财务数据和关键指标变化 - 公司2022年第一季度净收入为3.91亿美元，同比增长24%（排除冬季风暴Uri的影响）[13] - 调整后的EBITDA同比增长11%（排除冬季风暴Uri的影响）[13] - 第一季度末未分馏的NGL库存较高，预计第二季度将分馏并销售，带来收入[13] - 净债务与EBITDA的比率保持在4倍以下，长期目标是3.5倍或更低[13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气液体（NGL）业务：第一季度NGL原料吞吐量同比增长17%，其中Rocky Mountain地区增长24%，Mid-Continent地区增长10%，Permian Basin地区增长23%[17][18][19] - 天然气采集和处理业务：Rocky Mountain地区第一季度处理量平均为13亿立方英尺/天，同比增长11%[21] - 天然气管道业务：第一季度受益于天然气销售增加和季节性需求增长[22] 各个市场数据和关键指标变化 - Rocky Mountain地区：4月因极端天气影响，天然气和NGL处理量减少约20%，5月继续受到影响[10] - Mid-Continent地区：NGL处理量略高于预期，天然气处理量预计将增加[18][22] - Permian Basin地区：NGL处理量增长23%，天然气管道系统有扩展机会[19][35] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司已完成大型基础设施项目，未来将专注于快速投产的扩展项目，具有吸引力的回报和较低的资本需求[7] - 公司在关键页岩盆地的地位为其提供了长期增长机会，能够满足国内外能源需求的增长[7][8] - 公司正在通过最佳管理实践和与客户及服务提供商的合作，推动低碳未来的转型[26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为当前事件凸显了天然气和NGL在长期能源转型中的重要性，公司将继续在提供能源产品和服务方面发挥关键作用[8] - 尽管4月的极端天气影响了Rocky Mountain地区的运营，公司仍维持2022年的财务指引，预计全年将实现强劲的产量和收入增长[11][14][27] 其他重要信息 - 4月Moody's将公司的评级展望调整为正面，并确认其投资级评级[14] - 公司正在扩建德克萨斯州的天然气储存设施，并计划增加俄克拉荷马州的储存能力[23] - 公司宣布了两个开放季节，以应对Permian Basin和Upper Midwest地区增加的管道需求[24] 问答环节所有提问和回答 问题: 天气对Rocky Mountain地区运营的影响 - 4月极端天气导致Rocky Mountain地区的天然气和NGL处理量减少约20%，5月继续受到影响[10][30] - 当前处理量为11亿立方英尺/天，NGL处理量为32万桶/天，随着关闭的油井重新上线，处理量正在上升[10][30] 问题: GOR（气油比）趋势 - GOR自2016年以来增长了约80%，随着新井的投产，GOR会有所波动，但总体趋势是上升的[31] 问题: 2022年完井指导 - 第一季度完成了90口井的连接，预计全年将完成400口井的连接，存在一定的上行潜力[33][34] 问题: Permian Basin地区的天然气管道扩展机会 - 公司正在评估Permian Basin地区的管道扩展机会，类似于2018年的扩展，预计将有约2亿立方英尺/天的重新合同机会[35] 问题: NGL管道扩展计划 - 公司目前有足够的NGL管道容量，但正在评估未来的扩展需求，以确保在需要时能够快速扩展[37][38] 问题: 乙烷回收机会 - 公司预计2022年乙烷回收机会强劲，尤其是在国内和国际需求增加的背景下[20][46][54] 问题: 国际NGL出口机会 - 公司正在评估NGL出口机会，但将保持纪律性，确保项目能够带来合理的回报[56] 问题: Permian Basin地区的乙烷回收对其它盆地的影响 - 如果Permian Basin地区实现全乙烷回收，可能会对Mid-Continent地区的乙烷回收产生一定压力，但影响有限[60] 问题: Bakken地区的出口瓶颈 - Bakken地区的石油、NGL和天然气出口能力充足，公司认为该地区在未来几年内不会出现出口瓶颈[61] 问题: 2022年资本支出趋势 - 公司维持2022年的资本支出指引，尽管MB-5项目的启动时间提前，但并未增加成本[66] 问题: 成本控制和通胀压力 - 公司已看到一些通胀压力，但合同中的价格调整条款足以抵消这些成本增加[72]

公司信贷与债务情况 - 公司有25亿美元的循环信贷协议[13] - 公司25亿美元信贷协议2024年6月到期，2022年第一季度收购3000万美元资产，使第一季度及随后两季度杠杆比率契约增至5.5:1，之后降至5.0:1；3月31日无未偿还借款，债务与调整后EBITDA比率为4.0:1 [62] - 2022年3月31日，商业票据未偿还金额为78000000美元，加权平均利率0.94%；总债务为13834709000美元，长期债务为12750485000美元；2021年12月31日对应数据分别为0、13756709000美元、12747636000美元[61] - 截至2022年3月31日，公司25亿美元信贷协议无借款，商业票据未偿还额为7800万美元，现金及现金等价物为1460万美元[135] 公司财务关键指标变化（季度对比） - 2022年第一季度商品销售为51.05211亿美元，2021年同期为28.36109亿美元[17] - 2022年第一季度服务收入为3.39398亿美元，2021年同期为3.5857亿美元[17] - 2022年第一季度净收入为3.91171亿美元，2021年同期为3.86176亿美元[17] - 2022年第一季度基本每股收益为0.87美元，2021年同期为0.87美元[17] - 2022年第一季度折旧和摊销为1.53858亿美元，2021年同期为1.5712亿美元[27] - 2022年第一季度资本支出（扣除建设期间使用的股权资金补贴）为2.56978亿美元，2021年同期为1.76734亿美元[27] - 2022年第一季度支付股息4.17417亿美元，2021年同期为4.16229亿美元[27] - 2022年第一季度短期借款净额为7800万美元，2021年同期无此项[27] - 2022年第一季度净收入为3.91171亿美元，2021年同期为3.86176亿美元[27] - 2022年第一季度末，Level 3衍生资产（负债）净负债为1.89831亿美元，2021年同期为0.41794亿美元[42] - 2022年第一季度，商品合约现金流套期公允价值未实现变动为 - 174360000美元，利率合约为81155000美元，总计 - 93205000美元；2021年对应数据分别为 - 63430000美元、106285000美元、42855000美元[57] - 2022年第一季度，商品合约对净收入影响为 - 210794000美元（商品销售收入）和134368000美元（销售成本和燃料），利率合约为 - 9330000美元；总计 - 85756000美元；2021年对应数据分别为 - 130518000美元、86436000美元、 - 9666000美元、 - 53748000美元[57] - 2022年第一季度，基本每股收益和摊薄每股收益均为0.87美元；2021年对应数据分别为0.87美元、0.86美元[69] - 2022年和2021年第一季度，公司在非合并联营企业交易中产生的费用分别为1450万美元和1560万美元[70] - 2022年第一季度商品销售收入51.052亿美元，2021年为28.361亿美元，增加22.691亿美元；服务收入3.394亿美元，2021年为3.586亿美元，减少0.192亿美元；总收入54.446亿美元，2021年为31.947亿美元，增加22.499亿美元[102] - 2022年第一季度净利润3.912亿美元，2021年为3.862亿美元，增加0.05亿美元；摊薄后每股收益0.87美元，2021年为0.86美元，增加0.01美元[102] - 2022年第一季度调整后EBITDA为8.639亿美元，2021年为8.664亿美元，减少0.025亿美元[102] - 2022年第一季度资本支出2.57亿美元，2021年为1.767亿美元，增加0.803亿美元[102] - 2022年第一季度乙烷长期合同交付量平均为46万桶/日，2021年为35.5万桶/日，增加约10.5万桶/日[96] - 2022年第一季度天然气收集量为2736BBtu/d，2021年为2589BBtu/d；天然气加工量为2517BBtu/d，2021年为2380BBtu/d；平均费率均为1.04美元/MMBtu[113] - 2022年第一季度NGL和凝析油销售额为45.487亿美元，2021年为24.148亿美元，增加21.339亿美元；调整后EBITDA为5.276亿美元，2021年为4.356亿美元，增加9200万美元；资本支出为1.255亿美元，2021年为1.12亿美元，增加1350万美元[118] - 2022年第一季度交换服务收入增加5830万美元，其中平均费率提高带来3640万美元，更高的交易量带来2690万美元，更宽的商品价格差异带来2680万美元，更高的分馏成本抵消2360万美元；因冬季风暴Uri影响，交换服务收入增加4620万美元；优化和营销收入减少430万美元[119] - 2022年第一季度原料进料吞吐量为1212MBbl/d，2021年为1036MBbl/d；康威至蒙特贝鲁的OPIS乙烷价格差为0.02美元/加仑，2021年为 - 0.02美元/加仑[120] - 2022年第一季度天然气管道运输收入为1.015亿美元，2021年为1.171亿美元，减少1560万美元；调整后EBITDA为1.235亿美元，2021年为2.262亿美元，减少1.027亿美元；资本支出为2340万美元，2021年为2120万美元，增加220万美元[123] - 2022年第一季度天然气管道调整后EBITDA减少1.027亿美元，其中冬季风暴Uri影响导致减少1.254亿美元，天然气销售平均价格提高增加720万美元，运输服务增加680万美元，存储服务增加510万美元[124] - 2022年第一季度天然气运输合同容量为7527MDth/d，2021年为7423MDth/d；运输合同容量占比2022年为96%，2021年为95%[125] - 2022年第一季度净收入为3.91171亿美元，2021年为3.86176亿美元；调整后EBITDA为8.63865亿美元，2021年为8.66421亿美元[127] - 2022年第一季度与2021年同期相比，经营活动现金流量减少7110万美元，投资活动现金使用增加7300万美元，融资活动现金使用减少1.344亿美元[150] - 2022年第一季度与2021年同期相比，经营资产和负债的变化使经营现金流减少2.173亿美元，而2021年同期减少1.384亿美元[151] - 2022年和2021年第一季度，不包括AFUDC的资本支出分别为2.57亿美元和1.767亿美元[141] 公司财务关键指标变化（不同时间点对比） - 2022年3月31日现金及现金等价物为1461万美元，2021年12月31日为1.46391亿美元[21] - 2022年3月31日应收账款净额为16.82459亿美元，2021年12月31日为14.41786亿美元[21] - 2022年3月31日总负债和权益为239.92705亿美元，2021年12月31日为236.21613亿美元[22] - 2022年3月31日长期债务（不包括当期到期部分）为127.50485亿美元，2021年12月31日为127.47636亿美元[22] - 2022年3月31日现金及现金等价物期末余额为1461万美元，2021年同期为4.02413亿美元[27] - 2022年3月31日，公司总衍生资产为3.20889亿美元，总衍生负债为5.8277亿美元；2021年12月31日，总衍生资产为2.04161亿美元，总衍生负债为4.49264亿美元[39][40] - 2022年3月31日，公司持有现金为0，向交易对手方交付现金2.757亿美元，其中1.975亿美元现金抵押品用于抵消衍生净负债头寸；2021年12月31日，持有现金为0，交付现金1.57亿美元，其中0.996亿美元用于抵消衍生净负债头寸[39][40] - 2022年3月31日和2021年12月31日，公司合并长期债务（含当期到期部分）的估计公允价值分别为143亿美元和156亿美元，账面价值均为136亿美元[46] - 2022年3月31日和2021年3月31日的三个月内，无Level 3公允价值层次的转入或转出[44] - 2022年3月31日，天然气期货固定价格净购买量为 - 64.7Bcf，原油和NGLs期货为 - 11.3MMBbl，天然气期货基差为 - 64.6Bcf；2021年12月31日对应数据分别为 - 32.3Bcf、 - 10.0MMBbl、 - 30.5Bcf；利率合约互换均为11亿美元[57] - 2022年3月31日和2021年12月31日，金融合同的衍生净负债头寸分别被1.975亿美元和0.996亿美元现金抵押品完全抵消[56] - 2022年3月31日，累计其他综合损失为 - 467672000美元，其中风险管理资产/负债为 - 358051000美元，退休和其他退休后福利计划义务为 - 104629000美元，非合并附属公司为 - 4992000美元[66] - 2022年3月31日和2021年12月31日，公司合同负债余额分别为4770万美元和5150万美元[75] 公司股权情况 - 2022年3月31日普通股授权12亿股，已发行4.74916234亿股[22] - 2022年1月1日至3月31日，已发行优先股数量为20000股，普通股数量为4.74916234亿股[29] 公司公允价值确定与分类 - 公司采用市场价格、第三方定价服务、现值法和标准期权估值模型确定公允价值[35] - 公司在每个资产负债表日使用公允价值层次结构对公允价值金额进行分类，分为Level 1、Level 2和Level 3[38] 公司风险管理策略 - 公司使用实物远期交易和金融衍生品管理商品价格和利率波动风险，未用于交易目的[47] - 公司可能使用期货、远期、互换、期权和领子期权等商品衍生工具降低商品价格风险[48] - 公司各业务板块均面临商品价格风险，采用相应的套期保值策略降低价格波动影响[50][51][52] - 公司通过固定利率债务、浮动利率债务和利率互换管理利率风险，有11亿美元的远期利率互换用于对冲部分预测债务发行的利息支付变动[53][54] 公司业务板块营收与支出情况（2022年第一季度） - 2022年第一季度，公司天然气收集与处理、天然气液和天然气管道三个业务板块的总营收分别为15.9167亿美元、47.34235亿美元和1.49337亿美元[81] - 2022年第一季度，公司三个业务板块的调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）分别为2.14696亿美元、5.27614亿美元和1.23521亿美元[81] - 2022年第一季度，公司三个业务板块的资本支出分别为9329.8万美元、1.25535亿美元和2335.5万美元[81] - 2022年第一季度，公司总营收为6.475242亿美元，经调整后为5.444609亿美元[81][83] - 2022年第一季度，公司销售成本和燃料成本（不包括折旧和运营成本）为5.394667亿美元，经调整后为4.365948亿美元[81][83] - 2022年第一季度，公司运营成本为2637.81万美元，经调整后为2639.17万美元[81][83] - 2022年第一季度，公司折旧和摊销费用为1528.01万美元，经调整后为1538.58万美元[81][83] 公司项目建设情况 - 2022年4月完成德州天然气存储设施11亿立方英尺的扩容；俄克拉荷马天然气存储设施注气能力扩建预计2023年第二季度完成，可额外利用40亿立方英尺现有存储容量[94] - 2021年末公司宣布重启威利斯顿盆地2亿立方英尺/日的Demicks Lake III天然气处理厂和德州12.5万桶/日的MB - 5分馏塔建设，预计分别于2023年第一季度和第二季度完成[97] 公司股息支付情况 - 2022年2月普通股股息为每股0.935美元，已宣布2022年5月16日向5月2日登记股东支付相同金额股息[64] - 公司E系列优先股年利率5.5%，2022年2月支付股息300000美元，已宣布2022年5月16日支付相同金额股息[65] - 2022年2月和4月公司均维持并支付季度普通股股息每股0.935美元（年化每股3.74美元）[99] - 2022年2月，公司支付普通股股息为每股0.935美元（年化每股3.74美元），并宣布于2022年5月16日向5月2日登记在册的股东支付相同金额股息[145]

业绩总结 - 2021年调整后的EBITDA增长24%[19] - 2021年每股稀释收益为3.35美元，较2021年指导中值3.33美元有所上升[19] - 2021年净债务与EBITDA比率为3.99倍，债务总额减少超过6亿美元[19] - 2022年净收入指导范围为15.5亿至18.3亿美元[73] - 2022年稀释后每股收益指导范围为3.45至4.07美元[73] - 2022年调整后EBITDA指导范围为34.7亿至37.7亿美元[73] 用户数据 - 2021年天然气液体(NGL)处理量在落基山地区增长45%[19] - 2021年总天然气处理量在落基山地区的平均处理量为1,348 MMcf/d，较2020年增长21%[50] - 2021年第四季度天然气处理量为1348百万立方英尺/天[64] 市场扩张 - 2021年在落基山地区连接了324口井，预计2022年将连接375至425口井[50] - 2022年预计将完成405至475个井连接[74] 新产品和新技术研发 - 预计2022年天然气液体部门调整后EBITDA为21.1亿至23亿美元[73] - 预计2022年天然气收集和处理部门调整后EBITDA为9.6亿至10.4亿美元[73] - 预计2022年天然气管道部门调整后EBITDA为4亿至4.3亿美元[73] 负面信息 - 2021年NGL的平均原料进料量为1,269,000 bpd，较2020年略有下降[36] 其他新策略和有价值的信息 - 2021年公司在MSCI ESG评级中从A级升级至AA级[21] - 2021年公司在道琼斯可持续性指数中排名行业同类企业的第4位[21] - 威利斯顿盆地的气油比自2016年以来增加超过80%[59] - 2021年全州燃烧气体减少至7%，相比2014年的36%大幅下降[59]

财务数据和关键指标变化 - 2021年第四季度净收入为3.79亿美元，全年净收入为15亿美元 [18] - 2021年第四季度调整后EBITDA为8.47亿美元，全年调整后EBITDA为33.8亿美元，同比分别增长14%和24% [18] - 2021年12月31日的净债务与EBITDA比率低于4倍，公司计划继续降低杠杆率，长期目标是3.5倍或更低 [19] - 2021年公司主动偿还了约5.5亿美元的到期债务，并通过公开市场回购减少了超过6亿美元的总债务 [20] - 2022年公司预计净收入中位数为16.9亿美元，每股收益为3.76美元，调整后EBITDA范围为35亿至38亿美元，中位数为36.2亿美元，同比增长7% [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 2021年第四季度，Rocky Mountain地区的天然气处理量环比增长5%，NGL（天然气液体）处理量环比增长6% [28] - 2021年全年，Rocky Mountain地区的天然气和NGL处理量创下历史新高，主要由于该地区活动增加和天然气与原油比率上升 [29] - 2022年公司预计NGL总处理量将同比增长8%，天然气处理量将同比增长11% [30] - 2022年Rocky Mountain地区的天然气处理量预计将同比增长15%，平均处理量将达到15亿立方英尺/天 [36] - 2022年Mid-Continent地区的天然气处理量预计将同比增长2%-5%，公司将连接30至50口新井，较2021年的15口大幅增加 [39][81] 各个市场数据和关键指标变化 - Williston盆地的天然气生产保持强劲，预计2022年该地区的天然气产量将继续增长，主要由于钻井效率提高和核心区域的扩展 [37] - Mid-Continent地区的活动持续增加，特别是来自私人生产商的活跃度提升，可能带来额外的NGL处理量 [33] - Permian盆地的NGL处理量预计将实现两位数增长，主要由于Midland和Delaware盆地的处理量增加 [34] - 2022年乙烷需求预计将增加，主要由于新建和扩建的石化设施以及出口增长，预计将带来超过30万桶/天的增量需求 [35] 公司战略和发展方向 - 公司将继续专注于优化资产、负责任和可靠地运营，并通过与客户的增量增长来推动业务发展 [42] - 公司计划在2022年投资约9.75亿美元的资本支出，主要用于支持预期的生产活动和处理量增长，包括完成Demicks Lake III和MB-5项目 [24] - 公司将继续通过合同中的通胀调整条款（如CPI或PPI指数）来应对成本上升 [25] - 公司将继续推进ESG（环境、社会和治理）目标，包括减少温室气体排放和提高ESG评级 [9] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对2022年的前景持乐观态度，预计生产活动增加和市场需求的改善将推动处理量和收入的强劲增长 [10] - 公司认为其资产位于美国最具生产力的页岩盆地之一，客户资本充足且计划在2022年维持和增加产量 [11] - 公司认为天然气和NGL的需求将持续增长，这些资源将在能源转型中发挥重要作用 [15] - 管理层预计2022年的经营环境将优于2021年，尤其是在原油价格维持在70美元左右的情况下 [23] 其他重要信息 - 公司在2021年实现了多项里程碑，包括宣布温室气体排放减少目标、获得MSCI的AA ESG评级升级，并在人权运动企业平等指数中获得满分 [9] - 公司计划在2022年继续推进其天然气储存容量的扩展，预计将增加11亿立方英尺的储存容量，使总储存容量超过530亿立方英尺 [40] - 公司预计2022年的运营成本将有所上升，主要由于员工相关福利成本和计划中的维护项目 [21][109] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于乙烷回收的激励措施 - 公司表示乙烷回收的激励措施主要取决于Bakken地区的天然气价格与Mont Belvieu乙烷价格之间的差异，如果价差扩大，公司将激励更多的乙烷回收 [46] 问题: Bakken地区的天然气管道扩展项目 - 公司认为Bakken地区在未来三年内可能需要更多的天然气外输能力，预计将在今年做出相关决策 [48] 问题: 关于2022年业绩指引的形成 - 公司表示当前的经营环境和资产容量使其对2022年的业绩前景持乐观态度，预计业绩将至少达到指引的中位数 [55] 问题: 关于资本分配和杠杆目标 - 公司表示将继续优先降低杠杆率，并关注股息支付率，预计2022年的杠杆率将降至3.5倍以下 [61] 问题: 关于Mid-Continent地区的生产展望 - 公司预计Mid-Continent地区的生产将略有增长，主要由于近期活动增加 [68] 问题: 关于通胀对资本预算的影响 - 公司表示通胀对其资本预算的影响有限，大部分项目的成本已经锁定，预计不会显著超出预算 [91] 问题: 关于Permian盆地的竞争优势 - 公司表示其在Permian盆地的竞争优势在于现有的管道基础设施和低成本扩展能力，预计将继续在该地区实现增长 [111] 问题: 关于碳捕获的潜在机会 - 公司表示正在与州政府和其他私营实体讨论碳捕获的机会，认为其在管道建设和储存方面具有优势 [125]

公司ESG表现 - 公司2021和2022年入选S&P全球可持续发展年鉴，2021年人权运动企业平等指数获满分100，MSCI ESG评级从A升至AA，2022年被评为美国最具责任感公司之一，在Sustainalytics ESG风险排名中位列炼油和管道行业前10%[27] - 公司宣布到2030年将范围1和范围2的温室气体排放总量较2019年基准年水平绝对减少30%，即220万公吨[29] - 公司宣布到2030年将其范围1和范围2的温室气体排放总量较2019年基准年水平绝对减少30%，即220万公吨[85] - 2020年公司估计的温室气体排放总量为6670万公吨二氧化碳当量，其中范围1排放为380万公吨，范围2排放为250万公吨[95] - 公司参与EPA的天然气之星计划和Our Nation's Energy未来联盟，自愿报告甲烷减排情况并计算甲烷强度[86] - 公司认为未来政府立法或监管可能要求其限制温室气体排放、支付额外税款或购买排放配额[87] 天然气集输与处理业务数据 - 2021年天然气集输与处理业务中，落基山地区集输和处理量增加，11月Bear Creek工厂扩建完成，威利斯顿盆地总处理能力增至约17亿立方英尺/日，计划重启Demicks Lake III天然气处理厂建设，预计2023年第一季度完成，届时威利斯顿盆地总处理能力将达约19亿立方英尺/日[30] - 天然气集输与处理业务的收益主要来自无生产商实物提取权的收费加收益分成合同、有生产商实物提取权的收费加收益分成合同和仅收费合同[41][42] - 2021年和2020年天然气处理厂利用率分别为69%和66%，其中落基山地区分别为81%和70%，2021年落基山地区利用率增加[44] 天然气管道业务数据 - 2021年天然气管道业务中，第一季度出售存储的天然气使该业务财务结果受益，极端冬季天气期间，为关键需求客户最大化提取天然气存储量[31] - 公司拥有1500英里受FERC监管的州际天然气管道，运输能力35亿立方英尺/日；5100英里州内传输管道，运输能力43亿立方英尺/日；6个地下天然气存储设施，总有效工作天然气存储能力52.2亿立方英尺[61] - 公司正在将德州天然气存储设施的容量扩大11亿立方英尺[62] - 2021年和2020年，公司天然气管道预订率分别为95%和96%，天然气存储设施预订率分别为70%和71%[65] - 公司对Northern Border Pipeline和Roadrunner各有50%所有权，Roadrunner可从西德克萨斯二叠纪盆地向德州埃尔帕索附近的墨西哥边境运输5.7亿立方英尺/日天然气，从特拉华盆地向瓦哈地区运输约10亿立方英尺/日天然气[67][68] 天然气液业务数据 - 2021年天然气液业务中，NGL产量增加，计划重启Mont Belvieu的12.5万桶/日MB - 5分馏塔建设，预计2023年第三季度完成，届时全系统NGL分馏能力将超100万桶/日[32] - 天然气液业务拥有或参股俄克拉荷马、堪萨斯、得克萨斯、新墨西哥、蒙大拿、北达科他、怀俄明和科罗拉多等地受FERC监管的NGL集输和配送管道，以及堪萨斯、密苏里、内布拉斯加、爱荷华和伊利诺伊等地的终端和存储设施[48] - 天然气液业务租赁1000万桶/年ONEOK North System附近的管道容量，通过服务协议获得堪萨斯和得克萨斯州设施500万桶的NGL存储总容量以及墨西哥湾沿岸6万桶/日的NGL分馏能力[50] - 公司拥有9120英里集输管道，运营能力1790千桶/日；4350英里配送管道，运营能力1150千桶/日；8座NGL分馏塔，总运营能力920千桶/日；1座异构化装置，运营能力10千桶/日；1座乙烷/丙烷分离器，运营能力40千桶/日；6座NGL存储设施，运营存储能力3000万桶；8个NGL产品终端[51] - 2021年和2020年，NGL集输管道利用率均为61%，NGL配送管道利用率均为51%，NGL分馏塔利用率分别为91%和77%[53][58] - 公司对Overland Pass Pipeline Company有50%所有权，该公司运营760英里州际NGL管道系统[54] 公司业务建设情况 - 公司正在建设威利斯顿盆地2亿立方英尺/日的Demicks Lake III天然气处理厂和得克萨斯州Mont Belvieu 12.5万桶/日的MB - 5 NGL分馏塔[40][50] 公司收益情况 - 公司收益主要来自运输和存储服务，运输收益主要基于收费服务，存储收益也主要基于收费服务[63][64][65] 公司业务影响因素 - 公司各业务板块供应取决于原油和天然气钻探及生产活动，需求受经济状况、终端用户需求等因素影响[71] - 公司在各业务板块面临不同程度的商品价格风险，且业务受季节性因素影响[73][75] 公司员工情况 - 截至2021年12月31日，公司有2847名员工[102] - 2021年公司为五个员工主导的业务资源组提供资金和支持，2022年批准了一个新的LGBTQ+业务资源组[105] - 公司提供最高240小时的带薪产假、陪产假或领养假，以及最高10000美元的领养和/或代孕合理必要费用[109] - 公司为符合条件的员工提供每年最高5000美元的与工作相关领域的学费补助[112] - 公司401(k)计划在每个发薪期对员工符合条件薪酬的6%以内的供款进行100%匹配[114] - 截至2021年12月31日，96%的符合条件员工参与了公司的401(k)计划[114] - 公司定义福利养老金计划于2005年停止接纳新参与者[114] - 公司自2022年初开始实施返回办公室计划[108] - 公司为员工提供医疗、牙科和视力等多种福利[109] - 公司为员工提供领导力、专业技能等多领域的教育和培训[111] - 公司通过虚拟面试招聘关键岗位新员工[113] - 公司致力于吸引、选拔、培养和留住支持关键业务战略的人才[113] 公司竞争与客户情况 - 公司与其他中游公司、大型综合石油公司和独立勘探生产公司竞争天然气和NGL供应[78] - 公司天然气收集与处理以及天然气液体业务板块的服务收入来自主要和独立的原油及天然气生产商[79] 公司其他资产情况 - 公司通过ONEOK Leasing Company和ONEOK Parking Company拥有一座17层办公楼和一个停车场[80] 公司法规影响情况 - 公司不预计与规则第一和第三部分相关的潜在资本和运营支出会对其计划的资本或运营维护成本产生重大影响[90]

业绩总结 - ONEOK的市场资本超过200亿美元，信用评级为投资级别（BBB-/Baa3）[6] - 预计2021年至2023年每股收益（EPS）年复合增长率超过5%[6] - ONEOK的股息收益率超过5%，且已有超过25年的历史未减股息[6] - 2021年调整后的EBITDA指导范围为33.25亿美元至34.25亿美元[88] - 2021年净收入指导范围为14.3亿至15.5亿美元[88] 用户数据 - ONEOK在美国天然气生产中占据超过10%的市场份额，依赖其基础设施的天然气生产量超过10 Bcf/d[10] - 2021年，ONEOK的天然气处理量为1,283 MMcf/d，显示出持续的增长[71] - 2021年，ONEOK在威利斯顿盆地的平均井连接数为每月约25个，显示出良好的生产效率[70] 未来展望 - 预计Demicks Lake III处理厂的建设将在2023年第一季度完成，成本约为1.4亿美元[56] - 预计2021年天然气液体业务的收入将约90%为费用基础收入[28] - 2021年预计收益中超过95%为费用基础收入[81] 新产品和新技术研发 - 2021年，天然气液体的原料进料吞吐量在不同地区的增长情况为：洛基山地区增长5%，中部地区增长2%，墨西哥湾/佩米安地区增长12%[30] - 洛基山地区的NGL原料进料吞吐量在2021年第三季度达到315,000桶/日，较2020年第三季度增长超过45%[36] - 中部地区的乙烷回收机会约为100,000桶/天，威利斯顿盆地超过125,000桶/天[45] 市场扩张和并购 - 全球NGL需求预计在2020年至2040年间增长约20%[41] - 过去10年增加了约1.6亿立方英尺/天的处理能力，以提高北达科他州的天然气捕集[100] 负面信息 - 2021年第二季度，中部地区的平均处理量为648 MMcf/d，第三季度降至631 MMcf/d[57] - 威利斯顿盆地的气体与油的比率自2016年以来增加超过85%[67] 其他新策略和有价值的信息 - 目标到2030年将范围1和范围2的温室气体排放量减少30%，即220万吨[98] - 2021年天然气燃烧减少至6%，较2011年的36%大幅下降[100] - 2020年对当地社区的贡献超过800万美元[108] - 2020年在多样性和包容性相关组织的捐赠超过350万美元，占总捐赠的40%以上[109] - 2020年代理报告的环境事件率下降超过45%[107]

业绩总结 - 自然气液体的交换服务收入增加了4000万美元，主要由于在落基山脉地区和二叠纪盆地的交易量增加2170万美元[6] - 自然气管道运输服务收入增加了400万美元，主要由于更高的固定运输收入[7] - 自然气收集和处理的收入增加了730万美元，主要由于落基山脉地区的交易量增加[8] - 第三季度处理的天然气量为1283 MMcf/d，较第二季度的1256 MMcf/d增加了2%[27] - 落基山脉地区的NGL原料进料吞吐量与第二季度相比增加了5%[11] - 落基山脉地区的NGL吞吐量增加了超过45%，达到315,000 bpd[17] - 预计2021年将连接超过300口新井，年初至今已连接194口[28] - 2021年调整后的EBITDA指导范围为34.25亿美元，较之前的33.25亿美元有所增加[48] - 预计25,000 bpd的落基山脉地区NGL将为公司带来约1亿美元的年EBITDA[20] 成本与运营 - 由于外部服务费用和员工相关成本的增加，天然气收集和处理的运营成本上升[8] 环境责任与减排目标 - ONEOK计划到2030年实现相对于2019年基准年水平的Scope 1和Scope 2排放量减少30%，即减少220万吨（MMT）[51] - 2019年Scope 1排放量为72万吨（MMT），Scope 2排放量为11万吨（MMT）[51] - 预计到2030年，Scope 1和Scope 2的总排放量将减少至50万吨（MMT）[51] - ONEOK的减排目标包括通过电气化天然气压缩资产和最佳管理实践来减轻甲烷排放[51] - 公司将与公用事业提供商合作，以增加低碳电力选项的可用性[51] - 通过系统优化，ONEOK将进一步推动减排机会[51] - 公司的减排目标是基于2019年的排放水平进行的绝对减少[51] - 预计通过实施这些措施，ONEOK将显著降低其整体碳足迹[51] - 公司致力于在2030年前实现可持续发展目标，推动环境责任[51]

财务数据和关键指标变化 - 公司第三季度净收入为3.92亿美元，同比增长26%，环比增长15% [11] - 第三季度调整后EBITDA为8.65亿美元，同比增长16%，环比增长8% [11] - 公司预计2021年净收入为14.3亿至15.5亿美元，调整后EBITDA为33.25亿至34.25亿美元，较之前预期分别增长10%和5% [9] - 公司预计2021年资本支出接近5.25亿至6.75亿美元的高端 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气液体（NGL）业务：第三季度NGL原料处理量同比增长10%，达到近130万桶/日，创历史新高 [13] - 洛基山地区NGL原料处理量同比增长近50%，Permian盆地处理量环比增长12% [13] - 天然气收集和处理业务：第三季度处理量平均为13亿立方英尺/日，同比增长25% [17] - 天然气管道业务：调整后EBITDA环比增长8%，主要受益于长期运输和存储需求的增加 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 洛基山地区：第三季度连接了72口井，10月又连接了30多口井，预计全年将连接超过300口井 [19] - Permian盆地：由于乙烷回收和生产活动增加，处理量显著增长 [13] - 中大陆地区：第三季度连接了10口井，预计未来活动将继续增加 [20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划到2030年将Scope 1和2的排放量减少30%，即220万公吨 [6] - 公司将继续投资于低碳机会，以补充其运营能力并提供长期股东价值 [8] - 公司正在与客户合作，评估未来的容量需求和供应预期，并调整项目和资本投资以满足这些需求 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 随着全球经济从疫情中复苏，天然气和NGL的需求持续恢复，公司专注于满足这些关键能源产品的需求 [5] - 公司预计2022年增长前景将继续增强，主要受生产活动增加和Williston盆地气油比上升的推动 [10] - 公司对2022年的EBITDA增长持乐观态度，预计将在2022年2月提供具体指导 [41] 其他重要信息 - 公司第三季度末净债务与EBITDA的比率为4.0倍，预计未来将降至4倍以下 [11] - 公司在第三季度末没有未偿还的25亿美元信贷额度，资产负债表上有近2.25亿美元现金 [12] - 公司董事会宣布每股季度股息为93.5美分，年度化股息为3.74美元，与上一季度持平 [12] 问答环节所有的提问和回答 问题: 2022年的增长动力和资本回报计划 - 公司预计2022年的增长动力主要来自Bakken地区的生产活动增加和乙烷需求的增长 [27] - 公司计划继续减少债务，并利用自由现金流投资于高回报项目，未来可能会考虑增加股息或回购股票 [30] 问题: 乙烷回收的激励措施和市场前景 - 公司根据市场价格决定是否激励乙烷回收，第三季度激励了更多的乙烷回收 [35] - 随着新石化设施的投产，预计2022年乙烷需求将增加，乙烷与天然气的价差将扩大 [37] 问题: 2022年资本支出的展望 - 公司正在评估客户需求和容量需求，预计2022年资本支出将根据这些需求进行调整 [65] 问题: 长期资本分配计划 - 公司优先考虑通过增长每股收益来回报股东，未来可能会考虑其他形式的资本回报，如股息增长或股票回购 [80][81]

公司信贷与债务情况 - 公司有25亿美元的循环信贷协议[13] - 2021年9月30日，长期债务（不包括当期到期部分）为136.40467亿美元，2020年12月31日为142.28421亿美元[22] - 2021年9月30日，当期到期的长期债务为53610.7万美元，2020年12月31日为765万美元[22] - 2021年11月1日，公司赎回剩余5.361亿美元、4.25%的2022年2月到期高级票据[70] - 2021年6月，公司偿还Guardian Pipeline剩余1170万美元、2022年12月到期高级票据[71] - 2021年第一季度，公司以5460万美元回购5520万美元高级票据[72] - 截至2021年9月30日，公司总债务为14.292816亿美元，长期债务为13.640467亿美元[69] - 2021年11月1日，公司赎回剩余5.361亿美元、利率4.25%、2022年2月到期的7亿美元优先票据，截至2021年10月31日，有1.5亿美元短期借款未偿还[131] - 2021年6月，公司用手头现金偿还Guardian Pipeline剩余1170万美元、2022年12月到期的优先票据；2021年第一季度，用手头现金以5460万美元总价回购5520万美元未偿还优先票据本金[132] - 2021年11月1日，公司赎回剩余5.361亿美元、利率4.25%、2022年2月到期的高级票据，截至2021年10月31日，有1.5亿美元短期借款未偿还[187] - 2021年6月，公司用现金偿还Guardian Pipeline剩余1170万美元、2022年12月到期的高级票据；2021年第一季度，用现金以5460万美元总价回购5520万美元高级票据[188] - 截至2021年10月25日，公司长期债务信用评级穆迪为Baa3、标普为BBB、惠誉为BBB，展望均为稳定；若评级下调，25亿美元信贷协议借款成本可能增加，商业票据市场准入可能受限[192] 公司营收与收益情况 - 2021年第三季度商品销售收入为42.04792亿美元，2020年同期为18.52198亿美元；2021年前九个月商品销售收入为101.15674亿美元，2020年同期为50.04375亿美元[17] - 2021年第三季度服务收入为3.31383亿美元，2020年同期为3.22066亿美元；2021年前九个月服务收入为10.04144亿美元，2020年同期为9.6729亿美元[17] - 2021年第三季度净收入为3.92018亿美元，2020年同期为3.12316亿美元；2021年前九个月净收入为11.20333亿美元，2020年同期为3.0478亿美元[17] - 2021年第三季度基本每股收益为0.88美元，2020年同期为0.70美元；2021年前九个月基本每股收益为2.51美元，2020年同期为0.71美元[17] - 2021年第三季度综合收入为3.31625亿美元，2020年同期为3.06601亿美元；2021年前九个月综合收入为10.09946亿美元，2020年同期为1.48162亿美元[19] - 2021年前九个月净收入为11.20333亿美元，2020年同期为3.0478亿美元[26] - 2021年第三季度基本每股收益为0.88美元，2020年同期为0.70美元；2021年前九个月基本每股收益为2.51美元，2020年同期为0.71美元[79] - 2021年第三季度，商品销售营收42.048亿美元，服务营收3.314亿美元，总营收45.362亿美元；前九个月，商品销售营收101.157亿美元，服务营收10.041亿美元，总营收111.198亿美元[139] - 2021年第三季度，运营收入6.679亿美元，较2020年同期增加1.175亿美元；前九个月，运营收入19.441亿美元，较2020年同期增加11.214亿美元[139] - 2021年第三季度，净利润3.92亿美元，摊薄后每股收益0.88美元；前九个月，净利润11.203亿美元，摊薄后每股收益2.50美元[139] - 2021年第三季度，调整后息税折旧摊销前利润8.652亿美元，较2020年同期增加1.182亿美元；前九个月，调整后息税折旧摊销前利润25.331亿美元，较2020年同期增加5.514亿美元[139] - 2021年第三季度NGL销售为7.888亿美元，2020年同期为2.163亿美元，增长5.725亿美元；前九个月NGL销售为17.823亿美元，2020年同期为4.887亿美元，增长12.936亿美元[149] - 2021年第三季度调整后EBITDA为2.297亿美元，2020年同期为1.831亿美元，增长4660万美元；前九个月调整后EBITDA为6.636亿美元，2020年同期为4.315亿美元，增长2.321亿美元[149] - 2021年第三季度NGL和凝析油销售为38.531亿美元，2020年同期为16.581亿美元，增长21.95亿美元；前九个月NGL和凝析油销售为90.975亿美元，2020年同期为44.294亿美元，增长46.681亿美元[159] - 2021年第三季度调整后EBITDA为5.322亿美元，2020年同期为4.512亿美元，增长8100万美元；前九个月调整后EBITDA为14.481亿美元，2020年同期为11.998亿美元，增长2.483亿美元[159] - 2021年9月30日止三个月，天然气管道业务运输收入为1.012亿美元，2020年同期为9640万美元；九个月运输收入为3.13亿美元，2020年同期为3.031亿美元[167] - 2021年9月30日止三个月，调整后EBITDA为1.027亿美元，较2020年同期减少710万美元；九个月调整后EBITDA为4.236亿美元，较2020年同期增加9140万美元[167] - 2021年第一季度销售52亿立方英尺天然气，因平均天然气价格上涨增加收入1.068亿美元，2020年第一季度销售12亿立方英尺[173] 公司资产与负债情况 - 2021年9月30日现金及现金等价物为2.24337亿美元，2020年12月31日为5.24496亿美元[21] - 2021年9月30日应收账款净额为14.97549亿美元，2020年12月31日为8.29796亿美元[21] - 2021年9月30日存储的天然气凝液和天然气价值为6.2811亿美元，2020年12月31日为2.2781亿美元[21] - 2021年9月30日总资产为238.72331亿美元，2020年12月31日为230.78754亿美元[21] - 截至2021年9月30日，公司总负债和权益为2.3872331亿美元，2020年12月31日为2.3078754亿美元[22] - 2021年9月30日，总递延贷项和其他负债为15.88119亿美元，2020年12月31日为14.63388亿美元[22] - 2021年9月30日，总股本为58.40875亿美元，2020年12月31日为60.42398亿美元[22] - 2021年9月30日，公司金融合同衍生资产中，Level 1为78,930千美元，Level 3为430,855千美元，总计509,785千美元[45] - 2021年9月30日，公司金融合同衍生负债中，Level 1为201,124千美元，Level 2为145,591千美元，Level 3为598,063千美元，总计944,778千美元[45] - 2021年9月30日，公司持有现金为0，向各交易对手方交付现金319200千美元，其中289400千美元为根据主净额结算安排抵消衍生净负债头寸的现金抵押[45] - 2020年12月31日，总衍生资产为1.10498亿美元，总衍生负债为3.49018亿美元[46] - 2021年9月30日和2020年12月31日，合并长期债务（含当期到期部分）的估计公允价值分别为165亿美元和163亿美元，账面价值均为142亿美元[50] - 2021年9月30日和2020年12月31日，指定为套期工具的衍生工具资产分别为5.03132亿美元和1.07461亿美元，负债分别为9.38139亿美元和3.4598亿美元[59] - 2021年9月30日和2020年12月31日，未指定为套期工具的衍生工具资产分别为665.3万美元和303.7万美元，负债分别为663.9万美元和303.8万美元[59] - 2021年9月30日和2020年12月31日，金融合同在主净额结算安排下的衍生净负债头寸分别被2.894亿美元和3510万美元的现金抵押品完全抵消[60] - 2020年12月31日合同负债余额为4140万美元，2021年9月30日为5250万美元[90] - 截至2021年9月30日，公司营运资金赤字为1.36亿美元，主要由长期债务当期到期所致[184] 公司现金流情况 - 2021年前九个月经营活动提供的现金为14.91162亿美元，2020年同期为11.03128亿美元[26] - 2021年前九个月投资活动使用的现金为4.75427亿美元，2020年同期为19.81871亿美元[26] - 2021年前九个月融资活动使用的现金为13.15894亿美元，2020年同期提供的现金为13.04914亿美元[26] - 截至2021年9月30日，现金及现金等价物为2.24337亿美元，2020年同期为4.47129亿美元[26] - 2021年前九个月，经营活动现金流量为14.911亿美元，投资活动现金流量为 - 4.754亿美元，融资活动现金流量为 - 13.159亿美元，与2020年同期相比，分别变动3.88亿美元、15.065亿美元、 - 26.208亿美元[198] - 2021年前九个月，经营活动现金流在运营资产和负债变动前增加5.423亿美元，运营资产和负债变动使经营现金流减少5.008亿美元；投资活动现金使用减少15亿美元；融资活动现金流入减少26亿美元[199][200][201] 公司股权与股息情况 - 2020年1月1日，公司优先股发行数量为20,000股，普通股发行数量为445,016,234股，普通股对应金额为4,450千美元，实收资本为7,403,895千美元[32] - 2020年3月31日至6月30日，普通股新增发行29,900,000股，对应金额增加299千美元，实收资本增加939,038千美元[32] - 2020年1月1日至9月30日，公司支付优先股股息，每股13.75美元，累计支付（275×3）千美元；支付普通股股息，每股0.935美元，累计支付（386,931 + 387,037 + 110,948）千美元[32] - 2020年1月1日，公司累计其他综合损失为374,000千美元，留存收益（累计赤字）为0，库存股为808,394千美元，总权益为6,225,951千美元[33] - 2020年9月30日，公司累计其他综合损失为530,618千美元，留存收益（累计赤字）为0，库存股为776,503千美元，总权益为6,146,112千美元[33] - 2021年2月、5月、8月普通股股息为每股0.935美元，2021年11月15日将支付相同金额股息[73] - 2021年2月、5月、8月E系列优先股股息为30万美元，2021年11月15日将支付相同金额股息，年利率5.5%[74] - 2021年2月、5月、8月和10月，公司维持并支付每股0.935美元的季度股息（年化每股3.74美元），11月15日支付10月宣布的股息[133] - 2021年2月、5月、8月，公司普通股每股分红0.935美元（年化每股3.74美元）；2021年11月15日将向11月1日登记股东每股分红0.935美元[194] - 公司E系列优先股每年股息率5.5%，2021年2月、5月、8月各支付股息30万美元；2021年11月15日将支付股息30万美元[195] - 2021年前九个月，公司经营现金流超过股息支付2.41亿美元，预计经营现金流能持续为股息提供充足资金[196] 公司会计政策与评估情况 - 2021年7月1日，公司评估商誉未发生减值[36] - 2021年1月，公司采用ASU 2019 - 12简化所得税会计，影响不重大[38] - 2021年第三季度和前九个月以及

业绩总结 - 第二季度天然气液体原料进料吞吐量较第一季度增加了18%[10] - 第二季度总原料进料吞吐量为1,209,000桶/日，较第一季度的1,036,000桶/日增加了16.7%[13] - 第二季度天然气收集和处理的调整后EBITDA较第一季度增加了24.7百万美元，主要由于罗基山地区的高处理量[27] 用户数据 - 中部地区天然气液体原料进料吞吐量较第一季度增加了16%[11] - 墨西哥湾/二叠纪地区天然气液体原料进料吞吐量较第一季度增加了16%[12] - 第二季度罗基山地区的处理气体量为1,309百万立方英尺/日，较第一季度的1,213百万立方英尺/日增加了7.9%[19] - 第二季度中部地区的处理气体量为734百万立方英尺/日，较第一季度的708百万立方英尺/日增加了3.7%[19] 未来展望 - 预计Bear Creek天然气处理厂扩建项目将在2021年第四季度完成，处理能力为200百万立方英尺/日[18] - 预计2021年收集气体的指导量为2,475至2,830 BBtu/日，处理气体的指导量为2,360至2,690 BBtu/日[24] 新产品和新技术研发 - Arbuckle II扩建项目在第二季度完成，容量提升至500,000桶/日[11] 负面信息 - 第二季度天然气管道收入较第一季度减少了105.7百万美元，主要由于第一季度的天然气销售较高[28]