为5000万桶，哈蒂斯堡存储设施盐丘存储容量约为500万桶，雪松湾存储设施油罐存储容量约为160万桶， Nederland码头为NGL提供约190万桶的存储和分销服务，轨道墨西哥湾沿岸合资企业有120万桶的存储容量[111][113][115] - 蒙贝尔维尤分馏设施处理能力为94万桶/日，Sea Robin处理厂处理能力为2.6万桶/日，ET Geismar Olefins处理能力为3.5万桶/日，Marcus Hook码头处理能力为13.2万桶/日[111] - Sea Robin处理厂进气量容量为85亿立方英尺/日，ET Geismar Olefins处理厂处理能力为5400万立方英尺/日[113] - 轨道墨西哥湾沿岸合资企业的乙烷管道输送能力约为18万桶/日，乙烷制冷设施处理能力为18万桶/日[115] 精炼产品业务 - 精炼产品业务有3595英里管道和37个营销终端，约8MMBbls存储容量，产品运输需求随季节变化[63] - 公司拥有37个成品油终端，总存储容量约800万桶，可促进成品油在存储或运输系统间的转移[116] 原油运输服务业务 - 原油运输服务板块有11315英里管道，66MMBbls存储容量，包括Nederland、Houston Ship Channel和Cushing的终端[65][67] - 公司在原油运输和服务业务中拥有多条管道，如Dakota Access Pipeline公司持股36.4%，里程1170英里；Permian Express Pipelines公司持股87.7%，里程1760英里等[118] - 公司原油终端中，Nederland Terminal存储容量约3100万桶，Fort Mifflin终端总存储容量约570万桶，Eagle Point终端总活跃存储容量约180万桶等[118][124] - Bakken Pipeline在2021年第三季度完成优化项目，容量从57万桶/日增至约75万桶/日[119] - Bayou Bridge Pipeline公司持股60%，容量约48万桶/日，可将不同来源的轻重质原油输送至St. James原油枢纽[121] - White Cliffs Pipeline吞吐量为10万桶/日，可将原油从科罗拉多州普拉特维尔输送至俄克拉荷马州库欣[121] - Maurepas Pipeline由三条管道组成，总吞吐量为46万桶/日，为墨西哥湾沿岸地区的炼油厂提供服务[121] - Nederland Terminal可在三个船坞和三个驳船泊位接收原油，接收能力超200万桶/日，也能通过管道、驳船和船只输送原油，输送能力超200万桶/日[122] 燃料分销与零售业务 - Sunoco LP是Sunoco品牌汽车燃料独家批发供应商，供应约5513个运营点，还运营78家零售店[70][72] - 公司在Sunoco LP的投资涉及燃料分销和零售业务，燃料主要售往约78家自营零售店、540家委托代理点、6741家独立运营商门店和2424家其他商业客户[126][128] 压缩设备业务 - 截至2021年12月31日，USAC有370万马力压缩设备，平均使用约9年，按固定费用合同提供服务[74][75][77] - 截至2021年12月31日，USAC的压缩机组总功率为3689018马力，其中400马力及以上的大马力机组占总功率的86.3%，有10台共25000马力的大马力机组已下单，预计2022年交付[130][131] 其他业务 - 所有其他板块包括天然气营销、压缩设备业务、子公司相关业务及加拿大能源传输公司51%股权[79] - 公司自然资源业务截至2021年12月31日拥有或控制约7.36亿吨已探明和可能的煤炭储量[136] - 公司加拿大业务持有Energy Transfer Canada 51%的股权，其设施的总运营能力为12.9亿立方英尺/天，拥有约848英里的天然气收集和运输管道网络[137] 业务战略 - 公司业务战略包括战略收购、建设和扩张、增加收费业务现金流、提高现有资产盈利能力[140][141][142][143] 市场竞争 - 公司天然气业务在收集、压缩、处理、运输、储存和营销等环节面临来自其他管道、大型油气公司等的竞争[144][145][146] - 公司NGL业务在管道运输、存储和分馏等方面面临来自其他管道公司、存储设施和分馏器的竞争[148] - 公司原油和成品油管道业务面临其他管道、铁路和卡车运输的竞争，精炼产品终端面临其他独立终端的竞争[149][151] - 公司批发燃料分销和零售业务分别面临其他独立分销商和各类零售网点的竞争[152][153] 信用管理 - 公司实施信用政策管理信用风险，2021年无单一客户收入占合并收入超10%[154][157] 法规风险与监管 - 违反反市场操纵法律法规，监管机构可处以每天最高130万美元的民事罚款[163] - 州内天然气和NGL管道运输受所在州监管，部分服务费率和条款受FERC管辖[166] - 公司NGL管道和运营受州法规监管，州公共事业委员会可能处以罚款、处罚和延误建设[168] - 公司销售天然气受管道运输可用性、条款和成本影响，FERC监管变化影响未知[171] - 公司天然气收集设施分类和监管可能因FERC、法院和国会的未来决定而改变[175] - 公司在运营州受州可分配开采和共同购买法规限制，收集业务可能受更多监管审查[178] - 州际原油、NGL和产品管道运营受FERC费率监管，FERC可调查和调整费率[180] - 2018年3月FERC修订政策，不再允许MLP管道在服务成本中收回所得税津贴，影响未知[184] - 2017年减税和就业法案可能影响FERC允许的最高关税税率，各管道情况不同影响未知[184] - 2021年7月1日至2026年6月30日，FERC监管的液体管道可按PPI - FG减0.21%调整指数上限[186] - FERC 2017年11月的命令可能影响公司收费标准，多家要求澄清或重审，FERC未采取最终行动[187] - 公司部分管道受TRRC、宾夕法尼亚公共事业委员会和俄克拉荷马州公司委员会监管，州内费率不太可能被挑战或降低[188][190] - 公司管道运输费率、条款和条件可能受FERC根据ICA和1992年EPAct监管，取决于客户运输决策[191] - 公司管道运营受DOT通过PHMSA依据NGPSA和HLPSA监管，违规将面临制裁[192] - 2011年管道安全法将单次安全违规最高行政罚款从10万美元提高到20万美元，相关系列违规从100万美元提高到200万美元，2021年5月PHMSA将最高民事罚款提高到每天225,134美元，系列违规最高2,251,334美元[193] - 2021年11月PHMSA发布最终规则，对约40万英里以前未受监管的陆上天然气集输管道实施安全法规[193] - 公司运营受美国联邦、部落、州和地方法规约束，历史环境合规成本未产生重大不利影响，但未来不确定[198][199] - 拜登政府上台后发布行政命令，要求审查联邦法规，成立跨部门工作组计算温室气体社会成本，最终建议预计2022年初发布[200] 环境成本与责任 - 公司可能需承担CERCLA或州法律规定的场地清理费用，部分废物目前按非危险废物管理，未来可能被指定为危险废物[203][204] - EPA曾考虑修订非危险废物处理标准，2019年4月决定此时无需修订，但未来法规变化可能增加公司资本支出和运营成本[204] - 截至2021年和2020年12月31日，公司合并资产负债表记录的应计和其他流动负债及其他非流动负债中，用于支付重大环境负债的预提费用分别为2.93亿美元和3.06亿美元[206] - 2021年和2020年12月31日，环境修复活动的预提费用分别为2.34亿美元和2.47亿美元[207] - 截至2021年12月31日，为不再运营的遗留场地设立的全资专属保险公司持有1.75亿美元现金和投资[209]

业绩总结 - 2021年第四季度调整后的EBITDA为28亿美元，同比增长8.5%[4] - 2021财年调整后的EBITDA为130亿美元，同比增长24%[4] - 2021年第四季度可分配现金流为16亿美元，同比增长17.5%[4] - 2021财年可分配现金流为82亿美元，同比增长43%[4] - 2021财年资本支出为14亿美元，维护支出为5.22亿美元[4] - 2021财年减少长期债务63亿美元[4] 用户数据与市场展望 - 2022年预计调整后的EBITDA为118亿至122亿美元[10] - 2021年全年调整后的EBITDA按部门划分，州际运输与储存占38%[12] 新产品与技术研发 - 2021年，ET通过其双驱动技术减少了超过76.5万吨的直接二氧化碳排放[14] 负面信息 - 2018年净收入为48.25亿美元，较上年下降964万美元[18] - 2018年减值损失为7400万美元[18] 其他财务数据 - 2018年调整后的EBITDA为111.40亿美元，较上年增长2.57亿美元[18] - 2018年可分配现金流为77.66亿美元，较上年增长1.14亿美元[18] - 2018年利息支出为23.31亿美元，较上年下降2.05亿美元[18] - 2018年非现金补偿费用为1.13亿美元[18] - 2018年维护资本支出为6.55亿美元[18] - 2018年可分配现金流中，归属于Energy Transfer合伙人的可分配现金流为53.98亿美元[18] - 2018年来自Sunoco LP的可分配现金流为4.45亿美元[19] - 2018年来自USAC的可分配现金流为1.48亿美元[19] 项目进展 - Gulf Run Pipeline项目预计年末完成，管道长度为135英里，设计容量为1.65 Bcf/d[7]

财务数据和关键指标变化 - 2021年全年调整后EBITDA为130亿美元，较2020年显著增长且符合预期；调整后可分配现金流（DCF）为82亿美元，分配后剩余约64亿美元；按发生基础计算，分配18亿美元和投入约14亿美元增长资本后，剩余DCF约50亿美元 [6] - 2021年第四季度，合并调整后EBITDA为28亿美元，2020年同期为26亿美元；调整后归属于合伙人的DCF为16亿美元，2020年同期为14亿美元 [34] - 2022年1月25日宣布季度现金分配为每普通股单位0.175美元，年化0.70美元，较上一季度增长15% [7][36] - 2022年全年调整后EBITDA预计为118 - 122亿美元 [46] - 2022年增长资本支出预计在16 - 19亿美元，主要分布在中游、NGL和精炼产品以及州际业务板块 [47] - 截至2021年12月31日，循环信贷额度下可用流动性略超20亿美元，信贷额度杠杆率为3.07%；2021年第四季度用运营现金偿还约4亿美元债务，全年减少约63亿美元长期债务 [49] 各条业务线数据和关键指标变化 NGL和精炼产品业务 - 调整后EBITDA为7.39亿美元，去年同期为7.03亿美元，主要因Nederland终端吞吐量增加及分馏和炼油服务利润率提高 [38] - NGL运输量增至创纪录的190万桶/日，去年同期为140万桶/日；分馏器平均分馏量为89.5万桶/日，去年同期为82.5万桶/日 [39] 原油业务 - 调整后EBITDA为5.33亿美元，去年同期为5.17亿美元，主要因二叠纪盆地原油运输量增加、Nederland终端业务量改善以及Bakken和Bayou Bridge管道表现提升 [40] 中游业务 - 调整后EBITDA为5.47亿美元，2020年第四季度为3.90亿美元，主要因NGL和天然气价格有利上涨1.47亿美元，以及二叠纪、南得克萨斯和东北部地区业务增长和12月收购Enable资产 [41] - 集气产量为1480万MMBtu/日，去年同期为1260万MMBtu/日 [42] 州际业务 - 调整后EBITDA为3.97亿美元，2020年第四季度为4.48亿美元，虽业务量开始改善，但因2020年底Tiger和FEP合同到期以及中西部气温温和导致需求下降，不过Rover和Tiger因市场条件有利和Haynesville产量增长部分抵消了下降 [43] 州内业务 - 调整后EBITDA为2.74亿美元，去年同期为2.33亿美元，主要因二叠纪和南得克萨斯地区固定运输量增加、冬季风暴Uri相关收入确认、天然气价格上涨带来的留存燃料收入增加以及12月收购Enable资产 [45] 各个市场数据和关键指标变化 - 2021年全年公司在全球NGL出口中的占比在过去两年内翻了一番，在2021年第四季度占据近20%的世界市场，超过其他任何公司或国家 [18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 完成对Enable Midstream Partners的收购，预计合并公司每年实现超1亿美元成本节约协同效应，2022年实现7500万美元 [10] - 持续探索和实施与Enable资产相关的商业协同效应，以提高运营效率和资产利用率 [52] - 推进多个增长项目，如Mariner East管道系统、宾夕法尼亚接入项目、Cushing South管道、Ted Collins链接、Permian Bridge项目、Gulf Run管道等，以满足市场需求并提升竞争力 [14][16][19] - 评估二叠纪盆地天然气外输项目，利用现有资产和新建管道为生产商提供到优质市场的固定产能，预计成本低于竞争对手且建设时间更短 [24][25] - 拓展替代能源业务，成立替代能源集团，探索太阳能、风能和林业碳信用项目，推进Marcus Hook碳捕获项目及其他相关碳项目 [30][32] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 近期冬季天气对业务影响小于去年冬季风暴Uri，商品价格更稳定，公司有应对极端天气的程序和经验，能可靠运营 [12] - 2022年公司资产负债表更强，将注重财务灵活性，偿还债务，同时为股东创造价值 [53] - 对未来机会感到兴奋，NGL业务有望因国内外需求增长而持续增长，二叠纪盆地新项目将满足新需求并带来可观回报 [52][53] - 替代能源业务的进展将进一步增强和拓展公司能源业务 [54] 其他重要信息 - 公司将发布前瞻性声明，相关内容将在2021年12月31日结束的年度10 - K表格报告中详细讨论，预计2月18日提交 [4] - 提及的调整后EBITDA和DCF为非GAAP财务指标，相关调整可在公司网站查询 [5] - 2021年12月在公司网站发布年度企业责任报告 [33] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 二叠纪天然气外输解决方案中托运商的早期反馈及Permian Express系统未来几年的合同情况 - 托运商对项目非常感兴趣，公司项目能将二叠纪盆地的天然气输送到墨西哥湾沿岸多个优质市场，相比竞争对手更具优势；Permian Express系统过去2 - 3年有合同到期，目前不打算锁定长期合同，待产量增加后将利用价差获利 [56][57][63] 问题2: 二叠纪天然气管道潜在产能及二叠纪业务在天然气外输瓶颈情况下的利弊 - 预计在达到最终投资决策（FID）后几年内，新管道项目与现有Oasis管道的组合将新增15 - 20亿立方英尺/日的外输能力；公司通过利用现有产能、增加产能和推进新项目等方式应对，在市场中处于有利地位 [64][66][68] 问题3: 2022年资本支出（CapEx）变化的驱动因素及Enable资产和新项目的占比 - 资本支出主要分配给中游（约35 - 36%）、州际（约20 - 23%）、NGL和精炼产品（约20 - 21%）等板块；最大的变化因素是Gulf Run项目，同时还包含2021年递延至2022年的约2亿美元计划资本 [71][72][73] 问题4: Enable资产整合情况及是否有更多资产转换潜力 - 公司对Enable资产的商业协同效应挖掘进展顺利，发现了更多提高工厂运营效率、转换管道产品和组合资产的机会，预计在下一次财报电话会议上会有更多相关公告 [74][75][76] 问题5: Oasis管道优化项目情况及新项目转换现有管道的服务和获得FID所需合同期限 - Oasis管道近期将增加约6 - 6.5万立方英尺/日的产能；新项目不涉及转换现有管道，而是利用闲置的未充分利用产能；公司目标是签订10年合同，但可根据客户需求和费率进行协商 [78][79][80] 问题6: Haynesville地区是否会在Gulf Run管道投产前产能不足及Gulf Run管道扩建进展 - 公司通过多种方式解决Haynesville地区的增长问题，Gulf Run管道已有约11亿立方英尺/日的销量，还有约5 - 5.5亿立方英尺/日待售；预计未来需要扩建Gulf Run管道，并将在近期考虑此事 [82][83] 问题7: 公司对Waha价差的暴露情况及Oasis管道的剩余产能 - 公司此前签订了一些长期合同锁定部分产能，但仍有数十万桶/日的剩余产能，未来1 - 2年将有更多产能释放，可利用更宽的价差或满足托运商需求 [86][87][88] 问题8: 新墨西哥湾沿岸天然气管道在未获得10年合同承诺时的推进意愿、资本支出性质及EBITDA预测的影响因素 - 公司将谨慎决策，认为项目具有显著优势，有望获得7年高费率或10年低费率的合同；资本支出多为短期、回报好的项目，2023年将看到全部影响；EBITDA预测受商品价格、价差和行业钻探活动等因素影响，公司对行业增长持乐观态度，且90%为基于费用的业务 [91][94][95] 问题9: 恢复之前分配水平的时间框架和节奏考虑因素及Lake Charles LNG项目的商业前景 - 恢复之前的分配水平是首要任务，但需平衡资本项目、债务偿还和单位回购；Lake Charles LNG项目前景乐观，公司希望在未来几年签署相关协议，该项目将受益于公司强大的天然气供应组合和连接性，亨利枢纽地区将成为更大的交易中心 [101][102][107] 问题10: 公司在2021年第四季度回购的单位数量、债务偿还和再融资计划 - 2021年第四季度公司回购约400万美元的单位；公司将继续朝着400 - 450万美元的目标努力，用自由现金流偿还部分到期债务，同时也会对部分到期债务进行再融资 [109][110][111] 问题11: 收购Enable后Mid - Con NGL战略及将俄克拉荷马州产量整合到公司价值链的时间线 - 公司团队正在昼夜不停地寻找最佳利用管道和加工厂的方法，短期将采取措施优化俄克拉荷马州的资产，长期计划将NGL桶引入公司系统，预计未来3年左右能够开始从合同角度将更多桶从俄克拉荷马州的工厂转移到公司的NGL业务中 [112][114][116] 问题12: 评估单位回购与新增长项目回报潜力的方法 - 公司从每单位DCF的角度评估单位回购与新增长项目的回报潜力，而不是主要考虑分配收益率 [117]

业绩总结 - 2021年第三季度调整后的EBITDA为26亿美元[8] - 2021年第三季度的自由现金流为13亿美元[8] - 2021年第三季度的分配后剩余现金流约为9亿美元[8] - 2021年第三季度的增长资本支出为11亿美元[8] - 2021年截至目前已偿还约60亿美元的债务[8] 用户数据 - 截至2021年9月30日，已出口超过1600万桶乙烯[8] - 2021年第三季度的NGL运输和分馏量创下新纪录[8] 未来展望 - 预计2022年和2023年的年增长资本支出为5亿至7亿美元[14] - 2021年预计的增长资本支出为16亿美元[12] 新产品和新技术研发 - 约20%的电力来自可再生能源[15] 其他新策略 - 2018年可分配现金流（合并）为77.66亿美元[16] - 2018年可分配现金流归属于ET合伙人的调整后金额为54.5亿美元[16] - 2018年来自Sunoco LP的分配为1.65亿美元[16] - 2018年来自USAC的分配为9000万美元[16] 负面信息 - 2018年未实现的商品风险管理活动损失为7400万美元[16] - 2018年减值损失为7400万美元[16]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为26亿美元，去年同期为29亿美元；调整后可分配现金流（DCF）为13.1亿美元，去年同期为16.9亿美元；分配后过剩现金流约为9亿美元；按发生基础计算，分配4.14亿美元和增长资本约3.6亿美元后，过剩DCF约为5.4亿美元 [6][26] - 2021年全年调整后EBITDA指引维持在129 - 133亿美元，该范围不包括Enable收购的贡献 [38] - 截至2021年9月30日，循环信贷安排下的总可用流动性约为54亿美元，信贷安排的杠杆率为3.15倍；第三季度利用运营现金将未偿债务减少约8亿美元，年初至今已将长期债务减少约60亿美元 [39][40] 各条业务线数据和关键指标变化 NGL和精炼产品业务 - 调整后EBITDA为7.06亿美元，去年同期为7.62亿美元；全资和合资管道的NGL运输量增至创纪录的180万桶/日，去年同期为150万桶/日；分馏器平均分馏量为88.4万桶/日，去年同期为87.7万桶/日 [28][29][30] 原油业务 - 调整后EBITDA为4.96亿美元，去年同期为6.31亿美元 [31] 中游业务 - 调整后EBITDA为5.56亿美元，去年同期为5.3亿美元；采集天然气量为1300万MMBtu/日，去年同期为1290万MMBtu/日 [32][33] 州际业务 - 调整后EBITDA为3.34亿美元，去年同期为4.25亿美元 [34] 州内业务 - 调整后EBITDA为1.72亿美元，去年同期为2.03亿美元 [35] 各个市场数据和关键指标变化 - 截至9月，NGL出口量占全球的比例在过去18个月内翻了一番，达到近20%，在2021年第三季度超过任何其他公司或国家 [17] - 北路易斯安那的钻机数量比一年多前增长了约45%，二叠纪盆地也有类似的增长，且有大量未完成的已钻但未完井（DUC）油井正在被完成 [72] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 收购Enable Midstream Partners，预计在年底前完成，合并后公司预计产生超过1亿美元的年度运营成本协同效应，还可在中大陆和阿肯色 - 路易斯安那 - 得克萨斯地区扩大规模，为客户提供更灵活和有竞争力的服务 [8][9] - 推进多个增长项目，如Cushing South管道二期、Ted Collins链接、Mariner East系统等，以提高运输能力和市场竞争力 [10][11][12] - 积极开展替代能源活动，包括签订太阳能电力购买协议、探索太阳能、风能和林业碳信用项目、推进碳捕获项目等，以适应能源行业的发展变化 [22][23][24] - 为减少收益波动，战略上锁定更多基于费用的长期合同量，以应对基础价差下降的风险 [37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 随着市场持续复苏，公司有望受益于需求增加和利润率提高 [7] - 预计2022年将产生大量现金流，偿还债务仍是首要任务，同时2021年的强劲表现为2022年开始以增加分红和/或回购的形式向单位持有人返还价值打开了大门 [40][41] - 对收购Enable感到兴奋，认为可以利用增强的业务版图提高效率并寻求新的商业机会 [43] - 看好乙烷和丙烷市场的未来，公司在NGL领域处于领先地位，有望参与市场增长 [54] 其他重要信息 - 公司预计不久将在网站上发布年度企业社会责任报告 [25] - 10月26日宣布每股普通股0.1525美元的季度现金分红，年化后为0.61美元，将于11月19日支付给11月5日收盘时登记在册的单位持有人 [27] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 本季度业绩与不变的指引如何关联，应如何看待本季度业绩及指引范围，是否有季节性因素 - 本季度业绩与预期基本相符，但部分业务的优化活动略低于预期，目前预计全年业绩将处于指引范围的低端，但公司对全年业绩仍有信心 [45][46][47] 问题2: 2022和2023年增长资本维持不变，公司偿债后关于资本返还的杠杆目标是多少 - 杠杆目标仍为4 - 4.5倍，但决策会考虑预测情况，并非基于单一时间点，公司认为从明年开始可以向单位持有人返还资本 [48][49][50] 问题3: 未来1.5年约28万桶/日的乙烷裂解产能上线，乙烷需求增加，这些乙烷量将来自哪里，是否会减少出口 - 公司在乙烷和NGL领域处于领先地位，控制大量乙烷资源，预计业务将增长，已获批Marcus Hook的扩产项目，正在与客户谈判最终投资决策（FID） [52][53][54] 问题4: 拜登的重建更好计划对公司战略的中长期影响 - 公司专注于化石燃料业务，会关注政治和税收影响，但不会过度担忧，将在相关计划出台后应对，目前致力于为单位持有人创造收入 [55][56] 问题5: 优化业务滞后于预期的原因，是否有最低值，是否接近该值 - 优化机会难以预测，公司资产有大量存储能力，可利用市场波动获利，但不会将其纳入预算和展望 [58][59][60] 问题6: 第二座卫星裂解装置的投产时间及付款时间 - 最新消息是明年第三季度，但不能确定，需进一步确认 [62] 问题7: 本季度原油库存估值调整是否是原油业务的主要驱动因素，Bakken管道扩建是否已计入Q3业绩 - 本季度原油库存收益约为3300万美元，低于去年同期的6700万美元；Bakken管道扩建已计入Q3业绩，且仍在逐步提升产能 [64][65][66] 问题8: 公司有10亿美元以上的债务在第一季度到期，是否会用自由现金流偿还；关于明年分红增加的看法 - 公司将继续偿还到期债务，也不排除有机会进行期限调整；分红和回购是公司关注的重点，但目前没有更明确的信息，保持财务灵活性是首要任务 [67][68][69] 问题9: 对2022年生产商活动的趋势预期，以及公司在替代能源方面的关注机会和相关政策的影响 - 预计2022年生产商活动将持续增长，大型公司更谨慎，小型独立公司更活跃；公司关注资产周边的碳捕获项目，预计未来会有涉及2000 - 3000万美元资本的二氧化碳封存项目 [71][72][77] 问题10: 州内业务运输单位利润率较上半年下降的原因 - 公司几年前开始战略调整，确保长期合同的健康价差，目前价差虽有所下降，但预计2 - 3年后会扩大，公司有能力应对市场变化 [79][80][82] 问题11: 目前州内业务的情况是否可作为未来的参考 - 预计未来1.5 - 2年价差将扩大，公司有能力提供产能并锁定类似新建项目的价格 [83] 问题12: 公司对遗留PBR资产在煤炭市场价格上涨时的机会及是否有剥离计划 - 该资产是非常小的特许权业务，没有价格上涨机会，也没有剥离计划 [85] 问题13: Rover管道的收入增加情况，合同比例，以及是否有能力与更多生产商签订更高费率合同 - Rover管道表现出色，超过90%为长期合同，可根据不同情况以关税费率出售产能，随着产量增长，预计将继续增长 [87][88][89] 问题14: 2022和2023年的资本支出是否包括巴拿马项目，如果该项目达成FID，会如何影响资本支出 - 目前的资本支出不包括巴拿马项目，该项目至少需要12个月才能达成FID，预计2023年才会有重大支出 [90] 问题15: 未来几年NGL供需情况下，Mont Belvieu何时需要更多分馏产能 - 至少未来6 - 9个月内不需要，但会按季度评估，预计2022年某个时候需要认真考虑完成第8套分馏装置，前提是商品价格保持当前水平 [92][93] 问题16: 2022年运营和维护（O&M）及一般和行政（G&A）成本上升情况，通胀跟踪器是否有上限，成本增加是否会全部反映在费率中 - 多数合同有指数调整机制，预计明年7月费率将显著上升，现有合同可受益于通胀调整，未来合同可能受竞争压力影响 [95][96][97] 问题17: NGL业务是否采用激励费率，费率是否逐季下降 - 公司会争取市场允许的最高费率；NGL市场竞争激烈，第三方设施的T&F价格较几年前显著下降 [98][99][100] 问题18: 冬季风暴Uri后，天然气存储合同市场情况，是否签订新合同及市场趋势 - 公司出售了更多存储服务，价格更有利，仍在与一些方和电厂就冬季服务进行谈判，有能力满足市场需求 [102][103]