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SalesMemberOKE：总细分市场成员2020-01-012020-06-300001039684OKE：NaturalGasGatheringAndProcessingMemberOKE：剩余天然气销售成员2020-01-012020-06-300001039684OKE：剩余天然气销售成员OKE：NaturalGasLiquidsMember2020-01-012020-06-300001039684OKE：天然气管道成员OKE：剩余天然气销售成员2020-01-012020-06-300001039684OKE：总细分市场成员OKE：剩余天然气销售成员2020-01-012020-06-300001039684OKE：NaturalGasGatheringAndProcessingMemberOKE：GatheringandExchangeServicesRevenueMember2020-01-012020-06-300001039684OKE：GatheringandExchangeServicesRevenueMemberOKE：NaturalGasLiquidsMember2020-01-012020-06-300001039684OKE：天然气管道成员OKE：GatheringandExchangeServicesRevenueMember2020-01-012020-06-300001039684OKE：总细分市场成员OKE：GatheringandExchangeServicesRevenueMember2020-01-012020-06-300001039684OKE：NaturalGasGatheringAndProcessingMemberOKE：运输和存储收入成员2020-01-012020-06-300001039684OKE：运输和存储收入成员OKE：NaturalGasLiquidsMember2020-01-012020-06-300001039684OKE：天然气管道成员OKE：运输和存储收入成员2020-01-012020-06-300001039684OKE：总细分市场成员OKE：运输和存储收入成员2020-01-012020-06-300001039684OKE：NaturalGasGatheringAndProcessingMemberOKE：其他成员2020-01-012020-06-300001039684OKE：其他成员OKE：NaturalGasLiquidsMember2020-01-012020-06-300001039684OKE：天然气管道成员OKE：其他成员2020-01-012020-06-300001039684OKE：总细分市场成员OKE：其他成员2020-01-012020-06-300001039684OKE：NaturalGasGatheringAndProcessingMember2020-01-012020-06-300001039684OKE：NaturalGasLiquidsMember2020-01-012020-06-300001039684OKE：天然气管道成员2020-01-012020-06-300001039684OKE：总细分市场成员2020-01-012020-06-300001039684OKE：NaturalGasGatheringAndProcessingMember2020-06-300001039684OKE：NaturalGasLiquidsMember2020-06-300001039684OKE：天然气管道成员2020-06-300001039684OKE：总细分市场成员2020-06-300001039684OKE：天然天然气液化气受监管成员(OKE：NaturalGasLiquidsRegulated 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SalesMember2020-01-012020-06-300001039684US-GAAP：部门间消除成员OKE：剩余天然气销售成员2020-01-012020-06-300001039684OKE：剩余天然气销售成员2020-01-012020-06-300001039684US-GAAP：部门间消除成员OKE：GatheringandExchangeServicesRevenueMember2020-01-012020-06-300001039684OKE：GatheringandExchangeServicesRevenueMember2020-01-012020-06-300001039684US-GAAP：部门间消除成员OKE：运输和存储收入成员2020-01-012020-06-300001039684OKE：运输和存储收入成员2020-01-012020-06-300001039684US-GAAP：部门间消除成员OKE：其他成员2020-01-012020-06-300001039684OKE：其他成员2020-01-012020-06-300001039684US-GAAP：部门间消除成员2020-01-012020-06-300001039684US-GAAP：部门间消除成员2020-06-300001039684OKE：非客户域2020-01-012020-06-30
目录
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549

表格10-Q

☒根据1934年证券交易法第13或15(D)条规定的季度报告
截至2010年12月31日的季度业绩。2021年6月30日.
或
☐根据1934年证券交易法第13或15(D)条提交的过渡报告
由_的过渡期。

委员会档案号：。001-13643

https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1039684/000103968421000056/oke-20210630_g1.jpg
ONEOK，Inc.
(注册人的确切姓名载于其章程)

俄克拉荷马州73-1520922
(述明或其他司法管辖权
公司或组织)		(国际税务局雇主识别号码)
 
西五街100号，
塔尔萨,好的74103
(主要行政办公室地址)(邮政编码)
注册人的电话号码，包括区号。(918) 588-7000

根据该法第12(B)条登记的证券：
每节课的标题交易代码注册的每个交易所的名称
普通股，面值0.01美元好的纽约证券交易所
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短期限内)提交了1934年证券交易法第13条或第15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是☒编号：☐

用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是☒编号：☐

用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司还是新兴的成长型公司。见“交易法”第12b-2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器☒*加速文件管理器☐*非加速文件管理器(Non-Accelerated Filer)☐*规模较小的报告公司☐*新兴市场成长型公司☐

如果是新兴成长型公司，用勾号表示注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易所法案第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐

用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如交易法第12b-2条所定义)。是☐不是☒

2021年7月26日，公司445,660,920已发行普通股的股份。

目录


























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2
目录
ONEOK，Inc.
目录
第一部分：
财务信息
页码
第1项。
财务报表(未经审计)
6
 
合并损益表--截至2021年和2020年6月30日的三个月和六个月
6
 
综合全面收益表--截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月
7
 
合并资产负债表-2021年6月30日和2020年12月31日
8
 
合并现金流量表-截至2021年6月30日和2020年6月30日的6个月
11
 
综合权益变动表-截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月
12
 
合并财务报表附注
14
第二项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
29
第三项。
关于市场风险的定量和定性披露
45
第四项。
管制和程序
47
第二部分。
其他信息
48
第1项。
法律程序
48
第1A项。
风险因素
48
第二项。
未登记的股权证券销售和收益的使用
48
第三项。
高级证券违约
48
第四项。
煤矿安全信息披露
48
第五项。
其他信息
48
第6项
陈列品
48
签名
 
50

本季度报告中使用的“我们”、“我们”或“我们”指的是俄克拉荷马州的ONEOK公司及其前身和子公司，除非上下文另有说明。

本季度报告中非历史信息的陈述，包括有关未来经营的计划和管理目标、经济表现或相关假设的陈述，均为前瞻性陈述。前瞻性陈述可能包括诸如“预期”、“相信”、“继续”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“指导”、“打算”、“可能”、“展望”、“计划”、“潜在”、“项目”、“预定”、“应该”、“将“将”和其他意思相近的词和术语。虽然我们相信我们对未来事件的预期是基于合理的假设，但我们不能保证这些预期或假设一定会实现。可能导致实际结果与前瞻性陈述大不相同的重要因素在本季度报告第I部分第2项管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析“前瞻性陈述”和第II部分第1A项“风险因素”以及我们的年度报告第I部分第1A项“风险因素”中描述。

我们网站上提供的信息

我们在以电子方式或以其他方式向SEC提交这些材料后，在合理可行的范围内尽快在我们的网站(www.oneok.com)上免费提供我们的年度报告、季度报告、最新的8-K表格报告、根据交易法第13(A)或15(D)节提交或提交给SEC的报告的修正案，以及我们的高级管理人员和董事根据交易法第16条提交的证券持有量报告。我们的商业行为和道德准则、公司治理准则、董事独立性准则、企业可持续发展报告、对新冠肺炎的回应以及我们董事会委员会的书面章程也可以在我们的网站上获得，我们将根据要求提供这些文件的副本。

除了我们向美国证券交易委员会提交的文件和发布在我们网站上的材料外，我们还使用社交媒体平台作为接触公众投资者的额外分销渠道。我们网站上包含的、发布在我们的社交媒体帐户上的信息以及任何相应的应用程序都不会通过引用的方式纳入本报告。
3
目录
词汇表
本季度报告中使用的缩写、首字母缩写和行业术语定义如下：
25亿美元信贷协议
ONEOK的25亿美元循环信贷协议，经修订
AFUDC施工期间使用的资金拨备
年报截至2020年12月31日的Form 10-K年度报告
ASU会计准则更新
BBL1桶，相当于42美国加仑
BBtu/d十亿英热单位/天
Bcf十亿立方英尺
Bcf/d10亿立方英尺/天
CFTC美国商品期货交易委员会
《清洁空气法》经修订的联邦清洁空气法
新冠肺炎冠状病毒病2019年
DJ丹佛-朱尔斯堡
EBITDA扣除利息费用、所得税、折旧和摊销前收益
环境保护局美国环境保护局
易办事普通股每股收益(亏损)
《交易所法案》经修订的1934年证券交易法
FERC联邦能源管理委员会
惠誉惠誉评级公司
公认会计原则美国公认的会计原则
卫士管道ONEOK，Inc.的全资子公司Guardian Pipeline，L.L.C.
冰洲际交易所
中间合作伙伴关系
ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership是ONEOK Partners，L.P.的全资子公司。
伦敦银行间同业拆借利率伦敦银行间同业拆借利率
Mbbl/d每天千桶
MDth/d每天一千个德卡瑟姆
MMbbl百万桶
MMBtu百万英热单位
MMCF/d百万立方英尺/天
穆迪(Moody‘s)穆迪投资者服务公司
天然气法案1938年天然气法案，经修订
NGL(S)天然气液体
NGL产品
市场上销售的天然气液体纯度产品，如乙烷、乙烷/丙烷混合物、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油
北方边界管道北方边界管道公司，50%股权的合资企业
纽约商品交易所纽约商品交易所(New York Mercantile Exchange)
ONEOKONEOK，Inc.
ONEOK合作伙伴ONEOK Partners，L.P.是ONEOK公司的全资子公司。
OPIS石油价格信息服务
陆上通道管道
陆路通道管道公司，一家拥有50%股权的合资企业
PHMSA
美国运输管道和危险材料安全管理局
波普收益的百分比
季度报告表格10-Q的季度报告
路人Roadrunner Gas Transport，LLC，一家持股50%的合资企业
标普(S&P)标普全球评级
证交会证券交易委员会
E系列优先股E系列无投票权，永久优先股，每股面值0.01美元
WTI西德克萨斯中质油
XBRL可扩展的商业报告语言

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目录


























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目录
第一部分-财务信息

项目1.财务报表

ONEOK，Inc.及其子公司    
合并损益表    
 截至三个月截至六个月
 六月三十日，六月三十日，
(未经审计)
2021202020212020
 
(数千美元，不包括每股金额)
收入
商品销售$3,074,773 $1,343,557 $5,910,882 $3,152,177 
服务314,191317,172 672,761 645,224 
总收入(注K)3,388,9641,660,729 6,583,643 3,797,401 
销售成本和燃料费(不包括下面单独列出的项目)2,366,979940,458 4,488,489 2,217,386 
运维212,319190,138 419,477 365,234 
折旧及摊销156,921140,416 314,041 272,769 
减损费用—— — 604,024 
一般税41,94034,326 86,379 66,270 
出售资产的收益(707)(339)(976)(543)
营业收入611,512355,730 1,276,233 272,261 
股本占投资净收益(注一)25,72025,328 59,040 69,955 
股权投资减值(附注一)—— — (37,730)
建设期间使用的股权资金拨备4263,854 1,238 19,263 
其他收入7,00517,693 7,220 34,168 
其他费用(7,498)(6,176)(12,735)(18,124)
利息支出(扣除资本化利息#美元后的净额5,443, $16,473, $10,538及$47,618，分别)
(184,957)(218,968)(370,480)(359,584)
所得税前收入(亏损)452,208177,461 960,516 (19,791)
所得税(费用)福利(110,069)(43,140)(232,201)12,255 
净收益(亏损)342,139134,321 728,315 (7,536)
减去：优先股股息275275 550 550 
普通股股东可获得的净收益(亏损)$341,864 $134,046 $727,765 $(8,086)
基本每股收益(注G)$0.77 $0.32 $1.63 $(0.02)
稀释每股收益(注G)$0.77 $0.32 $1.63 $(0.02)
普通股(千人)
基本信息446,337 419,722 446,116 417,002 
稀释446,903 420,116 446,894 417,002 
请参阅合并财务报表附注。
6
目录
ONEOK，Inc.及其子公司    
综合全面收益表
 截至三个月截至六个月
 六月三十日，六月三十日，
(未经审计)
2021202020212020
 
(几千美元)
净收益(亏损)$342,139 $134,321 $728,315 $(7,536)
其他综合收益(亏损)，税后净额 
衍生工具公允价值变动，扣除税款净额#美元51,692, $13,898, $41,835及$45,603，分别
(173,054)(46,530)(140,056)(152,671)
衍生品金额重新分类为净收益(亏损)，税后净额为$(10,516), $(4,840), $(22,877)和$(322)，分别
35,204 21,013 76,591 5,849 
退休和其他退休后福利计划债务的变化，扣除税收净额$(1,567), $(1,064), $(2,654)和$(2,128)，分别
5,247 3,561 8,885 7,123 
未合并关联公司的其他全面收益(亏损)，税后净额为#美元970, $1,064, $(1,369)及$3,347，分别
(3,244)(3,561)4,586 (11,204)
其他综合亏损总额，扣除税金后的净额(135,847)(25,517)(49,994)(150,903)
综合收益(亏损)$206,292 $108,804 $678,321 $(158,439)
请参阅合并财务报表附注。
7
目录
ONEOK，Inc.及其子公司  
综合资产负债表  
六月三十日，十二月三十一日，
(未经审计)
20212020
资产
(几千美元)
流动资产  
现金和现金等价物$374,377 $524,496 
应收账款净额1,091,982 829,796 
材料和用品144,824 143,178 
储存中的天然气和天然气454,760 227,810 
大宗商品失衡14,873 11,959 
其他流动资产154,807 132,536 
流动资产总额2,235,623 1,869,775 
财产、厂房和设备
 
财产、厂房和设备23,393,034 23,072,935 
累计折旧和摊销4,211,515 3,918,007 
净财产、厂房和设备19,181,519 19,154,928 
投资和其他资产
 
对未合并附属公司的投资800,351 805,032 
商誉和无形资产净值768,509 773,723 
其他资产451,246 475,296 
总投资和其他资产2,020,106 2,054,051 
总资产$23,437,248 $23,078,754 

8
目录
ONEOK，Inc.及其子公司
综合资产负债表
(续)
六月三十日，十二月三十一日，
(未经审计)
20212020
负债和权益
(几千美元)
流动负债  
长期债务的当期到期日(附注D)$536,107 $7,650 
应付帐款1,052,561 719,302 
大宗商品失衡244,582 186,372 
应计税94,048 89,428 
应计利息244,669 245,153 
经营租赁负债14,570 13,610 
其他流动负债208,064 83,032 
流动负债总额2,394,601 1,344,547 
长期债务，不包括本期债务(注D)
13,637,581 14,228,421 
递延信贷和其他负债
递延所得税881,711 669,697 
经营租赁负债81,707 87,610 
其他延期信贷531,262 706,081 
递延信贷和其他负债总额1,494,680 1,463,388 
承付款和或有事项(附注J)
股本(附注E)
 
ONEOK股东权益：
优先股，$0.01面值：
授权并颁发20,0002021年6月30日和2020年12月31日的股票
— — 
普通股，$0.01面值：
授权1,200,000,000股票；已发行474,916,234已发行股票和流通股
445,817,5092021年6月30日的股票；已发行474,916,234已发行股票和流通股
444,872,383股票于2020年12月31日
4,749 4,749 
实收资本7,247,334 7,353,396 
累计其他综合亏损(附注F)(601,443)(551,449)
留存收益— — 
库存股，按成本计算：29,098,725股票在2021年6月30日，以及30,043,851股票于2020年12月31日
(740,254)(764,298)
总股本5,910,386 6,042,398 
负债和权益总额$23,437,248 $23,078,754 
请参阅合并财务报表附注。

9
目录


























这一页是故意留空的。
































10
目录
ONEOK，Inc.及其子公司  
合并现金流量表  
 截至六个月
 六月三十日，
(未经审计)
20212020
 
(几千美元)
经营活动  
净收益(亏损)$728,315 $(7,536)
对净收益(亏损)与经营活动提供的现金净额进行调整：
折旧及摊销314,041 272,769 
减损费用— 641,754 
投资净收益中的权益(59,040)(69,955)
从未合并的附属公司收到的分配58,486 71,656 
递延所得税费用(福利)226,963 (13,541)
其他，净额39,837 (25,944)
资产负债变动情况： 
应收账款(268,541)220,558 
储存中的天然气和天然气(226,950)103,043 
应付帐款363,694 (240,841)
风险管理资产和负债(158,927)(139,724)
其他资产和负债60,105 (75,821)
经营活动提供的现金1,077,983 736,418 
投资活动
 
资本支出(减去建设期间使用的权益资金拨备)(324,122)(1,543,961)
从未合并关联公司收到的超过累计收益的分配11,695 18,081 
其他，净额(12,138)(29,006)
用于投资活动的现金(324,565)(1,554,886)
融资活动
 
支付的股息(833,083)(773,961)
偿还短期借款净额— (220,000)
发行长期债券，扣除贴现后的净额— 3,244,777 
偿还长期债务(68,787)(1,406,119)
普通股发行16,327 954,423 
其他(17,994)(55,878)
融资活动提供(用于)的现金(903,537)1,743,242 
现金及现金等价物变动(150,119)924,774 
期初现金及现金等价物524,496 20,958 
期末现金和现金等价物$374,377 $945,732 
请参阅合并财务报表附注。
11
目录
ONEOK，Inc.及其子公司  
合并权益变动表 
(未经审计)
择优
已发行股票		普普通通
已发行股票		择优
库存		普普通通
库存		实缴
资本
 
(股票)
(几千美元)
2021年1月1日20,000 474,916,234 $— $4,749 $7,353,396 
净收入— — — — — 
其他全面收益(附注F)— — — — — 
优先股股息-$13.75每股(注E)
— — — — — 
已发行普通股— — — — (10,159)
普通股股息--$0.935每股(注E)
— — — — (30,234)
其他，净额— — — — (7,729)
2021年3月31日20,000 474,916,234 $— $4,749 $7,305,274 
净收入— — — — — 
其他全面亏损(附注F)— — — — — 
优先股股息-$13.75每股(注E)
— — — — — 
已发行普通股— — — — 7,115 
普通股股息--$0.935每股(注E)
— — — — (74,765)
其他，净额— — — — 9,710 
2021年6月30日20,000 474,916,234 $— $4,749 $7,247,334 

(未经审计)
择优
已发行股票		普普通通
已发行股票		择优
库存		普普通通
库存		实缴
资本
 
(股票)
(几千美元)
2020年1月1日20,000 445,016,234 $— $4,450 $7,403,895 
净损失— — — — — 
其他综合损失— — — — — 
优先股股息-$13.75每股
— — — — (275)
已发行普通股— — — — (9,286)
普通股股息--$0.935每股
— — — — (386,931)
其他，净额— — — — (17,950)
2020年3月31日20,000 445,016,234 $— $4,450 $6,989,453 
净收入— — — — — 
其他综合损失— — — — — 
优先股股息-$13.75每股
— — — — (275)
已发行普通股— 29,900,000 — 299 939,038 
普通股股息--$0.935每股
— — — — (387,037)
其他，净额— — — — 8,652 
2020年6月30日20,000 474,916,234 $— $4,749 $7,549,831 
12
目录
ONEOK，Inc.及其子公司  
合并权益变动表(续) 
(未经审计)
累计
其他
全面
损失		留用
收益		财务处
库存		总计
权益
 
(几千美元)
2021年1月1日$(551,449)$— $(764,298)$6,042,398 
净收入— 386,176 — 386,176 
其他全面收益(附注F)85,853 — — 85,853 
优先股股息-$13.75每股(注E)
— (275)— (275)
已发行普通股— — 16,836 6,677 
普通股股息--$0.935每股(注E)
— (385,901)— (416,135)
其他，净额
— — — (7,729)
2021年3月31日$(465,596)$— $(747,462)$6,096,965 
净收入— 342,139 — 342,139 
其他全面亏损(附注F)(135,847)— — (135,847)
优先股股息-$13.75每股(注E)
— (275)— (275)
已发行普通股— — 7,208 14,323 
普通股股息--$0.935每股(注E)
— (341,864)— (416,629)
其他，净额
— — — 9,710 
2021年6月30日$(601,443)$— $(740,254)$5,910,386 

(未经审计)
累计
其他
全面
损失		留存收益
(累计
赤字)		财务处
库存		总计
权益
 
(几千美元)
2020年1月1日$(374,000)$— $(808,394)$6,225,951 
净损失— (141,857)— (141,857)
其他综合损失(125,386)— — (125,386)
优先股股息-$13.75每股
— — — (275)
已发行普通股— — 16,375 7,089 
普通股股息--$0.935每股
— — — (386,931)
其他，净额
— — — (17,950)
2020年3月31日$(499,386)$(141,857)$(792,019)$5,560,641 
净收入— 134,321 — 134,321 
其他综合损失(25,517)— — (25,517)
优先股股息-$13.75每股
— — — (275)
已发行普通股— — 10,530 949,867 
普通股股息--$0.935每股
— — — (387,037)
其他，净额
— — — 8,652 
2020年6月30日$(524,903)$(7,536)$(781,489)$6,240,652 
请参阅合并财务报表附注。
13
目录
ONEOK，Inc.和子公司
合并财务报表附注
(未经审计)

A.    重要会计政策摘要

我们随附的未经审计的综合财务报表是根据证券交易委员会的规则和规定编制的。这些报表是根据公认会计原则编制的，反映了我们认为为公平陈述中期业绩所需的所有调整。所有这些调整都是正常的经常性调整。2020年年末合并资产负债表数据来自我们经审计的合并财务报表，但不包括GAAP要求的所有披露。上一年度合并财务报表中进行了某些重新分类，以符合本年度的列报方式。这些未经审计的综合财务报表应与我们的年度报告中经审计的综合财务报表一并阅读。

最近发布的会计准则更新-GAAP的变化由财务会计准则委员会(FASB)以ASUS的形式确定，以FASB会计准则编纂的形式进行。我们考虑所有华硕的适用性和影响力。以下或我们的年度报告中没有讨论的华硕被评估并确定为不适用或先前发布的华硕的澄清。除下文或本公司年报所述外，并无已生效或已发出对吾等有重大或潜在意义之新会计声明。

2021年1月，我们通过了ASU 2019-12，“所得税(主题740)：简化所得税的核算”，它简化了主题740，所得税中的某些概念。采用这一标准的影响并不大。

B.    公允价值计量

确定公允价值-对于我们的公允价值计量，我们利用市场价格、第三方定价服务、现值方法和标准期权估值模型来确定我们在计量日期通过有序交易出售资产或转移负债将获得的价格。我们衡量一组金融资产和负债的公允价值，与市场参与者在衡量日期对净风险敞口的定价方式一致。

我们衍生品投资组合中的许多合约都是在价格透明的流动性市场执行的。我们的金融商品衍生品通常通过NYMEX或ICE清算经纪账户结算，每天都有保证金要求。我们使用第三方信息和来自其他来源的结算价格(如果有)来验证我们的估值输入。

我们通过使用利率收益率将衍生品资产和负债中预计的未来现金流贴现到现值来计算衍生品投资组合的公允价值，以计算从隐含远期LIBOR收益率曲线得出的现值贴现因子。我们的远期利率掉期的公允价值是使用金融模型确定的，这些模型纳入了与未来利率掉期结算同期的隐含远期LIBOR收益率曲线。我们通过使用特定于交易对手的债券收益率来评估交易对手的当前市场数据，以及我们自己的不履行风险(扣除抵押品)。虽然我们使用我们的最佳估计来确定我们执行的衍生品合约的公允价值，但实现的最终市场价格可能与我们的估计大不相同。

公允价值层次-在每个资产负债表日期，我们利用公允价值等级，根据用于估计公允价值的投入的可观测性，对我们的财务报表中确认或披露的公允价值金额进行分类。层次结构的级别如下所述：
•第1级-公允价值计量基于活跃市场中相同证券的未调整报价。这些余额主要由天然气和原油的交易所交易衍生品合约组成。
•第2级-公允价值计量基于重要的可观察到的定价投入，包括活跃市场中类似资产和负债的报价以及有确凿证据支持的第三方定价服务的投入。这些余额由场外利率衍生品组成。
•第3级-公允价值计量基于可能包括一个或多个不可观察到的投入的投入，包括内部开发的大宗商品价格曲线，该曲线纳入了来自经纪商报价和第三方定价服务的市场数据。这些余额主要由交易所清算和场外衍生品组成，以对冲不同交易地点和NYMEX Henry Hub之间的NGL价格风险和天然气基础风险。我们的大宗商品衍生品通常使用第三方定价服务提供的远期报价进行估值，这些报价经过其他市场数据的验证。我们相信2021年6月30日的任何测量不确定性都是无关紧要的，因为我们的3级公允价值测量是基于来自经纪商报价和第三方的未经调整的定价信息。
14
目录
定价服务。我们不认为我们的3级公允价值估计对我们的运营业绩有实质性影响，因为我们的衍生品主要作为对冲入账。

在公允价值层次内决定我们的公允价值计量的适当分类，需要管理层对市场数据可观察到的程度或可观察到的市场数据证实的程度做出判断。我们根据对整个公允价值计量有重要意义的最低水平的投入，对公允价值在同一水平内使用多个投入确定的衍生工具进行分类。

经常性公允价值计量 - 下表列出了我们在所示期间的经常性公允价值计量：
 2021年6月30日
 1级2级3级合计-总额渔网(A)总计-净额
 
(几千美元)
衍生资产      
商品合约
金融合同$27,397 $— $268,570 $295,967 $(295,967)$— 
衍生资产总额$27,397 $— $268,570 $295,967 $(295,967)$— 
衍生负债
     
商品合约
金融合同$(99,751)$— $(390,320)$(490,071)$490,071 $— 
利率合约— (146,391)— (146,391)— (146,391)
衍生负债总额$(99,751)$(146,391)$(390,320)$(636,462)$490,071 $(146,391)
(A)-衍生资产和负债在我们的综合资产负债表中按净额列示。当衍生品合同的对手方与我们之间存在可依法强制执行的主净额结算安排时，我们会对衍生品资产和负债进行净值计算。在2021年6月30日，我们举行了不是现金并过帐$227.3与各种交易对手的百万现金，包括$194.1上表中主要净额结算安排下抵销衍生净负债头寸的百万现金抵押品。剩下的$33.2超过衍生净负债头寸的百万现金抵押品包括在我们综合资产负债表的其他流动资产中。

 2020年12月31日
 1级2级3级合计-总额渔网(A)总计-净额
 
(几千美元)
衍生资产      
商品合约
金融合同$6,697 $— $103,801 $110,498 $(110,498)$— 
衍生资产总额$6,697 $— $103,801 $110,498 $(110,498)$— 
衍生负债
      
商品合约
金融合同$(10,489)$— $(135,122)$(145,611)$145,611 $— 
利率合约— (203,407)— (203,407)— (203,407)
衍生负债总额$(10,489)$(203,407)$(135,122)$(349,018)$145,611 $(203,407)
(A)-衍生资产和负债在我们的综合资产负债表中按净额列示。当衍生品合同的对手方与我们之间存在可依法强制执行的主净额结算安排时，我们会对衍生品资产和负债进行净值计算。在2020年12月31日，我们举办了不是现金并过帐$63.1与各种交易对手的百万现金，包括$35.1上表中主要净额结算安排下抵销衍生净负债头寸的百万现金抵押品。剩下的$28.0超过衍生净负债头寸的百万现金抵押品包括在我们综合资产负债表的其他流动资产中。

15
目录
下表列出了我们对所示期间的3级公允价值计量的对账：
截至三个月截至六个月
六月三十日，六月三十日，
衍生资产(负债)2021202020212020
 
(几千美元)
期初净资产(负债)$(41,794)$57,401 $(31,321)$30,772 
公允价值变动总额：
结算计入净收益(亏损)(A)17,731 (34,478)26,852 (23,383)
计入其他综合亏损的新3级衍生工具(B)(20,262)3,407 (68,237)2,002 
计入其他综合亏损的未实现变化(B)(77,425)(20,747)(49,044)(3,808)
期末净资产(负债)$(121,750)$5,583 $(121,750)$5,583 
(A)-在我们的综合损益表中计入商品销售收入/销售成本和燃料。
(B)-计入综合全面收益表中衍生工具的公允价值变动。

在截至2021年和2020年6月30日的三个月和六个月内，不是调入或调出公允价值层次结构的第3级。

其他金融工具-由于这些项目的短期性质，现金和现金等价物、应收账款、应付账款和短期借款的大约公允价值等于账面价值。我们的现金和现金等价物由银行和货币市场账户组成，被归类为一级。我们的短期借款被归类为二级，因为短期借款的估计公允价值可以使用商业票据市场上可用的信息来确定。

我们合并的长期债务(包括本期债务)的估计公允价值为#美元。16.510亿美元和16.32021年6月30日和2020年12月31日分别为10亿美元。我们合并的长期债务(包括本期债务)的账面价值为#美元。14.22021年6月30日和2020年12月31日的10亿美元。未偿还长期债务总额的估计公允价值是根据类似期限和到期日的类似债券的报价市场价格确定的。我们合并长期债务的估计公允价值被归类为二级。

C.    利用衍生品进行风险管理和对冲活动

风险管理活动-我们对天然气、原油和天然气价格的变化非常敏感，主要是因为这些商品的加工、购买和销售所依据的合同条款。在正常的经营过程中，我们也面临着利率波动的风险。我们使用实物远期买卖和金融衍生品来确保我们部分天然气、凝析油和NGL产品的一定价格；减少我们对大宗商品价格和利率波动的敞口；并实现更可预测的现金流。我们遵循既定的政策和程序来评估风险，批准、监控和报告我们的风险管理活动。我们没有将这些工具用于交易目的。

商品价格风险--大宗商品价格风险是指因天然气、NGL和凝析油价格的不利变化而产生的现金流和未来收益损失的风险。我们可以使用以下商品衍生工具来降低与这些商品部分预测销售相关的近期商品价格风险：
•期货合约-根据交易所条例的规定购买或出售天然气和原油以供未来交割或结算的标准化合同；
•远期合约-双方就购买或销售天然气、原油或NGL以供未来实物交付的非标准化承诺。这些合同通常是不可转让的，只有在双方同意的情况下才能取消；
•掉期-根据一种或多种商品的价值交换一种或多种付款。这些工具在交易对手方之间转移与未来价值变化相关的财务风险，而不同时转移资产或负债的所有权权益；以及
•选项-合同协议，赋予持有者在规定的时间内以固定的价格购买或出售固定数量的商品的权利，但不是义务。期权可以是标准化的和交易所交易的，也可以是定制的非交易所交易的。

我们还可以使用包括项圈在内的其他工具来缓解大宗商品价格风险。套圈是买入的看跌期权和卖出的看涨期权的组合，它为对冲的大宗商品销售设定了下限和上限。

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目录
在我们的天然气收集和加工部门，由于根据POP合同保留与我们的费用相关的部分商品销售收益，我们面临商品价格风险。根据POP合同的某些费用，如果生产量、交货压力或商品价格相对于指定的门槛发生变化，我们的费用和POP百分比可能会增加或减少。在某些大宗商品价格环境下，我们与POP合同签订的这些费用的合同费用可能会下降，这将影响我们天然气收集和加工部门的平均费率。我们还面临着买卖商品的不同生产和市场地点之间的基本风险。作为我们对冲策略的一部分，我们使用前面描述的大宗商品衍生品金融工具和实物远期合约，以降低与天然气、NGL和凝析油相关的价格波动的影响。

在我们的天然气液体部门，我们主要面临商品价格风险，这些风险来自各种NGL产品之间的相对价值、储存中的NGL价值以及NGL与天然气的相对价值。由于NGL在一个地点购买和在另一个地点销售的相对价值，我们还面临地点价差风险，这主要与我们的优化和营销活动有关。作为我们对冲策略的一部分，我们利用实物远期合约和商品衍生金融工具来降低与NGL相关的价格波动的影响。

在我们的天然气管道部门，我们在州内管道上主要面临商品价格风险，因为它们在运营中消耗天然气，并保留客户的天然气用于运营或作为我们提供服务的费用的一部分。当运营中消耗的数量与客户提供的数量不同时，我们的管道必须买卖天然气，或者储存或使用天然气库存，这可能会使这一部分面临商品价格风险，具体取决于对这一活动的监管处理。如果我们天然气管道部门的商品价格风险没有通过燃料成本回收机制得到缓解，我们可以使用实物远期销售或购买来减少天然气价格波动的影响。在2021年6月30日和2020年12月31日，有不是与我们的天然气管道运营相关的金融衍生工具。

利率风险-我们可以通过使用固定利率债务、浮动利率债务和利率互换来管理利率风险。利率互换是根据指定的名义金额在未来某个时候交换利息支付的协议。

在2021年6月30日和2020年12月31日，我们有名义金额总计美元的远期利率掉期。1.120亿美元，以对冲我们预测的部分债务发行的利息支付的可变性。我们所有的利率掉期都被指定为现金流对冲。

会计处理-我们对衍生工具的会计处理与我们年报综合财务报表附注A中披露的一致。

衍生工具的公允价值-有关与我们的公允价值计量相关的投入的讨论，请参见附注B。下表列出了我们的衍生工具的公允价值，这些工具是在指明的时期内按毛数列报的：
 2021年6月30日2020年12月31日
 位于我们的
合并余额
床单		资产(负债)资产(负债)
指定为对冲工具的衍生工具
(几千美元)
商品合约(A)
金融合同(B)$287,769 $(481,901)$107,461 $(142,573)
利率合约其他流动负债— (91,230)— — 
其他延期信贷— (55,161)— (203,407)
指定为对冲工具的衍生工具总额287,769 (628,292)107,461 (345,980)
未被指定为对冲工具的衍生工具
商品合约(A)
金融合同(B)8,198 (8,170)3,037 (3,038)
未被指定为对冲工具的衍生工具总额8,198 (8,170)3,037 (3,038)
总导数$295,967 $(636,462)$110,498 $(349,018)
(A)-当衍生合约交易对手与吾等之间存在可依法强制执行的总净额结算安排时，衍生工具资产及负债按净额在我们的综合资产负债表中列示。
(B)-截至2021年6月30日和2020年12月31日，我们在金融合同主净额结算安排下的衍生净负债头寸完全被#美元的现金抵押品抵消。194.1百万美元和$35.1分别为百万美元。
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目录

衍生工具的概念量 - 下表列出了在指定期间持有的衍生工具的名义数量：
  六月三十日，
2021		2020年12月31日
合同
类型		净购买量/付款人
(已售出/接管人)
指定为对冲工具的衍生工具：(A)
现金流对冲   
固定价格   
-天然气(Bcf)
期货(63.5)(43.3)
--原油和NGL(MMbbl)
期货(9.2)(4.6)
基础 
-天然气(Bcf)
期货(63.5)(43.3)
利率合约(数十亿美元)
掉期$1.1 $1.1 
(A)-未被指定为对冲工具的衍生品的名义金额不包括在上表中，因为完全抵消了0.3MMbbl和0.8NGL固定价格衍生工具的MMbbl分别为2021年6月30日和2020年12月31日。

现金流对冲 - 下表列出了所列期间其他综合收益(亏损)中现金流量套期保值的公允价值未实现变化：
 截至三个月截至六个月
六月三十日，六月三十日，
2021202020212020
 
(几千美元)
商品合约$(175,477)$(39,056)$(238,907)$48,139 
利率合约(49,269)(21,372)57,016 (246,413)
其他综合收益(亏损)中现金流量套期保值的公允价值未实现变动总额$(224,746)$(60,428)$(181,891)$(198,274)

下表列出了现金流量套期保值对所示期间净收益(亏损)的影响：
损益位置重新归类自
累计其他综合
亏损转化为净收益(亏损)		截至三个月截至六个月
六月三十日，六月三十日，
2021202020212020
  
(几千美元)
商品合约商品销售收入$(85,162)$53,138 $(215,680)$98,137 
销售成本和燃料成本49,357 (14,450)135,793 (29,489)
利率合约(A)利息支出(9,915)(64,541)(19,581)(74,819)
现金流量套期保值公允价值变动总额从累计其他综合亏损重新分类为衍生工具净收益(亏损)$(45,720)$(25,853)$(99,468)$(6,171)
(A)-截至2020年6月30日的三个月和六个月，包括损失$48.32000万美元和解金1.3数十亿美元的利率掉期用于对冲我们基于伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)的利息支付。

信用风险-我们监测交易对手的信誉以及对我们的风险监督和战略委员会制定的政策和限制的遵守情况。我们对我们的交易对手维持信用政策，我们认为将整体信用风险降至最低。这些政策包括对潜在交易对手的财务状况(包括信用评级、债券收益率和信用违约互换利率)的评估，在某些情况下的抵押品要求，以及使用标准化的主净额结算协议，使我们能够净额计算与单一交易对手相关的正面和负面风险敞口。我们对没有信用评级的交易对手使用内部开发的信用评级。

我们的金融商品衍生品通常通过NYMEX或ICE清算经纪账户结算，每天都有保证金要求。然而，我们可能会签订金融衍生品工具，其中包含要求我们维持标准普尔、惠誉和/或穆迪的投资级信用评级的条款。如果我们的优先无担保长期债务的信用评级降至投资级以下，衍生品工具的交易对手可以在
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净负债头寸中的衍生工具。有几个不是2021年6月30日具有与信用风险相关的或有特征的金融衍生工具。

我们衍生品合约的交易对手通常由主要能源公司、金融机构以及商业和工业终端用户组成。交易对手的集中可能会对我们的整体信用风险敞口产生积极或消极的影响，因为交易对手可能会受到经济、监管或其他条件变化的类似影响。根据我们的政策、风险敞口、信贷和其他准备金，我们预计交易对手不履行义务不会对我们的财务状况或经营结果产生实质性的不利影响。

截至2021年6月30日，我们衍生品资产的信用敞口是金融服务领域的投资级公司。

D.    债务

下表列出了我们在指定期间的合并债务：
六月三十日，
2021		十二月三十一日，
2020
 
(几千美元)
未偿还商业票据$— $— 
优先无担保债务：
$700,000在…4.252022年2月到期的百分比
536,107 541,877 
$900,000在…3.3752022年10月到期的百分比
895,814 895,814 
$425,000在…5.02023年9月到期的百分比
425,000 425,000 
$500,000在…7.52023年9月到期的百分比
500,000 500,000 
$500,000在…2.752024年9月到期的百分比
500,000 500,000 
$500,000在…4.92025年3月到期的百分比
500,000 500,000 
$400,000在…2.22025年9月到期的百分比
387,000 387,000 
$600,000在…5.852026年1月到期的百分比
600,000 600,000 
$500,000在…4.02027年7月到期的百分比
500,000 500,000 
$800,000在…4.552028年7月到期的百分比
800,000 800,000 
$100,000在…6.8752028年9月到期的百分比
100,000 100,000 
$700,000在…4.352029年3月到期的百分比
700,000 700,000 
$750,000在…3.42029年9月到期的百分比
714,251 714,251 
$850,000在…3.12030年3月到期的百分比
780,093 780,093 
$600,000在…6.352031年1月到期的百分比
600,000 600,000 
$400,000在…6.02035年6月到期的百分比
400,000 400,000 
$600,000在…6.652036年10月到期的百分比
600,000 600,000 
$600,000在…6.852037年10月到期的百分比
600,000 600,000 
$650,000在…6.1252041年2月到期的百分比
650,000 650,000 
$400,000在…6.22043年9月到期的百分比
400,000 400,000 
$700,000在…4.952047年7月到期的百分比
689,006 689,006 
$1,000,000在…5.22048年7月到期的百分比
1,000,000 1,000,000 
$750,000在…4.452049年9月到期的百分比
672,530 713,676 
$500,000在…4.52050年3月到期的百分比
443,015 451,270 
$300,000在…7.152051年1月到期的百分比
300,000 300,000 
卫士管道
加权平均7.852022年12月到期的百分比
— 13,657 
债务总额14,292,816 14,361,644 
终止掉期的未摊销部分12,455 13,314 
未摊销债务发行成本和贴现(131,583)(138,887)
长期债务的当期到期日(536,107)(7,650)
长期债务$13,637,581 $14,228,421 

25亿美元信贷协议-我们的美元2.5200亿信贷协议是一种循环信贷安排，包含某些金融、运营和法律契约。除其他事项外，这些契约包括保持债务与调整后EBITDA(EBITDA，如我们25亿美元信贷协议中定义的那样)的比率，根据所有非现金费用进行调整，并提高
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来自某些贷款人批准的资本扩张项目的预计EBITDA)。2020年，我们以$收购了我们的一项股权投资和一项相关资产的额外权益。2725亿美元，这使我们能够根据我们25亿美元的信贷协议选择收购调整期，因此，我们将杠杆率契约提高到5.52020年第四季度和随后两个季度为1。从2021年第三季度开始，该公约减少到5.0设置为1。在2021年6月30日，我们有不是未偿还借款，我们的负债与调整后EBITDA的比率为4.4到1，我们遵守了我们25亿美元信贷协议下的所有契约。

偿还债务-2021年第一季度，我们在公开市场回购了某些优先票据的未偿还本金，金额为$55.2百万美元，总回购价格为$54.6手头有一百万现金。

2021年6月，我们偿还了剩余的美元11.72022年12月到期的1.2亿Guardian Pipeline优先票据，手头有现金。

债务担保-我们、ONEOK合作伙伴和中间伙伴为我们和ONEOK合作伙伴的债务提供交叉担保。

E.    股权

分红- 我们普通股的持有者在董事会宣布的任何股息中享有同等的股份，但受已发行E系列优先股持有者的权利的限制。2021年2月和2021年5月，我们普通股支付的股息为#美元。0.935每股。股息#美元0.935在交易日收盘时为登记在册的股东宣布每股收益2021年8月2日，应付2021年8月16日.

我们的E系列优先股对E系列优先股的每股股票支付季度股息，当我们的董事会宣布时，股息率为5.5每年的百分比。我们为E系列优先股支付了股息$0.32021年2月和2021年5月分别为100万。股息总额为$0.3为E系列优先股申报了100万股，并应支付2021年8月16日.

F.    累计其他综合损失

下表列出了所示期间的累计其他综合亏损余额：
风险-
管理
资产/负债(A)		退休和
其他
退休后
福利计划
义务(A)(B)		风险-
管理
的资产/负债
未整合
附属公司(A)		累计
其他
全面
损失(A)
(几千美元)
2021年1月1日$(377,446)$(157,635)$(16,368)$(551,449)
重新分类前的其他综合收益(亏损)(140,056)(142)3,651 (136,547)
重新分类为净收入的金额(C)76,591 9,027 935 86,553 
其他综合收益(亏损)(63,465)8,885 4,586 (49,994)
2021年6月30日$(440,911)$(148,750)$(11,782)$(601,443)
(A)-所有金额均为扣除税项后列报。
(B)-包括与补充高管退休计划相关的金额。
(C)-风险管理资产/负债重新分类为净收入的金额详情见附注C，退休和其他退休后福利计划义务的金额见附注H。

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目录
下表列出了截至2021年6月30日的累计其他综合亏损余额，即与风险管理资产和负债有关的未实现亏损：
风险-
管理
资产/负债(A)
(几千美元)
商品衍生工具预计在未来30个月内变现(B)$(149,749)
在长期固定利率债务期限内确认的已结算利率掉期(C)
(178,441)
未来结算日预计将在长期债务期限内摊销的利率掉期
(112,721)
截至2021年6月30日的累计其他综合亏损$(440,911)
(A)-所有金额均为扣除税项后列报。
(B)-基于2021年6月30日的大宗商品价格，我们预计为1美元142.7未来12个月扣除税后净亏损100万美元和7.0此后，扣除税金，净亏损为100万英镑。
(C)-我们预计净亏损为#美元30.3在接下来的12个月里，扣除税后的净额将被重新归类为收益。

累计其他全面亏损中的剩余金额主要与我们的退休和其他退休后福利计划债务有关，预计这些债务将在参与这些计划的员工的平均剩余服务期内摊销。

G.    每股收益

下表列出了所示期间的基本每股收益和稀释每股收益的计算方法：
 截至2021年6月30日的三个月
 
收入		股票每股
金额
 
(上千股，每股除外)
基本每股收益   
普通股可用净收益
$341,864 446,337 $0.77 
稀释每股收益
稀释证券的影响— 566 
普通股和普通股等价物的可用净收入$341,864 446,903 $0.77 

 截至2020年6月30日的三个月
 
收入		股票每股
金额
 
(上千股，每股除外)
基本每股收益  
普通股可用净收益
$134,046 419,722 $0.32 
稀释每股收益
稀释证券的影响— 394 
普通股和普通股等价物的可用净收入$134,046 420,116 $0.32 

 截至2021年6月30日的6个月
 收入股票每股
金额
 
(上千股，每股除外)
基本每股收益   
普通股可用净收益$727,765 446,116 $1.63 
稀释每股收益
稀释证券的影响— 778 
普通股和普通股等价物的可用净收入$727,765446,894$1.63

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目录
 截至2020年6月30日的6个月
 损失股票每股
金额
 
(上千股，每股除外)
基本每股收益   
普通股可用净亏损$(8,086)417,002 $(0.02)
稀释每股收益
稀释证券的影响— — 
普通股和普通股等价物的可用净亏损(A)$(8,086)417,002 $(0.02)
(A)-截至2020年6月30日的6个月，730千股加权平均股票已被排除在每股稀释亏损的计算之外，因为它们的计入将是反稀释的，因为我们可用于普通股的净亏损。

H.    员工福利计划

下表列出了我们的退休和其他退休后福利计划在指定期间的定期福利净成本的组成部分：
 退休福利其他退休后福利
截至三个月截至三个月
六月三十日，六月三十日，
 2021202020212020
 
(几千美元)
净定期收益成本(收入)的组成部分    
服务成本$2,076 $2,036 $95 $115 
利息成本4,220 4,574 284 442 
计划资产的预期回报率(6,269)(6,232)42 (722)
摊销先前服务费用(A)28 28 — — 
净亏损摊销(A)4,913 4,571 1,841 1 
定期收益净成本(收益)$4,968 $4,977 $2,262 $(164)
(A)-定期福利净成本(收入)的这些组成部分在累计其他全面亏损中确认，并在我们的合并损益表中重新分类为其他费用，相关所得税优惠为#美元。1.6300万美元和300万美元1.0在截至2021年和2020年6月30日的三个月里，分别有100万人重新归类为所得税(费用)福利。

 退休福利其他退休后福利
截至六个月截至六个月
六月三十日，六月三十日，
 2021202020212020
 
(几千美元)
净定期收益成本(收入)的组成部分    
服务成本$4,152 $4,072 $210 $230 
利息成本8,440 9,148 726 884 
计划资产的预期回报率(12,538)(12,464)(680)(1,444)
摊销先前服务费用(A)56 56 — — 
净亏损摊销(A)9,826 9,142 1,842 2 
定期收益净成本(收益)$9,936 $9,954 $2,098 $(328)
(A)-定期福利净成本(收入)的这些组成部分在累计其他全面亏损中确认，并在我们的合并损益表中重新分类为其他费用，相关所得税优惠为#美元。2.7百万美元和$2.1在截至2021年和2020年6月30日的六个月里，分别有100万人重新归类为所得税(费用)福利。

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目录
I.    未合并的附属公司

投资和减值净收益中的权益 - 下表列出了我们在所指时期的投资净收益中的股本：
截至三个月截至六个月
六月三十日，六月三十日，
 2021202020212020
 
(几千美元)
北方边界管道$12,586 $12,871 $32,825 $34,991 
陆上通道管道4,739 7,972 7,711 22,083 
路人7,602 6,809 15,351 13,242 
其他793 (2,324)3,153 (361)
投资净收益中的权益$25,720 $25,328 $59,040 $69,955 
股权投资减值$— $— $— $(37,730)

在2020年第一季度，我们产生了一笔非现金减值费用$30.51000万美元与我们的10.2我们天然气收集和加工部门对威尼斯能源服务公司的投资百分比，其中包括$22.32000万美元与权益法商誉有关，以及一美元7.2700万美元的非现金减值费用与我们的50在我们的天然气液体部门投资奇泽姆管道公司的百分比。

我们在与未合并的附属公司的交易中产生的费用为$12.5百万美元和$41.8截至2021年和2020年6月30日的三个月分别为100万美元和28.0百万美元和$87.1截至2021年6月30日和2020年6月30日的6个月，分别为600万美元，主要与北方边境管道和陆上通道管道有关。从我们的权益法被投资人那里赚取的收入和应付给我们的账款并不是实质性的。

我们与RoadRunner签订了一项运营协议，规定向我们报销或支付管理服务和某些运营成本，这些成本包括在我们综合损益表的运营收入中。

J.    承诺和或有事项

环境问题与管道安全 - 用于收集、加工、分馏、运输和储存天然气、液化石油气、凝析油和其他产品的管道、工厂和其他设施的运营受到与健康、安全和环境有关的众多复杂法律法规的约束。作为这些设施的所有者和/或经营者，我们必须遵守与空气和水质量、危险和固体废物管理和处置、文化资源保护以及其他环境和安全事项有关的法律和法规。规划、设计、建造和运营管道、工厂和其他设施的成本必须符合这些法律、法规和安全标准。不遵守这些法律法规可能会引发各种行政、民事和潜在的刑事执法措施，包括民事诉讼，这可能包括评估罚款、实施补救要求以及发布禁令或限制运营或建设。管理层认为，根据目前已知的信息，不遵守这些法律法规的重大风险不会对我们的综合经营业绩、财务状况或现金流产生不利影响。

法律程序-我们是在我们正常运作过程中出现的各种法律程序的一方。虽然这些诉讼的结果不能肯定地预测，但我们相信，这些诉讼可能造成的合理损失，无论是个别的还是总体的，都不是重大的损失。此外，我们相信这类诉讼可能的最终结果不会对我们的综合经营结果、财务状况或现金流产生实质性的不利影响。

K.    收入

会计政策-我们的年报综合财务报表附注A中描述的许多合同类型都包含客户因不履行义务而应支付的额外费用或费用(例如，最低数量承诺或产品规格)，这些费用被认为是可变对价。在相关收入很可能不会发生重大逆转之前，不会记录这些费用和收费。

23
目录
合同资产和合同负债-我们在期初和期末的合同资产余额主要涉及我们公司的分级费率服务运输合同，这些合同不是实质性的。下表列出了所示期间的合同负债余额：
合同责任
(数百万美元)
2020年12月31日余额(A)$41.4 
已确认收入计入期初余额(21.5)
净添加32.6 
2021年6月30日余额(B)$52.5 
(A)-合同负债#美元23.7百万美元和$17.7在我们的综合资产负债表中，100万美元分别包括在其他流动负债和其他递延信贷中。
(B)-合同负债#美元35.6百万美元和$16.9在我们的综合资产负债表中，100万美元分别包括在其他流动负债和其他递延信贷中。

客户应收账款与收入分类-截至2021年6月30日和2020年12月31日，我们综合资产负债表上的应收账款余额基本上都与客户应收账款有关。收入来源在附注L中分列。

分配给未履行履约义务的交易价格-我们不披露(I)最初预期期限为一年或更短的合同以及(Ii)我们确认收入为我们有权为所提供服务开具发票的合同的可变对价的未履行履约义务的价值。

下表显示了截至2021年6月30日分配给未履行履约义务的合计价值，以及我们预计将在未来期间确认的收入金额，主要与剩余合同条款为以下范围的固定运输和储存合同有关一个月到23年:
预计收入确认期限
(数百万美元)
2021年剩余时间$177.2 
2022307.5 
2023272.9 
2024232.3 
2025年及以后825.1 
分配给未履行履约义务的总估计交易价格$1,815.0 

上表不包括完全分配给完全未履行的履行义务的可变对价、完全未履行的转让属于单一履行义务一部分的不同商品或服务的承诺，以及我们确定为完全受约束的对价。我们确定为完全受限的金额涉及交易价格未知的长期销售合同下的未来销售义务，以及我们认为在开具发票之前完全受限的最小成交量协议。

L.    细分市场

细分市场描述-我们的业务分为三个可报告的业务部门，如下所示：
·中国的天然气收集和加工部门收集、处理和加工天然气；
·我们的天然气液体部门收集、处理、分离和运输NGL，并储存、营销和分销NGL产品；和
·中国的天然气管道段通过受监管的州内和州际天然气输送管道和天然气储存设施运输和储存天然气。

其他减损包括公司成本、我们总部大楼和相关停车设施的运营和租赁活动，以及使我们的可报告部门与我们的综合财务报表保持一致所需的减损。

会计政策-各分部的会计政策在本公司年报综合财务报表附注A中说明。

24
目录
运营细分市场信息 - 下表列出了我们的运营部门在指定时期的某些选定财务信息：
截至三个月
2021年6月30日		天然气
聚集和
正在处理中		天然气
液体(A)		天然气
管道(B)		总计
细分市场
 
(几千美元)
天然气和凝析油销售$566,383 $2,829,604 $— $3,395,987 
残渣天然气销售257,802 — 4 257,806 
收集、处理和交换服务收入34,139 129,624 — 163,763 
运输和仓储收入— 37,864 112,337 150,201 
其他5,128 2,386 103 7,617 
总收入(C)863,452 2,999,478 112,444 3,975,374 
销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本)(550,486)(2,399,919)(544)(2,950,949)
运营成本(86,429)(128,834)(38,506)(253,769)
投资净收益中的权益442 5,090 20,188 25,720 
非现金薪酬费用及其他2,287 4,476 1,114 7,877 
分部调整后的EBITDA$229,266 $480,291 $94,696 $804,253 
折旧及摊销$(67,268)$(74,151)$(14,489)$(155,908)
资本支出$56,872 $59,967 $27,796 $144,635 
(A)-我们的天然气液体部门有规范和非规范的操作。我们的天然气液体部门的受监管业务的收入为603.1百万美元，其中$557.2与该部门内部收入相关的百万美元，以及销售和燃料成本153.3百万美元。
(B)-我们的天然气管道部分有受监管和不受监管的操作。我们天然气管道部门的受监管业务的收入为69.4百万美元，销售和燃料成本为$3.8百万美元。
(C)-部门间收入主要是基于合同销售价格的商品销售，合同销售价格通常以指数为基础，按月结算，天然气收集和加工部门的收入总额为#美元555.6百万美元。天然气液体和天然气管道部门的部门间收入并不多。

截至三个月
2021年6月30日		总计
细分市场		其他和
淘汰		总计
(几千美元)
对合并的总分部进行对账
天然气和凝析油销售$3,395,987 $(582,140)$2,813,847 
残渣天然气销售257,806 — 257,806 
收集、处理和交换服务收入163,763 — 163,763 
运输和仓储收入150,201 (3,506)146,695 
其他7,617 (764)6,853 
总收入(A)$3,975,374 $(586,410)$3,388,964 
销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本)$(2,950,949)$583,970 $(2,366,979)
运营成本$(253,769)$(490)$(254,259)
折旧及摊销$(155,908)$(1,013)$(156,921)
投资净收益中的权益$25,720 $— $25,720 
资本支出$144,635 $2,753 $147,388 
(A)-截至2021年6月30日的三个月，非客户收入总计为$(76.0)百万 主要与商品合约衍生品的亏损有关。

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目录
截至三个月
2020年6月30日		天然气
聚集和
正在处理中		天然气
液体(A)		天然气
管道(B)		总计
细分市场
 
(几千美元)
天然气和凝析油销售$109,581 $1,174,580 $— $1,284,161 
残渣天然气销售150,892 — — 150,892 
收集、处理和交换服务收入35,949 118,174 — 154,123 
运输和仓储收入— 40,881 121,777 162,658 
其他3,387 2,079 281 5,747 
总收入(C)299,809 1,335,714 122,058 1,757,581 
销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本)(132,221)(905,154)(168)(1,037,543)
运营成本(78,668)(106,977)(33,092)(218,737)
投资净收益(亏损)中的权益(2,149)7,797 19,680 25,328 
非现金薪酬费用及其他1,978 6,262 1,355 9,595 
分部调整后的EBITDA$88,749 $337,642 $109,833 $536,224 
折旧及摊销$(55,419)$(69,065)$(14,925)$(139,409)
资本支出$118,171 $459,807 $10,910 $588,888 
(A)-我们的天然气液体部门有规范和非规范的操作。我们的天然气液体部门的受监管业务的收入为477.2百万美元，其中$432.6与该部门内部收入相关的百万美元，以及销售和燃料成本117.1百万美元。
(B)-我们的天然气管道部分有受监管和不受监管的操作。我们天然气管道部门的受监管业务的收入为79.9百万美元，销售和燃料成本为$6.7百万美元。
(C)-部门间收入主要是基于合同销售价格的商品销售，合同销售价格通常以指数为基础，按月结算，天然气收集和加工部门的收入总额为#美元108.2百万美元。天然气液体和天然气管道部门的部门间收入并不多。

截至三个月
2020年6月30日		总计
细分市场		其他和
淘汰		总计
(几千美元)
对合并的总分部进行对账
天然气和凝析油销售$1,284,161 $(88,967)$1,195,194 
残渣天然气销售150,892 (3,931)146,961 
收集、处理和交换服务收入154,123 — 154,123 
运输和仓储收入162,658 (3,627)159,031 
其他5,747 (327)5,420 
总收入(A)$1,757,581 $(96,852)$1,660,729 
销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本)$(1,037,543)$97,085 $(940,458)
运营成本$(218,737)$(5,727)$(224,464)
折旧及摊销$(139,409)$(1,007)$(140,416)
投资净收益中的权益$25,328 $— $25,328 
资本支出$588,888 $5,394 $594,282 
(A)-截至2020年6月30日的三个月，非客户收入总计为美元18.8百万 主要与商品合约的衍生品收益有关。
26
目录
截至六个月
2021年6月30日		天然气
聚集和
正在处理中		天然气
液体(A)		天然气
管道(B)		总计
细分市场
 
(几千美元)
天然气和凝析油销售$1,058,190 $5,244,434 $— $6,302,624 
残渣天然气销售570,049 — 115,459 685,508 
收集、处理和交换服务收入65,826 242,855 — 308,681 
运输和仓储收入— 86,592 245,284 331,876 
其他9,128 35,662 515 45,305 
总收入(C)1,703,193 5,609,543 361,258 7,673,994 
销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本)(1,105,792)(4,460,238)(10,557)(5,576,587)
运营成本(171,027)(253,203)(80,823)(505,053)
投资净收益中的权益2,170 8,694 48,176 59,040 
非现金薪酬费用及其他5,438 11,123 2,817 19,378 
分部调整后的EBITDA$433,982 $915,919 $320,871 $1,670,772 
折旧及摊销$(134,300)$(148,693)$(28,965)$(311,958)
对未合并附属公司的投资$23,529 $420,949 $355,873 $800,351 
总资产$6,564,118 $14,309,709 $2,110,459 $22,984,286 
资本支出$96,523 $171,988 $48,953 $317,464 
(A)-我们的天然气液体部门有规范和非规范的操作。我们的天然气液体部门的受监管业务的收入为1.2亿美元，其中1.1与该部门内部收入相关的10亿美元，以及销售和燃料成本289.1百万美元。
(B)-我们的天然气管道部分有受监管和不受监管的操作。我们天然气管道部门的受监管业务的收入为250.8百万美元，销售和燃料成本为$16.6百万美元。
(C)-部门间收入主要是基于合同销售价格的商品销售，合同销售价格通常以指数为基础，按月结算，天然气收集和加工部门的收入总额为#美元1.0十亿美元。天然气液体和天然气管道部门的部门间收入并不多。

截至六个月
2021年6月30日		总计
细分市场		其他和
淘汰		总计
(几千美元)
对合并的总分部进行对账
天然气和凝析油销售$6,302,624 $(1,082,204)$5,220,420 
残渣天然气销售685,508 — 685,508 
收集、处理和交换服务收入308,681 — 308,681 
运输和仓储收入331,876 (7,041)324,835 
其他45,305 (1,106)44,199 
总收入(A)$7,673,994 $(1,090,351)$6,583,643 
销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本)$(5,576,587)$1,088,098 $(4,488,489)
运营成本$(505,053)$(803)$(505,856)
折旧及摊销$(311,958)$(2,083)$(314,041)
投资净收益中的权益$59,040 $— $59,040 
对未合并附属公司的投资$800,351 $— $800,351 
总资产$22,984,286 $452,962 $23,437,248 
资本支出$317,464 $6,658 $324,122 
(A)-截至2021年6月30日的6个月，非客户收入总计为$(208.2)百万 主要与商品合约衍生品的亏损有关。

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目录
截至六个月
2020年6月30日		天然气
聚集和
正在处理中		天然气
液体(A)		天然气
管道(B)		总计
细分市场
 
(几千美元)
天然气和凝析油销售$329,498 $2,771,291 $— $3,100,789 
残渣天然气销售339,943 — 2,035 341,978 
收集、处理和交换服务收入73,886 238,710 — 312,596 
运输和仓储收入— 91,636 240,141 331,777 
其他6,462 4,669 665 11,796 
总收入(C)749,789 3,106,306 242,841 4,098,936 
销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本)
(334,391)(2,183,908)(1,707)(2,520,006)
运营成本(163,138)(196,548)(66,399)(426,085)
投资净收益(亏损)中的权益(1,343)23,065 48,233 69,955 
非现金薪酬费用及其他(2,520)(357)(611)(3,488)
分部调整后的EBITDA$248,397 $748,558 $222,357 $1,219,312 
折旧及摊销$(114,175)$(126,906)$(29,694)$(270,775)
减损费用(D)$(564,353)$(77,401)$— $(641,754)
对未合并附属公司的投资$2,250 $427,032 $360,753 $790,035 
总资产$6,426,121 $13,183,168 $2,064,197 $21,673,486 
资本支出$299,781 $1,205,990 $27,500 $1,533,271 
(A)-我们的天然气液体部门有规范和非规范的操作。我们的天然气液体部门的受监管业务的收入为912.3百万美元，其中$810.8与该部门内部收入相关的百万美元，以及销售和燃料成本237.5百万美元。
(B)-我们的天然气管道部分有受监管和不受监管的操作。我们天然气管道部门的受监管业务的收入为153.8百万美元，销售和燃料成本为$12.8百万美元。
(C)-部门间收入主要是商品销售，这是基于通常基于指数并按月结算的合同销售价格，天然气收集和加工部门的收入总额为#美元321.5百万美元。天然气液体和天然气管道部门的部门间收入并不多。
(D)-包括非现金减值费用#美元380.52000万美元，主要与长期资产有关，$153.42000万美元与商誉有关，以及30.580万美元与投资于我们天然气收集和加工部门的一家未合并的附属公司有关；以及70.22000万美元与长期资产相关，以及7.21000万美元与投资于我们天然气液体部门的一家未合并的附属公司有关。

截至六个月
2020年6月30日		总计
细分市场		其他和
淘汰		总计
 
(几千美元)
对合并的总分部进行对账
天然气和凝析油销售$3,100,789 $(288,439)$2,812,350 
残渣天然气销售341,978 (4,963)337,015 
收集、处理和交换服务收入312,596 — 312,596 
运输和仓储收入331,777 (7,436)324,341 
其他11,796 (697)11,099 
总收入(A)$4,098,936 $(301,535)$3,797,401 
销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本)$(2,520,006)$302,620 $(2,217,386)
运营成本$(426,085)$(5,419)$(431,504)
折旧及摊销$(270,775)$(1,994)$(272,769)
减损费用$(641,754)$— $(641,754)
投资净收益中的权益$69,955 $— $69,955 
对未合并附属公司的投资$790,035 $— $790,035 
总资产$21,673,486 $1,318,981 $22,992,467 
资本支出$1,533,271 $10,690 $1,543,961 
(A)-截至2020年6月30日的6个月，非客户收入总计为美元99.0100万美元，主要与商品合约衍生品的收益有关。

28
目录
截至三个月截至六个月
六月三十日，六月三十日，
2021202020212020
(几千美元)
净收益(亏损)与分部调整后EBITDA总额的对账
净收益(亏损)$342,139 $134,321 $728,315 $(7,536)
添加：
利息支出，扣除资本化利息后的净额184,957 218,968 370,480 359,584 
折旧及摊销156,921 140,416 314,041 272,769 
所得税费用(福利)110,069 43,140 232,201 (12,255)
减损费用
— — — 641,754 
非现金薪酬费用(福利)7,825 957 24,108 (345)
其他公司成本和股权AFUDC(A)
2,342 (1,578)1,627 (34,659)
调整后的总部门EBITDA$804,253 $536,224 $1,670,772 $1,219,312 
(A)-截至2020年6月30日的三个月和六个月，包括公司收益$4.3百万美元和$20.0分别用于清偿与公开市场回购相关的债务。

第二项。管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析

以下讨论和分析应与我们的未经审计的合并财务报表和本季度报告中的合并财务报表附注以及我们的年度报告一起阅读。

最近的事态发展

有关更多信息，请参阅本季度报告中管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析中的“财务业绩和经营信息”和“流动性和资本资源”部分。

市场行情，新冠肺炎和商业动态-与2020年第二季度相比，我们在2021年第二季度实现了产量增加带来的收益增长，这主要是由于落基山地区生产商活动的增加和大宗商品价格的上涨，突显了经济从大流行中的复苏。尽管能源行业经历了许多起伏周期，但我们已经做好了准备，以减少对大宗商品价格直接波动的敞口。我们的三个可报告部门中的每一个都主要是收费的，我们预计到2021年，我们的合并收益将大约有90%是收费的。虽然我们的天然气收集和加工部门的收益主要是基于费用的，但我们有直接的大宗商品价格敞口，主要与POP合同的费用相关。此外，由于钻探和完井活动减少、油井生产率下降、恶劣天气干扰、运营中断以及原油、NGL和天然气需求，我们的天然气收集和加工以及天然气液体部门面临体积风险。由于我们几乎所有的产能都是根据长期的固定收费合同订购的，我们的天然气管道部门不会面临重大的体积风险。

作为对新冠肺炎的持续回应，我们将继续致力于控制疫情对我们员工的影响。我们继续保护我们的员工，并一如既往地专注于以安全、可靠和对环境负责的方式运营我们的资产。我们继续关注新冠肺炎疫情，之前已经实施了我们的业务连续性计划。根据美国国土安全部的定义，ONEOK是一家关键的基础设施企业，因此，我们的员工一直在联邦、州和地方政府发布的指导方针和安全相关条例的范围内充分投入工作。我们在可能的情况下继续实施远程工作程序，以保护我们员工及其家人的安全，并继续为在现场工作或需要向ONEOK设施报到的员工采取预防措施。由于新冠肺炎疫苗随手可得，我们预计将在今年晚些时候实施重返办公室的计划。我们继续实施风险管理和网络安全措施，以使我们的系统保持正常运行，以便既能满足我们的运营需求，又能为我们的客户提供服务。

由于大宗商品价格上涨和我们运营地区生产商活动的增加，2021年第二季度我们的天然气收集和加工部门以及天然气液体部门的产量都比2021年第一季度有所增长。我们预计，由于生产商活动的持续增加和石化行业乙烷需求的增加，2021年剩余时间的产量将保持强劲。

29
目录
2021年2月，冬季风暴乌里给能源行业和我们的运营区域带来了重大挑战。我们的员工积极应对严冬天气，进行必要的运营调整以保持我们的资产运转，并在天然气、丙烷和电力需求飙升的困难天气条件下提供出色的服务，以满足客户的需求。需求的增加，再加上对中大陆和落基山脉地区以及二叠纪盆地的加工厂和中大陆地区的分馏塔的供应减少，导致某些市场中心的大宗商品价格创下历史新高，特别是在中大陆地区和德克萨斯州。随着天气好转和天然气供应恢复，大宗商品价格迅速回到之前的水平。

冬季风暴URI影响了我们所有三个运营部门，对我们的财务业绩产生了净积极影响，主要是在2021年第一季度和截至2021年6月30日的六个月，因为我们在此期间满足日益增长的天然气需求和提供服务的能力抵消了不利的销量影响。我们在天然气管道部分位置良好的天然气储存资产和连接市场的管道能够满足这段恶劣冬季天气的关键需求。我们州际和州内资产的可靠性使我们能够继续为我们的客户提供运输服务、停车和贷款服务以及额外的天然气供应(如果有)，这改善了我们的财务业绩。然而，井口冻结减少了我们天然气收集和加工以及天然气液体部门2月份的产量，这对我们2021年第一季度的财务业绩产生了负面影响。

我们预计2021年将保持足够的流动性和金融稳定，因为运营现金流、我们未提取的25亿美元信贷协议、3.744亿美元的现金和现金等价物，以及2022年之前没有债务到期日。

有关我们对市场风险敞口的更多信息，请参阅本季度报告中的第一部分，第3项，关于市场风险的定量和定性披露。

可持续发展和社会责任-我们继续寻找方法来减少对环境的影响，并利用更高效的技术。2021年，我们有资格进入标准普尔全球可持续发展年鉴，并获得了行业推动者地位，该地位授予一家在其行业中取得最强劲同比进步的公司. 此外，我们在人权运动2021年企业平等指数中获得了100分的满分。我们有一个独立的环境可持续发展团队，成立于2017年，加快了我们正在进行的环境管理工作，并正在探索降低温室气体排放的方法。此外，在2020年，我们成立了一个小组，致力于可再生能源和低碳项目的商业开发。与我们的可持续发展团队一起，我们正在积极研究机会，这些机会将补充我们广泛的中游资产和专业知识，加强我们预计在向低碳经济转型中发挥的关键作用。

天然气-在我们的天然气收集和加工部门，2021年第二季度落基山脉地区的收集和加工量比2021年第一季度有所增加，主要是由于产量增加和2021年第一季度季节性冬季天气的影响，与2020年第二季度相比有所增加，主要是由于产量增加和2020年第二季度减产的影响。我们预计落基山地区的产量在2021年剩余时间内将继续增长，原因是生产商活动增加，其中包括完成之前钻探但未完成的油井。我们之前暂停的Bear Creek工厂扩建预计将于2021年第四季度完成，这将使我们在威利斯顿盆地的总处理能力增加到约1.7亿Bcf/d。

在我们的天然气管道部门，我们的资产连接到关键的供应区和需求中心，包括通过Roadrunner在墨西哥的出口市场，以及通过我们的州际和州内天然气管道和北部边境管道在加拿大和美国的供应区，这使我们能够提供基本的天然气运输和储存服务。来自当地配电公司、发电设施和大型工业公司的持续需求导致了2019年、2020年、2021年的低成本扩张，扩建预计将于2022年完成，这使得我们能够在需要时为客户提供更多服务。2021年2月，恶劣的冬季天气影响了我们的运营。由于我们管道和存储资产的可靠性，我们能够在冬季风暴期间继续为满足关键需求的客户提供服务。我们的天然气运输能力的合同部分不受大宗商品价格的显著影响，因为我们的最终用户依赖天然气来支持他们的业务，而不考虑大宗商品价格的波动。我们继续经历稳定的收费收益，运输能力约95%与坚定的承诺签约，我们预计这种情况将持续到2021年，保持在类似的签约水平。我们在极端天气条件下提供可靠服务的能力突显了与市场连接的管道和存储资产的重要性以及这些服务的价值。自风暴以来，我们收到了越来越多寻求在我们的系统上增加长期运输和存储容量的客户的兴趣，我们以更高的费率和更长的期限重新签订了存储服务合同。此外，在2021年第一季度，我们出售了我们拥有和储存的天然气，这使我们的
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该部门的财务业绩。在极端冬季天气期间，我们最大限度地提高了满足关键需求的坚定服务客户的天然气储备量。

NGLS-在我们的天然气液体部门，2021年第二季度的NGL产量高于2021年第一季度，这主要是由于我们系统的生产商活动和乙烷产量增加，以及冬季风暴URI对2021年第一季度产量的负面影响。与2020年第二季度相比，产量也有所上升，主要原因是2020年第二季度减产的影响，以及2021年我们整个系统的生产商活动和乙烷产量增加。我们预计NGL产量将继续增加，原因是由于经济从大流行中复苏，对能源的更强劲需求推动了生产者活动的增加。我们还预计，随着新石化装置投产，对乙烷的需求增加，产量将会增加。由于我们最近完成了资本增长项目，我们预计将在没有重大投资的情况下从这些更高的销量中受益。

乙烷生产-乙烷和天然气之间的价格差异可能导致天然气加工商提取乙烷或将其留在天然气流中。由于这些乙烷经济学的结果，我们系统中的乙烷量可能会在一段时间内波动。2021年第二季度，交付给我们NGL系统的长期合同下的乙烷量平均为435MBbl/d，而2021年第一季度为3.55亿MBbl/d，这主要是由于乙烷开采经济的变化以及2021年第一季度冬季风暴URI的负面影响。我们估计，大约有225亿MBbl/d的可自由支配乙烷，其中落基山地区约125MBbl/d，中大陆地区约100MBbl/d，可以在我们的系统上回收和运输。乙烷回收机会将根据地区天然气定价、乙烷经济和潜在的激励回收而波动。

增长项目-我们运营着一个完整、可靠和多样化的NGL和天然气收集、加工、分馏、储存和运输资产网络，将落基山、中大陆和二叠纪地区的供应与主要市场中心连接起来。我们已经完成了重要的资本增长项目，包括天然气管道、天然气分馏塔、天然气加工厂以及相关的天然气和天然气基础设施。这些项目为我们提供了在不进行重大资本投资的情况下从未来供应增长中受益的能力。下表概述了我们宣布的资本增长项目：
项目范围近似值
讼费(A)		预计完工时间
天然气的收集和加工
(以百万计)
熊溪工厂扩建及相关基础设施威利斯顿盆地200MMcf/d加工厂扩建和相关收集基础设施$405Q4 2021
由以收费为主的长期合同的种植面积贡献提供支持
天然气液体
Arbacle II管道扩建通过增加水泵设施来增加干线容量$60已完成
将容量提高到500MBbl/d
MB-5分馏塔及相关基础设施得克萨斯州贝尔维尤山125MBbl/d天然气分馏塔和相关基础设施，其中包括贝尔维尤山的额外天然气储存$750已暂停(B)
西德克萨斯州液化石油气管道扩建将主线容量增加40Mbl/d$145已暂停(B)
中大陆分馏设施扩建我们中大陆NGL设施的扩建能力为65MBbl/d$150已暂停(B)
(A)-不包括资本化利息/AFUDC。
(B)-我们预计不会在原定的目标竣工日期前完成建造工程。虽然这些项目的许多建设活动在2020年暂停，但一些活动仍在继续，以完成支持产量所需的基础设施，直到市场条件保证项目完全完成。

偿还债务-2021年第一季度，我们在公开市场回购了某些优先票据的未偿还本金，金额为5520万美元，总回购价格为5460万美元，手头有现金。

2021年6月，我们用手头的现金偿还了Guardian Pipeline 2022年12月到期的剩余1170万美元优先票据。

分红-2021年2月和2021年5月，我们维持并支付了每股0.935美元的季度股息(折合成年率为每股3.74亿美元)，这与上一年各自的季度一致。2021年7月，我们宣布季度股息为每股0.935美元(折合成年率为每股3.74美元)。季度股息将于2021年8月16日支付给2021年8月2日收盘时登记在册的股东。
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财务业绩和经营信息

我们如何评估我们的运营

管理层使用各种财务和运营指标来分析我们的业绩。我们的综合财务指标包括：(1)营业收入；(2)净收益(亏损)；(3)稀释每股收益；(4)以下非GAAP财务指标：调整后的EBITDA和可分配现金流。我们使用调整后的EBITDA和我们的运营指标来评估部门的运营结果，这些指标包括与各个部门相关的各种数量和费率统计数据。这些运营指标使投资者能够从数量和费率/价格方面分析部门财务业绩的各个组成部分。管理层使用这些指标分析历史分部财务结果，并将其作为预测和预算分部财务结果的关键输入。有关我们的运营指标的更多信息，请参阅本“财务业绩和运营信息”部分的各个细分市场小节。

非GAAP财务指标-调整后的EBITDA、可分配现金流和股息覆盖率是衡量我们财务业绩的非GAAP指标。调整后的EBITDA定义为经利息支出、折旧和摊销、非现金减值费用、所得税、建设期间使用的股权基金拨备、非现金补偿费用和某些其他非现金项目调整后的净收益。可分配现金流量定义为调整后的EBITDA，按上述计算，减去利息支出、维护资本支出和投资的股本收益(不包括非现金减值费用)，经从未合并关联公司收到的现金分配净额和某些其他项目调整后的可分配现金流量。股利覆盖率的定义是分配给普通股股东的可分配现金流除以当期支付的股息。我们相信这些非GAAP财务指标对投资者是有用的，因为它们和类似的指标被我们行业中的许多公司用作财务业绩的衡量标准，财务分析师和其他人通常使用它们来评估我们的财务业绩，并比较我们行业公司之间的财务业绩。调整后的EBITDA、可分配现金流和红利覆盖率不应被视为净收益、每股收益或根据公认会计原则提出的任何其他财务业绩衡量标准的替代方案。此外，这些计算可能无法与其他公司的类似标题的衡量标准进行比较。

整合运营

精选财务结果-下表列出了所示时期的某些选定财务结果：
截至三个月截至六个月三个月六个月
六月三十日，六月三十日，2021年与2020年2021年与2020年
财务业绩2021202020212020$增加(减少)$增加(减少)
 
(数百万美元，不包括每股金额)
收入
商品销售$3,074.8 $1,343.6 $5,910.9 $3,152.2 1,731.2 2,758.7 
服务314.2 317.1 672.7 645.2 (2.9)27.5 
总收入3,389.0 1,660.7 6,583.6 3,797.4 1,728.3 2,786.2 
销售成本和燃料费(不包括下面单独列出的项目)
2,367.0 940.5 4,488.5 2,217.4 1,426.5 2,271.1 
运营成本254.3 224.4 505.9 431.4 29.9 74.5 
折旧及摊销
156.9 140.4 314.0 272.8 16.5 41.2 
减损费用— — — 604.0 — (604.0)
出售资产的收益(0.7)(0.3)(1.0)(0.5)0.4 0.5 
营业收入$611.5 $355.7 $1,276.2 $272.3 255.8 1,003.9 
投资净收益中的权益
$25.7 $25.3 $59.0 $70.0 0.4 (11.0)
股权投资减值
$— $— $— $(37.7)— (37.7)
利息支出，扣除资本化利息后的净额
$(185.0)$(219.0)$(370.5)$(359.6)(34.0)10.9 
净收益(亏损)$342.1 $134.3 $728.3 $(7.5)207.8 735.8 
稀释每股收益$0.77 $0.32 $1.63 $(0.02)0.45 1.65 
调整后的EBITDA
$801.5 $533.9 $1,667.9 $1,234.7 267.6 433.2 
可分配现金流$570.0 $300.5 $1,231.8 $822.9 269.5 408.9 
资本支出$147.4 $594.3 $324.1 $1,544.0 (446.9)(1,219.9)
见“非公认会计准则财务计量”部分的净收益(亏损)与调整后的EBITDA和可分配现金流的对账。
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商品价格和销售量的变化影响我们综合损益表中销售和燃料的收入和成本，因此，除特别注明外，这些项目之间的影响在很大程度上被抵消。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月的营业收入增加了2.558亿美元，主要原因如下：
•天然气液体-主要与落基山地区交易量增加有关的交换服务增加137.5美元，优化和营销增加3,590万美元；和
•天然气的收集和加工-增加8,530万美元，主要是因为前一年实现的价格较低，影响了我们与POP合同的费用，增加了6,010万美元，主要是由于前一年的减产和落基山地区的产量增加；偏移量
•合并业务费用增加2990万美元，主要原因是材料和用品、外部服务、与雇员有关的费用和从价税增加；
•由于基本建设项目投入使用，折旧费用增加1650万美元；和
•天然气管道-运输服务减少1090万美元，主要原因是2020年4月达成了1350万美元的有利合同和解。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的6个月的营业收入增加了10亿美元，主要原因如下：
•在截至2020年6月30日的6个月中，由于我们的天然气收集和加工部门以及天然气液体部门的非现金减值费用增加了6.04亿美元；
•天然气液体-交易所服务增加2.012亿美元，主要与落基山地区交易量增加有关，优化和营销增加7,470万美元，但因冬季风暴URI对交易所服务的影响而减少4620万美元；
•天然气的收集和加工-增加130.9美元，主要是因为前一年实现的价格较低，影响了我们与POP合同的费用，增加了5,100万美元，主要是由于落基山地区产量增加和前一年的削减；和
•天然气管道-增加105.4美元，主要是由于天然气销售增加；偏移量
•合并运营成本增加7450万美元，主要原因是前一年我们基于股票的递延薪酬计划按市价计价的好处、与员工相关的成本增加、从价税以及材料和用品；和
•由于基本建设项目投入使用，折旧费用增加了4120万美元。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月的净收入和稀释后每股收益都有所增长，这主要是因为上述项目以及前一年与结算我们用于对冲基于LIBOR的利息支付的13亿美元利率掉期相关的利息支出增加。这些增长部分被更高的所得税所抵消。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的6个月的净收入和稀释每股收益有所增加，这主要是由于上述项目以及与前一年对我们的天然气收集和加工部门以及天然气液体部门的股权投资有关的非现金减值费用。这些增长被更高的所得税、2020年因偿还与公开市场回购相关的债务而获得的2000万美元收益以及由于完成的项目导致AFUDC股本减少而被部分抵消。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的资本支出有所下降，这主要是由于我们之前完成和暂停的资本增长项目。

关于我们的财务结果和经营信息的更多信息将在下面的讨论中为我们的每个部门提供。

天然气的收集和加工

概述 - 我们的天然气收集和加工部门为北达科他州、蒙大拿州、怀俄明州、堪萨斯州和俄克拉何马州的生产商提供中游服务。原始天然气通常在井口收集，压缩后通过管道输送到我们的加工设施。加工后的天然气，通常被称为残渣天然气，然后被重新压缩并输送到天然气管道、储存设施和最终用户。从原始天然气中分离出来的NGL被出售，并通过NGL管道输送到分馏设施进行进一步加工。

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我们的天然气收集和加工部门的收益主要是以费用为基础的，但我们有一些直接的大宗商品价格敞口，主要与POP合同的费用有关。根据POP合同的某些费用，如果生产量、交货压力或商品价格相对于指定的门槛发生变化，我们的合同费用和POP百分比可能会增加或减少。为了减轻这一大宗商品价格敞口的影响，我们对冲了我们天然气收集和加工部门2021年剩余时间至2022年的部分大宗商品价格风险。这一部分在威利斯顿盆地一些产量最高的地区拥有大量的长期种植面积，这有助于降低产量风险。

增长项目-我们的天然气收集和加工部门在威利斯顿盆地富含NGL的地区投资了增长项目。有关我们的资本增长项目的讨论，请参见“最近的发展”部分中的“增长项目”。

有关我们资本支出融资的讨论，请参阅“流动性和资本资源”一节中的“资本支出”。

精选财务结果和经营信息-下表列出了我们的天然气收集和加工部门在指定时期的某些选定财务结果和运营信息：
截至三个月截至六个月三个月六个月
六月三十日，六月三十日，2021年与2020年2021年与2020年
财务业绩2021202020212020$增加(减少)$增加(减少)
 
(数百万美元)
NGL销售$535.9 $94.0 $993.5 $272.4 441.9 721.1 
凝析油销售30.5 15.6 64.7 57.1 14.9 7.6 
残渣天然气销售257.8 150.9 570.0 339.9 106.9 230.1 
采集、压缩、脱水和加工费及其他收入
39.3 39.3 75.0 80.4 — (5.4)
销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本)
(550.5)(132.2)(1,105.8)(334.4)418.3 771.4 
运营成本，不包括非现金薪酬调整
(82.0)(74.7)(162.7)(162.4)7.3 0.3 
投资净收益中的权益0.4 (2.1)2.2 (1.3)2.5 3.5 
其他(2.1)(2.1)(2.9)(3.3)— 0.4 
调整后的EBITDA$229.3 $88.7 $434.0 $248.4 140.6 185.6 
减损费用$— $— $— $564.4 — (564.4)
资本支出$56.9 $118.2 $96.5 $299.8 (61.3)(203.3)
见“非公认会计准则财务措施”一节中净收益(亏损)与调整后EBITDA的对账。

商品价格和销售量的变化对销售和燃料的收入和成本都有影响，因此，这些项目之间的影响在很大程度上被抵消了。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月调整后的EBITDA增加了1.406亿美元，主要原因如下：
•增加8,530万美元，主要是因为前一年实现价格较低，影响了我们与POP合同的费用；和
•加价 产量增加6010万美元，主要原因是前一年落基山脉地区减产和增产，但被中大陆地区自然产量下降部分抵消；o偏移量
•业务费用增加730万美元，主要原因是材料和用品以及外部服务增加。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的6个月，调整后的EBITDA增加了1.856亿美元，主要原因如下：
•增加130.9美元，主要是因为前一年实现价格较低，影响了我们与POP合同的费用；和
•一个 产量增加带来5100万美元的增长，主要原因是落基山脉地区的产量增加和前一年的减产，但被中大陆地区的自然产量下降部分抵消。

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与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的资本支出有所下降，这主要是由于前一年完成的资本增长项目。截至2021年6月30日的六个月也有所下降，原因是2020年第一季度在资本增长项目上的支出在2020年第一季度末暂停。

截至三个月截至六个月
六月三十日，六月三十日，
操作信息(A)2021202020212020
收集的天然气(BBtu/d)
2,732 2,225 2,661 2,497 
天然气加工(BBtu/d) (b)
2,481 2,067 2,431 2,317 
平均收费标准($/MMBtu)
$1.06 $0.71 $1.05 $0.78 
(A)-仅包括合并实体的卷。
(B)-包括我们在公司所有和第三方设施加工的数量。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月，我们收集的天然气和天然气加工量都有所增加，这主要是由于产量增加，以及2020年第二季度落基山脉地区减产的影响，但部分被中大陆地区的自然产量下降所抵消。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月，我们的平均费率有所上升，这主要是由于落基山脉地区对我们平均费率的贡献增加。

商品价格风险-见本季度报告中关于市场风险的定量和定性披露第3项“商品价格风险”项下关于我们商品价格风险的讨论。

天然气液体

概述-我们的天然气液体部门拥有并运营收集、分离、处理和分销NGL以及储存NGL产品的设施，主要分布在俄克拉何马州、堪萨斯州、得克萨斯州、新墨西哥州和落基山地区，其中包括威利斯顿、鲍德河和DJ盆地。我们为NGL生产商提供中游服务，并将这些产品交付给两个主要市场中心：一个在堪萨斯州康威的中大陆，另一个在得克萨斯州贝尔维尤山的墨西哥湾沿岸。我们拥有或拥有俄克拉荷马州、堪萨斯州、德克萨斯州、新墨西哥州、蒙大拿州、北达科他州、怀俄明州和科罗拉多州受FERC监管的NGL收集和分配管道以及堪萨斯州、密苏里州、内布拉斯加州、爱荷华州和伊利诺伊州的终端和储存设施的所有权权益。我们拥有欧陆帕斯管道公司50%的股权，该公司运营着一条州际NGL管道，起始于怀俄明州和科罗拉多州，终点是堪萨斯州。威利斯顿盆地、俄克拉何马州、堪萨斯州和得克萨斯州狭长地带的大多数管道连接的天然气加工厂都连接到我们的NGL收集系统。我们租赁轨道车辆，拥有并运营与我们的NGL分馏、储存和管道资产相连的卡车和铁路装卸设施。我们还在堪萨斯州、密苏里州、内布拉斯加州、爱荷华州、伊利诺伊州和印第安纳州拥有受FERC监管的NGL分销管道，将我们的中大陆资产与包括芝加哥、伊利诺伊州在内的中西部市场连接起来。ONEOK North系统的一部分将精炼石油产品(包括无铅汽油和柴油)从堪萨斯州运输到爱荷华州。

增长项目-我们的天然气液体部门投资于运输、分馏、储存和向市场中心交付页岩和其他资源开发地区的NGL供应的项目。我们的增长战略重点是将落基山脉地区、中大陆地区和二叠纪盆地的多样化供应盆地与石化和炼油行业的NGL产品需求以及墨西哥湾沿岸的NGL出口需求联系起来。有关我们资本增长项目的讨论，请参阅“最近的发展”部分中的“增长项目”。

有关我们资本支出融资的讨论，请参阅“流动性和资本资源”一节中的“资本支出”。

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精选财务结果和经营信息 - 下表列出了我们的天然气液体部门在所指时期的某些选定的财务结果和经营信息：
截至三个月截至六个月三个月六个月
六月三十日，六月三十日，2021年与2020年2021年与2020年
财务业绩2021202020212020$增加(减少)$增加(减少)
 
(数百万美元)
天然气和凝析油销售$2,829.6 $1,174.6 $5,244.4 $2,771.3 1,655.0 2,473.1 
交换服务收入和其他132.0 120.3 278.5 243.4 11.7 35.1 
运输和仓储收入37.9 40.9 86.6 91.6 (3.0)(5.0)
销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本)
(2,399.9)(905.2)(4,460.2)(2,183.9)1,494.7 2,276.3 
运营成本，不包括非现金薪酬调整
(121.1)(99.2)(237.1)(193.6)21.9 43.5 
投资净收益中的权益
5.1 7.8 8.7 23.1 (2.7)(14.4)
其他(3.3)(1.6)(5.0)(3.3)(1.7)(1.7)
调整后的EBITDA$480.3 $337.6 $915.9 $748.6 142.7 167.3 
减损费用$— $— $— $77.4 — (77.4)
资本支出$60.0 $459.8 $172.0 $1,206.0 (399.8)(1,034.0)
见“非公认会计准则财务措施”一节中净收益(亏损)与调整后EBITDA的对账。

商品价格和销售量的变化对销售和燃料的收入和成本都有影响，因此，这些项目之间的影响在很大程度上被抵消了。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月调整后的EBITDA增加了1.427亿美元，主要原因如下：
•交换服务增加137.5美元，主要原因是：
◦落基山地区运量增加1.182亿美元，运输成本降低，
◦2060万美元与更大的大宗商品价差有关，以及
◦1,230万美元，与确认以前被认为是或有收益的收益有关，但被
◦1,210万美元与我们的分馏设施计划内和计划外停机导致库存中较高的未分馏NGL的收益下降有关。我们预计，随着当前库存的分批和出售，2021年下半年的收益收益约为1250万美元；和
•优化和营销增加3590万美元，主要原因是地点价差扩大和优化数量增加；偏移量
•运营成本增加2,190万美元，主要原因是与我们已完成的资本增长项目相关的从价税增加、外部服务和与员工相关的成本增加。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的6个月，调整后的EBITDA增加了1.673亿美元，主要原因如下：
•交换服务增加201.2美元(不包括下文讨论的冬季风暴URI的影响)，主要原因是：
◦落基山地区运量增加和运输成本降低1.876亿美元，被2020年短期合同导致二叠纪盆地运量减少1100万美元和2021年乙烷拒收增加所抵消。
◦3640万美元与更大的大宗商品价差有关，以及
◦1,230万美元，与确认以前被认为是或有收益的收益有关，但被
◦2,160万美元，原因是我们的分馏设施计划内和计划外停机导致库存中持有更高的未分馏NGL的收益下降。我们预计，随着当前库存的分批和出售，2021年下半年的收益收益约为1250万美元；和
•优化和营销增加7,470万美元，主要原因是冬季风暴URI期间活动增加，2020年库存的NGL价值发生不利变化，以及2021年地点价差扩大；偏移量
•冬季风暴URI的负面影响为4620万美元，主要是由于我们整个业务的交易量减少和电力成本增加；
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•运营成本增加4350万美元，主要原因是与员工相关的成本增加，以及与我们已完成的资本增长项目相关的从价税增加；和
•投资净收益减少1,440万美元，这主要是由于陆上PASS管道的流量减少所致。

截至2020年6月30日的6个月，包括与某些非活跃资产相关的7020万美元非现金减值费用，以及与我们在Chisholm Pipeline Company的50%投资相关的720万美元非现金减值费用。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的资本支出有所下降，这主要是由于之前完成和暂停的资本增长项目。

截至三个月截至六个月
六月三十日，六月三十日，
运营信息2021202020212020
原始饲料吞吐量(Mbbl/d) (a)
1,209 1,010 1,123 1,050 
康威到贝尔维尤OPIS平均价差-乙烷/丙烷混合物中的乙烷($/加仑)
$0.00 $0.00 $(0.01)$0.01 
(A)-代表我们收取运输和/或分馏服务费用的实物原料量。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的产量有所增加，这主要是由于大流行的影响导致2020年第二季度我们整个系统的产量减少，主要是落基山地区的产量增加，以及我们整个系统的乙烷产量增加。截至2021年6月30日的6个月的销量部分被2021年2月冬季风暴URI的影响所抵消。

天然气管道

概述-我们的天然气管道部门通过其主要位于俄克拉何马州、得克萨斯州和中西部北部的全资资产，向最终用户提供运输和储存服务，例如天然气分销和发电公司，这些用户需要天然气来运营他们的业务，而不考虑地点的价差。我们拥有北方边界管道和RoadRunner公司50%的股权，这两家公司为各种最终用户提供运输服务。

精选财务结果 和运营信息-下表列出了我们天然气管道部分在指定时期的某些选定财务结果和运营信息：
截至三个月截至六个月三个月六个月
六月三十日，六月三十日，2021年与2020年2021年与2020年
财务业绩2021202020212020$增加(减少)$增加(减少)
 
(数百万美元)
运输收入$94.7 $104.8 $211.8 $206.7 (10.1)5.1 
存储收入17.6 17.0 33.5 33.4 0.6 0.1 
残渣天然气销售和其他收入0.1 0.3 116.0 2.7 (0.2)113.3 
销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本)(0.5)(0.2)(10.6)(1.7)0.3 8.9 
运营成本，不包括非现金薪酬调整(36.2)(30.9)(76.2)(65.6)5.3 10.6 
投资净收益中的权益20.2 19.7 48.2 48.2 0.5 — 
其他(1.2)(0.9)(1.8)(1.3)(0.3)(0.5)
调整后的EBITDA$94.7 $109.8 $320.9 $222.4 (15.1)98.5 
资本支出$27.8 $10.9 $49.0 $27.5 16.9 21.5 
见“非公认会计准则财务措施”一节中净收益(亏损)与调整后EBITDA的对账。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月调整后的EBITDA减少了1510万美元，主要原因如下：
•运输服务减少1090万美元，主要原因是2020年4月达成了有利的1350万美元合同结算；和
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•业务成本增加530万美元，主要原因是用品费用、外部服务和与员工有关的费用增加。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的6个月，调整后的EBITDA增加了9850万美元，主要原因如下：
•增加105.4美元，主要是由于2021年第一季度5.2bcf天然气销售量的平均天然气价格上涨，这是之前库存数量的1.2bcf，而2020年第一季度为1.2bcf；和
•运输服务增加450万美元，主要原因是2021年第一季度停车和贷款收入增加以及可中断运输收入增加，但部分被2020年4月1350万美元的有利合同结算所抵消；偏移量
•运营成本增加1060万美元，主要原因是用品费用和与员工有关的费用增加。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的资本支出有所增加，这主要是由于资本增长项目。

截至三个月截至六个月
六月三十日，六月三十日，
操作信息(A)2021202020212020
天然气运力收缩(MDth/d)
7,280 7,314 7,362 7,553 
合同运力93 %94 %94 %97 %
(A)-仅包括合并实体的卷。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月天然气运输能力收缩，主要原因是2020年第二季度的合同结算。

RoadRunner已经收缩了到2041年的所有西行运力。

到2021年第四季度，北方边境管道基本上已经收缩了所有的长途运输能力。

2021年2月，我们的子公司中西部天然气传输公司根据天然气法案第4节向FERC提交了费率更改建议。FERC目前正在审查这份文件。虽然申请的最终结果无法预测，但我们预计最终结果不会对我们的运营结果产生实质性影响。

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非GAAP财务指标

下表列出了对净收益(亏损)(最接近的可比GAAP财务业绩衡量标准)与调整后的EBITDA、可分配现金流和所指时期的股息覆盖范围的对账：
截至三个月截至六个月
六月三十日，六月三十日，
2021202020212020
净收益(亏损)与调整后的EBITDA、可分配现金流和股息覆盖范围的对账
(数千美元，不包括每股金额和承保率)
净收益(亏损)$342,139 $134,321 $728,315 $(7,536)
添加：
利息支出，扣除资本化利息后的净额184,957 218,968 370,480 359,584 
折旧及摊销156,921 140,416 314,041 272,769 
所得税费用(福利)110,069 43,140 232,201 (12,255)
减损费用— — — 641,754 
非现金补偿费用(福利)(A)7,825 957 24,108 (345)
股权、AFUDC和其他非现金项目(426)(3,853)(1,239)(19,262)
调整后的EBITDA(B)801,485 533,949 1,667,906 1,234,709 
利息支出，扣除资本化利息后的净额(184,957)(218,968)(370,480)(359,584)
维修资金(47,566)(26,208)(71,256)(51,397)
投资净收益中的权益(25,720)(25,328)(59,040)(69,955)
从未合并的附属公司收到的分配29,128 41,211 70,181 89,737 
其他，净额(B)(2,418)(4,125)(5,498)(20,649)
可分配现金流569,952 300,531 1,231,813 822,861 
支付给优先股股东的股息(275)(275)(550)(550)
可分配给股东的现金流569,677 300,256 1,231,263 822,311 
支付的股息(416,579)(387,019)(832,533)(773,411)
超过(少于)支付股息的可分配现金流$153,098 $(86,763)$398,730 $48,900 
每股派息$0.935 $0.935 $1.870 $1.870 
股息覆盖率1.37 0.78 1.48 1.06 
计算中使用的份数(数千人)
445,539 413,924 445,205 413,589 
(A)-包括截至2021年6月30日和2020年6月30日的6个月的亏损580万美元和收益1440万美元，与我们基于股票的递延补偿计划按市值计价有关。
(B)-截至2020年6月30日的三个月和六个月，分别包括430万美元和2000万美元的公开市场回购相关债务清偿收益。

截至三个月截至六个月
六月三十日，六月三十日，
2021202020212020
调整后的分部EBITDA与调整后的EBITDA的对账
分段调整后的EBITDA：
天然气的收集和加工$229,266 $88,749 $433,982 $248,397 
天然气液体480,291 337,642 915,919 748,558 
天然气管道94,696 109,833 320,871 222,357 
其他(A)项(2,768)(2,275)(2,866)15,397 
调整后的EBITDA$801,485 $533,949 $1,667,906 $1,234,709 
(A)-截至2020年6月30日的三个月和六个月，包括公司在清偿与公开市场回购相关的债务方面分别获得的430万美元和2000万美元的收益。

或有事件

请参阅本季度报告中合并财务报表附注J以讨论我们的法律诉讼。

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流动性和资本资源

一般信息 - 我们现金流入的主要来源是运营现金流、我们商业票据计划和我们25亿美元信贷协议的收益、债务发行和普通股发行，以满足我们的流动性和资本资源要求。此外，我们预计2021年剩余时间的现金流出将主要与支付给股东的股息和资本支出有关。

我们预计，我们的现金流入来源将提供足够的资源，为我们的运营、资本支出和季度现金红利提供资金。我们相信我们有足够的流动性，因为我们有25亿美元的信贷协议，该协议将于2024年6月到期，并可以通过我们的“市场”股权计划获得10亿美元。截至本报告之日，我们在25亿美元的信贷协议下没有借款，也没有通过我们的“市场”股权计划出售任何股票。

我们可以通过使用固定利率债券、浮动利率债券和利率互换来管理利率风险。有关利率互换的更多信息，请参阅本季度报告综合财务报表附注C。

担保与现金管理-我们和ONEOK Partners是某些公共债务证券的发行人。我们担保ONEOK Partners的某些债务，ONEOK Partners和中间合伙企业担保我们的某些债务。对我们和ONEOK合作伙伴的债务的担保是全额、不可撤销、无条件和绝对的连带担保，向每一系列未偿还证券的持有者提供担保。担保项下的负债与所有现有和未来的优先无担保债务具有同等的偿还权。由于ONEOK合伙人和中间合伙企业是ONEOK的合并子公司，只要提供规则13-01要求的替代披露，包括叙述性披露和汇总财务信息，就不需要为担保人提供单独的财务报表。中间合伙公司持有ONEOK Partners在其子公司中的所有权益和股权，这些子公司是非担保人，几乎所有的资产和业务都由非担保人运营的子公司持有。因此，根据规则13-01的允许，我们排除了每个发行人和担保人的汇总财务信息，因为子公司发行人和母担保人的合并财务信息(不包括我们在ONEOK Partners的所有权益的所有权)除了担保债务外，不反映任何实质性资产、负债或经营结果。有关我们和ONEOK合作伙伴负债的更多信息，请参见本季度报告中合并财务报表附注D。

我们使用集中式现金管理计划，将我们的非担保人运营子公司的现金资产集中在联合账户中，以提供财务灵活性，并降低借款成本、交易成本和银行手续费。我们的集中式现金管理计划规定，超出我们运营子公司日常需求的资金将集中、合并或以其他方式提供给我们合并集团内的其他实体使用。我们的运营子公司在FERC法规或其运营协议允许的范围内参与本计划。根据现金管理计划，根据参与子公司是否有短期现金盈余或现金需求，我们向子公司提供现金，或者子公司向我们提供现金。

短期流动性-我们短期流动性的主要来源包括经营活动产生的现金、我们股权方法投资收到的分配、我们商业票据计划的收益以及我们25亿美元的信贷协议。截至2021年6月30日，我们遵守了25亿美元信贷协议的所有契约。

截至2021年6月30日，根据我们25亿美元的信贷协议以及3.744亿美元的现金和现金等价物，我们没有借款。

截至2021年6月30日，我们的营运资本赤字为1.59亿美元(定义为流动资产减去流动负债)。尽管营运资本受到多个因素的影响，其中包括：(I)债务和股权发行的时机，(B)资本支出的资金来源，(C)预定的债务付款，以及(D)应收和应付账款；以及(Ii)库存和大宗商品失衡的数量和成本，但截至2021年6月30日，我们的营运资本赤字主要是由长期债务的当前到期日推动的。随着我们继续偿还长期债务，我们未来可能会出现营运资本赤字。我们预计这一营运资本赤字不会对我们的现金流或运营产生不利影响。

有关我们25亿美元信贷协议的更多信息，请参阅本季度报告中合并财务报表附注D。

长期融资-除了上文讨论的短期流动性的主要来源外，我们预计将根据需要通过发行长期票据为我们的长期融资需求提供资金。获得融资的其他选择包括，但
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但不限于发行普通股、金融机构贷款、发行可转换债务证券或优先股证券、资产证券化以及设施的出售和回租。

偿还债务- 2021年第一季度，我们在公开市场回购了某些优先票据的未偿还本金，金额为5520万美元，总回购价格为5460万美元，手头有现金。

2021年6月，我们用手头的现金偿还了Guardian Pipeline 2022年12月到期的剩余1170万美元优先票据。

有关我们长期债务的更多信息，请参阅本季度报告中合并财务报表附注D。

资本支出 -我们将预计会产生额外收入、投资回报或显著运营效率的支出归类为资本增长型支出。维护资本支出是指维护我们现有资产和运营所需的资本支出，并且不会产生额外的收入。维修资本支出是为了替换部分或全部折旧的资产，维持我们资产的现有运营能力，并延长其使用寿命。我们的资本支出通常通过运营现金流和短期和长期债务融资。

截至2021年和2020年6月30日的6个月，不包括AFUDC和资本化利息的资本支出分别为3.241亿美元和15亿美元。

我们预计2021年资本支出总额(不包括AFUDC和资本化利息)为5.25亿至6.75亿美元。

信用评级-我们截至2021年7月26日的长期债务信用评级如下表所示：
评级机构长期评级短期评级展望
穆迪(Moody‘s)Baa3PRIME-3稳定
标普(S&P)BBBA-2稳定
惠誉BBBF2稳定

我们的信用评级是投资级的，可能会受到我们财务比率的重大变化或影响我们商业和行业的重大事件的影响。评估我们信用评级的最常见标准是债务与EBITDA的比率、利息覆盖率、业务风险状况和流动性。如果我们的信用评级被下调，我们根据25亿美元信贷协议借入资金的成本可能会增加，可能会失去进入商业票据市场的机会。如果我们无法在我们的商业票据计划下借入资金，而且我们的业务没有发生实质性的不利变化，我们将继续获得我们将于2024年到期的25亿美元信贷协议。根据我们25亿美元的信贷协议，仅凭不利的信用评级变化并不是违约。

在正常业务过程中，我们的交易对手向我们提供担保和无担保信贷。如果我们的信用评级被下调或我们的交易对手对我们的信誉的评估发生重大变化，我们可能被要求以现金、信用证或其他可转让票据的形式提供额外的抵押品，作为继续与这些交易对手开展业务的条件。我们可能被要求用现金、信用证或其他可转让票据向交易对手支付保证金要求。

分红- 我们普通股的持有者在董事会宣布的任何普通股股息中享有同等份额，但受已发行优先股持有者的权利的限制。在2021年2月和2021年5月，我们支付了每股0.935美元的股息(折合成年率为每股3.74美元)。在2021年8月2日收盘时，为登记在册的股东宣布了每股0.935美元的股息，将于2021年8月16日支付。

我们的E系列优先股按每股E系列优先股支付季度股息，当董事会宣布时，每年派息5.5%。我们在2021年2月和2021年5月为E系列优先股支付了30万美元的股息。E系列优先股宣布了总计30万美元的股息，将于2021年8月16日支付。

在截至2021年6月30日的6个月里，我们的运营现金流比支付的股息多2.449亿美元。我们预计我们的运营现金流将继续为我们的现金股息提供充足的资金。在运营现金流不足以为我们的股息提供资金的情况下，我们可以利用手头其他短期和长期流动性来源的现金来为我们的部分股息提供资金。
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现金流分析

我们使用间接法编制现金流量表。根据这一方法，我们通过调整影响净收入但不会导致期内实际现金收入或支付的项目以及不影响净收入的经营性现金项目的净收入，将净收入与经营活动提供的现金流量进行调整。这些对账项目可能包括折旧和摊销、减损费用、建筑期间使用的股权基金拨备、出售资产的收益或损失、递延所得税、权益法投资的未分配净收益、基于股票的薪酬支出、其他金额以及未归类为投资或融资活动的资产和负债的变化。

下表列出了所示期间按经营、投资和融资活动划分的现金流量变化情况：
方差
截至六个月2021年与2020年
六月三十日，有利
(不利)
 20212020
 
(数百万美元)
提供的现金总额(用于)：   
经营活动$1,078.0 $736.4 $341.6 
投资活动(324.6)(1,554.9)1,230.3 
融资活动(903.5)1,743.2 (2,646.7)
现金及现金等价物变动(150.1)924.7 (1,074.8)
期初现金及现金等价物524.5 21.0 503.5 
期末现金和现金等价物$374.4 $945.7 $(571.3)

营业现金流-营业现金流受到业务活动收益以及营业资产和负债变化的影响。商品价格和对我们服务或产品的需求的变化，无论是因为一般经济状况、供应的变化、对我们产品的最终产品需求的变化，还是来自其他服务提供商的竞争加剧，都可能影响我们的收益和运营现金流。我们的运营现金流也会受到我们NGL和天然气库存余额变化的影响，这主要是由大宗商品价格、供应、需求和我们资产的运营推动的。

在截至2021年6月30日的6个月中，在营业资产和负债发生变化之前，来自经营活动的现金流与2020年同期相比增加了439.4美元。这一增长主要是由于我们的天然气液体部门的交换服务增加，我们的天然气收集和加工部门的实际价格提高，以及我们的天然气管道部门的天然气销售，这些都在“财务业绩和经营信息”中讨论过。

营业资产和负债的变化使截至2021年6月30日的6个月的营业现金流减少了2.306亿美元，而2020年同期减少了1.328亿美元。这一变化主要是由于从客户收取现金的时间以及储存的NGL和天然气的时间导致的应收账款的变化，这两者都在不同的时期内变化，并随着商品价格的变化而变化；被向供应商、供应商和其他第三方付款的时间导致的应收账款的变化部分抵消；以及其他资产和负债的变化。

投资现金流-截至2021年6月30日的6个月，用于投资活动的现金与2020年同期相比减少了12亿美元，主要原因是与我们已完成和暂停的资本增长项目相关的资本支出减少。

融资现金流-截至2021年6月30日的6个月，融资活动的现金与2020年同期相比减少了26亿美元，主要原因是2020年上半年发行了32.5亿美元的长期债务，2020年第二季度发行了普通股，但部分被2020年上半年偿还长期债务所抵消。

规管、环境及安全事宜

环境问题 - 我们受到各种历史保护和环境法律和/或法规的约束，这些法律和/或法规影响到我们现在和未来运营的许多方面。受管制的活动包括但不限于涉及空气的活动。
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这些项目包括排放、暴雨和废水排放、固体废物和危险废物的处理和处置、湿地和水道保护、野生动植物保护、文化资源保护、危险材料运输以及管道和设施建设。这些法律和法规要求我们获得和/或遵守各种环境许可、登记、许可证、许可和其他批准。不遵守这些法律、法规、执照和许可可能使我们面临罚款、处罚、成本、责任(包括对他人义务的连带责任)、声誉损害和/或业务中断，这些都可能对我们的业务结果或财务状况产生重大影响。此外，根据《清洁空气法》和其他类似的联邦和州法律，排放控制和/或其他监管或许可任务可能需要我们设施的意外资本支出。我们不能保证现有的环境法规不会修改，也不能保证新的法规不会被采纳或适用于我们。我们也不能保证现有的许可证不会被修改或取消，这可能会影响设施建设活动或正在进行的运营。

有关我们的监管、环境和安全事项的更多信息，请参阅我们年报第一部分第一项业务中的“监管、环境和安全事项”。

新会计准则的影响

有关新会计准则的讨论，请参阅本季度报告合并财务报表附注A。

关键会计政策和估算

根据公认会计原则编制我们的合并财务报表和相关披露，要求我们对不能确切知道的影响资产和负债报告金额的价值或条件作出估计和假设，并在合并财务报表日期披露或有资产和负债。这些估计和假设也会影响报告期内报告的收入和支出金额。虽然我们相信这些估计和假设是合理的，但实际结果可能与我们的估计不同。

有关我们的关键会计政策和估计的信息包括在我们年度报告的第7项“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”“关键会计政策和估计”中。

前瞻性陈述

本季度报告中包含和包含的一些陈述是根据联邦证券法定义的前瞻性陈述。前瞻性表述与本公司预期的财务业绩(包括预计的营业收入、净收入、资本支出、现金流和预计股息水平)、流动性、管理层对我们未来资本增长项目和其他业务的计划和目标(包括建设更多天然气和天然气管道、加工和分馏设施及相关成本估计)、公司的业务前景、监管和法律诉讼的结果、市场状况以及其他事项有关。我们根据联邦证券立法和其他适用法律提供的安全港保护做出这些前瞻性声明。以下讨论旨在确定可能导致未来结果与前瞻性陈述中陈述的结果大不相同的重要因素。

前瞻性表述包括前段中确定的项目，有关我们的经营可能或假设的未来结果的信息，以及本季度报告中包含或纳入的其他表述，这些表述以“预期”、“相信”、“继续”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“指导”、“打算”、“可能”、“可能”、“展望”、“计划”、“潜在”、“项目”等词语来标识，包括：“预期”、“相信”、“继续”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“指导”、“打算”、“可能”、“可能”、“计划”、“可能”“预定的”、“应该”、“将”、“将”和其他意思相近的词和术语。

人们不应该过度依赖前瞻性陈述。已知和未知的风险、不确定性和其他因素可能会导致我们的实际结果、表现或成就与前瞻性陈述中明示或暗示的任何未来结果、表现或成就大不相同。这些因素可能会影响我们的运营、市场、产品、服务和价格。除了与前瞻性陈述特别提到的任何假设和其他因素外，可能导致我们的实际结果与任何前瞻性陈述中预期的大不相同的因素包括以下因素：
•大流行或其他健康危机的持续时间、严重程度和重现，如新冠肺炎的爆发，以及国际、联邦、州和地方政府、机构、执法部门和/或卫生当局采取的措施
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实施以解决这一问题，这可能(与新冠肺炎一样)沉淀或加剧本文中的一个或多个因素，减少对天然气、NGL和原油的需求，并显著扰乱或阻止我们以及我们的客户和交易对手延长正常运营时间，增加我们的业务运营成本；
•与新冠肺炎疫情相关的业务挑战和减缓病毒传播的努力，包括后勤挑战、保护我们员工的健康和福祉、远程工作安排、合同履行和供应链中断；
•我们无法控制的因素对钻探和生产的影响，包括对天然气和原油的需求；生产商钻探和获得必要许可的愿望和能力；监管合规性；储量表现；以及从产区和我们的设施输送原油、天然气和天然气的管道的能力限制和/或关闭；
•与我们的收集、加工、分馏和管道设施的充足供应相关的风险，包括产量下降超过新钻井的速度，生产商停产，联邦、州或地方政府采取行动要求生产商按比例减产或削减产量水平，以解决任何市场供应过剩情况或乙烷拒绝时间延长的问题；
•在我们的设施附近对我们的服务和产品的需求；
•我们所在地理区域的经济气候和增长；
•美国或国际经济增长放缓或下滑的风险，包括美国或外国信贷市场的流动性风险；
•我们的客户、服务提供商、承包商和托运人履行合同义务；
•政府政策和监管行动的变化的影响，包括收入和其他税收、管道安全、环境合规、网络安全、气候变化倡议、产量限制和天然气和天然气运输成本的核定回收率方面的变化；
•由于对气候变化的担忧而导致的新技术开发或其他市场条件导致的天然气、天然气和原油使用需求的变化；
•天气和其他自然现象，包括气候变化，对我们的运营、对我们服务的需求和能源价格的影响；
•对我们的设施或我们的供应商、客户或托运人的设施造成损害的自然行为、破坏行为、恐怖主义行为或其他类似行为；
•未来发生恐怖袭击的可能性，或者爆发或者发生敌对行动、政治局势变化的可能性；
•因恐怖袭击而增加保险费、保安或其他项目费用的风险；
•能源商品价格变化的时间和幅度，包括由于其他国家的生产决定而发生的变化，例如各国未能遵守减产协议；
•来自其他美国和外国能源供应商和运输商的竞争，以及替代形式的能源，包括但不限于太阳能、风能、地热能以及乙醇和生物柴油等生物燃料；
•以优惠条件推销管道能力的能力，包括以下影响：
-提高天然气、NGL和原油的未来需求和价格；
-改善整体能源市场的竞争条件；
-提高美国天然气和原油供应的可用性；以及
-提高额外存储容量的可用性；
•我们工厂在处理天然气和提取和分馏NGL方面的效率；
•我们在工厂中收集、加工并通过管道运输的天然气和天然气的组成和质量；
•营销、交易和套期保值活动的风险，包括能源价格变化或我们交易对手的财务状况的风险；
•我们有能力控制运营成本并做出节约成本的改变；
•在我们各自的企业以及我们的交易对手和服务提供商中使用信息系统所固有的风险，包括网络攻击(专家认为，自新冠肺炎大流行开始以来，网络攻击的数量和复杂性都有所增加；新软件和硬件的实施；以及对财务报告信息及时性的影响)；
•及时获得适用的政府实体对我们的管道和其他项目的建设和运营的批准，并获得所需的监管许可；
•有能力收回运营成本和金额，相当于所得税、物业、厂房和设备成本以及我们州的监管资产，以及FERC规定的费率；
•涉及任何地方、州或联邦监管机构(包括FERC、国家运输安全委员会、PHMSA、EPA和CFTC)的政府行动、行政诉讼和诉讼、监管行动、行政命令、规则变更和预期许可的结果；
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•运行的设施和管道的机械完整性；
•我们企业的资本密集型本质；
•利率、债务和股票市场的意外变化、通货膨胀率、经济衰退和其他我们无法控制的外部因素的影响，包括对养老金和退休后支出的影响，以及股票和债券市场回报变化对资金的影响；
•评级机构对我们的信用采取的行动；
•我们的负债和担保义务可能使我们容易受到一般不利的经济和行业状况的影响，限制我们借入额外资金的能力，和/或使我们与负债较少或有其他不利后果的竞争对手相比处于竞争劣势；
•我们以有竞争力的利率或我们可以接受的条件获得资本的能力；
•我们有能力及时获得所有必要的许可、同意或其他批准，迅速获得建设所需的所有必要材料和用品，并在没有人工或承包商问题的情况下建造收集、加工、储存、分离和运输设施；
•我们有能力控制管道和其他项目的建设成本和完工进度；
•卡车、铁路或管道在向我们的码头或管道运送产品或从我们的终端或管道运送产品时遇到的困难或延误；
•估计的不确定性，包括环境补救的应计费用和成本；
•资产中未签约产能的影响大于或小于预期；
•潜在减值费用的影响；
•我们收购或建造的资产或企业的盈利能力；
•与未决或可能的收购和处置相关的风险，包括我们为任何此类收购提供资金或整合的能力，以及监管机构对任何此类收购和处置施加的任何监管延迟或条件；
•我们对财务报告的内部控制可能出现重大缺陷或重大缺陷，或小问题可能变得严重的风险；
•未决和未来诉讼的影响和结果；
•最近发布和未来的会计更新以及会计政策的其他变化的影响；以及
•我们已经提交并可能提交给证券交易委员会的报告中列出的风险因素，通过引用并入其中。

这些因素不一定都是可能导致实际结果与我们的任何前瞻性陈述中表达的结果大不相同的所有重要因素。其他因素也可能对我们未来的结果产生不利影响。这些风险和其他风险在我们的年度报告和我们提交给证券交易委员会的其他文件(可通过证券交易委员会网站www.sec.gov和我们的网站www.oneok.com获得)的第一部分第1A项风险因素中有更详细的描述。所有可归因于我们或代表我们行事的人的前瞻性陈述都明确地受到这些因素的限制。任何此类前瞻性陈述仅在该陈述发表之日发表，除证券法要求外，我们没有义务因新信息、后续事件或环境、预期或其他方面的变化而公开更新任何前瞻性陈述。

第三项。关于市场风险的定量和定性披露

以下讨论的市场风险敞口包括前瞻性陈述，代表对假设未来利率或大宗商品价格变动可能发生的未来收益变化的估计。我们对市场风险的看法不一定代表可能发生的实际结果，也不代表可能发生的最大可能损益，因为实际损益将不同于根据利率或商品价格的实际波动和交易时间估计的损益。

由于大宗商品价格和利率波动，我们面临着市场风险。市场风险是指由于市场利率和价格的不利变化而产生的损失风险。我们可以使用金融工具，包括远期销售、掉期、期权和期货，来管理某些可识别或预期交易的风险，实现更可预测的现金流。我们的风险管理职能遵循我们的风险监督和战略委员会制定的政策和程序，以监控我们的天然气、凝析油和NGL营销活动和利率，以确保我们的对冲活动降低市场风险，并遵守批准的门槛或限制。我们不会将金融工具用于交易目的。

我们利用敏感性分析模型来评估与我们的衍生品投资组合相关的风险。敏感性分析基于基础商品价格或利率假设10%的变动来衡量我们衍生工具的公允价值的潜在变化。除了这些变量外，我们衍生产品组合的公允价值还受到工具名义金额和用于确定现值的贴现率波动的影响。因为我们签订这些衍生工具的目的是为了降低与我们的某些业务相关的风险。
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业务活动，如下文所述，我们的衍生产品组合市值的变化通常会被对冲项目的相应收益或亏损很大程度上抵消。

商品价格风险

作为我们套期保值策略的一部分，我们使用本季度报告综合财务报表附注C中描述的商品衍生金融工具和实物远期合约，以减少天然气、NGL和凝析油近期价格波动的影响。

虽然我们的业务主要是收费的，但在我们的天然气收集和加工部门，由于保留了与我们的POP合同费用相关的部分商品销售收益，我们面临着商品价格风险。根据POP合同的某些费用，如果生产量、交货压力或商品价格相对于指定的门槛发生变化，我们的合同费用和POP百分比可能会增加或减少。我们在买卖商品的不同生产和市场地点之间面临基本风险。

下表列出了基础商品价格假设10%的变化将对我们的商品衍生工具在所示时期的估计公允价值产生的影响：
商品合约六月三十日，
2021		十二月三十一日，
2020
 
(数百万美元)
原油和液化石油气$99.5 $20.0 
天然气48.1 10.6 
商品合同估计公允价值变动总额$147.6 $30.6 

我们的敏感度分析代表对假设未来市场价格变动将在我们的商品衍生品合约上确认的合理可能损益的估计，并不一定代表可能发生的实际结果。由于市场价格的实际波动，以及我们的大宗商品衍生品投资组合在年内的变化，实际损益可能与预期不同。

下表列出了我们的天然气收集和加工部门在所指时期的预测股本数量的套期保值信息：
 截至2021年12月31日的六个月
 卷数
对冲		平均价格百分比
对冲
NGL-不包括乙烷(Mbbl/d)-康威/贝尔维尤山
11.3 $0.53 /加仑67%
凝析油(Mbbl/d)-WTI-NYMEX
1.8 $42.87 /bbl89%
天然气(BBtu/d)-NYMEX和BASE
118.7 $2.57 /MMBtu81%
截至2022年12月31日的年度
卷数
对冲		平均价格百分比
对冲
NGL-不包括乙烷(Mbbl/d)-康威/贝尔维尤山
7.0 $0.75 /加仑43%
凝析油(Mbbl/d)-WTI-NYMEX
1.0 $57.15 /bbl29%
天然气(BBtu/d)-NYMEX和BASE
74.5 $2.76 /MMBtu50%

我们的天然气收集和加工部门的商品价格敏感度估计为2021年6月30日NGL、原油和天然气价格的假设变化。凝析油销售通常基于原油价格。假设正常运营条件，我们对我们预测的股本数量估计如下：
•不包括乙烷的NGL综合价格每加仑0.01美元的变化，将使截至2021年12月31日的6个月和截至2022年12月31日的年度的调整后EBITDA分别变化约130万美元和250万美元；
•原油价格每桶1.00美元的变化将使截至2021年12月31日的6个月和截至2022年12月31日的年度的调整后EBITDA分别减少约40万美元和120万美元；以及
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•残渣天然气价格每MMBtu 0.10美元的变化将使截至2021年12月31日的6个月和截至2022年12月31日的年度的调整后EBITDA分别变化约270万美元和550万美元。

这些估计不包括任何可能由大宗商品价格波动引起的对冲或对我们服务或天然气加工厂运营需求的影响。例如，总加工价差的变化可能会导致从天然气流中提取的乙烷数量发生变化，从而影响某些合同的收集和处理财务结果。

利率风险

我们通过25亿美元信贷协议、商业票据计划和长期债务发行的借款面临利率风险。未来商业票据利率或债券利率的上升可能会使我们面临未来借款的利息成本增加的风险。我们可以通过使用固定利率债券、浮动利率债券和利率互换来管理利率风险。利率互换是根据指定的名义金额在未来某个时候交换利息支付的协议。

在2021年6月30日和2020年12月31日，我们进行了名义金额总计11亿美元的远期利率互换，以对冲我们预测的部分债务发行的利息支付的可变性。我们所有的利率掉期都被指定为现金流对冲。

下表列出了10%的假设利率变化对我们的利率衍生工具在所示时期的估计公允价值的影响：
六月三十日，
2021		十二月三十一日，
2020
 
(数百万美元)
远期利率掉期$18.3 $12.9 

我们的敏感度分析是对假设未来利率变动时我们的利率衍生品合约将确认的合理可能收益和损失的估计，并不一定表明可能发生的实际结果。由于年内利率的实际波动以及利率衍生产品组合的变化，实际损益可能与预期不同。

有关我们套期保值活动的更多信息，请参阅本季度报告中合并财务报表附注C。

交易对手信用风险

我们在持续的基础上评估交易对手的信誉，并在适当的时候要求担保，包括预付款和其他形式的抵押品。我们的某些交易对手可能会受到相对较低的大宗商品价格环境的影响，并可能遇到财务问题，这可能会导致无法付款和/或无法履行，这可能会对我们的经营业绩产生不利影响。

我们交易对手(主要是投资级)的信誉与我们年报第II部分第7A项关于市场风险的定量和定性披露中讨论的一致。

第四项。控制和程序

信息披露控制和程序的季度评估-我们的首席执行官(首席执行官)和首席财务官(首席财务官)根据对交易法第13a-15(B)和15d-15(B)条要求的控制和程序的评估，得出结论认为，截至本报告所述期间结束，我们的披露控制和程序是有效的。

财务报告内部控制的变化 - 在截至2021年6月30日的季度内，我们对财务报告的内部控制没有发生任何变化，这些变化已经或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响。

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第二部分-其他资料

第1项。法律程序

有关我们法律诉讼的更多信息包括在本季度报告的综合财务报表附注J和我们年度报告的综合财务报表附注N的附注J中。

第1A项。危险因素

我们的投资者应该考虑年报第I部分第1A项风险因素中列出的风险，这些风险可能会影响我们和我们的业务。尽管我们试图讨论关键因素，但我们的投资者需要意识到，其他风险可能在未来被证明是重要的。新的风险随时可能出现，我们无法预测这些风险，也无法估计它们可能影响我们的财务业绩的程度。投资者应仔细考虑对风险的讨论，以及本季度报告中包含或引用的其他信息，包括“前瞻性陈述”，这些信息包含在第一部分第二项“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中。

第二项。未登记的股权证券销售和收益的使用

不适用。

第三项。高级证券违约

不适用。

第四项。煤矿安全信息披露

不适用。

第五项。其他信息

不适用。

第六项。展品

本报告的读者不应依赖或假设作为本季度报告证物提交的任何协议中包含的任何陈述或担保的准确性或任何意见的有效性，因为此类陈述、担保或意见可能会受到单独披露明细表中包含的例外情况和限制，可能代表特定交易各方之间的风险分配，可能受到与证券法可能视为重要材料不同的重大标准的限制，或者自任何给定日期起可能不再真实。本季度报告所附的所有证物都是为了符合SEC的要求。除了我们的官员根据2002年萨班斯-奥克斯利法案(Sarbanes-Oxley Act)做出的证明作为本季度报告的展品外，所有展品仅向投资者提供有关其各自条款的信息，不应被依赖为构成或提供关于我们、任何其他人、任何事件状态或其他事项的任何事实披露。

以下证据作为本季度报告的一部分归档：
证物编号：展品说明
3.1
修订和重新修订了Oneok，Inc.的章程(通过引用将附件3.1并入Oneok Inc.于2018年9月20日提交的Form 8-K当前报告(文件号1-13643))。
3.2
修订和重新签署的ONEOK，Inc.的公司注册证书，日期为2017年7月3日，经修订(通过引用并入ONEOK Inc.截至2017年9月30日的Form 10-Q季度报告中的附件3.2，提交于2017年11月1日(文件编号1-13643))。
10.1
ONEOK，Inc.和皮尔斯·H·诺顿II之间的ONEOK，Inc.股权激励计划限制性单位奖励协议(Make-Wall Award)的形式。
22.1
担保证券的附属担保人和发行人名单。
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31.1
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条对皮尔斯·H·诺顿二世进行认证。
31.2
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条认证沃尔特·S·赫尔斯三世。
32.1
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案(Sarbanes-Oxley Act)第906节通过的美国法典第18编第1350节对皮尔斯·H·诺顿二世的认证(仅根据规则13a-14(B)提供)。
32.2
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906节通过的美国法典第18编第1350节对沃尔特·S·赫尔斯三世的认证(仅根据规则13a-14(B)提供)。
101.INS内联XBRL实例文档-实例文档不显示在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。
101.SCH内联XBRL分类扩展架构文档。
101.CAL内联XBRL分类计算链接库文档。
101.DEF内联XBRL分类扩展定义文档。
101.LAB内联XBRL分类标签Linkbase文档。
101.PRE内联XBRL分类演示文稿Linkbase文档。
104封面交互数据文件(嵌入在内联XBRL文档中，包含在附件101中)。

本季度报告的附件101包括以下与XBRL相关的文件：(I)文件和实体信息；(Ii)截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月的合并收益表；(Iii)截至2021年和2020年6月30日的三个月和六个月的合并全面收益表；(Iv)2021年6月30日和2020年12月31日的合并资产负债表；(V)这六个月的合并现金流量表。(Vi)截至2021年6月30日及2020年6月30日止三个月及六个月的综合权益变动表；及(Vii)综合财务报表附注。
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签名

根据“交易法”的要求，注册人已正式促使本报告由其正式授权的签署人代表其签署。

 ONEOK，Inc.
 注册人
  
日期：2021年8月4日由以下人员提供：沃尔特·S·赫尔斯三世
 沃尔特·S·赫尔斯三世
 首席财务官、财务主管和
 战略执行副总裁
和公司事务
 (首席财务官)
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