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美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
☒根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告
截至本财政年度止12月31日, 2021.
或
☐根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告
由_至_的过渡期。
佣金文件编号001-13643
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) | (国际税务局雇主身分证号码) |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
西五街100号， | 塔尔萨, | 好的 | | 74103 |
| (主要执行办公室地址) | (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：
| | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | 交易代码 | 注册的每个交易所的名称 |
| 普通股，面值为0.01美元 | 好的 | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)条登记的证券：无
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是☒ 不是☐.
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。是☐ 不是☒.
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时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或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☒不是☐
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☒不是☐
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、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“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☐非加速文件服务器☐规模较小的报告公司☐
新兴成长型公司☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》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提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
用复选标记表示登记人是否为空壳公司(如该法第12b-2条所界定)。是☐不是☒.
根据2021年6月30日的收盘价，非关联公司持有的注册人普通股的总市值为$24.4十亿美元。
2022年2月22日，公司446,213,285已发行普通股的股份。
通过引用并入的文件：
将于2022年5月25日举行的年度股东大会上向股东提交的最终委托书的部分内容通过引用并入第三部分。
ONEOK，Inc.
2021年年报
| | | | | | | | | | | |
第一部分： | | | 页码 |
第1项。 | 业务 | | 5 |
第1A项。 | 风险因素 | | 21 |
项目1B。 | 未解决的员工意见 | | 34 |
第二项。 | 属性 | | 35 |
第三项。 | 法律诉讼 | | 35 |
第四项。 | 煤矿安全信息披露 | | 35 |
第二部分。 | | | |
第五项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | | 35 |
第六项。 | [已保留] | | 36 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | | 37 |
第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | | 51 |
第八项。 | 财务报表和补充数据 | | 54 |
第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | | 100 |
第9A项。 | 控制和程序 | | 100 |
项目9B。 | 其他信息 | | 100 |
项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | | 100 |
第三部分。 | | | |
第10项。 | 董事、高管与公司治理 | | 101 |
第11项。 | 高管薪酬 | | 101 |
第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项 | | 101 |
第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | | 102 |
第14项。 | 首席会计费及服务 | | 102 |
第四部分。 | | | |
第15项。 | 展示、财务报表明细表 | | 103 |
第16项。 | 表格10-K摘要 | | 110 |
签名 | | | 111 |
如本年度报告所用，除非上下文另有说明，否则所提及的“我们”、“我们”或“我们”均指俄克拉荷马州公司ONEOK，Inc.及其前身和子公司。
词汇表
本年度报告中使用的缩略语、首字母缩略语和行业术语定义如下：
| | | | | |
| 15亿美元定期贷款协议 | 日期为2018年11月19日的优先无担保延期提取三年期15亿美元定期贷款协议 |
| 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2021年12月31日的Form 10-K年度报告 |
| ASU | 会计准则更新 |
| Bbl | 1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/d | 10亿立方英尺/天 |
| BTU | 英制热量单位 |
| |
| 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 |
| 《清洁水法》 | 1972年联邦水污染控制法修正案，经修订 |
| 新冠肺炎 | 2019年冠状病毒病，包括其变种 |
| DJ | 丹佛-朱尔斯堡 |
| 圆点 | 美国交通部 |
| EBITDA | 扣除利息支出、所得税、折旧及摊销前收益 |
| 环境保护局 | 美国环境保护局 |
| 易办事 | 普通股每股收益 |
| ESG | 环境、社会和治理 |
| 《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 | 美国普遍接受的会计原则 |
| 守护管道 | 守护管道公司，ONEOK，Inc.的全资子公司。 |
| 温室气体 | 温室气体 |
| 国土安全部 | 美国国土安全部 |
| 冰 | 洲际交易所 |
| 中间合作伙伴关系 | ONEOK Partners中间有限合伙企业，ONEOK Partners，L.P.的全资子公司。 |
| KCC | 堪萨斯公司委员会 |
| 伦敦银行同业拆借利率 | 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 |
| MMbbl/d | 每天百万桶 |
| MMBtu | 百万英热单位 |
| MMCF/d | 百万立方英尺/天 |
| 穆迪 | 穆迪投资者服务公司 |
| 《天然气法》 | 1938年《天然气法》，经修订 |
| 天然气政策法案 | 1978年天然气政策法，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 |
| 北方边界输油管道 | 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 |
| 纽交所 | 纽约证券交易所 |
| OCC | 俄克拉荷马州公司委员会 |
| OneOK | ONEOK，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 | Over Land Pass管道公司，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天然气传输有限责任公司，50%股权的合资企业 |
| RRC | 得克萨斯州铁路委员会 |
| 标普(S&P) | 标普全球评级 |
| 《独家新闻》 | 俄克拉荷马州中南部石油省，俄克拉何马州阿纳达科盆地的一个地区 |
| 美国证券交易委员会 | 美国证券交易委员会 |
| 证券法 | 经修订的1933年证券法 |
| 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 |
| 软性 | 有担保的隔夜融资利率 |
| 堆栈 | 更快的趋势加拿大翠鸟，俄克拉荷马州阿纳达科盆地的一个地区 |
| |
| |
| WTI | 西德克萨斯中质油 |
| XBRL | 可扩展的商业报告语言 |
本年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。前瞻性陈述可以包括“预期”、“相信”、“继续”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“目标”、“指导”、“打算”、“可能”、“可能”、“展望”、“计划”、“潜在”、“项目”、“预定”、“应该”、“将”等词语，“Will”和其他意思相近的词和术语。尽管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将会实现。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年度报告第I部分第1A项风险因素和第II部分第7项管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析以及“前瞻性陈述”中描述。
第一部分
项目1.业务
一般信息
我们是根据俄克拉荷马州的法律注册成立的，我们的普通股在纽约证券交易所上市，交易代码为“OKE”。我们是领先的中游服务提供商，拥有全国领先的NGL系统之一，将落基山、二叠纪和中大陆地区的NGL供应与主要市场中心连接起来，并拥有广泛的天然气收集、加工、储存和运输资产网络。我们通过跨中游价值链的垂直整合，应用我们的收集、加工、分离、运输、储存和营销天然气和天然气的核心能力，为我们的客户提供优质服务，同时创造持续和可持续的收益增长。
中游价值链
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| 传说 | | | |
| | | | 我们连接着天然气和天然气生产盆地的供应，并拥有显著的盆地多样化，包括威利斯顿、二叠纪、鲍德河和DJ盆地以及堆积区和铲区。在我们的天然气收集和加工部门，我们在威利斯顿盆地有300多万英亩的专用土地，在堆栈和铲子区域有大约300,000英亩的专用英亩。在我们的天然气液体领域，我们是威利斯顿和波德河盆地、俄克拉何马州(包括堆积区和铲区)、堪萨斯州和得克萨斯州狭长地带最大的天然气外卖供应商。我们在二叠纪盆地也有重要的存在。
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| | 天然气集输与加工 | |
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| | 天然气管道 | |
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| 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。井口生产的大多数原始天然气还含有天然气和天然气组分的混合物，包括乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油。 | |
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| 收集的井口天然气被引导到我们的加工厂去除NGL，从而产生残留的天然气(主要是甲烷)。 | | 一旦加工，残渣天然气被重新压缩并输送到州内和州际天然气管道，主要是在我们的天然气管道部分。 |
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| 从第三方和我们自己的加工厂提取的NGL然后通过我们的NGL收集管道进行收集。 | |
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| 收集的NGL被定向到我们位于中大陆地区和德克萨斯州贝尔维尤山的下游分馏塔，以分离出纯度产品。 | |
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| | | | 渣油天然气通过液化天然气出口和跨境管道运输到储存设施和最终用户，如大型工业客户、服务于商业和居民消费者的天然气和电力公用事业以及国际市场。
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| 纯度产品储存或分销给我们的客户，如石化公司、丙烷分销商、取暖燃料用户、乙醇生产商、炼油厂和出口商。 | | |
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执行摘要
最新商业动态及市况-与2020年相比，我们在2021年的产量增加带来了收益增长，这主要是由于生产商活动增加和落基山脉地区天然气与石油比率上升，2020年减产，落基山脉地区乙烷产量增加，以及我们的天然气收集和加工以及天然气液体部门大宗商品价格上涨，突显了我们综合资产的弹性和从大流行中的经济复苏。我们预计2022年产量将增加，原因是生产商活动继续增加，落基山地区的天然气与石油比率继续上升，我们的Bear Creek工厂扩建最近完成，以及石化行业对乙烷的需求增加。
尽管能源行业经历了多次起伏周期，但我们已做好准备，以减少对大宗商品价格直接波动的敞口。我们的三个部门中的每一个主要是收费的，2021年我们的综合收益约有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，但我们有主要与POP合同的费用相关的直接大宗商品价格敞口。在我们的天然气液体部门，我们主要面临商品价格风险，这些风险源于各种天然气液化产品之间的相对价值、储存中的液化天然气价值以及天然气液化产品与天然气的相对价值。此外，由于钻探和完井活动、正常井容量下降、恶劣天气干扰、运营中断以及原油、天然气和天然气需求，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，因此我们的天然气管道部门不会面临重大的体积风险。
2021年第一季度，冬季风暴乌里给能源行业和我们的作业区域带来了重大挑战。我们的员工积极主动地为恶劣的冬季天气做准备，进行必要的调整以保持我们的资产运营，并在恶劣的天气条件下提供出色的服务来满足客户的需求。对天然气、丙烷和电力的需求增加，加之生产商井口冻结和停电导致供应减少，影响了中大陆和落基山脉地区和二叠纪盆地的加工厂以及中大陆地区的分馏塔，导致某些市场中心的商品价格居高不下，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，大宗商品价格迅速恢复到以前的水平。
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，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产量影响和更高的电力成本。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，包括存储，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，这部分被生产商井口冻结所抵消，这减少了我们的天然气收集和加工以及天然气液体部门2月份的产量。
在我们继续监测新冠肺炎大流行的同时，我们仍然致力于管理大流行对我们员工的影响。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。根据国土安全部的定义，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法规的范围内充分投入工作。我们于2022年初开始实施重返办公室计划，我们将继续为在现场工作或到ONEOK设施报到的员工采取安全预防措施。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，以便既服务于我们的运营需求，又为我们的客户提供服务。
有关我们对市场风险敞口的更多信息，请参阅本年度报告中关于市场风险的定量和定性披露第II部分第7A项。
可持续性和社会责任--2021年和2022年，我们有资格入选标准普尔全球可持续发展年鉴. 此外，我们在人权运动2021年企业平等指数中获得满分100分，在MSCI Inc.从A升级到AA。ESG评级，被评为支持健康社区和家庭的美国100强公司，被《新闻周刊》列为2022年美国最负责任的公司之一，并在可持续分析ESG风险排名中跻身炼油厂和管道行业组前10%。我们继续寻找减少对环境影响的方法，并利用更高效的技术。我们有一个环境可持续发展团队，加快了我们正在进行的环境管理工作，并正在探索进一步降低我们的温室气体排放的方法。我们致力于可再生能源和低碳项目的评估和开发，并积极
研究机会，以补充我们广泛的中游资产和专业知识，加强我们在向低碳经济转型中预期发挥的作用。
2021年9月，我们宣布，与2019年基准年水平相比，到2030年，我们的范围1和范围2的总排放量将减少30%的温室气体绝对减排目标，即220万吨。范围1和范围2的排放量代表我们运营的总排放量，包括来自我们运营来源的直接排放和来自购买电力的发电的间接排放。我们预计有几种可能的途径来实现我们的减排目标，其中可能包括将我们所有业务的某些天然气压缩资产电气化，通过最佳管理实践和系统优化减少甲烷排放。此外，我们正在确定与公用事业公司和发电商合作的潜在机会，以加速在我们的业务中提供低碳电力选择。我们将保持有纪律的资本方法，并将继续讨论我们的总资本支出，并在本年度报告和未来年度报告的第二部分第7项管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析的“流动资金和资本资源”部分提供我们每年的预期资本支出总额。
天然气-在我们的天然气收集和加工部门，与2020年相比，2021年落基山脉地区的收集和加工量有所增加，这主要是由于生产商活动增加、油气比上升以及2020年减产的影响。2021年11月，我们宣布完成Bear Creek工厂扩建，使我们在威利斯顿盆地的总加工能力增加到约1.7Bcf/d。此外，由于我们预计将继续受益于洛基山地区生产商活动的增加和天然气与石油比率的持续上升，我们最近宣布计划重启我们200MMcf/d的Demicks Lake III天然气加工厂的建设。德米克斯湖三期预计于2023年第一季度完工，届时威利斯顿盆地的总处理能力约为1.9Bcf/d。在中大陆地区，2022年我们在铲子和堆叠区的生产商钻探活动正在增加。
在我们的天然气管道部门，我们的资产连接到关键的供应地区和需求中心，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低成本的扩张，使我们处于有利地位，可以在需要时为客户提供额外服务。我们能够在冬季风暴乌里的极端天气条件下提供可靠的服务，这突显了与市场相连的管道和存储资产的重要性以及这些服务的价值。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，这有利于我们部门的财务业绩。我们继续监测市场状况，并在市场有利的情况下出售储存的天然气。在极端冬季天气期间，我们最大限度地为满足关键需求的坚定服务客户提供天然气存储提取。
NGL-在我们的天然气液体部门，与2020年相比，2021年天然气液化气产量有所增加，这主要是由于落基山脉地区、中大陆地区和二叠纪盆地的产量增加，落基山脉地区的乙烷产量增加，以及2020年我们整个系统减产的影响，但被2021年冬季风暴URI和Barnett页岩产量下降的影响部分抵消。为了应对生产商活动的增加，以及随着两个新的石化厂于2022年投产，对乙烷的预期需求增加，我们最近宣布计划重新启动我们位于德克萨斯州蒙特贝尔维尤的125MBbl/d MB-5分馏塔的建设，该分馏塔已完全签约。MB-5预计将于2023年第三季度完成，并将把我们整个系统的NGL分馏能力提高到每天1MMBbl以上。
有关我们的增长项目、经营结果、流动资金和资本资源的更多信息，请参阅本年度报告中管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析，项目II，项目7。
业务战略
我们的使命是提供对一个进步的世界至关重要的能源产品和服务。我们的愿景是通过为转型的能源未来提供解决方案，为我们的利益相关者创造非凡的价值。我们的业务战略侧重于：
•零事故-我们致力于零事件文化，以造福于我们的员工、承包商和社区。安全和环境责任仍然是我们的主要关注点，我们对个人和过程安全的重视已经产生了我们跟踪的关键指标的改善趋势。
•高度参与度的员工队伍-我们努力成为首选雇主，并继续专注于吸引、选拔和留住人才，推动包容、多元和参与的文化，培养个人和领导者。
•可持续的商业模式-我们的目标是保持审慎的财政实力和灵活性，同时运营安全、可靠和有弹性的资产基础。我们寻求保持投资级信用评级和强劲的资产负债表。我们
相信我们内部产生的现金流将使我们能够为现有运营地区的资本增长项目提供资金，并提供有助于长期增长、盈利能力和业务多元化的增值产品和服务。我们继续积极研究机会，以补充我们广泛的中游资产和专业知识，加强我们预期在向低碳经济转型中发挥的作用。
•实现股东总回报最大化-我们计划通过有效地将资本配置到产生高于我们资本成本的回报的投资来增长收益和维持我们的股息。投资资本产生持续和强劲的回报将使我们不仅能够回报我们的股东，还将提供为我们的其他利益相关者服务的手段和机会，包括员工、社区和环境。
对企业的叙事性描述
我们报告以下业务部门的运营情况：
•天然气的收集和加工；
•天然气液体；以及
•天然气管道。
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。
落基山区-威利斯顿盆地位于北达科他州和蒙大拿州的部分地区，包括产油、富含天然气的巴肯页岩和三个福克斯地层。我们最近完成的Bear Creek工厂扩建将我们的收集和处理总能力提高到约1.7Bcf/d，并将使我们能够从新油井获得预期的天然气产量。
波德河盆地主要位于怀俄明州，其中包括富含NGL的Niobrara页岩以及Frontier、Turner和Sussex地层，我们在这些地层为怀俄明州东部的客户提供采集和加工服务。
中大陆地区-中大陆地区包括产油、富含NGL的堆积区和铲区，以及俄克拉荷马州和堪萨斯州的Cana-Woodford页岩、Woodford页岩、Springer页岩、Meramec、Granite Wash和密西西比石灰地层，以及Hugoton盆地。
财产-我们的天然气收集和加工部门包括以下资产：
•1.75万英里天然气集输管道；
•落基山地区13个天然气加工厂，处理能力为1.7Bcf/d，中部大陆地区9个天然气加工厂，处理能力为0.9Bcf/d，通过与独立第三方签订长期加工服务协议，中部大陆地区天然气处理能力最高可达150Mcf/d；以及
•各天然气加工厂的天然气分馏能力为14MBbl/d，脱乙烷塔能力为26MBbl/d。
我们正在威利斯顿盆地建设我们的200MMcf/d德米克斯湖III天然气处理厂，该厂不包括在上述资产中。
有关我们增长项目的更多信息，请参阅本年度报告第二部分第7项“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中的“最新发展”。
收入来源-这一细分市场的收入主要来自以下类型的服务合同：
•没有生产商实物采购权的POP合同费用-我们购买原始天然气，并对提供中游服务收取合同费用，包括收集、处理、压缩和加工生产商的天然气。在提供这些服务后，我们出售商品，并将商品销售收入的一部分减去我们的合同费用汇给生产者。
•有生产商实物采购权的POP合同的费用-我们购买一部分原始天然气流，就提供上述中游服务收取费用，主要将剩余天然气返还给生产商，出售剩余商品，并将一部分商品销售收益汇给生产商，减去我们的合同费用。
•仅收取费用-根据这类合同，我们根据收集、处理、处理和/或压缩的数量对我们提供的中游服务收取费用。
对于大宗商品销售，我们签订合同，在指定的交货点向下游客户交付残渣天然气、凝析油和/或普通天然气。我们的NGL销售主要面向我们在天然气液体领域的附属公司。
利用率-2021年和2020年，我们天然气加工厂的利用率分别为69%和66%，其中落基山区2021年和2020年的利用率分别为81%和70%。我们在落基山脉地区的利用率在2021年有所增加，主要是由于生产商活动增加、天然气与石油比率上升以及2020年减产的影响。我们2021年的利用率包括我们的Demicks Lake II加工厂和Bear Creek工厂扩建所提供的产能的影响。我们使用加权平均方法计算利用率，根据资产投入使用或退出使用的日期进行调整。
未合并的附属公司-我们在这一细分市场中未合并的附属公司并不重要。
有关我们未合并关联公司的进一步讨论，请参阅本年度报告中合并财务报表附注M。
政府监管-FERC传统上认为，天然气加工厂不是州际商业中运输或销售天然气的设施，因此不受《天然气法》的管辖。尽管FERC没有就我们的天然气加工作业或设施的管辖地位做出具体声明，但我们的天然气加工厂主要涉及提取NGL，因此不受FERC的管辖。《天然气法》还免除了天然气收集设施的FERC管辖。我们相信，我们的天然气加工厂上游的天然气收集设施符合FERC关于非司法管辖区天然气收集设施地位的标准。州际传输设施仍受FERC管辖。FERC历史上根据具体事实区分了这两种类型的设施，无论是州际设施还是州内设施。根据《天然气政策法案》第311(A)节，我们将残渣天然气从我们的某些天然气加工厂运输到州际管道。俄克拉荷马州、堪萨斯州、怀俄明州、蒙大拿州和北达科他州也有不同程度的法规监管这些州的天然气收集。在每个州，如果向适当的州监管机构提出针对采集者的投诉，就会在个案的基础上实施监管。
请参阅“监管、环境和安全事项”部分的进一步讨论。
天然气液体
概述-我们的天然气液体部门拥有和运营收集、分离、处理和分发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、波德河和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，另一个在德克萨斯州贝尔维尤山的墨西哥湾沿岸。我们在俄克拉何马州、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拥有或拥有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存储设施。我们拥有Overland Pass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，终止于堪萨斯州。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，拥有和运营与我们的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监管的天然气管道，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。我们的ONEOK North系统的一部分将精炼石油产品从堪萨斯州运输到爱荷华州，包括无铅汽油和柴油。
属性-我们的天然气液体部门包括以下资产：
•9,120英里长的集输管道，作业能力为1,790 Mbl/d，其中6,330英里为FERC规定的管道，作业能力为1,490 Mbl/d；
•4350英里长的配电管道，作业能力为1150 Mbl/d，其中4180英里为FERC规定的管道，作业能力为1080 Mbl/d；
•8个NGL分馏塔，总操作能力为920MBbl/d(包括我们在操作能力比例份额中的权益)，包括中大陆区域的520Mbl/d和墨西哥湾沿岸区域的400Mbl/d；
•异构化装置1套，操作能力10MBbl/d；
•一个乙烷/丙烷分离器，操作能力为40MBbl/d；
•六个NGL存储设施，运营存储容量为30MMBbl；以及
•八个NGL产品终端。
此外，我们在ONEOK North系统附近租赁了每年10MMBbl的管道容量，并通过服务协议获得堪萨斯州和德克萨斯州设施的5MMBbl联合天然气存储能力和墨西哥湾沿岸60Mbl/d的天然气分馏能力。
我们正在德克萨斯州贝尔维尤山建造我们的125MBbl/d MB-5 NGL分馏塔，该分馏塔不包括在上面列出的资产中。
有关我们增长项目的更多信息，请参阅本年度报告第二部分第7项“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中的“最新发展”。
收入来源-我们天然气液体部门的收益主要来自商品销售和购买以及收费服务。我们从第三方以及我们的天然气收集和加工部门购买NGL和凝析油。我们的业务活动分类如下：
•交换服务-我们利用我们的资产收集、运输、处理和分离不分离的NGL，从而将它们转换为适销对路的NGL产品，交付到市场中心或客户指定的地点。其中一些交易量是根据最低交易量承诺的合同签订的，这些合同提供了最低水平的收入，而不考虑交易量。我们的交换服务活动主要是收费的，并包括一些受费率管制的关税；然而，我们也通过分步过程获取某些产品价格差异。
•运输和储存服务-我们主要根据FERC规定的关税运输NGL产品和精炼石油产品。关税规定了我们可以向客户收取的最高费率以及我们管道运输服务的一般条款和条件。我们的存储活动主要包括在我们的中大陆和墨西哥湾沿岸存储设施提供收费的NGL存储服务。
•优化和营销-我们利用我们的资产、合同组合和市场知识，通过购买和销售普通NGL和NGL产品来获取位置、产品和季节性价格差异。我们主要在堪萨斯州的康威和得克萨斯州的贝尔维尤之间运输NGL产品，以捕捉这两个市场中心之间的区位价格差异。我们的营销活动还包括利用我们的NGL存储设施来捕捉季节性价格差异，并为卡车和铁路市场提供服务。在我们位于堪萨斯州康威的异构化装置，当正丁烷转化为更有价值的异丁烷时，我们的异构化活动捕捉到了价差。
在我们的大多数交易所服务合同中，我们在加工厂的后门购买普通NGL，并扣除与我们必须执行的运输和分馏服务相关的合同费用，然后才能将其作为NGL产品出售。就我们在库存中持有的未分离的NGL而言，相关的合同费用将不会被确认，直到未分离的库存被分离并出售。
利用率-产量增加推动了我们NGL分馏塔更高的利用率，这被我们NGL收集管道产能增加的全年影响所抵消。2021年和2020年的利用率分别如下：
•我们的NGL收集管道分别占61%和61%；
•我们的NGL分销管道分别为51%和51%；以及
•我们的NGL分馏塔分别为91%和77%。
我们使用加权平均方法计算利用率，并根据资产投入使用的日期进行调整。我们的分馏利用率反映了与我们的所有权权益相关的大致比例产能。
未合并的附属公司-我们拥有Overland Pass管道公司50%的股权，该公司运营着一个州际NGL管道系统，起始于怀俄明州和科罗拉多州，终点是堪萨斯州，全长760英里。我们在这一细分市场的其他未合并附属公司并不重要。
有关未合并关联公司的其他讨论，请参阅本年度报告中合并财务报表附注M。
政府监管-我们NGL管道的运营和收入受到各个州和联邦政府机构的监管。我们的州际NGL管道受州际商法监管，该法案赋予FERC监管服务条款和条件、费率(包括折旧和摊销政策)以及服务启动的管辖权。在俄克拉何马州、堪萨斯州和得克萨斯州，我们州内NGL管道中提供公共运营商服务的某些方面分别受OCC、KCC和RRC的管辖。
请参阅“监管、环境和安全事项”部分的进一步讨论。
天然气管道
概述-我们的天然气管道部门通过其全资资产向最终用户提供运输和储存服务。我们在北方边界管道和RoadRunner拥有50%的所有权，这两家公司为各种最终用户提供运输服务。
州际管道-我们的州际管道由FERC监管，分布在北达科他州、明尼苏达州、威斯康星州、伊利诺伊州、印第安纳州、肯塔基州、田纳西州、俄克拉何马州、德克萨斯州和新墨西哥州。我们的州际管道公司包括：
•中西部天然气传输，这是一个双向系统，与田纳西天然气传输公司在田纳西州波特兰附近的管道互连，并与几条州际管道互连，这些管道在伊利诺伊州乔利埃特附近的芝加哥枢纽同时通往尤蒂卡页岩和马塞卢斯页岩；
•维京天然气传输，这是一个双向系统，与位于加拿大艾默生附近的美国边境的TC Energy Corporation管道和位于威斯康星州马什菲尔德附近的ANR管道公司互连；
•Guardian管道，与伊利诺伊州乔利埃特附近的芝加哥枢纽的几条管道以及威斯康星州当地的天然气分销和发电公司相互连接；以及
•OkTex管道，该管道与俄克拉荷马州、德克萨斯州和新墨西哥州的几条管道互连。
州内管道和存储-我们在俄克拉何马州的州内天然气管道资产将天然气输送到全州，并可以进入中大陆地区的主要天然气生产区，其中包括堆积区和铲区以及Cana-Woodford页岩、Woodford页岩、Springer页岩、Meramec、花岗岩洗涤和密西西比石灰地层。在德克萨斯州，我们的州内天然气管道连接到德克萨斯州狭长地带的主要天然气生产地层，包括二叠纪盆地的花岗岩洗地层和特拉华州和米德兰盆地。这些管道能够将天然气输送到整个得克萨斯州西部，包括Waha地区，在那里可以进入其他管道，向西方市场输送，向墨西哥出口，向东输送休斯顿航道市场，向北运输中大陆市场。我们的州内天然气管道资产还可以进入堪萨斯州的Hugoton和Central Kansas隆起盆地。我们的州际管道还连接到我们在俄克拉何马州和德克萨斯州的存储资产。
财产-我们的天然气管道部门包括以下资产：
•1,500英里由FERC监管的州际天然气管道，运输能力为3.5Bcf/d；
•5100英里的国家规定的州内输电管道，运输能力为4.3Bcf/d；以及
•6个地下天然气储存设施，总现役天然气储存能力为52.2Bcf。
我们的存储包括俄克拉何马州的两个地下天然气存储设施、堪萨斯州的两个地下天然气存储设施和德克萨斯州的两个地下天然气存储设施。
我们正在将德克萨斯州天然气储存设施的容量扩大1.1bcf，这不包括在上面列出的资产中。
收入来源-这一部门的收入主要来自运输和存储服务。
我们的运输收入主要来自以下类型的服务：
•坚定的服务-客户在指定的时间段内保留固定数量的管道容量，这意味着无论使用情况如何，客户都有义务付费。在这种类型的合同下，客户每月支付固定费用和增量费用，即所谓的大宗商品费用，这是基于他们运输或储存的天然气的实际数量。根据确定的服务合同，客户通常被保证使用他们保留的容量。
•可中断服务-根据可中断服务运输协议，客户可以在满足确定的服务请求后利用可用容量。除非有过剩产能可用，否则不能保证客户使用我们的管道。
我们受监管的天然气运输服务合同基于各自费率中规定的费率，这些费率通常是通过托运人特定的谈判、折扣和谈判达成的和解而确定的。这些费率将提交给FERC或适当的州司法机构。此外，客户通常会被评估费用，如商品费用，我们可能会根据运输的天然气数量保留一定比例的天然气实物。
我们的存储收益主要来自以下类型的服务的收费：
•固定服务-客户保留特定数量的存储容量，包括注入和提取权利，并通常根据保留的容量数量加上注入和提取费用支付固定费用。公司的仓储合同通常期限超过一年。
•停放即借服务-一种可中断的存储服务，向客户提供将天然气停放(注入)或借出(取出)我们的存储的能力，通常是按月或按季进行的。客户保留根据指定数量停放或借出天然气的权利，包括在产能可用时的注入和取回权。
利用率-我们的天然气管道在2021年和2020年分别认购了95%和96%，我们的天然气储存设施在2021年和2020年分别认购了70%和71%。
未合并的附属公司-我们的天然气管道部门包括以下未合并的附属公司：
•该公司拥有一条受FERC监管的州际管道，该管道将天然气从蒙大拿州-萨斯喀彻温州边境附近的摩根港口和北达科他州的威利斯顿盆地输送到印第安纳州北海登附近的一个终点站。
•Roadrunner是一条双向管道，可将570MMcf/d的天然气从德克萨斯州西部的二叠纪盆地输送到德克萨斯州埃尔帕索附近的墨西哥边境，并可将约1.0Bcf/d的天然气从特拉华州盆地输送到Waha地区。我们是RoadRunner的运营商。
有关未合并关联公司的其他讨论，请参阅本年度报告中合并财务报表附注M。
政府监管 - 州际公路-我们的州际天然气管道受天然气法案监管，该法案赋予FERC管辖权，以监管这项业务的几乎所有方面，如天然气运输、服务费率和收费、新设施的建设、折旧和摊销政策、设施的采购和处置以及服务的启动和终止。
州内-我们在俄克拉何马州、堪萨斯州和德克萨斯州的州内天然气管道分别受到OCC、KCC和RRC的监管，并根据《天然气政策法案》受到FERC的监管，在某些服务中，我们将天然气输送到FERC监管的天然气管道。虽然我们在与客户建立天然气运输费率方面具有灵活性，但我们可以向俄克拉荷马州和堪萨斯州的客户以及FERC监管的服务收取最高费率。在德克萨斯州和堪萨斯州，对于某些类型的服务，天然气储存可能会受到州和FERC的监管。在……里面
俄克拉荷马州的天然气储存业务不受州政府的费率监管，我们拥有FERC对某些类型服务的基于市场的费率授权。
请参阅“监管、环境和安全事项”部分的进一步讨论。
市场状况和季节性
供求关系 - 我们每个细分市场的供应取决于原油和天然气钻探和生产活动，这是由经济实力推动的；天然气、原油和天然气价格；最终用户对这些产品的需求；现有产量的下降率；生产商获得资本和对该行业的投资；或生产商对运输管道的承诺。
对收集和加工服务的需求取决于我们所在地区生产商的天然气产量。生产商限制天然气燃烧的目标增加了对我们的天然气捕获、收集和加工服务的需求。对NGL的需求以及天然气加工商成功和经济地维持其运营的能力会影响天然气加工厂生产的普通NGL的数量，从而影响对NGL收集、运输和分馏服务的需求。天然气和天然气产品受经济状况和使用这些商品的不同行业的相关需求的影响，如炼油行业用作汽车燃料混合库存的丁烷和天然汽油、乙醇的变性剂和原油的稀释剂。乙烷、丙烷、丁烷和天然汽油也被石化行业用来生产化学成分，用于改善我们的日常生活和促进经济增长的一系列产品，包括保健产品、可回收食品包装、服装、技术、建材、工业、制造和能源基础设施、轻型车辆零部件和电池。丙烷也被用来为家庭和企业供暖。
大宗商品价格-我们的收益主要是基于所有三个部门的费用，然而，在我们的天然气收集和加工部门，由于保留了与我们与POP合同的费用相关的部分商品销售收入，我们面临着商品价格风险。在与POP合同的某些费用下，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。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。在我们的天然气液体部门，我们面临着与NGL价格变化相关的商品价格风险；中部大陆、芝加哥、伊利诺伊州和墨西哥湾沿岸地区之间的位置差异；以及天然气、NGL和各个NGL产品之间的相对价格差异，这些都会影响我们的NGL采购和销售、我们的交换服务、运输和存储服务，以及优化和营销财务结果。NGL存储收入可能会受到NGL实物合约相对于现货市场上NGL价格的价格波动和远期定价的影响。在我们的天然气管道部门，我们受到与以下因素相关的商品价格风险微乎其微的影响：(I)天然气价格的变化，这会影响我们的燃料成本和为我们的服务收到的保留燃料实物；(Ii)天然气实物合同的远期定价与天然气现货市场价格之间的差异，这可能会影响我们的客户对我们天然气存储服务的需求。
见本年度报告第II部分第7A项有关市场风险的定量及定性披露“商品价格风险”项下有关我们的商品价格风险及相关对冲活动的额外讨论。
季节性-寒冷的气温通常会增加对天然气和某些NGL产品的需求，如丙烷，这些产品是家庭和企业的取暖燃料。温暖的气温通常会增加对天然气的需求，天然气用于住宅和商业制冷的燃气发电，以及与农业相关的设备，如灌溉泵和作物烘干机。丁烷和天然汽油主要被炼油行业用作汽车燃料的混合库存、乙醇的变性剂和原油的稀释剂。当政府对汽车燃料混合产品的某些限制发生变化时，丁烷和天然汽油的需求也会受到一些季节性变化的影响。在某种商品的需求高峰期，该产品的价格通常会上涨。
极端天气条件、季节性温度变化以及温度和湿度对加工设备机械能力的影响会影响天然气的收集和加工以及天然气的收集、运输和分馏。由于严重的风暴或冰冻，导致电力中断和无法进入井场，这种现象是天然气产生的水在井口或收集系统内冻结，可能导致天然气和天然气的流动暂时中断。
在我们的天然气管道段，天然气储存是必要的，以平衡相对稳定的天然气供应与居民、商业和发电用户的季节性需求。
竞争 -我们争夺天然气和天然气供应 与其他中游公司、大型综合石油公司和拥有收集和加工资产、分馏塔、州内和州际管道和储存设施的独立勘探和生产公司合作。通常影响我们竞争天然气和天然气供应能力的因素包括：
•提供的服务质量；
•生产者钻探活动；
•汇款的收益和/或根据我们合同收取的费用；
•我们的资产靠近天然气和天然气供应区和市场；
•我们的资产接近替代能源生产；
•我们的资产相对于竞争对手的位置；
•我们业务的效率和可靠性；
•存在于每个管道系统、工厂、分馏塔和储存位置的天然气和天然气的接收和输送能力；
•石油化工行业的产能利用水平和原料需求；
•当前和远期天然气和天然气价格；以及
•资本成本和可获得性。
我们通过进行资本投资以获取新供应并将其与最终用户需求联系起来，增加了收集、加工、分馏和管道能力，增加了储存、提取和注入能力，并提高了运营效率，从而使我们能够有效竞争，从而保持了竞争力。我们和我们竞争对手的基础设施项目可能会影响大宗商品价格，并可能取代我们资产所在的中大陆和落基山脉地区以及二叠纪盆地的供应量。我们相信，我们的资产位于战略位置，将不同的供应区与市场中心连接起来。
顾客-我们的天然气收集和加工部门以及天然气液体部门从主要和独立的原油和天然气生产商那里获得服务收入。我们的天然气液体部门的客户还包括其他天然气和天然气收集和加工公司。我们的下游商品销售客户主要是石化、炼油和营销公司、公用事业公司、大型工业公司、天然汽油分销商、丙烷分销商和市政当局。我们的天然气管道部门的资产主要服务于当地的天然气分销公司、发电设施、大型工业公司、市政当局、生产商、加工商和营销公司。无论商品价格如何，我们的公用事业客户通常都需要我们的服务。见本年度报告第二部分第7A项关于市场风险的定量和定性披露中“交易对手信用风险”项下关于我们客户信用风险的讨论。
其他
通过ONEOK租赁公司和ONEOK停车公司，我们在总部所在的俄克拉何马州塔尔萨市中心拥有一座17层的写字楼(ONEOK Plaza)和一个停车场。Oneok租赁公司将多余的办公空间出租给他人，并运营我们的总部办公楼。Oneok Parking Company，L.L.C.在我们总部附近拥有并运营一个停车场。
监管、环境和安全事务
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/或法规影响到我们目前和未来业务的许多方面。受监管的活动包括但不限于空气排放、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、执照和许可可能会使我们面临罚款、处罚、声誉损害和/或运营中断，这可能会对我们的运营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。
国际、联邦、区域和/或州的立法和/或监管举措可能试图控制或限制温室气体排放，包括针对与气候变化有关的问题的举措。已经提出了各种联邦和州立法提案来监管温室气体的排放，特别是二氧化碳和甲烷的排放，美国最高法院裁定二氧化碳是一种污染物，受到EPA的监管。此外，国际社会一直在努力寻求具有法律约束力的温室气体减排。
最近，美国环保署建议更新新的污染源性能标准分部OOOO法规，以进一步减少甲烷排放，其中包括增加监测频率，并对新的和改装的石油和天然气设施提出更严格的维修要求。此外，环保局正在为各州提出新的全国性排放指导方针，以限制现有设施的甲烷排放。
PHMSA向联邦登记册提交了一份咨询公告，强调了在2020年《保护我们的管道基础设施和加强安全(管道)法案》中对管道和管道设施运营商的要求，以最大限度地减少甲烷排放。管道法指示管道运营商更新他们的检查和维护计划，以解决消除危险泄漏的问题，并将管道设施的天然气泄漏降至最低。更新后的计划还必须解决历史上已知发生泄漏的设施的更换或补救问题。
2021年9月，我们宣布，与2019年基准年水平相比，到2030年，我们的范围1和范围2的总排放量将减少30%的温室气体绝对减排目标，即220万吨。范围1和范围2的排放量代表我们运营的总排放量，包括来自我们运营来源的直接排放和来自购买电力的发电的间接排放。我们预计有几种可能的途径来实现我们的减排目标，其中可能包括将我们所有业务的某些天然气压缩资产电气化，通过最佳管理实践和系统优化减少甲烷排放。此外，我们正在确定与公用事业公司和发电商合作的潜在机会，以加速在我们的业务中提供低碳电力选择。
我们参加了EPA的天然气之星计划和我们国家的未来能源(One)联盟，自愿报告甲烷排放量的减少，并计算我们的甲烷强度。我们继续侧重于通过扩大实施最佳做法，在管道和设施维护和运营期间限制天然气的释放，从而保持较低的甲烷气体释放率。
我们认为，未来联邦、州或地区层面的政府立法和/或法规可能会要求我们限制与我们的业务相关的温室气体排放，为某些排放支付额外税款或购买补贴。然而，我们无法准确预测这些未来的法规将采取何种形式、法规的严格程度、它们何时生效，或者对我们的资本支出、竞争地位和运营结果的影响。除了联邦一级的活动外，州和地区的倡议也可能导致比联邦法规更早或独立于联邦法规的温室气体排放法规。这些法规可能比任何可能通过的联邦立法都更加严格。
有关法律法规对我们业务的潜在影响的更多信息，请参阅项目1A“风险因素”。
管道安全-我们受PHMSA安全法规的约束，包括管道资产完整性管理法规。2002年《管道安全改进法》要求运营高压管道的管道公司对通过人口稠密地区或特别指定的高后果区(HCA)附近的管道段进行完整性评估。2011年管道安全、监管确定性和创造就业法案(2011年管道安全法案)增加了对违反联邦管道安全法规的最高处罚，指示交通部和交通部长就对我们可能重要或可能不重要并可能导致实施更严格法规的问题进行进一步审查或研究。
2015年，PHMSA发布了关于制定危险液体管道安全法规、天然气输送和收集管道以及地下天然气储存设施的拟议规则的通知。对于天然气和天然气收集管道，新拟议的法规被称为“Mega Rule”。由于正在审议的规则数量很多，PHMSA将新规则的制定分为三个部分。规则的第一部分于2019年最终敲定并在《联邦纪事报》上公布，并于2020年7月生效。这些最终规则主要是针对国会的授权，因为以前的管道安全重新授权，并建立了核实当前运营压力的标准。PHMSA气体超大规则的第二部分目前仍未公布，重点是HCA和非HCA的维修要求。Mega Rule的第三节为某些天然气收集管道建立了新的规定，这些规定以前不受监管，并于2021年11月发布，将于2022年5月生效。
我们预计与规则第一和第三部分相关的潜在资本和运营支出不会对我们计划的资本或运营和维护成本产生实质性影响。在这一点上，我们还不完全知道
有待最后敲定的法规。结合起来，这些新规则可能会对运营和维护、诚信管理、公众意识和民事/刑事处罚提出更多要求；然而，我们预计遵守新法规或即将出台的法规不会对我们计划的资本或运营和维护成本产生实质性影响。
2020年，通过了一项立法，重新授权PHMSA到2024年。因此，关于操作和维护、诚信管理、泄漏检测和公众意识的某些要求将受到未来规则制定的影响。与新法规相关的潜在资本和运营支出尚不完全清楚，但我们预计遵守新法规不会对我们计划的资本或运营和维护成本产生实质性影响。
空气和水的排放-《清洁空气法》、《清洁水法》、类似的州法律和/或条例对向美国的空气和水排放污染物施加限制和管制。根据《清洁空气法》，对于大量空气排放源，需要联邦政府可强制执行的运营许可。我们可能被要求为空气污染控制设备支付某些资本支出，以获得或维持对空气排放源的许可和批准。《清洁水法》对排放到美国水域的污染物规定了重大的潜在责任，并要求对受此类排放影响的水域进行补救。
国际、联邦、区域和/或州的立法和/或监管举措可能试图控制或限制温室气体排放，包括针对与气候变化有关的问题的举措。我们监测所有相关立法和监管举措，以评估对我们运营的潜在影响，并以其他方式努力限制我们设施的温室气体排放，包括甲烷。环保局的强制性温室气体报告规则要求每年报告受影响设施的温室气体排放量，并要求我们生产的所有NGL的二氧化碳排放量当量，就像所有这些产品都被燃烧了一样，即使它们被用于其他用途。
我们2020年的温室气体排放总量估计为6670万公吨二氧化碳当量，其中包括380万公吨范围1排放和250万公吨范围2排放。范围1的排放来自我们设备中燃料的燃烧，如压缩机发动机和加热器，以及逃逸的甲烷排放，范围2的排放来自购买的电源，范围3的排放反映了每年生产、销售或交付给他人的NGL产品的完全燃烧或氧化所导致的二氧化碳排放。收集和报告这些排放数据的额外成本对我们的运营结果、财务状况或现金流没有、也不会产生实质性影响。此外，国会已经考虑，并可能在未来考虑减少包括二氧化碳和甲烷在内的温室气体排放的立法。同样，环保局可能会在未来制定与石油和天然气行业温室气体排放相关的额外监管规则。目前，还没有制定任何规则或立法来评估任何这些排放的任何物质成本、费用或费用。
我们监督拟议的和最终的规则制定。通常，环保局制定规则需要支出更新的排放控制、监测和受影响设施的记录要求。目前，我们预计遵守当前或即将出台的法规和环保局的行动不会对我们计划的资本、运营和维护成本产生实质性影响。然而，环保局可能会发布额外的法规、回应、修正案和/或政策指导，这可能会改变我们目前的预期。
化工现场安全-国土安全部于2007年发布了《化学设施反恐标准》，并于2014年12月发布了与这些条例相关的最终规则。我们通过提交给国土安全部的Top-Screen提供了有关我们化学品的信息，随后我们的设施被分配了四个基于风险的级别之一，从高风险(第1级)到低风险(第4级)，或者由于低风险而根本不分级。到目前为止，我们的一家工厂已被评为4级。获得第4级评级的设施需要完成站点安全计划，包括可能的物理安全增强。现场安全计划和安全增强的成本对我们的运营结果、财务状况或现金流没有实质性影响。
管道安全-国土安全部的运输安全管理局(TSA)和交通部已经完成了对我们的“关键设施”的审查和检查，没有发现实质性的安全问题。此外，运输安全管理局还发布了新的管道安全指南，其中包括确定管道“关键设施”的更广泛定义。我们已经根据新的准则要求审查了我们的管道设施，到目前为止还没有需要进行重大修改。
TSA在2021年发布了两项安全指令，以应对管道行业持续的网络安全威胁。第一个安全指令于2021年5月发布，要求关键管道所有者和运营商(1)向网络安全和基础设施安全局(CISA)报告已确认的和潜在的网络安全事件；(2)指定一名网络安全协调员，每周7天、每天24小时待命；(3)审查当前的做法；以及(4)找出任何差距和相关补救措施，以应对与网络相关的风险，并在30天内向TSA和CISA报告结果。第二
安全指令于2021年7月发布，要求TSA指定的关键管道的所有者和运营商实施具体的缓解措施，以防范勒索软件和对信息技术和运营技术系统的其他已知威胁，制定和实施网络安全应急和恢复计划，并进行网络安全架构设计审查。虽然遵守安全指令使用了大量的内部和外部资源，但我们预计这不会对我们的运营结果、财务状况或现金流产生实质性影响。
人力资本
我们业务的长期可持续性取决于我们继续保持高度敬业的员工队伍的能力。为了实现这一目标，我们的商业战略包括吸引、选拔和留住人才，促进包容、多样化和参与性的文化，以及培养个人和领导者。
截至2021年12月31日，我们拥有2847名员工。以下是我们的人力资本资源、衡量标准和目标的摘要，这些资源、措施和目标对我们作为一个组织的成功非常重要。
价值观-我们的成功有赖于我们员工的技能、经验和奉献精神。我们致力于营造一个包容和充满活力的工作环境，让有才华的人能够找到成功的机会，成长并为公司的成功做出贡献。我们的员工每天都在工作，为我们所在州的各种客户提供安全可靠的服务。我们的核心价值观如下所示，指导着我们的员工开展业务和运营的方式。
•安全与环境：为了员工、承包商和社区的福祉，我们致力于零事故文化，并以对环境负责的方式运营。
•道德：我们以诚实、正直的态度行事，并遵守个人和专业行为的最高标准。
•多样性和包容性：我们尊重每个员工的独特性和价值，并相信多元化、包容性的员工队伍对于归属感、参与感和绩效至关重要。
•卓越：通过持续改进和团队合作，我们让自己和他人对卓越的标准负责。
•服务：我们投入我们的时间、精力和资源来服务于彼此、我们的客户和社区。
•创新：我们寻求通过独创性和技术利用协作来开发创造性的解决方案。
多样性和包容性-我们的多样性和包容性(D&I)战略是一项跨职能的努力，利用组织各级员工的贡献，并专注于改善工作场所，以留住和吸引人才。该战略由D&I委员会指导，该委员会由代表不同人口统计、工作地点、观点、角色和资历水平的不同员工组成。我们的人力资源部也有一支完全致力于支持我们的研发工作的团队。
2021年，我们为五个员工领导的商业资源小组(BRG)提供了资金和支持：黑人/非裔美国人资源小组；土著/土著美国资源小组；拉丁裔/西班牙裔美国资源小组；退伍军人资源小组；以及妇女资源小组。一个新的LGBTQ+(女同性恋者、男同性恋者、双性恋者、变性人、同性恋者和其他人)BRG已经被批准在2022年使用。每个BRG的目的是促进我们行业和工作场所中传统上代表性不足的群体成员的吸引、发展、激励和留住，以努力推动积极的业务成果。我们BRGS成功的一个关键因素是来自BRG代表人数不足的外部官员级执行赞助商和盟友的积极参与。所有员工都被邀请成为我们一个或多个BRG的支持者。
我们将D&I概念嵌入到我们的核心领导力发展课程中，并赞助了许多旨在促进D&I的内部计划。此外，我们寻求通过合作支持代表性不足的社区成员和当地慈善组织来回馈我们运营的社区。
员工安全-员工的安全对我们的运营和成功至关重要。通过促进我们员工的安全、监测和投资我们资产的完整性，我们正在增强我们业务的长期可持续性。我们不断评估员工在工作中面临的风险，并通过培训、适当的工程控制、工作程序和其他预防性安全计划来努力降低这些风险。减少事故和提高我们的人身安全事故率很重要，但我们不仅仅关注统计数据。仅靠较低的人身安全事故率并不能防止大规模事故的发生，这就是为什么我们继续专注于加强我们的环境、安全和健康管理系统和过程安全计划，例如关键风险/关键控制识别和知识共享。我们努力以安全、可靠和对环境负责的方式运营我们的资产。我们保持着成熟和稳健的计划，指导训练有素的员工完成这些活动，我们将继续加强和改进这些计划
计划和我们的内部能力。关于新冠肺炎，我们于2022年初开始实施我们的重返办公室计划，我们将继续为在外地工作或到ONEOK设施报到的员工采取安全措施，例如增加设施准入限制、修改工作空间、社交距离、遮脸协议和卫生程序。
卫生与福利-我们提供各种福利，以帮助促进员工及其家人的健康和福利。这些好处包括医疗、牙科和视力计划，虚拟健康访问，以及聘请第三方服务提供商在我们的几个运营区域提供公司现场和附近诊所，这些诊所可以获得快速抗原和聚合酶链式反应新冠肺炎检测。作为对新冠肺炎的回应，我们提供了临时性的福利调整，包括免除新冠肺炎诊断检测和新冠肺炎疫苗的费用。目前的资源包括一个专门的员工信息网站，该网站定期更新新冠肺炎的信息，并提供预防最佳实践、身体健康、心理健康和照顾者服务的资源。符合条件的员工还可以免费获得员工援助计划、医疗第二意见服务和医疗保健礼宾服务，以帮助寻找网络内提供商并解决索赔问题。我们为每个合格活动提供长达240小时的产假、陪产假或领养假的全额薪酬。我们还为符合条件的收养和/或代孕提供高达10,000美元的合理和必要的费用。为员工福利提供的其他福利包括人寿保险和长期残疾计划、健康和受抚养人护理灵活支出账户、生育福利、疾病预防和管理计划以及丧失亲人或个人和家庭护理假期间的全额工资。
我们还为我们的员工提供机会，通过One Trust Fund捐赠捐赠的假期时间或金钱来帮助同事。One Trust Fund是一个完全由员工志愿者运营的非营利性慈善组织，在因自然灾害、医疗紧急情况或其他困难而出现个人危机时为员工提供服务。
个人和职业发展-我们提供各种选择来帮助职业成长和发展。对于刚刚进入职场并希望继续学习的员工，或对发展技能感兴趣的专业人士，我们提供各种领域的教育和培训，包括领导力、职能和行业特定主题、专业发展和技能培养机会。我们的组织发展和研发团队提供现场面对面和虚拟课堂培训、基于计算机的自学和面向所有员工的一对一辅导。
我们重视教育，并帮助符合条件的员工在与工作相关的领域继续深造，包括每年高达5,000美元的合格学费。我们还可以报销员工某些与工作相关的专业认证考试费用。
招聘-我们把吸引、挑选、发展、激励、挑战和留住支持我们关键业务战略所需的人才作为优先事项。我们使用有针对性的招聘活动，与地区技校、学院和大学保持着牢固的关系，我们提供薪酬福利和职业机会，旨在将我们定位为首选雇主。作为对新冠肺炎的回应，我们继续招聘关键职位的新员工，主要是通过虚拟面试。D&I仍然是招聘中的优先事项，我们部署了旨在从我们的行业和工作场所历来代表性不足的群体中获取人才的招聘战略。
退休-我们为员工维持401(K)计划，并在每个工资期间匹配100%的员工缴费，最高可达合格薪酬的6%，但须遵守适用的税收限制。我们还有一项固定福利养老金计划，涵盖某些员工和前员工，该计划于2005年关闭，不对新参与者开放。没有参加我们的固定收益养老金计划的员工有资格根据我们的401(K)计划获得季度和年度利润分享缴费。截至2021年12月31日，96%的符合条件的员工为我们的401(K)计划做出了贡献。有关本公司退休福利的其他资料，请参阅本年报综合财务报表附注K。
关于我们的执行官员的信息
所有执行官员每年由我们的董事会选举产生。我们的高级管理人员如下所列，包括被我们的董事会指定为我们第16部门的高级管理人员。
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| 姓名和职位 | | 年龄 | | 过去五年的商业经验 |
| 约翰·W·吉布森 | | 69 | | | 2011至今 | | ONEOK董事会主席 |
| 董事会主席 | | | | 2007 to 2017 | | ONEOK Partners董事会主席 |
| 皮尔斯·H·诺顿二世 | | 62 | | | 2021年至今 | | 总裁和ONEOK首席执行官 |
| 总裁与首席执行官 | | | | 2021年至今 | | ONEOK董事会成员 |
| | | | 2014 to 2021 | | 总裁和One Gas公司首席执行官 |
| | | | 2014 to 2021 | | One Gas，Inc.董事会成员 |
| 罗伯特·F·马蒂诺维奇 | | 64 | | | 2015年至今 | | ONEOK常务副总裁总裁兼首席行政官 |
| 常务副总裁兼首席行政官 | | | | 2015 to 2017 | | ONEOK Partners执行副总裁总裁和首席行政官 |
| Walter·S·赫尔斯三世 | | 58 | | 2019年至今 | | ONEOK首席财务官、财务主管兼战略和公司事务执行副总裁总裁 |
| 首席财务官、财务主管兼执行副总裁总裁，战略和公司事务 | | | | 2017 to 2019 | | ONEOK战略规划和公司事务首席财务官兼执行副总裁总裁 |
| | | | 2015 to 2017 | | ONEOK和ONEOK合作伙伴战略规划和企业事务执行副总裁总裁 |
| 凯文·L·伯迪克 | | 57 | | 2017年至今 | | ONEOK执行副总裁总裁兼首席运营官 |
| 常务副总裁兼首席运营官 | | | | 2017 | | Oneok和Oneok Partners执行副总裁总裁兼首席商务官 |
| | | | 2016 to 2017 | | 高级副总裁，天然气收集和加工，Oneok Partners |
| 查尔斯·M·凯利 | | 63 | | 2018年至今 | | 高级副总裁，Oneok天然气公司 |
| 天然气行业的高级副总裁 | | | | 2017 to 2018 | | ONEOK天然气收集与加工公司高级副总裁 |
| | | | 2015 to 2017 | | 高级副总裁，企业规划与发展，ONEOK和ONEOK合伙人 |
| 谢里丹·C·利剑 | | 52 | | 2017年至今 | | 高级副总裁，天然气液体，ONEOK |
| 高级副总裁，天然气液体 | | | | 2013 to 2017 | | 高级副总裁，Oneok Partners天然气液体公司 |
| 史蒂芬·B·艾伦 | | 48 | | 2017年至今 | | ONEOK总法律顾问兼助理秘书长高级副总裁 |
高级副总裁，总法律顾问
和助理国务卿 | | | | 2008 to 2017 | | 总裁副律师和副总法律顾问，ONEOK和ONEOK合伙人 |
| 玛丽·M·斯皮尔斯 | | 42 | | 2019年至今 | | 总裁副秘书长兼ONEOK首席会计官 |
| 总裁副秘书长兼首席会计官 | | | | 2015 to 2019 | | 董事、美国证券交易委员会报道、Oneok |
| | | | 2015 to 2017 | | 董事、美国证券交易委员会报道、Oneok合作伙伴 |
任何执行干事之间不存在家庭关系，任何执行干事与任何其他人之间也没有任何安排或谅解，这是挑选该干事所依据的。
在我们的网站上提供的信息
我们在以电子方式或以其他方式将材料提交给美国证券交易委员会后，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、当前的Form 8-K报告、根据交易法第13(A)或15(D)节向美国证券交易委员会提交或提供的报告的修正案，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。我们的网站上还提供了我们的《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的副本，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，我们还利用社交媒体平台作为额外的分发渠道，以接触到公众投资者。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。
第1A项。风险因素
我们的投资者应该考虑以下可能影响我们和我们业务的风险。尽管我们试图确定关键因素，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。投资者应仔细考虑以下对风险的讨论，以及本年度报告中包含或以参考方式并入的其他信息，包括“前瞻性陈述”，这些信息包含在第二部分第7项“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中。
与我们的商业和行业相关的风险因素
新冠肺炎疫情已经并可能进一步对我们的运营结果产生不利影响。
新冠肺炎疫情导致全球和地区经济混乱，金融市场动荡，大宗商品价格环境疲软。疫情的爆发和政府采取的应对措施，包括延长隔离、关闭和减少企业的运营，对我们的企业和经济产生了直接和间接的重大不利影响。
新冠肺炎对全球影响的持续时间仍然存在不确定性。这种不确定性，以及这些事件的发生和采取的应对措施，可能会进一步对我们的运营结果产生不利影响，其中包括减少对我们提供的服务的需求，影响我们的供应链和劳动力的可用性和效率，造成运营挑战，并影响我们进入资本市场的能力。此次大流行对我们的业务和运营结果的进一步影响程度将取决于我们无法控制的未来事态发展，包括疫苗接种工作的成功和此类疫苗针对新冠肺炎病毒未来变异的有效性、经济和运营条件恢复到新冠肺炎之前水平的速度和程度、以及大流行导致全球和区域经济活动减少的严重程度和持续时间。
如果我们业务所在地区的钻探水平大幅下降，接近我们的资产，我们的产量和收入可能会下降。
我们的集输管道系统依赖于天然气和原油油井的产量，这些产量自然会随着时间的推移而下降。因此，我们与这些油井相关的现金流也将随着时间的推移而下降。为了维持或提高我们收集和运输管道系统的吞吐量水平，以及我们加工和分馏设施的资产利用率，我们必须不断获得新的供应。我们维持或扩大业务的能力在很大程度上取决于我们所在地区第三方的钻探和生产水平。如果生产商减少或改变钻探和生产活动的方向，我们的天然气和天然气供应量可能会受到影响。钻井和生产受到我们无法控制的因素的影响，包括：
•天然气、天然气和原油的需求和价格；
•生产者获得资本的途径；
•生产商发现和开发储量的成本；
•生产商希望和有能力以合理的条件及时获得必要的许可证、钻探权和地面使用权；
•原油及伴生天然气田特征和生产动态；
•从产区和我们的设施输送原油、天然气和天然气的管道受到能力限制和/或关闭。
大宗商品价格经历了大幅波动。不同地区的钻探和生产活动水平可能有所不同；然而，大宗商品价格长期低迷可能会减少所有地区的钻探和生产活动。如果我们无法从现有油井获得新的供应，以弥补现有油井产量的自然下降，或由于竞争，我们收集和运输管道系统的吞吐量以及我们的加工和分馏设施的利用率将下降，这可能对我们的业务、运营业绩、财务状况和现金流以及我们支付现金股息的能力产生不利影响。
我们的经营业绩可能会受到不利的经济和市场状况的不利影响。
除了新冠肺炎疫情的影响外，全球或我们运营所在经济地区的经济状况的不利变化可能会对原油和天然气市场以及我们运营的特定细分市场产生负面影响，导致对我们的服务和产品的需求减少和价格竞争加剧。我们在一个或多个地理区域的运营结果也可能受到该区域内不确定或不断变化的经济状况的影响。大宗商品价格的波动可能会对我们的许多供应商和客户产生影响，进而可能对他们履行对我们的义务的能力产生负面影响。股票和信贷市场剧烈波动的时期可能会扰乱我们进入这些市场的机会，使我们难以获得扩大设施或获得资产所需的融资，增加融资成本，并导致实施限制性金融契约。如果不利的全球或地区经济和市场状况仍然不确定或持续、蔓延或进一步恶化，我们可能会对我们的业务、经营业绩、财务状况、现金流和流动性造成重大影响。
天然气、原油和天然气价格的波动可能会对我们的收益和现金流产生不利影响。
较低的大宗商品价格可能会减少原油、天然气和天然气的产量，这可能会减少对我们服务的需求。此外，我们很大一部分收入来自销售与天然气收集和加工服务、天然气运输和储存以及购买和销售NGL和NGL产品相关的商品。随着大宗商品价格下跌，我们为大宗商品支付的薪酬可能会减少，从而减少我们的现金流。从历史上看，大宗商品价格一直波动较大，变化可能很快。例如，2020年3月，石油输出国组织(欧佩克)与俄罗斯之间关于原油减产的谈判未获成功，导致沙特和俄罗斯之间的价格战。结果，全球原油大幅供大于求，导致原油价格暴跌。未来大宗商品价格很可能会继续波动。
我们收到的商品价格会因各种我们无法控制的因素而大幅波动，包括但不限于以下因素：
•国内和全球总体经济状况；
•国内外能源供需变化较小；
•市场不确定性；
•影响天然气、天然气和原油供需的地缘政治条件；
•其他国家的生产决定，例如各国未能遵守最近达成的减产协议；
•第三方运输、天然气加工和分馏能力的可用性和成本；
•消费品需求水平和仓储库存水平；
•乙烷排泄率；
•天气状况；
•国内外政府规章和税收；
•替代燃料的价格和可获得性；
•商品期货市场的投机行为；
•进出口对天然气、原油、天然气和液化天然气价格的影响；
•全球节能措施的效果；
•新供应、新管道、加工和分馏设施对地点价差的影响；以及
•影响天然气、天然气和原油供需的技术和提高的效率。
这些外部因素和能源市场的波动性使得我们很难可靠地估计未来大宗商品的价格以及大宗商品价格波动对我们的客户和他们对我们服务的需求的影响，这可能会对我们的业务、运营业绩、财务状况和现金流产生不利影响。
越来越多地关注ESG问题，包括气候变化，可能会影响我们的业务。
越来越多的人预期，所有行业的公司都会解决ESG问题，包括气候变化。监管政策的变化、公众情绪或广泛采用旨在通过减少温室气体排放来应对气候变化的技术，可能会导致对碳氢化合物产品的需求减少、对其使用的限制或增加对可再生能源的使用。这些变化可能会减少对我们服务的需求，影响我们的业务、运营结果、财务状况和现金流。
此外，对气候变化的日益关注导致政府监管、调查、股东激进主义和私人诉讼的可能性增加，这可能会增加我们的成本或以其他方式对我们的业务产生不利影响。例如，今年有计划提出新的气候变化披露要求。虽然我们不知道这些要求可能采取什么形式，但我们可能会面临与遵守任何新的气候披露要求相关的成本增加。
某些投资者越来越关注ESG问题，包括气候变化。此外，向投资者提供关于公司治理和相关事项的信息的组织也增加了对ESG事项的关注，并制定了评估公司各种ESG举措的评级程序。不利的ESG评级可能会导致投资者对我们的负面情绪增加。由于对气候变化的担忧，一些投资者可能选择不投资或减少对收集、加工、分离、运输、储存或销售碳氢化合物产品的公司的投资。如果这种负面投资者情绪增加，我们可能会看到对我们证券的需求减少，这可能会影响我们的流动性或我们证券的价值。此外，某些大型机构贷款机构已开始宣布自己的政策，以履行公开宣布的气候承诺，这些承诺往往涉及将贷款活动转移到
能源部门要达到温室气体排放目标。因此，某些机构贷款人可能会基于ESG的担忧而对我们施加额外要求，或决定不向我们放贷，这可能会对我们以合理条款获得资本的机会产生不利影响，从而影响我们的财务状况。在一定程度上，金融市场将气候变化和温室气体排放视为一种金融风险，这也可能对我们获得资本的能力产生负面影响，或者导致我们在未来的融资中获得不太有利的条款和条件。
2021年9月，我们宣布，与2019年基准年水平相比，到2030年，我们的范围1和范围2的总排放量将减少30%的温室气体绝对减排目标，即220万吨。如果我们找不到实现这一减排目标的潜在途径，或者我们无法在实现我们可能制定的其他ESG相关目标方面取得进展，我们可能会面临实现这些目标的额外成本，或者我们可能无法完全实现这些目标，这可能会对我们的业务和声誉造成负面影响。
我们可能会面临与气候变化相关的物质和金融风险。
全球气候变化的威胁可能会给我们的业务带来物质和金融风险。我们客户的一些能源需求会随着天气条件的变化而变化，主要是温度。对于住宅客户来说，供暖和制冷是他们最大的能源消耗。天气状况可能会受到气候变化的影响，客户的能源使用量可能会根据任何变化的持续时间和幅度而增加或减少。天气变化导致的能源使用增加可能需要我们投资更多的管道和其他基础设施来满足日益增长的需求。天气变化导致的能源使用减少可能会通过收入减少来影响我们的财务状况。极端天气条件通常需要更多的系统备份，增加了成本，并可能增加系统压力，包括服务中断。我们经营区域以外的天气状况也可能对我们的收入产生影响。恶劣天气主要通过飓风、雷暴、龙卷风、冰冻温度和冰雪风暴影响我们的作业领土。如果极端天气事件的严重程度或频率增加，这可能会增加我们提供服务的成本，包括保险成本，并减少某些保险范围的可获得性。我们可能无法将更高的成本转嫁给我们的客户，也无法收回与缓解这些实物风险相关的所有成本。
我们的运营受到运营风险和不可预见的中断的影响，这可能会对我们的业务产生不利影响，我们可能没有得到足够的保险。
我们的运营面临着与天然气和天然气收集、运输和分配管道、储存设施以及加工和分馏设施的运营通常相关的所有风险和危险，包括但不限于泄漏、管道破裂、设备或工艺的故障或故障，以及设施的性能低于预期的产能和效率水平。其他运营风险和意外中断包括不利天气条件、包括流行病在内的传染病、网络安全攻击、地缘政治反应、事故、爆炸、火灾、设备与我们的管道设施碰撞(例如，如果第三方在我们的设施附近进行挖掘或施工，则可能发生这种情况)和灾难性事件，如龙卷风、飓风、地震、洪水及其他我们无法控制的类似事件。极端寒冷的天气可能会导致生产商井口冻结导致供应减少，以及停电或停电，任何这些都可能对我们的业务、运营业绩、财务状况和现金流产生负面影响。此外，美国政府警告说，能源资产，特别是该国的管道基础设施，可能会成为恐怖袭击的目标。恐怖主义行为的目标可能是我们的设施，我们供应商或客户的设施，或其他管道的设施。伤亡事故可能造成人员伤亡、广泛的财产损失或环境破坏。此类事件对我们的管道或其他设施的运营造成的负债和中断可能会减少我们的收入和增加费用，从而削弱我们履行义务的能力。
由于市场状况，某些保单的保费和免赔额可能大幅增加，在某些情况下，某些保险可能变得不可用或只有在承保金额减少的情况下才能获得。因此，我们可能无法以商业上合理的条款续签现有保单或购买其他理想的保险，如果有的话。保险收益可能不足以覆盖所有负债或支出或收入损失，而且我们没有为我们的业务所固有的所有风险提供充分的保险。如果我们承担了一笔没有得到充分保险的重大债务，可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。此外，任何此类保险的收益可能不会及时支付。
我们运营区域以外的供应来源的持续发展可能会影响对我们服务的需求。
我们运营区域以外的生产区域可能会与来自与我们系统连接的生产区域的天然气和NGL供应竞争，这可能会导致与我们系统连接的供应区中的天然气和NGL被转移到我们传统市场区域以外的市场，并可能对我们管道系统的产能利用率以及我们续签或更换现有合同的能力产生不利影响。在我们的天然气收集和加工部门，发展
储备可能会将钻机从我们目前的服务区转移到其他地区，这可能会减少对我们服务的需求。在我们的天然气管道部门，来自与我们管道系统连接的供应区的天然气被更接近最终使用市场的供应源置换，可能会减少对我们服务的需求。这两种可能性中的任何一种都可能导致收入下降，从而对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
我们并不完全对冲商品价格风险或利率风险，包括商品价格变动、季节性价差、产品价差或地点价差。这可能导致收入减少、成本增加和利润率下降，对我们的运营结果产生不利影响。
我们的某些业务面临市场风险以及天然气、天然气和原油价格市场波动的影响。市场风险是指由于商品价格的不利变化而产生的未来现金流和收益损失的风险。我们的主要大宗商品价格风险敞口来自：
•我们保留部分销售收益的销售合同的费用项下销售的商品的价值；
•就我们的NGL运输和分馏协议而言，各个NGL产品之间的价格差异；
•天然气和天然气价格的区位价格差异；
•与我们的储存业务相关的天然气和天然气的季节性价格差异；
•与运营我们设施的电力成本相关的价格风险；以及
•我们的天然气管道和储存作业中的燃料成本和实物留存燃料的价值。
为了管理天然气、天然气、原油和电力价格市场价格波动带来的风险，我们可以使用掉期、期货、远期和期权等衍生工具。然而，我们并不完全对冲大宗商品价格的变化，因此我们保留了一些市场风险敞口。此外，用于减少我们对利率波动敞口的对冲工具可能会使我们面临财务损失的风险，即我们可能会签订固定利率掉期工具来对冲可变利率工具，而固定利率超过可变利率。最后，预测买卖的对冲安排被用来减少我们对大宗商品价格波动的风险敞口，并可能限制我们在天然气、原油和天然气液化石油气的市场价格与这些商品的对冲工具中所述价格不同时获得的好处。
违反信息安全，包括网络安全攻击，或一个或多个关键信息技术或操作系统或第三方的系统出现故障，可能会对我们的运营、财务业绩或声誉造成不利影响。
我们的业务依赖于我们的操作系统来处理大量数据和复杂的交易。这些信息技术系统、网络和服务的各种用途包括但不限于：
•使用工业控制系统控制我们的工厂和管道，包括监控和数据采集；
•收集和存储客户、员工、投资者和其他利益相关者的信息和数据；
•处理交易；
•总结和报告业务成果；
•托管、处理和共享机密和专有研究、业务计划和财务信息；
•遵守法规、法律、财务或税务方面的要求；
•提供数据安全保障；以及
•管理我们业务所需的其他流程。
如果我们的任何系统损坏、无法正常运行或变得不可用，我们可能会产生大量的维修或更换成本，可能会遇到关键数据的丢失或损坏，以及我们执行关键功能的能力中断或延迟，这可能会对我们的业务和运营结果产生不利影响。如果某个人因疏忽错误或故意篡改或操纵我们的操作系统而导致我们的操作系统出现故障，我们的财务业绩也可能受到不利影响。此外，对自动化系统的依赖可能进一步增加操作系统缺陷、员工篡改或操纵这些系统将导致难以发现的损失的风险。
由于技术进步的增加和新冠肺炎疫情带来的远程工作安排的增加，我们更加依赖技术来帮助提高我们的业务效率。我们使用软件来帮助管理和运营我们的业务，这可能会使我们面临更大的风险。专家表示，自新冠肺炎疫情爆发以来，国家支持的组织和犯罪组织对公司网络和信息系统的网络攻击的数量和复杂性都有所增加，因此，与此类事件相关的风险继续存在
增加。如果我们的系统或供应商的系统发生重大故障、损害、破坏或中断，可能会导致我们的运营中断、物理或环境损坏、客户不满、我们的声誉受损以及客户或收入的损失。如果任何此类故障、中断或类似事件导致我们的信息系统和网络或我们供应商的信息(包括人员、客户和供应商信息)被不当披露，我们还可能根据相关合同义务和保护个人数据和隐私的法律和法规承担责任。我们和我们的供应商开发、实施和维护安全措施的努力可能无法成功预测、检测或防止这些事件的发生，任何与网络和信息系统相关的事件都可能需要我们花费大量资源来识别、评估和补救此类事件。网络安全、实体安全以及继续发展和加强我们的控制、流程和做法，以保护我们的企业、信息系统和数据不受攻击、损害或未经授权的访问，并识别和适当报告网络攻击，仍然是我们的优先事项。尽管我们相信，随着网络威胁的持续发展，我们有健全的信息安全程序和其他保障措施，包括足够的保险，但我们可能需要花费额外的资源来继续加强我们的信息安全措施和/或调查和补救信息安全漏洞。
针对我们或我们行业其他人的网络攻击可能会导致额外的法规或合同义务。联邦政府目前的努力，如改善关键基础设施网络安全行政命令，以及2021年5月和7月发布的TSA安全指令，利用了大量的内部和外部资源，未来任何潜在的法规、法规或命令都可能导致监管合规成本、保险覆盖成本或资本支出进一步增加。我们无法预测额外法规对我们业务的潜在影响。
通过建造新的管道和设施或对现有设施进行改造来发展我们的业务，使我们面临建设风险和供应风险，如果设施建成后无法获得足够的天然气或天然气供应。
为了扩大我们的业务，我们定期新建、改建或扩建现有管道以及收集、加工、储存和分馏设施。这些设施的建造和改装可能涉及以下风险：
•项目可能需要大量资本支出，这可能超过我们的估计，并涉及许多与监管、环境、政治、法律和天气有关的不确定性；
•项目可能会增加对劳动力、材料和通行权的需求，这反过来可能会影响我们的成本和进度；
•我们可能无法获得新的通行权，将新的天然气或天然气供应连接到我们现有的收集或运输管道；
•如果我们承接这些项目，我们可能无法如期或按预算成本完成；
•我们的收入可能不会因为某个项目的资金支出而立即增加。例如，如果我们建造一条新的管道，建设将在较长的一段时间内进行，在项目完成之前，我们不会获得任何实质性的收入增长；
•在一个预期产量增长没有实现的地区，我们可以建造设施来捕捉预期的未来产量增长；
•来自环境和社会团体、土地所有者、部落团体、地方团体和其他倡导者的反对可能会导致有组织的抗议、试图阻止或破坏我们的建筑活动或运营、干预涉及我们资产的监管或行政程序，或旨在阻止、扰乱或延误我们资产的建设或运营的诉讼或其他行动；以及
•我们可能需要依赖我们设施下游的第三方来为我们输送的天然气或NGL提供可用的能力，这些天然气或NGL可能尚未投入运营。
因此，新设施可能无法吸引足够的天然气或NGL来实现我们预期的投资回报，这可能会对我们的业务、运营业绩、财务状况和现金流产生不利影响。
对碳氢化合物储量的估计可能不准确，这可能导致储量低于预期。
由于各种原因，我们可能无法准确估计预期交付给我们的碳氢化合物储量和产量，包括无法获得足够详细的信息，以及生产商预期钻探计划的意外变化。因此，我们可能无法准确估计承诺用于我们资产的总储量、该等储备的预期寿命或该等储备可产生的预期数量。在这种情况下，如果我们无法获得更多的来源，那么我们未来收集、加工、分离和运输的数量可能会少于预期。此类交易量的下降可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
我们并不拥有我们的管道和设施所在的所有土地，我们租赁了某些设施和设备，这可能会扰乱我们的运营。
我们并不拥有我们某些管道和设施所在的所有土地，因此，我们面临着维持必要土地使用的成本增加的风险。我们获得在特定时期内在第三方和政府机构拥有的土地上建造和运营我们的某些管道和相关设施的权利。我们失去这些权利，因为我们无法以可接受的条件续签通行权合同或增加续签此类权利的成本，可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
我们管道系统的计量调整可能会受到估计、商品类型和其他因素变化的重大影响。
天然气和NGL计量调整是与我们的资产相关的正常运营条件的一部分。计量调整的量化和分解因以下几个因素而变得复杂：(1)重要数量(即其中包括：(I)我们在整个天然气和NGL系统中使用的测量设备，主要是围绕我们的收集和处理资产；(Ii)通过我们的系统收集和处理的溪流中天然气的不同质量，以及收集和分馏的NGL的混合性质；以及(Iii)计量技术和标准中固有的测量差异。这些因素中的每一个都可能对我们系统上可能发生的计量调整做出贡献，这可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
在供应竞争中，我们的天然气和天然气管道、加工、分馏和储存资产可能存在严重的过剩产能。
我们的天然气和NGL管道、加工、分馏和储存资产在向我们服务的市场输送天然气和NGL供应方面与其他管道、加工、分馏和储存资产展开竞争。由于竞争，我们的资产可能会有大量未签约或折价的产能，这可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
我们的许多资产已经服役了几十年。
我们的许多流水线和存储资产都被设计为长期资产。随着时间的推移，这些资产的老化可能会导致维护或补救支出增加，产品发布的风险以及相关成本和负债增加。这些支出、成本或负债的任何重大增加都可能对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流以及我们支付现金股息的能力产生不利影响。
我们的运营现金流部分来自我们从未合并的附属公司获得的现金分配。
我们的营运现金流部分来自我们从未合并联属公司收到的现金分配，如本年报综合财务报表附注M所述。我们的未合并联属公司可以分配的现金金额主要取决于这些联属公司从各自业务中产生的现金流，这些现金流可能会在每个季度波动。我们对我们未合并的附属公司的现金分配政策没有任何直接控制权。这种控制的缺乏可能会导致我们每个季度没有足够的可用现金来继续支付当前水平的股息。
此外，我们可用于现金股息的现金数量主要取决于我们的现金流，包括营运资本借款，而不仅仅是盈利能力的函数，盈利能力将受到折旧、摊销和资产减值准备等非现金项目的影响。因此，我们可能能够在我们记录亏损的期间支付现金股息，而可能无法在我们记录净收益的期间支付现金股息。
我们可能无法促使我们的合资企业采取或不采取某些行动，除非我们的合资企业的部分或所有参与者同意。
我们参与了几家合资企业。由于其中一些安排的性质，这些合资企业的每个参与者都在合资企业中进行了大量投资，因此要求相关章程文件包含某些特点，旨在使每个参与者有机会参与合资企业的管理并保护其投资，以及可能在很大程度上依赖于该合资企业的活动或受到该合资企业活动影响的任何其他资产。这些参与和保护功能通常包括公司治理结构，该结构需要至少获得多数利益投票才能授权许多基本活动，并需要更大的投票权(有时高达100%)才能授权更重要的活动。这些更重要的活动的例子
大额支出或合同承诺、建造或收购资产、借款或以其他方式筹集资本、与合资企业参与者的关联公司的交易、诉讼和非正常业务过程中的交易等。因此，如果没有拥有足够投票权的合资企业参与者的同意，我们可能无法促使我们的任何合资企业采取或不采取某些行动，即使这些行动可能符合我们或特定合资企业的最佳利益。
此外，在受合同限制的情况下，任何合资企业所有者一般都可以出售、转让或以其他方式修改其在合资企业中的所有权权益，无论是在涉及第三方或其他合资企业所有者的交易中。任何此类交易都可能导致我们被要求与不同的或其他可能具有与我们不同的商业利益的各方合作。
我们不经营我们所有的合资资产，也不直接雇用所有负责提供行政、经营和管理服务的人员。这种依赖他人经营合资资产和提供其他服务的做法可能会对我们的业务和经营结果产生不利影响。
我们依赖他人为我们的某些合资资产提供行政、运营和管理服务。我们控制运营和此类运营的相关成本的能力有限。这些业务的成功取决于许多我们无法控制的因素，包括运营商或外包服务提供商的能力和财政资源。我们可能不得不在其他地方承包外包服务，这可能比我们目前支付的费用更高。此外，我们可能无法获得相同级别或种类的服务，或无法及时保留或接受服务，这可能会影响我们履行合同的能力，并对我们的业务和运营结果产生不利影响。
与监管有关的风险因素
加强对勘探和生产活动的监管，包括水力压裂、油井受阻和废水处理，可能会减少或推迟钻探和完成新的原油和天然气井。
原油和天然气行业越来越依赖页岩和致密砂岩等非常规来源的供应。从这些来源开采的天然气经常需要水力压裂，即向地质地层中加压注入水、沙子和化学物质，以刺激原油和天然气生产。立法或法规限制勘探和生产活动，包括水力压裂和废水处理，可能会导致运营延误、运营成本增加，并给勘探和生产运营商带来额外的监管负担。这些因素中的任何一个都可能减少他们未加工天然气的产量，进而通过减少我们或我们合资企业资产上收集、处理、加工、分馏和运输的天然气和天然气的数量，对我们的收入和运营结果产生不利影响。
我们的业务受到监管监督和潜在的处罚。
从历史上看，能源行业一直受到州和联邦的严格监管，这些监管延伸到我们业务和运营的许多方面，包括：
•改为联邦、州和地方税；
•监管机构批准和审查我们的某些费率、运营条款和服务条件；
•我们可以向交易对手提供的服务类型；
•新设施的建设和运营；
•设施和业务的完整性、安全性和安保；
•收购、扩建或放弃服务或设施；
•报告和信息张贴要求；
•保存帐目和记录；以及
•与涉及天然气和能源业务方方面面的附属公司建立关系。
遵守这些要求可能代价高昂，负担沉重。未来这些领域的法律、法规和政策的变化可能会削弱我们竞争业务或收回成本的能力，并可能增加我们运营的成本和负担。我们不能保证州或联邦监管机构不会挑战我们的安全做法，或者会授权我们未来可能提出的任何项目或收购。此外，不能保证，如果获得批准，任何此类授权都将及时作出，或者不会出现可能造成负担的情况。
根据适用于我们州际天然气管道的《天然气法》和适用于我们的NGL管道的《州际商业法》，我们的州际运输费率由FERC监管，我们管道费率的许多变化必须在监管程序中获得批准。此外，托运人、FERC和/或州监管机构可能会调查我们的关税费率，这可能会导致被勒令降低费率或向托运人退款。
不遵守所有适用的州或联邦法规、规则和命令可能会带来巨额处罚和罚款。
我们可能会面临遵守温室气体排放法规的巨额成本。
温室气体排放主要来源于内燃机废气、加热器废气和逃逸的甲烷气体排放。国际、联邦、区域和/或州的立法和/或监管举措可能试图控制或限制温室气体排放，包括针对与气候变化有关的问题的举措。已经提出了各种联邦和州立法提案来监管温室气体的排放，特别是二氧化碳和甲烷的排放，美国最高法院裁定二氧化碳是一种污染物，受到EPA的监管。此外，国际社会一直在努力寻求具有法律约束力的温室气体减排。
我们认为，未来联邦、州或地区层面的政府立法和/或法规可能会要求我们限制与我们的业务相关的温室气体排放，支付额外的税款，或为某些排放购买津贴。这些立法和/或监管举措可能会使我们的一些活动保持或运营起来不划算。然而，我们无法准确预测这些未来的法规将采取何种形式、法规的严格程度、它们何时生效，或者对我们的资本支出、竞争地位和运营结果的影响。除了联邦一级的活动外，州和地区的倡议也可能导致比联邦法规更早或独立于联邦法规的温室气体排放法规。这些法规可能比任何可能通过的联邦立法都更加严格。此外，我们可能无法将更高的成本转嫁给我们的客户，也无法收回与遵守温室气体法规要求相关的所有成本。如果这些成本得不到收回或以其他方式转嫁给我们的客户，我们未来的运营结果、财务状况或现金流可能会受到不利影响。
我们的运营受到与环境保护相关的联邦和州法律法规的约束，这可能会使我们面临巨大的成本和责任。挑战石油和天然气开发的诉讼增加，以及法律、法规和政策的变化可能会对我们的业务产生不利影响。
招致巨额环境成本和责任的风险是我们的业务固有的。我们的运营受到广泛的联邦、州和地方法律法规的约束，这些法律法规管辖着向环境中排放材料或与环境保护有关的其他方面。这些法律的例子包括：
•《清洁空气法》和类似的州法律，规定了与空气排放相关的义务；
•《清洁水法》和类似的州法律，监管从我们的设施排放到州和联邦水域的废水；
•联邦《综合环境反应、补偿和责任法》(CERCLA)和类似的州法律，对我们目前或以前拥有或经营的物业或我们将废物送往处置地点可能释放的危险物质的清理进行监管；以及
•联邦资源保护和回收法案(RCRA)和类似的州法律对我们设施中固体和危险废物的处理和排放提出了要求。
最近，美国环保署建议更新新的污染源性能标准分部OOOO法规，以进一步减少甲烷排放，其中包括增加监测频率，并对新的和改装的石油和天然气设施提出更严格的维修要求。此外，环保局正在为各州提出新的全国性排放指导方针，以限制现有设施的甲烷排放。我们无法预测这些额外的法规和指导方针对我们业务的潜在影响。
各种联邦和州政府当局，包括环境保护局，有权强制遵守这些法律和法规以及根据这些法律和法规颁发的许可证。违规者将受到行政、民事和刑事处罚，包括民事罚款、禁令或两者兼而有之。根据CERCLA、RCRA和类似的州法律，可能会招致连带的严格责任，而不考虑受污染地区补救的过错。
由于我们对我们收集、运输、加工和储存的产品的处理、与我们运营相关的空气排放、过去的行业运营和废物处理，我们的业务存在固有的环境成本和责任。
实践，其中一些可能是实质性的。私人当事人，包括我们的管道系统所经过的物业的所有者，可能有权采取法律行动强制执行合规，并要求对不遵守环境法律法规或我们的运营造成的人身伤害或财产损失寻求赔偿。我们经营的一些地点位于目前或以前的第三方碳氢化合物储存和加工业务附近，存在污染从这些地点转移到我们的地点的风险。此外，日益严格的法律、法规和执法政策可能会显著增加我们的合规成本以及可能成为必要的任何补救措施的成本，其中一些可能是实质性的。其他资料载于本年度报告“监管、环境及安全事宜”下的第1项“业务”及综合财务报表附注N内。
挑战石油和天然气开发的诉讼增加，法律、法规和政策的变化，以及监管机构对此类法律、法规和政策的解释或应用的变化可能会影响我们的业务。这些行动可能会影响我们客户的活动、我们现有的许可证以及我们获得新开发项目许可证的能力，这可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。
我们的保险可能不包括所有环境风险，并且在发生针对我们的环境索赔时有承保范围的限制。由于更严格的污染控制要求或因不遵守所需的运营许可或其他监管许可而产生的责任，我们的业务可能会受到成本增加的不利影响。新的或修订的环境法规也可能对我们的产品和活动产生不利影响，联邦和州机构可能会施加额外的安全要求，所有这些都可能对我们的盈利能力产生不利影响。
与业务融资相关的风险因素
利率的变化可能会对我们的业务产生不利影响。
我们既使用固定利率债券，也使用可变利率债券，由于我们的短期借款实行浮动利率，我们面临市场风险。我们的经营业绩、现金流和财务状况可能会受到利率从当前水平大幅波动的不利影响。
2017年7月，英国金融市场行为监管局负责人宣布，希望在2021年底之前逐步停止使用LIBOR。然而，2021年3月，洲际交易所基准利率管理局LIBOR的管理人宣布，除一周和两个月的期限于2021年底停止外，所有美元LIBOR期限都将继续发布到2023年6月。美国联邦储备委员会(Federal Reserve)同时发布了一份声明，建议银行在2021年底之前停止发行新的LIBOR。我们无法预测银行会否继续向伦敦银行同业拆息管理人提供伦敦银行同业拆息，以及在多大程度上会继续向该管理人提供银行同业拆息，亦无法预测英国或其他地方会否实施任何有关LIBOR的额外改革。英国银行家协会、英国金融市场行为监管局或其他监管机构或执法机构因这些或未来事件而采取的行动，可能会导致确定LIBOR的方式发生变化。此外，对LIBOR的确定或监管的任何进一步改变或改革都可能导致报告的LIBOR突然或长期增加或减少。
目前，对于什么利率或哪些利率将成为伦敦银行间同业拆借利率的公认替代品，还没有达成共识，尽管在2021年7月29日，由美国联邦储备委员会和纽约联邦储备银行召集的由美国大型金融机构组成的指导委员会替代参考利率委员会正式建议SOFR定期利率。鉴于伦敦银行同业拆借利率与SOFR或任何其他已确立的替代基准利率之间的内在差异，从伦敦银行间同业拆借利率过渡存在许多不确定性，包括这将如何影响我们的可变利率债务和某些衍生金融工具的成本，或者新冠肺炎疫情是否会对伦敦银行间同业拆借利率过渡计划产生进一步影响。此外，虽然金融机构越来越多地在信贷安排中使用SOFR，但SOFR或任何其他参考利率能否获得市场接受，以取代伦敦银行同业拆息，仍属未知之数。
我们的25亿美元信贷协议包括一些条款，赋予行政代理自由裁量权，在必要时确定LIBOR的替代率，这可能会增加我们根据这一安排发行的金额的短期借款成本。
信用评级的任何下调都可能对我们的业务、经营业绩、财务状况和现金流产生不利影响。
我们的长期债务已被穆迪给予“Baa3”的投资级信用评级，并被标准普尔和惠誉给予“BBB”的评级。我们的商业票据项目分别被穆迪、标普和惠誉评为Prime-3、A-2和F-2的投资级信用评级。我们不能保证我们目前的任何评级将在任何给定的时间段内保持有效，也不能保证这些信用评级机构不会完全下调或撤销评级。如果这些机构下调我们的长期债务或商业票据评级，特别是低于投资级，我们的
借贷成本可能会增加，这将对我们的财务业绩产生不利影响，我们的潜在投资者和资金来源可能会减少。来自这些机构的评级并不是购买、出售或持有我们证券的建议。每个评级都应独立于任何其他评级进行评估。
我们的债务和担保义务可能会损害我们的财务状况和履行义务的能力。
截至2021年12月31日，我们的总债务为136亿美元。我们的债务和担保义务可能会产生重大后果。例如，他们可以：
•使我们更难履行有关优先票据和其他债务的债务，因为偿债义务增加，这反过来又可能导致这些其他债务或优先票据违约；
•削弱我们在未来为营运资金、资本支出、收购或一般商业目的获得额外融资的能力；
•削弱我们抵御商业或经济衰退的能力；
•要求我们将运营现金流的很大一部分用于偿还债务，减少了用于营运资本、资本支出、收购、股息或一般公司用途的现金；
•限制我们在规划或应对业务和所处行业的变化方面的灵活性；以及
•与我们的竞争对手相比，我们处于竞争劣势，这些竞争对手的债务比例较低，担保义务也较少。
根据管理优先票据的契约，我们没有被禁止承担额外的债务，但我们的债务协议确实使我们受到下一段总结的某些操作限制。如果我们产生显著的额外债务，可能会恶化上述负面后果，并可能对我们偿还其他债务的能力产生不利影响。
我们的25亿美元信贷协议包含限制我们为未来的运营或资本需求提供资金或扩大或开展我们的业务活动的能力的条款。例如，我们的25亿美元信贷协议包含一些条款，其中包括限制我们发放贷款或投资、对我们的业务性质进行重大改变、合并、合并或从事资产出售、授予留置权或做出负面承诺的能力。它还要求我们维持某些财务比率，这限制了我们可能产生的额外负债量，如本年度报告第II部分第7项管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析中的“流动性和资本资源”部分所述。这些限制可能会导致更高的借贷成本，并削弱我们创造额外现金的能力。我们未来可能达成的融资协议可能包含类似或更具限制性的公约。
如果我们无法履行偿债义务或遵守金融契约，我们可能会被迫对债务进行重组或再融资，寻求额外的股本或出售资产。我们可能无法以令人满意的条款获得融资或出售资产，或者根本无法。
违约事件可能需要我们提出回购我们和ONEOK Partners的某些高级票据，或者可能会削弱我们获得资本的能力。
管理我们和ONEOK Partners的某些优先票据的契约包括，由于我们和ONEOK Partners的某些优先票据的其他债务加速增加而出现违约事件，或我们和ONEOK Partners的某些优先票据的债务为1,500万美元或更多。此类违约事件将使受托人或持有我们和ONEOK Partners未偿还优先票据本金总额25%的持有人有权宣布这些优先票据立即到期并全额支付。我们手头可能没有足够的现金回购和偿还任何加速的优先票据，这可能会导致我们在我们的信贷安排下借钱或寻找其他融资来源来为回购和偿还提供资金。我们还可能面临获得资本的困难，或者我们的借款成本可能会增加，影响我们为收购或资本支出获得融资、为债务进行再融资和履行债务的能力。
我们的未偿还债务证券和附属担保的收款权利是无抵押的，实际上将从属于任何未来的有担保债务以及我们子公司不为优先票据提供担保的任何现有和未来的债务。
尽管ONEOK Partners和Intermediate Partnership为我们的债务证券提供了担保，但在某些情况下，担保可能会被解除，而且我们有不是担保人的子公司。在这些情况下，债务证券实际上从属于我们子公司的所有债权人的债权，包括贸易债权人和侵权索赔人。
不是担保人。如非担保人的附属公司破产、破产、清盘、重组、解散或清盘，该附属公司的债权人一般有权在向吾等或债务证券持有人作出任何分派前获得全数偿付。
法院可能会使用欺诈性的转让考虑来避免或从属于我们和ONEOK合伙人的债务的交叉担保。
ONEOK、ONEOK Partners和中间合作伙伴为我们和ONEOK Partners的债务提供了交叉担保。法院可能会使用欺诈性的转让法来从属于或避免我们和Oneok Partners的某些债务的交叉担保。也有可能在某些情况下，法院可以避免或从属于担保人对Oneok Partners和Oneok Partners的债务的担保，以支持担保人的其他债务或债务，只要法院在担保人出具担保时确定以下两项之一属实：
•担保人提供担保的意图是阻碍、拖延或欺诈其任何现有或未来的债权人，或者担保人打算破产，目的是偏袒一名或多名债权人，完全或部分排斥其他债权人；或
•保证人未因出具保证而获得公平对价或合理等值，且在出具保证时，保证人：
-因出具担保而资不抵债或破产；
-从事或即将从事一项业务或交易，而就该业务或交易而言，其剩余资产构成不合理的小额资本；或
-打算招致或相信它将招致超出其到期偿债能力的债务。
为上述目的衡量破产的办法将因有关法域的法律而有所不同。但是，一般而言，一个实体在下列情况下将被视为破产：
•包括或有负债在内的债务总和大于按公允估值计算的所有资产的公允可出售价值；
•其资产目前的公允可出售价值低于在其现有债务(包括或有负债)变为绝对和到期时支付其可能负债所需的数额；或
•它无法在债务到期时偿还债务。
除其他事项外，对Oneok Partners和Oneok Partners以欺诈性转让为由的债务交叉担保的法律挑战可能集中在担保人因Oneok Partners发行此类债务而实现的利益(如果有的话)。如果担保人对Oneok Partners和Oneok Partners的债务担保因欺诈转让而被取消，或因任何其他原因而无法强制执行，则此类债务的持有人将不再有关于担保的任何索赔。
一般风险因素
我们普通股的持有者可能会收到与预期金额不同的股息，或者根本没有股息。
我们可能没有足够的现金每季度支付股息或维持当前或预期的股息水平。我们以股息形式支付的实际现金金额可能会在每个季度波动，并将取决于各种因素，其中一些因素是我们无法控制的，包括我们的营运资金需求、我们的借款能力、我们的契约和信贷安排中包含的限制、我们的偿债要求以及收购成本(如果有)。如果未能支付股息或未能按预期水平支付股息，可能会导致投资者信心丧失、声誉受损，以及我们的股票价格下跌。
我们面临客户或交易对手的信用风险，我们的信用风险管理可能不足以防范此类风险。
我们承担因客户和交易对手不付款和/或不履行义务而造成损失的风险。我们的客户或交易对手可能会因为不断变化的市场状况、商品价格或财务困难而经历财务状况的迅速恶化，这可能会影响他们的信誉或支付我们的服务的能力。我们评估客户和交易对手的信誉，并在我们认为合适的情况下获得抵押品或合同条款。然而，我们无法预测我们的业务可能在多大程度上受到市场或金融状况恶化的影响，包括我们客户和交易对手的信用可能下降。我们的客户和交易对手可能不履行或遵守我们现有或未来的合同安排。在我们的客户和交易对手陷入财务困境或启动破产程序的情况下，与他们签订的合同可能受到
根据美国破产法的适用条款重新谈判或拒绝。如果我们的风险管理政策和程序未能充分评估现有或未来客户和交易对手的信誉，我们的客户和交易对手由于不能或不愿履行或遵守合同安排而发生的任何重大不付款或不履行行为，都可能对我们的业务、运营结果、财务状况、现金流和向股东支付现金股息的能力产生不利影响。
我们与中大陆、落基山脉、二叠纪盆地、中西部市场(包括芝加哥、伊利诺伊州和美国墨西哥湾沿岸地区)的市场区域相连。我们的交易对手主要是大型集成和独立勘探和生产、管道、营销和石化公司以及天然气和电力公用事业公司。因此，我们的交易对手可能同样会受到经济、监管或其他因素变化的影响，这些因素可能会影响我们的整体信用风险。
熟练劳动力的短缺可能会使我们难以保持劳动生产率和具有竞争力的成本。
我们的运营需要熟练和经验丰富的工人，并精通多种任务。近年来，受过与中游能源业务相关的各种技能培训的工人短缺，有时导致我们在没有全员的情况下进行某些操作，从而雇用外部资源，这可能会降低生产率和增加成本。训练有素的工人短缺是经验丰富的工人达到退休年龄和某些领域对工人的竞争加剧的结果，再加上吸引新的合格工人进入中游能源行业的挑战。这种熟练劳动力短缺的情况可能会持续很长一段时间。如果有经验的劳动力短缺持续或恶化，可能会对我们的劳动生产率和成本以及我们在对我们的服务和产品的需求增加时扩大运营的能力产生不利影响，这可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
我们的员工或董事可能从事不当行为或其他不当活动，包括不遵守监管标准和要求。
与所有公司一样，我们面临着员工欺诈或其他不当行为的风险。我们的董事会通过了一项商业行为和道德准则，适用于我们的董事、高级管理人员(包括我们的主要高管和财务官、首席会计官、财务总监和其他履行类似职能的人员)和所有其他员工。我们要求所有董事、高级管理人员和员工遵守我们的商业行为和道德准则，以解决他们在为公司开展工作时遇到的法律和道德问题。我们的商业行为和道德准则要求我们的董事、高级管理人员和员工避免利益冲突，遵守所有适用法律和其他法律要求，以诚实和道德的方式开展业务，并以其他方式诚信行事，符合公司的最佳利益。所有董事、高级管理人员和员工都必须报告他们认为实际或明显违反我们的商业行为和道德规范的任何行为。然而，并非总是能够识别和阻止不当行为，我们为发现和防止此类活动而采取的预防措施可能无法有效控制未知或不可管理的风险或损失，或保护我们免受因未能遵守此类法律或法规而引起的政府调查或其他行动或诉讼。如果对我们提起任何此类诉讼，而我们未能成功地为自己辩护或维护自己的权利，这些行动可能会对我们的声誉、业务、经营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
商誉、长期资产(包括无形资产)和权益法投资的减值可能会减少我们的收益。
当一家企业的购买价格超过有形和可单独计量的无形净资产的公平市场价值时，就记录商誉。GAAP要求我们每年或在发生表明商誉可能减值的事件或情况时测试商誉的减值。长期资产，包括使用年限有限的无形资产，每当发生事件或情况变化显示账面值可能无法收回时，便会检讨减值情况。对于我们根据权益法核算的投资，减值测试考虑的是权益投资的整体公允价值是否下降，而不是相关净资产是否下降，以及这种下降是否是暂时的。例如，如果低大宗商品价格环境持续很长一段时间，可能会导致向我们系统交付的数量减少，以及我们的资产或权益法投资减值。如果我们确定了减值，我们将被要求立即对收益计入非现金费用，这将对股本和资产负债表杠杆产生相关影响，以合并债务与总资本之比衡量。
有关商誉减值、长期资产减值及权益法投资减值的进一步讨论，请分别参阅本年度报告合并财务报表附注A、E、D及M。
然而，看似增值的收购可能会减少我们每股运营的现金。
任何收购都涉及潜在风险，其中可能包括：
•对数量、收入和成本的不准确假设，包括潜在的协同效应；
•无法成功整合我们收购的业务；
•由于我们使用了很大一部分可用现金或借款能力来为收购融资，导致我们的流动性下降；
•如果我们产生额外的债务来为收购融资，我们的利息支出和/或财务杠杆将显著增加；
•承担未知责任，而我们没有得到赔偿，我们的赔偿不足，或者我们的保险单可能不在承保范围内；
•无法雇用、培训或留住管理和运营被收购企业和资产的合格人员；
•对卖方要求赔偿的权利的限制；
•对股权或债务总成本的不准确假设；
•将管理层和员工的注意力从其他业务上转移；
•在新的产品区或新的地理区域运营的不可预见的困难；
•监管负担加重；
•被收购企业的客户或关键员工损失；以及
•监管要求增加。
如果我们完成未来的任何收购，我们的资本和运营结果可能会发生重大变化，投资者将没有机会评估我们在决定将我们的资源应用于未来收购时将考虑的经济、财务和其他相关信息。
向符合条件的雇员和符合条件的退休人员提供养恤金和退休后保健福利的费用可能会随着养恤基金价值的变化和人口结构的变化而增加。
我们有针对某些员工和前员工的固定福利养老金计划，该计划于2005年对新参与者关闭，以及退休后福利计划，为2017年前聘用的某些全职服务至少五年的员工提供退休后医疗和人寿保险福利。向符合条件的现任和前任员工提供这些福利的成本取决于我们养老金和退休后福利计划资产的市场价值的变化、人口结构的变化，包括计划参与者及其受益人的预期寿命延长以及医疗保健成本的变化。有关我们的固定收益退休金计划及退休后福利计划的进一步讨论，请参阅本年报综合财务报表附注K。
股票市场的任何持续下跌和债券收益率的下降都可能对我们的养老金和退休后福利计划资产的价值产生不利影响。在这种情况下，可能需要向我们的养老金计划提供额外的现金，这可能会对我们的业务、财务状况和流动性产生不利影响。
如果我们不能维持一个有效的内部控制系统，我们可能无法准确地报告我们的财务结果或防止欺诈。因此，我们股权和债务证券的现有和潜在持有者可能会对我们的财务报告失去信心。
有效的内部控制对于我们提供可靠的财务报告、防止欺诈和作为一家上市公司成功运营是必要的。我们不能确定我们维持内部控制的努力是否成功，我们是否能够在未来对我们的财务流程和报告保持足够的控制，或者我们是否能够继续履行我们根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第404条承担的义务。任何未能维持有效的内部控制，或在实施或改善我们的内部控制方面遇到的困难，都可能损害我们的经营业绩或导致我们未能履行我们的报告义务。无效的内部控制还可能导致投资者对我们报告的财务信息失去信心，这可能会对我们的股权交易价格、我们进入资本市场的机会和资本成本产生负面影响。
项目1B。未解决的员工意见
不适用。
项目2.财产
我们的物业描述包含在项目1，业务中。
项目3.法律程序
有关本公司法律程序的资料载于本年报综合财务报表附注N内。
项目4.矿山安全披露
不适用。
第II部
项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
我们的普通股在纽约证券交易所上市，交易代码为“OKE”。公司名称ONEOK用于报纸股票上市。
截至2022年2月22日，我们446,213,285股已发行普通股中有13,198名登记持有人。
有关我们的员工股票奖励计划和其他股权薪酬计划的信息，请参阅本年度报告第三部分第12项“某些实益所有者的担保所有权和管理层及相关股东事项”中合并财务报表附注J和“股权薪酬计划信息”。
性能图表
以下绩效图表比较了我们的普通股与标准普尔500指数、Alerian Midstream Energy Select Index和ONEOK Peer Group在2016年12月31日至2021年12月31日期间的表现。
100美元投资的价值，假设分配/股息的再投资，
2016年12月31日，以及截至2021年12月31日的每年年底。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 累计总回报 |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2017 | | 2018 | | 2019 | | 2020 | | 2021 |
| | | | | | | | | | |
| ONEOK，Inc. | | $ | 97.92 | | | $ | 104.07 | | | $ | 153.80 | | | $ | 87.11 | | | $ | 143.59 | |
| 标准普尔500指数 | | $ | 121.83 | | | $ | 116.49 | | | $ | 153.17 | | | $ | 181.35 | | | $ | 233.41 | |
| ONEOK对等组(A) | | $ | 93.45 | | | $ | 77.86 | | | $ | 87.11 | | | $ | 64.37 | | | $ | 91.97 | |
| 阿尔及利亚中游能源选择指数(B) | | $ | 100.76 | | | $ | 82.95 | | | $ | 101.49 | | | $ | 77.72 | | | $ | 109.39 | |
(A)-ONEOK对等集团由以下公司组成：DCP Midstream，LP；Energy Transfer LP；EnLink Midstream，LLC；Enterprise Products Partners L.P.；Kinder Morgan，Inc.；Magellan Midstream Partners，L.P.；MPLX LP；NuStar Energy L.P.；Plains All American Pipeline，L.P.；Targa Resources Corp.；以及Williams Companies，Inc.。
(B)--阿尔及利亚中游能源精选指数衡量约33家北美能源基础设施公司的综合业绩，这些公司从事涉及能源商品的中游活动。
ITEM 6. [已保留]
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
以下讨论和分析应结合本年度报告第I部分第1项业务、我们的经审计综合财务报表和综合财务报表附注阅读。
最近的发展
有关更多信息，请参阅本年度报告中管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析中的“财务业绩和经营信息”和“流动性和资本资源”部分。
市况-与2020年相比，我们在2021年的产量增加带来了收益增长，这主要是由于落基山脉地区生产商活动增加和天然气与石油比率上升，2020年减产，落基山脉地区乙烷产量增加，以及我们的天然气收集和加工以及天然气液体部门大宗商品价格上涨，突显了我们综合资产的弹性和从大流行中的经济复苏。
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，称为乙烷拒绝。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不同时期之间波动。根据向我们的NGL系统交付的长期合同，乙烷量在2021年增加了约55MBbl/d，平均达到430MBbl/d，而2020年为375MBbl/d，这主要是由于乙烷开采经济的变化。我们估计，可在我们的系统上回收和运输的可自由支配的乙烷超过225 MBbl/d，其中落基山地区超过125 MBbl/d，中大陆地区约100 MBbl/d。乙烷回收机会将根据地区天然气定价和乙烷经济情况而波动。
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。下表概述了我们公开宣布的资本增长项目：
| | | | | | | | | | | |
| 项目 | 范围 | 近似值
费用(A) |
完成 |
| 天然气的收集和加工 | (以百万计) | |
| Bear Creek工厂扩建和相关基础设施 | 威利斯顿盆地200MMcf/d加工厂扩建和相关收集基础设施 | $405 | 已完成 |
| 由以收费为主的长期合同的面积贡献提供支持 | | |
| 德米克斯湖III工厂 | 位于威利斯顿盆地核心的200 MMcf/d加工厂 | $188 (b) | 2023年第一季度 |
| 由主要以收费为基础的合同的面积贡献提供支持 | | |
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| | | |
| 天然气液体 | | | |
| Arbakle II管道扩建 | 通过增加水泵设施增加主线容量 | $60 | 已完成 |
| 将容量提高到500MBbl/d | | |
| MB-5分馏塔 | 得克萨斯州贝尔维尤125MBbl/d天然气分馏塔 | $750 (c) | 2023年第三季度 |
| | | |
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| | | |
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| | | |
| | |
(A)-不包括资本化利息/AFUDC。
(B)-2021年11月，我们宣布重启德米克斯湖三期天然气加工厂建设。在宣布后，预计完成成本约为1.4亿美元。
(C)-2021年11月，我们宣布重新开始建造MB-5NGL分馏塔。在宣布后，预计完成成本约为2.5亿美元。
偿还债务-2021年11月，我们赎回了2022年2月到期的7亿美元4.25%优先票据中剩余的5.361亿美元，本金的100%，外加应计和未付利息，手头有现金和短期借款。
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。
2021年，我们在公开市场回购了若干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。
分红-2021年期间，我们支付了普通股股息，每股3.74美元，与上年持平。202年2月，我们支付了每股0.935美元的季度普通股股息(折合成年率为每股3.74美元)，与上年同期持平。
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)净收入；(3)稀释后每股收益；(4)调整后的EBITDA。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，其中包括与各自部门相关的各种数量和比率统计数据。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种组成部分。管理层使用这些指标来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。
非公认会计准则财务指标-调整后的EBITDA是对我们财务业绩的非GAAP衡量标准。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、建设期间使用的权益资金准备、非现金补偿费用和某些其他非现金项目调整后的净收益。我们相信这种非GAAP财务指标对投资者是有用的，因为它和类似的指标被我们行业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来评估我们的财务业绩，并比较我们行业公司的财务业绩。调整后的EBITDA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指标。此外，这一计算可能无法与其他公司的类似标题指标进行比较。
整合运营
精选财务结果-下表列出了所示期间的某些选定的综合财务结果：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | | 2021 vs. 2020 | | 2020 vs. 2019 |
| 财务业绩 | | 2021 | | 2020 | | 2019 | | $增加(减少) |
| | | (数百万美元，不包括每股金额) |
| 收入 | | | | | | | | | | |
| 商品销售 | | $ | 15,180.3 | | | $ | 7,255.2 | | | $ | 8,916.1 | | | 7,925.1 | | | (1,660.9) | |
| 服务 | | 1,360.0 | | | 1,287.0 | | | 1,248.3 | | | 73.0 | | | 38.7 | |
| 总收入 | | 16,540.3 | | | 8,542.2 | | | 10,164.4 | | | 7,998.1 | | | (1,622.2) | |
销售成本和燃料费(不包括下面单独列出的项目) | | 12,256.7 | | | 5,110.1 | | | 6,788.0 | | | 7,146.6 | | | (1,677.9) | |
| 运营成本 | | 1,067.0 | | | 886.1 | | | 982.9 | | | 180.9 | | | (96.8) | |
| 折旧及摊销 | | 621.7 | | | 578.7 | | | 476.5 | | | 43.0 | | | 102.2 | |
| 减值费用 | | — | | | 607.2 | | | — | | | (607.2) | | | 607.2 | |
| (收益)出售资产的损失 | | (1.4) | | | (1.3) | | | 2.6 | | | 0.1 | | | 3.9 | |
| 营业收入 | | $ | 2,596.3 | | | $ | 1,361.4 | | | $ | 1,914.4 | | | 1,234.9 | | | (553.0) | |
| 投资净收益中的权益 | | $ | 122.5 | | | $ | 143.2 | | | $ | 154.5 | | | (20.7) | | | (11.3) | |
| 股权投资减值准备 | | $ | — | | | $ | (37.7) | | | $ | — | | | (37.7) | | | 37.7 | |
| 扣除资本化利息后的利息支出 | | $ | (732.9) | | | $ | (712.9) | | | $ | (491.8) | | | 20.0 | | | 221.1 | |
| 净收入 | | $ | 1,499.7 | | | $ | 612.8 | | | $ | 1,278.6 | | | 886.9 | | | (665.8) | |
| 稀释每股收益 | | $ | 3.35 | | | $ | 1.42 | | | $ | 3.07 | | | 1.93 | | | (1.65) | |
| 调整后的EBITDA | | $ | 3,379.7 | | | $ | 2,723.7 | | | $ | 2,580.2 | | | 656.0 | | | 143.5 | |
| | | | | | | | | | |
| 资本支出 | | $ | 696.9 | | | $ | 2,195.4 | | | $ | 3,848.3 | | | (1,498.5) | | | (1,652.9) | |
见“非公认会计准则财务计量”一节中的净收入与调整后EBITDA的对账。
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，这些项目之间的影响在很大程度上被抵消。
2021 vs. 2020-营业收入增加12亿美元，主要原因如下：
•由于2020年我们的天然气收集和加工以及天然气液体部门的非现金减值费用增加了6.072亿美元；
•天然气液体-交换服务增加4.214亿美元，主要是由于落基山脉地区、中大陆地区和二叠纪盆地的交易量增加以及商品价格差异扩大，以及9830万美元的优化和营销。这些增加因冬季风暴URI对交易所服务的影响减少4620万美元而被部分抵销；
•天然气的收集和加工-增加1.435亿美元，主要是由于2020年实现价格下降影响我们与POP合同的费用，增加1.158亿美元，主要是由于2021年落基山脉地区产量增加和油气比上升以及2020年减产；和
•天然气管道-增加1.091亿美元，主要是由于天然气销售增加；偏移量
•合并运营成本增加1.809亿美元，主要原因是与短期激励、财产税、外部服务有关的员工成本增加，以及与2020年福利相比，2021年我们基于股份的递延薪酬计划按市价计算的亏损影响；和
•由于基本建设项目投入使用，折旧费用增加4300万美元。
净收入和稀释每股收益的增长主要是由于上述项目以及与上一年我们在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。这些增长被较高的所得税、与资本化利息较低相关的利息支出增加以及由于已完成项目导致的股本AFUDC较低、投资净收益中的股本较低以及2020年与公开市场回购相关的债务清偿而产生的收益部分抵消。
资本支出减少的主要原因是我们已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在我们每个部门的讨论中提供。
截至2020年12月31日的年度财务业绩和经营信息精选与2019年-截至2020年12月31日的年度的综合和分部财务业绩和经营信息，与截至2019年12月31日的年度相比，包含在管理层对我们2020年年度报告的财务状况和经营成果的讨论和分析的第二部分第7项，表格10-K，可通过美国证券交易委员会的网站www.sec.gov和我们的网站www.oneok.com获取。
天然气的收集和加工
增长项目-我们的天然气收集和加工部门在威利斯顿盆地天然气资源丰富的地区投资了增长项目。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”。
有关我们的资本支出融资的讨论，请参阅“流动资金和资本资源”部分的“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所示时期的某些选定财务结果和运营信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | | 2021 vs. 2020 | | 2020 vs. 2019 |
| 财务业绩 | | 2021 | | 2020 | | 2019 | | $增加(减少) |
| | | (数百万美元) |
| 天然气和凝析油销售 | | $ | 2,821.2 | | | $ | 889.4 | | | $ | 1,224.4 | | | 1,931.8 | | | (335.0) | |
| | | | | | | | | | |
| 残渣天然气销售 | | 1,483.9 | | | 771.5 | | | 966.1 | | | 712.4 | | | (194.6) | |
采集、压缩、脱水和加工费等收入 | | 156.4 | | | 159.2 | | | 178.1 | | | (2.8) | | | (18.9) | |
| 销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | (3,226.1) | | | (844.0) | | | (1,302.3) | | | 2,382.1 | | | (458.3) | |
运营成本，不包括非现金薪酬调整 | | (351.4) | | | (320.0) | | | (352.8) | | | 31.4 | | | (32.8) | |
| 投资净收益(亏损)中的权益 | | 3.8 | | | (1.1) | | | (6.3) | | | 4.9 | | | 5.2 | |
| 其他 | | 1.3 | | | (5.0) | | | (4.5) | | | 6.3 | | | (0.5) | |
| 调整后的EBITDA | | $ | 889.1 | | | $ | 650.0 | | | $ | 702.7 | | | 239.1 | | | (52.7) | |
| 减值费用 | | $ | — | | | $ | 566.1 | | | $ | — | | | (566.1) | | | 566.1 | |
| 资本支出 | | $ | 275.2 | | | $ | 446.1 | | | $ | 926.5 | | | (170.9) | | | (480.4) | |
| | | | | | | | | | |
见“非公认会计准则计量”一节中净收入与调整后EBITDA的对账。
商品价格和销售量的变化影响销售和燃料的收入和成本，因此，这些细目之间的影响在很大程度上被抵消。
2021 vs. 2020-调整后的EBITDA增加2.391亿美元，主要原因如下：
•增加1.435亿美元，主要是由于2020年实现价格(扣除套期保值)下降，影响了我们与POP合同的费用；和
•一个 产量增加1.158亿美元，主要原因是2021年落基山脉地区产量增加和油气比上升，以及2020年减产，但被中大陆地区自然产量下降部分抵消；和
•部分出售股权投资的收益增加730万美元；偏移量
•运营成本增加3140万美元，主要原因是与短期激励有关的员工成本增加。
资本支出减少的主要原因是2020年完成了资本增长项目。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| 运营信息(A) | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
收集到的天然气(BBtu/d) | | 2,736 | | | 2,553 | | | 2,753 | |
加工过的天然气(BBtu/d) (b) | | 2,515 | | | 2,364 | | | 2,555 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
平均收费标准($/MMBtu) | | $ | 1.04 | | | $ | 0.89 | | | $ | 0.92 | |
(A)-仅包括合并实体的卷。
(B)-包括公司拥有的设施和第三方设施的数量。
2021 vs. 2020-我们的天然气收集量和天然气加工量增加，主要是由于落基山脉地区生产商活动增加和油气比上升，以及2020年减产的影响，但部分被中大陆地区的自然产量下降所抵消。
我们的平均费率上升主要是由于2020年第二季度洛基山地区费用较高、POP成分较低的生产商合同减产所致。随着这些减少的交易量重新进入我们的系统，生产者活动继续增加，落基山脉地区对我们的平均费率的贡献在2021年有所增加。
商品价格风险-见项目7A“商品价格风险”下关于我国商品价格风险的讨论，关于市场风险的定量和定性披露。
减值-截至2020年12月31日的年度，包括3.822亿美元的非现金减值费用，主要与鲍德河盆地、俄克拉荷马州西部和堪萨斯州的某些长期资产组有关，这些资产组无法收回，a
与商誉相关的1.534亿美元非现金减值费用，以及与我们在威尼斯能源服务公司10.2%的投资相关的3050万美元非现金减值费用。
天然气液体
增长项目-我们的天然气液体部门投资于运输、分离、储存页岩和其他资源开发地区的天然气供应并将其交付给市场中心的项目。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天然气产品需求以及墨西哥湾沿岸的天然气出口需求联系起来。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”。
2021年，我们将二叠纪盆地的一个第三方天然气加工厂和落基山地区的一个第三方天然气加工厂接入我们的NGL系统。此外，还扩建了与我们的系统相连的落基山地区的一家附属天然气加工厂。
有关我们的资本支出融资的讨论，请参阅“流动资金和资本资源”部分的“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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | | 2021 vs. 2020 | | 2020 vs. 2019 |
| 财务业绩 | | 2021 | | 2020 | | 2019 | | $增加(减少) |
| | | (数百万美元) |
| 天然气和凝析油销售 | | $ | 13,653.1 | | | $ | 6,409.3 | | | $ | 7,910.8 | | | 7,243.8 | | | (1,501.5) | |
| 交换服务收入和其他 | | 559.2 | | | 497.8 | | | 424.2 | | | 61.4 | | | 73.6 | |
| 运输和仓储收入 | | 179.6 | | | 182.9 | | | 197.5 | | | (3.3) | | | (14.6) | |
| 销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | (11,939.7) | | | (5,108.6) | | | (6,690.9) | | | 6,831.1 | | | (1,582.3) | |
| 运营成本，不包括非现金薪酬调整 | | (499.4) | | | (396.4) | | | (434.4) | | | 103.0 | | | (38.0) | |
| 投资净收益中的权益 | | 21.0 | | | 39.9 | | | 65.1 | | | (18.9) | | | (25.2) | |
| 其他 | | (10.2) | | | (7.7) | | | (6.5) | | | (2.5) | | | (1.2) | |
| 调整后的EBITDA | | $ | 1,963.6 | | | $ | 1,617.2 | | | $ | 1,465.8 | | | 346.4 | | | 151.4 | |
| 减值费用 | | $ | — | | | $ | 78.8 | | | $ | — | | | (78.8) | | | 78.8 | |
| 资本支出 | | $ | 306.9 | | | $ | 1,655.8 | | | $ | 2,796.6 | | | (1,348.9) | | | (1,140.8) | |
见“非公认会计准则计量”一节中净收入与调整后EBITDA的对账。
商品价格和销售量的变化影响销售和燃料的收入和成本，因此，这些细目之间的影响在很大程度上被抵消。
2021 vs. 2020-调整后的EBITDA增加3.464亿美元，主要原因如下：
•交换服务增加4.214亿美元(不包括下文讨论的冬季风暴URI的影响)，主要原因是：
◦交易量增加2.616亿美元，主要在落基山脉地区、中大陆地区和二叠纪盆地，部分被Barnett页岩交易量下降所抵消，
◦9890万美元与较大的大宗商品价格差异有关，
◦落基山地区较低的运输成本为6380万美元，以及
◦1290万美元，用于确认以前被视为或有收益的收益；和
•优化和营销增加9,830万美元，主要原因是地点和商品价格差异扩大、冬季风暴URI期间活动增加以及优化量增加；偏移量
•冬季风暴URI对交易所服务造成4620万美元的负面影响，主要原因是我们所有业务的交易量减少和电力成本上升；
•运营成本增加1.03亿美元，主要原因是与我们已完成的资本增长项目相关的财产税增加、与短期激励有关的员工成本增加以及外部服务增加；和
•投资净收益减少1890万美元，这主要是由于陆上PASS管道的流量减少所致。
资本支出减少的主要原因是2020年完成和暂停的资本增长项目。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| 运营信息 | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | | |
原始饲料吞吐量(Mbbl/d) (a) | | 1,198 | | | 1,084 | | | 1,079 | |
康威到贝尔维尤OPIS的平均价差- 乙烷/丙烷混合物中的乙烷(美元/加仑) | | $ | (0.01) | | | $ | 0.01 | | | $ | 0.07 | |
(A)-代表我们收取运输和/或分馏服务费用的实物原料量。
2021 vs. 2020-产量增加主要是由于主要在落基山脉地区、中大陆地区和二叠纪盆地的产量增加，落基山脉地区的乙烷产量增加，以及2020年我们整个系统减产的影响，但被2021年冬季风暴URI和Barnett页岩产量下降的影响部分抵消。
减值-截至2020年12月31日的年度，包括主要与某些非活跃资产相关的7160万美元非现金减值费用，以及与我们在Chisholm管道公司50%的投资相关的720万美元非现金减值费用。
天然气管道
精选财务结果和经营信息 - 下表列出了我们天然气管道部分在所示时期的某些选定财务结果和运营信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | | 2021 vs. 2020 | | 2020 vs. 2019 |
| 财务业绩 | | 2021 | | 2020 | | 2019 | | $增加(减少) |
| | | (数百万美元) |
| 运输收入 | | $ | 412.9 | | | $ | 401.7 | | | $ | 393.7 | | | 11.2 | | | 8.0 | |
| 存储收入 | | 77.6 | | | 68.4 | | | 72.6 | | | 9.2 | | | (4.2) | |
| 残渣天然气销售和其他收入 | | 116.4 | | | 9.9 | | | 5.7 | | | 106.5 | | | 4.2 | |
销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | (11.2) | | | (6.8) | | | (4.6) | | | 4.4 | | | 2.2 | |
运营成本，不包括非现金薪酬调整 | | (162.1) | | | (137.2) | | | (150.8) | | | 24.9 | | | (13.6) | |
| 投资净收益中的权益 | | 97.8 | | | 104.4 | | | 95.7 | | | (6.6) | | | 8.7 | |
| 其他 | | (3.6) | | | (3.0) | | | (3.5) | | | (0.6) | | | 0.5 | |
| 调整后的EBITDA | | $ | 527.8 | | | $ | 437.4 | | | $ | 408.8 | | | 90.4 | | | 28.6 | |
| 资本支出 | | $ | 92.6 | | | $ | 71.9 | | | $ | 99.2 | | | 20.7 | | | (27.3) | |
见“非公认会计准则计量”一节中净收入与调整后EBITDA的对账。
2021 vs. 2020-调整后的EBITDA增加9040万美元，主要原因如下：
•增加1.091亿美元，主要原因是2021年第一季度5.2bcf天然气销售量的平均天然气价格高于以前库存数量的5.2bcf，而2020年第一季度为1.2bcf；和
•储存服务增加890万美元，主要原因是储存费较高；和
•运输服务增加470万美元，主要原因是停车和贷款收入增加以及2021年第一季度可中断运输收入增加，但被2020年4月有利的1350万美元合同结算部分抵消；偏移量
•业务费用增加2490万美元，主要原因是主要与短期奖励有关的雇员费用增加，以及外部服务和用品费用增加；和
•投资净收益减少660万美元，主要原因是北方边境管道公司运输收入减少。
2021年资本支出增加的主要原因是资本增长项目。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| 运营信息(A) | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
天然气运输能力签约(MDth/d) | | 7,395 | | | 7,461 | | | 7,618 | |
| 合同运力 | | 95 | % | | 96 | % | | 98 | % |
(A)-仅包括合并实体的卷。
我们拥有50%所有权的RoadRunner已经收缩了到2041年的所有西行运力。
我们拥有50%股权的北方边境管道公司，到2022年第四季度几乎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输送公司(中西部)根据天然气法案第4节向FERC提交了费率更改建议。2022年2月，中西部公司向FERC提交了和解的规定和提议，以供批准。在FERC批准之前，拟议的和解预计不会对我们的运营结果产生实质性影响。
非公认会计准则财务衡量标准
下表列出了最接近的可比公认会计准则财务业绩指标--净收入与所示期间调整后的EBITDA的对账情况：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
(未经审计) | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 将净收入与调整后的EBITDA进行核对 | | (几千美元) |
| 净收入 | | $ | 1,499,706 | | | $ | 612,809 | | | $ | 1,278,577 | |
| 添加： | | | | | | |
| 扣除资本化利息后的利息支出 | | 732,924 | | | 712,886 | | | 491,773 | |
| 折旧及摊销 | | 621,701 | | | 578,662 | | | 476,535 | |
| 所得税费用 | | 484,498 | | | 189,507 | | | 372,414 | |
| 减值费用 | | — | | | 644,930 | | | — | |
| 非现金补偿费用(A) | | 42,592 | | | 8,540 | | | 26,699 | |
| 股权、AFUDC和其他非现金项目 | | (1,681) | | | (23,661) | | | (65,811) | |
| 调整后的EBITDA(B) | | $ | 3,379,740 | | | $ | 2,723,673 | | | $ | 2,580,187 | |
| 调整后的EBITDA与调整后的EBITDA的对账 | | | | | | |
| 部门调整后的EBITDA： | | | | | | |
| 天然气的收集和加工 | | $ | 889,127 | | | $ | 650,036 | | | $ | 702,650 | |
| 天然气液体 | | 1,963,639 | | | 1,617,241 | | | 1,465,765 | |
| 天然气管道 | | 527,810 | | | 437,426 | | | 408,816 | |
| 其他(B) | | (836) | | | 18,970 | | | 2,956 | |
| 调整后的EBITDA | | $ | 3,379,740 | | | $ | 2,723,673 | | | $ | 2,580,187 | |
(A)-截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度，分别包括与我们基于股票的递延薪酬计划按市值计价相关的740万美元的亏损和1120万美元的收益。
(B)-截至2020年12月31日的年度，包括公司因清偿与公开市场回购有关的债务而获得的2,230万美元净收益。
或有事件
有关监管和环境事项的讨论，请参阅本年度报告综合财务报表附注N。
其他法律程序-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确切地预测，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，都不是实质性的。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重大不利影响。
流动资金和资本资源
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。
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、季度现金股息、资本支出和长期债务到期日提供资金。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，我们的“按市价”股票计划尚未售出任何股票。
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。有关利率互换的其他资料，请参阅本年报综合财务报表附注C。
担保与现金管理-2020年，美国证券交易委员会修订了S-X规则3-10，并创建了规则13-01，以简化与某些注册证券相关的披露要求。我们和ONEOK Partners是某些公共债务证券的发行商。我们担保ONEOK Partners的某些债务，而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对每一系列未偿还证券的持有者的全额、不可撤销、无条件和绝对的连带担保。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债权利。由于ONEOK Partners和Intermediate Partnership是ONEOK的合并子公司，只要提供规则13-01所要求的替代披露，包括叙述性披露和财务摘要信息，就不需要为担保人编制单独的财务报表。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，基本上所有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，除担保债务外，不反映任何重大资产、负债或经营结果。有关我们和ONEOK合作伙伴负债的更多信息，请参阅本年度报告中合并财务报表附注F。
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，超过我们运营子公司日常需求的资金将被集中、合并或以其他方式供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，或子公司向我们提供现金。
短期流动性-我们短期流动资金的主要来源包括经营活动产生的现金、从我们的权益法投资收到的分配、我们的商业票据计划的收益和我们25亿美元的信贷协议。截至2021年12月31日，我们遵守了我们25亿美元信贷协议的所有条款。
截至2021年12月31日，我们没有根据25亿美元的信贷协议以及1.464亿美元的现金和现金等价物借款。
截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们的营运资本(定义为流动资产减去流动负债)赤字为8.102亿美元，营运资本盈余为5.252亿美元。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间，(B)预定的债务支付，(C)资本支出的资金，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；我们于2021年12月31日的营运资本赤字主要是由长期债务的当前到期日驱动的，而我们于2020年12月31日的营运资本盈余主要是由手头现金推动的。随着我们继续偿还长期债务，未来我们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，请参阅本年度报告中综合财务报表附注F。
长期融资-除了上文讨论的短期流动资金的主要来源外，我们预计将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11月，我们赎回了2022年2月到期的7亿美元4.25%优先票据中剩余的5.361亿美元，本金的100%，外加应计和未付利息，手头有现金和短期借款。
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。
2021年，我们在公开市场回购了若干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。
物质承诺-我们有与资本支出、优先票据和相应利息支付相关的重大现金承诺，我们预计将通过上文讨论的现金流入来源为这些承诺提供资金。本公司的优先票据及利息支付于本年报综合财务报表附注F中讨论。我们还有与运输、储存和其他商业合同相关的现金承诺，以及我们的金融和实物衍生品义务，我们预计将用运营现金为这些义务提供资金。
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或环境效率的支出归类为增长资本支出。维护资本支出是指维护我们现有资产和运营所需的、不产生额外收入的资本支出。维护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提供资金。
下表列出了我们在所示时期的增长和维护资本支出(不包括AFUDC)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 资本支出 | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | (数百万美元) |
| 天然气的收集和加工 | | $ | 275.2 | | | $ | 446.1 | | | $ | 926.5 | |
| 天然气液体 | | 306.9 | | | 1,655.8 | | | 2,796.6 | |
| 天然气管道 | | 92.6 | | | 71.9 | | | 99.2 | |
| 其他 | | 22.2 | | | 21.6 | | | 26.0 | |
| 资本支出总额 | | $ | 696.9 | | | $ | 2,195.4 | | | $ | 3,848.3 | |
与2020年相比，2021年的总资本支出有所下降，这主要是由于我们在前一年完成了资本增长项目。我们预计，由于我们公开宣布的资本增长项目，我们2022年的资本支出将比2021年有所增加。有关我们已宣布的资本增长项目的讨论，请参见“最近的发展”一节。
我们预计2022年资本支出总额(不包括AFUDC和资本化利息)为9亿至10.5亿美元。
信用评级-我们截至2022年2月22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 | Baa3 | Prime-3 | 稳定 |
| 标普(S&P) | BBB | A-2 | 稳定 |
| 惠誉 | BBB | F2 | 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，并可能失去进入商业票据市场的机会。如果我们无法根据我们的商业票据计划借入资金，并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的25亿美元信贷协议，该协议将于2024年到期。根据我们25亿美元的信贷协议，仅有不利的信用评级变化并不构成违约。
在正常业务过程中，我们的交易对手向我们提供有担保和无担保的信贷。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，作为继续与该等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为交易对手的保证金要求提供资金。
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平等分配股份，但须符合已发行优先股持有者的权利。2021年，我们支付了每股3.74美元的普通股股息，与前一年持平。202年2月，我们支付了每股0.935美元的季度普通股股息(折合成年率为每股3.74美元)，与上年同期持平。
我们的E系列优先股按每股E系列优先股支付季度股息，当我们的董事会宣布时，按每年5.5%的比率支付。2021年，我们为E系列优先股支付了110万美元的股息。2022年2月，我们为E系列优先股支付了总计30万美元的季度股息。
在截至2021年12月31日的一年中，我们的运营现金流超过了支付的股息8.788亿美元。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足够的资金。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为我们的部分股息提供资金。
现金流分析
我们使用间接法编制现金流量表。在这种方法下，我们通过对影响净收入但不会导致期间实际现金收入或付款的项目以及不影响净收入的经营性现金项目的净收入进行调整，将净收入与经营活动提供的现金流量进行调节。这些对账项目可能包括折旧和摊销、减值费用、建筑期间使用的股权基金准备、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、基于股份的薪酬支出、其他金额以及未归类于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业务、投资和筹资活动分列的现金流量变化情况：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | (数百万美元) |
| 提供的现金总额(用于)： | | | | | | |
| 经营活动 | | $ | 2,546.3 | | | $ | 1,899.0 | | | $ | 1,946.8 | |
| 投资活动 | | (665.3) | | | (2,270.5) | | | (3,768.8) | |
| 融资活动 | | (2,259.1) | | | 875.0 | | | 1,831.0 | |
| 现金及现金等价物的变动 | | (378.1) | | | 503.5 | | | 9.0 | |
| 期初现金及现金等价物 | | 524.5 | | | 21.0 | | | 12.0 | |
| 期末现金及现金等价物 | | $ | 146.4 | | | $ | 524.5 | | | $ | 21.0 | |
营运现金流-经营现金流受到我们业务活动的收益以及我们经营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。
2021 vs. 2020-在经营资产和负债发生变化之前，来自经营活动的现金流量增加了6.285亿美元，这主要是由于我们的天然气液体部门的交换服务增加、实现的价格增加、我们的天然气收集和加工部门的产量增加以及我们的天然气管道部门的天然气销售增加所带来的净收入增加，这在“财务业绩和经营信息”中有讨论。
营业资产和负债的变化使截至2021年12月31日的年度的营业现金流减少了1.418亿美元，而2020年同期减少了1.605亿美元。这一变化主要是由于向供应商、供应商和其他第三方付款的时间以及商品的变化引起的应付帐款的变化。
这些因素包括：风险管理资产和负债的变化；风险管理资产和负债的变化；风险管理资产和负债的变化，包括2020年结算7.5亿美元与我们2020年3月发行的优先无担保票据有关的远期利率互换的损失以及风险管理资产和负债的公允价值的变化，这些变化在各个时期以及商品价格和利率的变化下发生；以及其他资产和负债的变化，部分被因收到客户现金的时间以及储存的NGL和天然气产生的应收账款变化以及商品价格的变化而抵消。
投资现金流
2021 vs. 2020-用于投资活动的现金减少16亿美元，主要是因为与我们已完成的资本增长项目相关的资本支出减少。
融资现金流
2021 vs. 2020-融资活动的现金减少31亿美元，主要是由于2020年发行了32.5亿美元的长期债务和普通股，部分被2021年偿还的6亿美元的长期债务所抵消，而2020年的偿还金额为15亿美元。
截至2020年12月31日的年度与2019年的现金流量分析-截至2020年12月31日的年度与截至2019年12月31日的年度的现金流分析包括在管理层对我们2020年年度报告的财务状况和经营结果的讨论和分析的第二部分第7项中，该报告可在美国证券交易委员会的网站www.sec.gov和我们的网站www.oneok.com上查阅。
新会计准则的影响
关于新会计准则的影响的信息包括在附注A中 本年度报告中的合并财务报表附注。
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做出估计和假设，并在合并财务报表日期披露或有资产和负债。这些估计数和假设也影响报告所述期间报告的收入和支出数额。尽管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。
以下是我们最关键的会计政策和估计的摘要，这些政策和估计被定义为对描述我们的财务状况和经营结果最重要的估计和政策，并要求管理层做出最困难、最主观或最复杂的判断，特别是因为需要对内在不确定事项的影响进行估计。我们已经与我们董事会的审计委员会讨论了我们的估计和关键会计政策的制定和选择。关于我们的会计政策的说明以及关于我们的关键会计政策和估计的更多信息，请参阅本年度报告中综合财务报表附注A。
衍生品和风险管理活动-我们利用衍生品来减少我们对大宗商品价格和利率波动的市场风险敞口，并实现更可预测的现金流。我们的商品价格风险包括基差风险，即商品买卖地点之间的差价。我们按公允价值记录所有衍生工具，但预计会导致实物交割的正常购买和正常销售交易除外。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。
我们的大宗商品衍生品通常使用交易所公布的报价进行估值。我们的公允价值计量被归类为第3级，主要由交易所结算和场外衍生品组成，以对冲某些市场地点的NGL价格风险。这些衡量基于的输入可能包括一个或多个不可观察的输入，包括内部开发的大宗商品价格曲线，这些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。我们认为，2021年12月31日的任何计量不确定性都是无关紧要的，因为我们的第3级公允价值计量是基于来自经纪商报价和第三方定价服务的未经调整的定价信息。
衍生工具公允价值变动的会计处理取决于它是否符合并已被指定为套期保值关系的一部分。在可能的情况下，我们使用符合会计目的的套期保值的衍生金融工具实施有效的套期保值策略。我们没有将衍生工具用于交易目的。就被指定为现金流量对冲的衍生工具而言，衍生工具公允价值变动所产生的损益将于累计其他全面亏损中递延，直至预测交易影响盈利为止，届时衍生工具的公允价值将重新分类为盈利。
我们在对冲开始时和持续的基础上评估套期保值关系，以确定套期保值关系是否高度有效，并预计仍将如此。我们不认为衍生工具的公允价值估计的变化对我们的经营业绩有重大影响，因为我们的大部分衍生工具被计入有效的现金流对冲。然而，如果衍生工具不符合现金流量对冲会计的资格，或如果我们未能适当地将其指定为现金流量对冲，则衍生工具的公允价值变动将计入收益。此外，如果现金流量对冲因预测交易不再可能发生而不再有资格进行对冲会计处理，则衍生工具的公允价值变动将在收益中确认。关于商品价格敏感性的更多信息和对定价变化的市场风险的讨论，见项目7A，关于市场风险的定量和定性披露。
有关公允价值计量、衍生工具及风险管理活动的额外讨论，请参阅本年度报告综合财务报表附注A、B及C。
商誉和长期资产减值，包括无形资产-我们至少每年评估一次截至7月1日的减值商誉，除非事件或情况变化表明减值可能在该时间之前发生。作为商誉减值测试的一部分，我们可能会首先评估定性因素(包括宏观经济状况、行业和市场考虑因素、成本因素和整体财务表现)，以确定我们每个报告单位的公允价值是否更有可能低于其账面价值。如果需要进一步测试或选择定量测试，我们将执行第一步商誉减值分析。
在第1步分析中，通过将报告单位的公允价值与其账面金额(包括商誉)进行比较来进行评估。如果报告单位的账面价值超过其公允价值，减值损失将确认为相当于超出部分的金额，但限于分配给该报告单位的商誉总额。
我们的减值测试需要使用假设和估计，例如行业经济因素和未来业务战略的盈利能力。为了估计这些资产和投资的公允价值，我们使用了两种普遍接受的估值方法，收益法和市场法。根据收益法，我们的贴现现金流分析包括以下不容易获得的投入：反映行业资本成本、我们的估计合同率、交易量、运营利润率、运营和维护成本以及资本支出的贴现率。在市场法下，我们的投入包括EBITDA倍数，这是根据最近的同行收购交易估计的，以及预测EBITDA，它纳入了类似于收益法下使用的投入。如果实际结果与我们的假设和估计不一致，或者我们的假设和估计因新信息而发生变化，我们可能会面临未来的减值费用。
有关商誉、长期资产及对未合并联营公司的投资的额外讨论，请参阅本年度报告综合财务报表附注A、D、E及M。
财产、厂房和设备的折旧方法和估计使用年限-我们的财产、厂房和设备使用直线法折旧，该方法纳入了有关有用经济寿命和剩余价值的管理假设。随着我们投入使用更多的资产，我们与折旧费用相关的估计变得更加重要，我们资产的估计使用寿命的变化可能会对我们的运营结果产生实质性影响。在我们将资产投入使用时，我们相信这些假设是合理的；然而，情况可能会发展，导致我们改变这些假设，这将前瞻性地改变我们的折旧费用。此类情况的例子包括：(I)竞争，(Ii)限制资产估计经济寿命的法律和法规的变化，(Iii)使资产过时的技术，(Iv)预期残值和(V)对我们资产所在的资源盆地的剩余经济寿命的预测(如果有)。对于本表格10-K所列财政年度，对可用年限的确定没有作出任何改变，这将对未来期间折旧费用的计时产生重大影响。
有关物业、厂房及设备的额外讨论，请参阅本年度报告综合财务报表附注D。
前瞻性陈述
本年度报告中包含和纳入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(包括预计的运营收入、净收入、资本支出、现金流和预计的股息水平)、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所述结果大相径庭的重要因素。
前瞻性表述包括上一段中确定的项目，有关我们的经营可能或假设的未来结果的信息，以及本年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”、“目标”、“指导”、“打算”、“可能”、“可能”、“展望”、“计划”、“潜在的，“项目”、“预定的”、“应该”、“将”、“将”以及其他意思相近的词语和术语。
人们不应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结果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、严重程度和重新出现，如新冠肺炎大流行，以及国际、联邦、州和地方政府、机构、执法和/或卫生当局为应对它而实施的措施，可能会(与新冠肺炎一样)引发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及我们的客户和交易对手在正常过程中更长时间地运营，并增加我们的业务运营成本；
•与新冠肺炎疫情有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；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收的长期问题；
•在我们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、排放信用、碳补偿、碳定价、生产限制和天然气和天然气运输成本的核定回收率等方面的变化；
•由于新技术的发展或对气候变化的担忧导致的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；
•向低碳经济的过渡，包括过渡的时机和程度，以及不同能源在这种过渡中的预期作用；
•技术进步和行业创新的速度，包括那些侧重于减少温室气体排放和推进其他与气候有关的倡议的创新，以及我们利用这些创新和发展的能力；
•我们风险管理战略的有效性，包括减轻与网络和气候有关的风险；
•我们发现和执行机会的能力，以及这些机会的经济可行性，包括与可再生天然气、碳捕获、使用和储存、太阳能和风能等其他可再生能源以及氢气等替代低碳燃料来源有关的机会；
•我们现有资产的能力以及我们应用和继续发展我们的专业知识的能力，以支持各种可再生能源和替代能源机会的增长和过渡，包括通过我们资产的定位和优化；
•我们有能力有效地降低我们业务(范围1和范围2的排放)的碳强度，包括通过使用低碳电力替代品、管理做法和系统优化；
•必须将我们的重点放在维护和加强我们现有的资产上，而不是努力减少我们的温室气体排放；
•天气和包括气候变化在内的其他自然现象对我们的业务、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、恐怖主义或其他类似行为；
•未来发生恐怖袭击的可能性，或爆发或发生敌对行动或世界各地政治局势变化的可能性；
•因恐怖袭击而导致保险费、保安或其他物品费用增加的风险；
•能源商品价格变化的时间和程度，包括因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：
-未来对天然气、天然气和原油的需求和价格；
-整个能源市场的竞争状况；
-美国天然气和原油供应情况；以及
-是否有额外的储存容量；
•我们工厂在处理天然气和提取和分馏NGL方面的效率；
•我们在工厂收集和加工的天然气和天然气的组成和质量，并通过我们的管道运输；
•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；
•在我们各自的业务以及我们的交易对手和服务提供商的业务中使用信息系统所固有的风险，包括网络攻击，专家认为，自新冠肺炎大流行病开始以来，网络攻击的数量和复杂性都有所增加；采用新的软硬件；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相当于所得税、物业、厂房和设备成本以及我们州监管资产的金额，以及FERC监管的费率；
•涉及任何地方、州或联邦监管机构的政府行动、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接收结果，包括FERC、国家运输安全委员会、国土安全部、PHMSA、EPA和CFTC；
•运行的设施和管道的机械完整性；
•我们企业的资本密集型性质；
•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；
•我们的债务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/或使我们与债务较少或有其他不利后果的竞争对手相比处于竞争劣势；
•我们以具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；
•我们有能力控制我们的管道和其他项目的建设成本和完工时间表；
•卡车、铁路或管道在向我们的终端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；
•估计数的不确定性，包括环境补救的应计费用和费用；
•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，或出现重大问题的风险；
•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美国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。
这些因素不一定是可能导致实际结果与我们的任何前瞻性陈述中所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业绩产生不利影响。这些风险和其他风险在本年度报告第一部分第1A项风险因素以及我们提交给美国证券交易委员会的其他文件中有更详细的描述，这些文件可通过美国证券交易委员会网站www.sec.gov和我们的网站www.oneok.com获得。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作出该陈述之日发表，除证券法要求外，我们没有义务因新信息、后续事件或情况、预期或其他方面的变化而公开更新任何前瞻性陈述。
第7A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大宗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。我们可以使用包括远期销售、掉期、期权和期货在内的金融工具来管理某些可识别或预期交易的风险，并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缓解市场风险，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的假设10%变动来衡量我们衍生工具的公允价值的潜在变化。除这些变数外，衍生工具组合的公允价值亦受工具名义金额及用以厘定现值的折现率波动影响。由于吾等订立此等衍生工具是为了减低若干业务活动所附带的风险(如下所述)，因此我们的衍生产品组合市值的变动通常会主要由对冲项目的相应损益抵销。
见附注A 综合财务报表附注于本年度报告内，以讨论我们对衍生工具的会计政策及对综合财务报表的影响。
商品价格风险
作为我们套期保值策略的一部分，我们使用商品衍生金融工具和本年报综合财务报表附注C所述的实物远期合约，以减少天然气、天然气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。在某些费用与民研计划合约，我们的合约费和民研计划百分比可能会增加或减少，如
生产量、交付压力或大宗商品价格相对于指定的门槛发生变化。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%的变化将对截至所示日期我们的商品衍生工具的估计公允价值的影响：
| | | | | | | | | | | |
| 商品合同 | 十二月三十一日，
2021 | | 十二月三十一日，
2020 |
| | (数百万美元) |
| 原油和天然气液化石油气 | $ | 40.6 | | | $ | 20.0 | |
| 天然气 | 11.5 | | | 10.6 | |
| 商品合同估计公允价值变动总额 | $ | 52.1 | | | $ | 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。由于市场价格的实际波动以及年内我们的商品衍生产品组合的变化，实际损益可能与估计的不同。
下表列出了我们的天然气收集和加工部门在所示时期的预测权益量的对冲信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 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 | | 11.7 | | | $ | 0.96 | | /加仑 | | 69% |
凝析油(Mbbl/d)-WTI-NYMEX | | 1.6 | | | $ | 63.10 | | /bbl | | 72% |
天然气(BBtu/d)-NYMEX和Basis | | 109.5 | | | $ | 3.27 | | /MMBtu | | 75% |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2023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 | | 0.9 | | | $ | 1.11 | | /加仑 | | 5% |
凝析油(Mbbl/d)-WTI-NYMEX | | 0.2 | | | $ | 74.95 | | /bbl | | 7% |
天然气(BBtu/d)-NYMEX和Basis | | 17.3 | | | $ | 5.06 | | /MMBtu | | 11% |
我们的天然气收集和加工部门的大宗商品价格敏感度估计为2021年12月31日NGL、原油和天然气价格的假设变化。凝析油销售通常以原油价格为基础。假设正常运营条件，我们对我们预测的股本数量估计如下：
•不包括乙烷的天然气合成价格每加仑变化0.01美元，将使截至2022年12月31日和2023年12月31日的年度的调整后EBITDA分别增加260万美元和270万美元；
•原油价格每桶1美元的变化将使截至2022年12月31日和2023年12月31日的年度的调整后EBITDA分别减少80万美元和90万美元；以及
•残渣天然气价格每MMBtu 0.10美元的变化将使截至2022年12月31日和2023年12月31日的年度的调整后EBITDA分别变化530万美元和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的服务或天然气加工厂运营需求的影响。例如，加工总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25亿美元信贷协议下的借款、商业票据计划和长期债务发行，面临着利率风险。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务、浮动利率债务和利率来管理利率风险。
利率互换。利率互换是根据指定的名义金额在未来某个时间点交换利息支付的协议。
在2021年12月31日和2020年12月31日，我们有名义金额总计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变异性。我们所有的利率互换都被指定为现金流对冲。截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们与这些利率互换相关的衍生品负债分别为1.455亿美元和2.034亿美元。
下表列出了假设利率变化10%对截至所示日期我们的利率衍生工具的估计公允价值的影响：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日，
2021 | | 十二月三十一日，
2020 |
| | (数百万美元) |
| 远期利率互换 | $ | 19.6 | | | $ | 12.9 | |
我们的敏感性分析是对在假设未来利率变动的情况下在我们的利率衍生品合约上确认的合理可能的收益和损失的估计，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，实际损益可能与估计的不同。
有关套期保值活动的更多信息，请参阅本年度报告中合并财务报表附注C。
交易对手信用风险
我们持续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，这可能会对我们的运营业绩产生不利影响。
天然气的收集和加工-我们的天然气收集和加工部门的服务收入主要来自主要和独立的原油和天然气生产商，其中包括大型综合和独立的勘探和生产公司。在这一细分市场中，我们的下游商品销售客户主要是公用事业公司、大型工业公司、营销公司和我们的NGL附属公司。我们通常不会因生产商根据POP合同收取费用而面临重大信用风险，因为我们出售大宗商品，并将部分销售收益减去我们的合同费用返还给生产商。2021年和2020年，我们天然气收集和加工部门约90%的下游大宗商品销售被标普评为投资级客户，通过可比的内部交易对手分析批准，或以信用证或其他抵押品担保。
天然气液体-我们的天然气液体部门的交易对手主要是NGL和天然气收集和加工公司；主要和独立的原油和天然气生产公司；公用事业公司；大型工业公司；天然气汽油分销商；丙烷分销商；市政当局；以及石化、炼油和营销公司。我们向天然气和天然气收集加工交易对手和天然气管道运输客户收取费用。我们的大部分交易所服务费通常不会面临重大信用风险，因为我们从收集和处理交易对手那里购买NGL，并从我们汇款的金额中扣除我们的费用。我们还从NGL产品的下游销售中赚取销售收入。2021年和2020年，这一细分市场的大宗商品销售分别约有70%和75%是通过可比的内部交易对手分析批准的、或由信用证或其他抵押品担保的、被标普评为投资级的客户。此外，我们的天然气液体部分的大部分管道费率为我们提供了要求托运人提供安全保障的能力。
天然气管道-我们天然气管道部门的客户主要是当地的天然气分销公司、发电设施、大型工业公司、市政当局、生产商、加工商和营销公司。2021年和2020年，我们这一细分市场约85%的收入来自被标普评为投资级、通过可比内部交易对手分析批准的客户，或由信用证或其他抵押品担保的客户。此外，我们的天然气管道部分的大部分管道费率为我们提供了要求托运人提供安全保障的能力。
项目8.财务报表和补充数据
独立注册会计师事务所报告
发送到 ONEOK，Inc.董事会和股东
关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法
我们已经审计了所附的ONEOK，Inc.合并资产负债表。 及其子公司 (“本公司”)截至2021年和2020年12月31日，以及相关的综合收益表、全面收益表、权益变动表和现金流量表 2021年12月31日终了期间的每一年，包括相关附注(统称为“合并财务报表”)。 我们还审计了公司截至2021年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制--综合框架 (2013) 由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。
我们认为，合并后的 上述财务报表在所有重要方面都公平地列报了本公司截至2021年12月31日和2020年12月31日的财务状况及其业绩 运营及其智能交通系统 截至2021年12月31日的三个年度每年的现金流量，符合美利坚合众国普遍接受的会计原则。我们还认为，截至2021年12月31日，本公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架 (2013) 由COSO发布。
意见基础
本公司管理层负责编制这些合并财务报表，维持对财务报告的有效内部控制，并对财务报告内部控制的有效性进行评估，包括在9A项下管理层的财务报告内部控制报告中。我们的责任是就公司的合并发表意见 财务报表和基于我们审计的公司对财务报告的内部控制。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于合并的 财务报表没有重大错误陈述，无论是由于错误还是欺诈，以及是否在所有重要方面保持了对财务报告的有效内部控制。
我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这类程序包括在测试的基础上审查关于综合财务报表中的金额和披露的证据 财务报表。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估合并报告的整体列报情况。 财务报表。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)与保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关；(2)提供合理保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及(Iii)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产提供合理保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
关键审计事项
下面所述的关键审计事项是一件事 (I)涉及对综合财务报表有重大影响的账目或披露，以及(Ii)涉及我们特别具有挑战性、主观性或复杂性的判断。关键审计事项的沟通不会以任何方式改变我们对合并的意见 财务报表作为一个整体，我们不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
第三级商品衍生产品资产和负债的估值
如综合财务报表附注A和B所述，截至2021年12月31日，公司的3级商品合约衍生品资产和负债总额分别为930万美元和1.236亿美元。据管理层披露，商品价格风险包括基差风险，即商品买卖地点之间的差价。管理层按公允价值记录所有衍生工具，但预计会导致实物交割的正常购买和正常销售交易除外。其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。分类为第3级的公允价值计量主要由交易所结算及场外衍生工具组成，以对冲NGL价格风险。这些衡量基于的输入可能包括一个或多个不可观察的输入，包括内部开发的大宗商品价格曲线，这些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。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，这些报价与其他市场数据进行了验证。
吾等决定执行与第三级商品衍生工具资产及负债估值有关的程序为重要审计事项的主要考虑因素是：(I)管理层就厘定该等衍生工具的公允价值所作的重大判断；(Ii)核数师的高度判断、主观性及在评估与估值有关的审计证据方面的努力，这是由于使用内部开发的商品价格曲线(该曲线纳入经纪报价及第三方定价服务的市场数据)所致；及(Iii)审计工作涉及使用具备专业技能及知识的专业人士。
处理这一问题涉及执行程序和评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。 这些程序包括测试与3级商品衍生资产和负债的估值有关的控制的有效性，包括对公司模型、重大假设和数据的控制。这些程序还包括 其中包括让具备专门技能和知识的专业人士协助编制第三级商品衍生工具资产和负债的独立估计，并将独立估计与管理层的估计进行比较，以评估管理层估计的合理性。制定独立估计涉及测试管理层提供的数据的完整性和准确性，并评价管理层与内部开发的商品价格曲线有关的假设，其中纳入了经纪商报价和第三方定价服务的市场数据。
/s/ 普华永道会计师事务所
俄克拉荷马州塔尔萨
March 1, 2022
自2007年以来，我们一直担任本公司的审计师。
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| Oneok，Inc.及其子公司 | | | | | | |
| 合并损益表 | | | | | | |
| | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | (数千美元，不包括每股金额) |
| 收入 | | | | | | |
| 商品销售 | | $ | 15,180,264 | | | $ | 7,255,259 | | | $ | 8,916,047 | |
| 服务 | | 1,360,045 | | | 1,286,983 | | | 1,248,320 | |
| 总收入(附注P) | | 16,540,309 | | | 8,542,242 | | | 10,164,367 | |
| 销售成本和燃料费(不包括下面单独列出的项目) | | 12,256,655 | | | 5,110,146 | | | 6,788,040 | |
| 运营和维护 | | 900,420 | | | 761,176 | | | 863,708 | |
| 折旧及摊销 | | 621,701 | | | 578,662 | | | 476,535 | |
| 减值费用(附注D及E) | | — | | | 607,200 | | | — | |
| 一般税种 | | 166,668 | | | 125,028 | | | 119,156 | |
| (收益)出售资产的损失 | | (1,394) | | | (1,327) | | | 2,575 | |
| 营业收入 | | 2,596,259 | | | 1,361,357 | | | 1,914,353 | |
| 股本占投资净收益(附注M) | | 122,520 | | | 143,241 | | | 154,541 | |
| 股权投资减值准备(附注M) | | — | | | (37,730) | | | — | |
| 建设期间使用的股权资金拨备 | | 1,682 | | | 23,662 | | | 64,815 | |
| 其他收入(费用) | | (3,333) | | | 24,672 | | | 9,055 | |
利息支出(净额为#美元的资本化利息25,150, $75,436及$107,275，分别) | | (732,924) | | | (712,886) | | | (491,773) | |
| 所得税前收入 | | 1,984,204 | | | 802,316 | | | 1,650,991 | |
| 所得税(附注L) | | (484,498) | | | (189,507) | | | (372,414) | |
| 净收入 | | 1,499,706 | | | 612,809 | | | 1,278,577 | |
| 减去：优先股股息 | | 1,100 | | | 1,100 | | | 1,100 | |
| 普通股股东可获得的净收入 | | $ | 1,498,606 | | | $ | 611,709 | | | $ | 1,277,477 | |
| | | | | | |
| 基本每股收益(注一) | | $ | 3.36 | | | $ | 1.42 | | | $ | 3.09 | |
| | | | | | |
| 稀释每股收益(注一) | | $ | 3.35 | | | $ | 1.42 | | | $ | 3.07 | |
普通股(千人) | | | | | | |
| 基本信息 | | 446,403 | | | 431,105 | | | 413,560 | |
| 稀释 | | 447,403 | | | 431,782 | | | 415,444 | |
请参阅合并财务报表附注。
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| Oneok，Inc.及其子公司 | | | | | | |
| 综合全面收益表 | | | | |
| | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | (几千美元) |
| 净收入 | | $ | 1,499,706 | | | $ | 612,809 | | | $ | 1,278,577 | |
| 其他综合收益(亏损)，税后净额 | | | | | | |
衍生工具公允价值变动，扣除税项净额#美元60,896, $49,292及$44,149，分别 | | (203,868) | | | (165,023) | | | (147,803) | |
衍生品金额重新归类为净收益，税后净额为$(69,134), $(6,313)及$6,058，分别 | | 228,999 | | | 21,097 | | | (21,057) | |
退休和其他退休后福利计划债务的变化，扣除税后净额$(14,929), $7,812及$2,910，分别 | | 49,976 | | | (26,154) | | | (9,696) | |
未合并关联公司的其他全面收益(亏损)，税后净额为$(1,490), $2,201及$2,152，分别 | | 4,991 | | | (7,369) | | | (7,205) | |
| 扣除税后的其他综合收益(亏损)合计 | | 80,098 | | | (177,449) | | | (185,761) | |
| 综合收益 | | $ | 1,579,804 | | | $ | 435,360 | | | $ | 1,092,816 | |
请参阅合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | | | | |
| Oneok，Inc.及其子公司 | | | | |
| 合并资产负债表 | | | | |
| | | | |
| | | 十二月三十一日， | | 十二月三十一日， |
| | | 2021 | | 2020 |
| 资产 | | (几千美元) |
| 流动资产 | | | | |
| 现金和现金等价物 | | $ | 146,391 | | | $ | 524,496 | |
| 应收账款净额 | | 1,441,786 | | | 829,796 | |
| 材料和用品 | | 153,019 | | | 143,178 | |
| 储存中的天然气和天然气 | | 427,880 | | | 227,810 | |
| 大宗商品失衡 | | 39,609 | | | 11,959 | |
| 其他流动资产 | | 165,689 | | | 132,536 | |
| 流动资产总额 | | 2,374,374 | | | 1,869,775 | |
| 财产、厂房和设备 | | | | |
| 财产、厂房和设备 | | 23,820,539 | | | 23,072,935 | |
| 累计折旧和摊销 | | 4,500,665 | | | 3,918,007 | |
| 财产、厂房和设备净额(附注D) | | 19,319,874 | | | 19,154,928 | |
| 投资和其他资产 | | | | |
| 对未合并关联公司的投资(附注M) | | 797,613 | | | 805,032 | |
| 商誉及无形资产净值(附注E) | | 763,295 | | | 773,723 | |
| | | | |
| 其他资产 | | 366,457 | | | 475,296 | |
| 总投资和其他资产 | | 1,927,365 | | | 2,054,051 | |
| 总资产 | | $ | 23,621,613 | | | $ | 23,078,754 | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| Oneok，Inc.及其子公司 | | | | |
| 合并资产负债表 | | | | |
| (续) | | | | |
| | 十二月三十一日， | | 十二月三十一日， |
| | | 2021 | | 2020 |
| 负债和权益 | | (几千美元) |
| 流动负债 | | | | |
| 长期债务的当前到期日(附注F) | | $ | 895,814 | | | $ | 7,650 | |
| 应付帐款 | | 1,332,391 | | | 719,302 | |
| 大宗商品失衡 | | 309,054 | | | 186,372 | |
| 应计税 | | 97,537 | | | 89,428 | |
| 应计利息 | | 235,602 | | | 245,153 | |
| 经营租赁负债(附注O) | | 13,783 | | | 13,610 | |
| 其他流动负债 | | 300,438 | | | 83,032 | |
| 流动负债总额 | | 3,184,619 | | | 1,344,547 | |
| 长期债务，不包括本期债务(附注F) | | 12,747,636 | | | 14,228,421 | |
| 递延信贷和其他负债 | | | | |
| 递延所得税(附注L) | | 1,166,690 | | | 669,697 | |
| 经营租赁负债(附注O) | | 75,636 | | | 87,610 | |
| 其他递延信贷 | | 431,869 | | | 706,081 | |
| 递延信贷和其他负债总额 | | 1,674,195 | | | 1,463,388 | |
| 承付款和或有事项(附注N) | | | | |
| 股本(附注G) | | | | |
| ONEOK股东权益： | | | | |
优先股，$0.01面值：
已授权并已颁发20,000股票于2021年12月31日和2020年12月31日 | | — | | | — | |
普通股，$0.01面值：
授权1,200,000,000股份；已发行474,916,234已发行股票和流通股 446,138,1772021年12月31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 | | 7,213,861 | | | 7,353,396 | |
| 累计其他综合亏损(附注H) | | (471,351) | | | (551,449) | |
| 留存收益 | | — | | | — | |
库存股，按成本计算：28,778,057股票于2021年12月31日，以及30,043,851股票于2020年12月31日 | | (732,096) | | | (764,298) | |
| 总股本 | | 6,015,163 | | | 6,042,398 | |
| 负债和权益总额 | | $ | 23,621,613 | | | $ | 23,078,754 | |
请参阅合并财务报表附注。
这一页故意留空。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Oneok，Inc.及其子公司 | | | | | | |
| 合并现金流量表 | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | (几千美元) |
| 经营活动 | | | | | | |
| 净收入 | | $ | 1,499,706 | | | $ | 612,809 | | | $ | 1,278,577 | |
| 将净收入与经营活动提供的现金净额进行调整： | | | | | | |
| 折旧及摊销 | | 621,701 | | | 578,662 | | | 476,535 | |
| 减值费用 | | — | | | 644,930 | | | — | |
| 投资净收益中的权益 | | (122,520) | | | (143,241) | | | (154,541) | |
| 从未合并的附属公司收到的分配 | | 123,010 | | | 144,352 | | | 163,476 | |
| 递延所得税费用 | | 472,057 | | | 186,730 | | | 372,729 | |
| 其他，净额 | | 94,091 | | | 35,327 | | | (26,101) | |
| 资产和负债变动情况： | | | | | | |
| 应收账款 | | (610,531) | | | (1,297) | | | (19,688) | |
| 储存中的天然气和天然气，扣除大宗商品失衡 | | (105,038) | | | 172,316 | | | (10,193) | |
| 应付帐款 | | 622,425 | | | (80,257) | | | (62,946) | |
| 风险管理资产和负债 | | (93,713) | | | (187,458) | | | (86,268) | |
| 其他资产和负债，净额 | | 45,084 | | | (63,805) | | | 15,199 | |
| 经营活动提供的现金 | | 2,546,272 | | | 1,899,068 | | | 1,946,779 | |
| 投资活动 | | | | | | |
| 资本支出(减去建设期间使用的股本资金拨备) | | (696,854) | | | (2,195,381) | | | (3,848,349) | |
从未合并关联公司收到的超过累计收益的分配 | | 19,363 | | | 31,808 | | | 94,168 | |
| 其他，净额 | | 12,199 | | | (106,956) | | | (14,577) | |
| 用于投资活动的现金 | | (665,292) | | | (2,270,529) | | | (3,768,758) | |
| 融资活动 | | | | | | |
| 已支付的股息 | | (1,667,431) | | | (1,605,366) | | | (1,457,628) | |
| 短期借款(偿还)净额 | | — | | | (220,000) | | | 220,000 | |
| 发行长期债务，扣除折扣后的净额 | | — | | | 3,244,777 | | | 4,185,435 | |
| 偿还长期债务 | | (604,894) | | | (1,457,222) | | | (1,057,348) | |
| 普通股发行 | | 32,791 | | | 969,759 | | | 29,040 | |
| 其他 | | (19,551) | | | (56,949) | | | (88,537) | |
| 由融资活动提供(用于)的现金 | | (2,259,085) | | | 874,999 | | | 1,830,962 | |
| 现金及现金等价物的变动 | | (378,105) | | | 503,538 | | | 8,983 | |
| 期初现金及现金等价物 | | 524,496 | | | 20,958 | | | 11,975 | |
| 期末现金及现金等价物 | | $ | 146,391 | | | $ | 524,496 | | | $ | 20,958 | |
| 补充现金流信息： | | | | | | |
| 为利息支付的现金，扣除资本化金额 | | $ | 691,897 | | | $ | 760,984 | | | $ | 435,165 | |
| 支付所得税的现金，扣除退款后的净额 | | $ | 8,864 | | | $ | 342 | | | $ | 2,690 | |
请参阅合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Oneok，Inc.及其子公司 | | | | | | | | |
| 合并权益变动表 | | | | |
| | |
| | | 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 | | 已缴费
资本 |
| | | (股票) | | (几千美元) |
| 2019年1月1日 | | 20,000 | | | 445,016,234 | | | $ | — | | | $ | 4,450 | | | $ | 7,615,138 | |
| 通过ASU 2016-02，“租赁(主题842)”的累积效果调整 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 净收入 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 其他综合损失 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | |
优先股股息--$55.00每股(附注G) | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 已发行普通股 | | — | | | — | | | — | | | — | | | (7,667) | |
普通股股息--$3.53每股(附注G) | | — | | | — | | | — | | | — | | | (180,421) | |
| 其他，净额 | | — | | | — | | | — | | | — | | | (23,155) | |
| 2019年12月31日 | | 20,000 | | | 445,016,234 | | | — | | | 4,450 | | | 7,403,895 | |
| 净收入 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 其他全面亏损(附注H) | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
优先股股息--$55.00每股(附注G) | | — | | | — | | | — | | | — | | | (550) | |
| 已发行普通股 | | — | | | 29,900,000 | | | — | | | 299 | | | 934,473 | |
普通股股息--$3.74每股(附注G) | | — | | | — | | | — | | | — | | | (992,741) | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 其他，净额 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 8,319 | |
| 2020年12月31日 | | 20,000 | | | 474,916,234 | | | — | | | 4,749 | | | 7,353,396 | |
| | | | | | | | | | |
| 净收入 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 其他全面收益(附注H) | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
优先股股息--$55.00每股(附注G) | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 已发行普通股 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 6,680 | |
普通股股息--$3.74每股(附注G) | | — | | | — | | | — | | | — | | | (168,145) | |
| 其他，净额 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 21,930 | |
| 2021年12月31日 | | 20,000 | | | 474,916,234 | | | $ | — | | | $ | 4,749 | | | $ | 7,213,861 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| Oneok，Inc.及其子公司 | | | | |
| 合并权益变动表 | | |
| (续) | | | | | | | | |
| | | 累计
其他
全面
损失 | | 保留
收益 | | 财务处
库存 | | 总计
权益 |
| | | (几千美元) |
| 2019年1月1日 | | $ | (188,239) | | | $ | — | | | $ | (851,806) | | | $ | 6,579,543 | |
| 通过ASU 2016-02，“租赁(主题842)”的累积效果调整 | | — | | | (67) | | | — | | | (67) | |
| 净收入 | | — | | | 1,278,577 | | | — | | | 1,278,577 | |
| 其他综合损失 | | (185,761) | | | — | | | — | | | (185,761) | |
| | | | | | | | |
优先股股息--$55.00每股(附注G) | | — | | | (1,100) | | | — | | | (1,100) | |
| 已发行普通股 | | — | | | — | | | 43,412 | | | 35,745 | |
普通股股息--$3.53每股(附注G) | | — | | | (1,277,410) | | | — | | | (1,457,831) | |
| 其他，净额 | | — | | | — | | | — | | | (23,155) | |
| 2019年12月31日 | | (374,000) | | | — | | | (808,394) | | | 6,225,951 | |
| 净收入 | | — | | | 612,809 | | | — | | | 612,809 | |
| 其他全面亏损(附注H) | | (177,449) | | | — | | | — | | | (177,449) | |
优先股股息--$55.00每股(附注G) | | — | | | (550) | | | — | | | (1,100) | |
| 已发行普通股 | | — | | | — | | | 44,096 | | | 978,868 | |
普通股股息--$3.74每股(附注G) | | — | | | (612,259) | | | — | | | (1,605,000) | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 其他，净额 | | — | | | — | | | — | | | 8,319 | |
| 2020年12月31日 | | (551,449) | | | — | | | (764,298) | | | 6,042,398 | |
| | | | | | | | |
| 净收入 | | — | | | 1,499,706 | | | — | | | 1,499,706 | |
| 其他全面收益(附注H) | | 80,098 | | | — | | | — | | | 80,098 | |
优先股股息--$55.00每股(附注G) | | — | | | (1,100) | | | — | | | (1,100) | |
| 已发行普通股 | | — | | | — | | | 32,202 | | | 38,882 | |
普通股股息--$3.74每股(附注G) | | — | | | (1,498,606) | | | — | | | (1,666,751) | |
| 其他，净额 | | — | | | — | | | — | | | 21,930 | |
| 2021年12月31日 | | $ | (471,351) | | | $ | — | | | $ | (732,096) | | | $ | 6,015,163 | |
请参阅合并财务报表附注。
ONEOK，Inc.及附属公司
合并财务报表附注
A. 重要会计政策摘要
业务的组织和性质-我们是根据俄克拉荷马州法律成立的公司。
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。
我们的天然气液体部门拥有和运营收集、分离、处理和分发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，包括威利斯顿、波德河和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，另一个在德克萨斯州贝尔维尤的墨西哥湾沿岸。我们在俄克拉何马州、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拥有或拥有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存储设施。我们有一个50Overland Pass管道公司的%所有权权益，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，终止于堪萨斯州。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，拥有和运营与我们的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监管的天然气管道，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。我们的ONEOK North系统的一部分将精炼产品从堪萨斯州运输到爱荷华州，包括无铅汽油和柴油。
我们的天然气管道部门通过其全资拥有的资产，为最终用户提供州内和州际天然气运输和储存服务。我们有50拥有北方边界管道和RoadRunner的%所有权权益，这两家公司为各种最终用户提供运输服务。我们的州际管道由FERC监管，分布在北达科他州、明尼苏达州、威斯康星州、伊利诺伊州、印第安纳州、肯塔基州、田纳西州、俄克拉何马州、德克萨斯州和新墨西哥州。我们的州内天然气管道和储存资产位于俄克拉何马州、堪萨斯州和德克萨斯州。我们的资产将主要的天然气生产盆地和市场中心与最终用户客户联系起来。
整固-我们的合并财务报表包括我们的账户和我们控制的或主要受益人的子公司的账户。所有公司间余额和交易均已在合并中冲销。
如果我们有能力对被投资公司的经营和财务政策施加重大影响，对未合并关联公司的投资将使用权益法入账。根据这一方法，一项投资按其购置成本入账，并在每个期间根据缴款、收到的分派和我们在被投资方综合收益中的份额进行调整。对于我们在权益法下核算的投资，净资产的溢价或超额成本称为权益法商誉。股权投资的减值在减值不是暂时性的情况下计入。这些金额在随附的综合资产负债表中作为对未合并关联公司的投资入账。有关我们未合并联营公司的披露，请参阅附注M。
从我们的未合并关联公司支付给我们的分配在我们的合并现金流量表上被归类为经营活动，直到累计分配超过我们自初始投资之日起从未合并关联公司获得的收入的比例份额。在每个期间支付给我们的累计分派金额超过我们在收入中的累积比例份额代表投资回报，并在我们的合并现金流量表上被归类为投资活动。
预算的使用-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价值或条件做出估计和假设，这些价值或条件会影响我们的合并财务报表上报告的金额。可以估计的项目包括但不限于资产的经济使用年限、资产、负债和权益法投资的公允价值、员工福利计划下的债务、应收账款准备、已收到但尚未收到发票的服务费用、所得税准备，包括任何递延税项估值免税额、诉讼结果和各种其他。
已记录或披露的金额。此外，我们的一部分收入以及销售和燃料成本是根据当月价格和估计数量记录的。在接下来的一个月，当我们记录实际数量时，估计数字将被颠倒。
我们根据历史经验、咨询专家和其他我们认为合理的基于特定情况的方法，持续评估我们的估计。然而，实际结果可能与估计大不相同。对这些估计的修订对我们的财务状况或经营结果的任何影响都记录在引起修订的事实为人所知的时期。
公允价值计量-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将从计量日期有序交易中出售资产或转移负债中获得的价格。我们计量一组金融资产和负债的公允价值，与市场参与者在计量日期为净风险敞口定价的方式一致。
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结算经纪商账户结算，每日保证金要求。我们使用第三方信息和来自其他来源的结算价格(如果有)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的预计未来现金流贴现到现值来计算衍生产品组合的公允价值，以计算从隐含远期SOFR、LIBOR或其他收益率曲线(视情况而定)得出的现值贴现系数。我们的远期利率互换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互换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，在评估交易对手以及我们自己的不履行风险时，考虑了当前的市场数据。尽管我们使用我们的最佳估计来确定我们已执行的衍生品合同的公允价值，但实现的最终市场价格可能与我们的估计大不相同。
公允价值层次结构-在每个资产负债表日期，我们利用公允价值层次结构，根据用于估计公允价值的投入的可观测性，对我们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。这些余额主要由交易所交易的天然气和原油衍生品合约构成。
•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佐证支持的第三方定价服务的投入。这些余额包括用于对冲某些市场地点的天然气基础和NGL价格风险的交易所清算衍生品以及场外利率衍生品。
•第3级--公允价值计量基于的投入可能包括一个或多个不可观察的投入，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结算和场外衍生品组成，以对冲某些市场地点的NGL价格风险。这些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。我们认为，2021年12月31日的任何计量不确定性都是无关紧要的，因为我们的第3级公允价值计量是基于来自经纪商报价和第三方定价服务的未经调整的定价信息。
在公允价值体系内决定我们的公允价值计量的适当分类，需要管理层判断市场数据在多大程度上可观察到或得到可观察到的市场数据的证实。我们根据对整个公允价值计量有重要意义的最低水平投入对衍生品进行分类。
我们的公允价值计量披露见附注B。
现金和现金等价物-现金等价物包括流动性高的投资，这些投资很容易转换为现金，原始到期日为三个月或更短。
收入确认-当承诺的商品或服务的控制权转移给我们的客户时，收入被确认，金额反映了我们预期有权获得的对价，以换取这些商品或服务。我们的付款条件因客户和合同类型而异，包括要求在将产品或服务交付给某些客户之前付款。然而，客户预付款、履行我们的履约义务、开具发票和收到到期付款之间的期限并不重要。
履约义务和收入来源-收入来源在附注Q中分列，来自商品销售和服务收入，如下所述：
商品销售 (所有细分)-我们签订合同，在指定的交货点向客户交付残渣天然气、凝析油、普通天然气和/或天然气产品。我们的销售协议可以是每日合同，也可以是特定数量的长期合同。我们将每件商品的销售和交付视为个人履约义务，因为客户应单独控制、接受和受益于每件商品。当商品交付给我们时，我们会记录收入。 客户表示产品控制权转移到客户手中的时间点。收入是根据合同销售价格记录的，合同销售价格通常以指数为基础，按月结算。
服务
仅收集合同(天然气集输加工段)-根据这类合同，我们对提供中游服务收取费用，其中包括收集和处理客户的天然气。我们的履约义务始于向我们的系统输送原始天然气。这项服务被视为一项随着时间推移而履行的履行义务。我们使用基于向系统交付产品的产出方法作为进度的衡量标准，因为我们的服务是同时进行的。
与具有制片人实物权利的流行音乐合同的费用(天然气集输加工段)-根据这类合同，由于生产商的实物采购权，我们不控制我们在井口接收的未加工天然气的流动。我们购买一部分原料天然气，为提供中游服务收费，包括收集、处理、压缩和加工我们客户的天然气。在完成这些服务后，我们主要将剩余天然气返还给生产商，出售剩余的商品，并将商品销售收入的一部分减去我们的合同费用汇给生产商。我们的履约义务始于向我们的系统输送原始天然气。这项服务被视为一项随着时间推移而履行的履行义务。我们使用基于向系统交付产品的产出方法作为进度的衡量标准，因为我们的服务是同时进行的。
运输和交换合同(天然气液体段) - 根据这类合同，我们对提供中游服务收取费用，其中可能包括我们客户的NGL的收集、运输和/或分离的捆绑组合。我们的履约义务始于向我们的系统交付普通NGL或NGL产品。这些服务代表了一系列不同的服务，这些服务被视为一项随着时间推移而满足的履行义务。我们使用基于向系统交付产品的产出方法作为进度的衡量标准，因为我们的服务是同时进行的。对于在我们的NGL运输管道上收取费用的运输服务，费用在运输服务完成时重新交付给我们的客户时记录。
仓储合同(天然气液体和天然气管道管段)-我们保留规定的存储容量，并为客户注入/提取/储存商品。容量保留和注入/退出/储存服务被认为是捆绑服务，因为我们将它们整合为一项随时可用的义务，在协议有效期内每天提供，并随着时间的推移得到满足。固定容量预留费用被分配并在收入中平均确认。容量预留费用根据明示或隐含的经济指数而变化，并与提供我们服务的成本相对应，在收入中确认为向我们的客户开出的发票。对于不包括容量预留的合同，运输、注入和退出费用在提供这些服务时在收入中确认，并取决于我们客户的运输、注入或提取的数量，这由我们的客户自行决定。我们使用基于时间流逝的产出方法来衡量与我们的日常待命服务相关的履行义务的满意度。
确定的服务运输合同(天然气管道管段) - 我们为客户预留一定的运力和运输商品。能力预订和运输服务被认为是一种捆绑服务，因为我们将它们整合为一项随时可用的义务，在协议有效期内每天提供，并随着时间的推移得到满足。固定容量预留费用被分配并在收入中平均确认。容量预订费根据明示或隐含的经济指数而变化，并与提供我们服务的成本相对应，在基于每日有效费率的收入中确认。如果容量预留费用仅作为合同特征而变化，则在收入中记录的金额与向客户开出的金额之间的差额记录合同资产或负债。运输费在提供这些服务时在收入中确认，并取决于我们客户的运输量，这由我们的客户自行决定。我们使用基于时间流逝的产出方法来衡量与我们的日常待命服务相关的履行义务的满意度。
可中断运输合同(天然气管道管段) - 我们同意在履行确定的运输服务义务后，如果运力可用，在客户指定的接收点和传送点之间的管道上运输天然气。交易价格以运输费乘以运输量为基础。我们使用输出方法
基于向客户交付产品来衡量履行义务的满意度。交付数量的总对价在客户获得控制权时记录在交付时的收入中。
上述许多合同类型包含客户因不履行合同而应支付的额外费用或费用(例如，最小数量承诺或产品规格)，这些费用或费用被视为可变对价。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。
我们的收入披露见附注P。
合同资产和合同负债-当从与客户的合同中确认的收入金额不同于向客户开出的账单并记录在应收账款中的金额时，记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。我们的合同负债主要是指NGL存储合同的递延收入，其收入在一年内确认，以及从客户那里收到的建设援助贡献的递延收入，其收入在合同期内确认，范围为5到10年。
销售成本和燃料成本-销售和燃料成本主要包括：(I)购买商品的成本，包括天然气、天然气和凝析油，(Ii)第三方运输、分馏和储存商品的费用，(Iii)运营我们自己的收集、加工、运输和储存商品的设施所产生的燃料和电力成本，以及(Iv)从以下合同类型下购买商品的成本中扣除的合同费用：
与POP合同签订的费用，没有生产商实物采购权(天然气收集和加工部分)-我们购买原始天然气，并对提供中游服务收取合同费用，其中包括收集、处理、压缩和加工生产商的天然气。在提供这些服务后，我们出售商品，并将商品销售收入的一部分减去我们的合同费用返还给生产者。
付费购买(天然气液体段) - 根据这类合同，我们以指数价格购买未加工的普通NGL，并收取提供中游服务的费用，其中可能包括我们客户的NGL的收集、运输和/或分离的捆绑组合。
运营和维护-运营和维护主要包括(I)工资和福利成本，(Ii)运营、维护和诚信管理的第三方成本，合规以及环境和安全，以及(Iii)其他与业务相关的服务成本。
应收帐款-应收账款是指对非关联客户出售的产品或提供的服务提出的有效索赔。我们列报扣除信贷损失准备后的应收账款净额，以反映预计收回的净额。我们持续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。未清偿客户应收账款会定期检讨是否有未付款指标，并根据管理层对应收账款的估计、当前状况及于每个资产负债表日的可支持预测记录信贷损失拨备。截至2021年12月31日，我们的信贷损失拨备并不重要。
库存-使用加权平均成本或可变现净值中的较低者来确定当前NGL和储存中的天然气的价值。非现役NGL和天然气被归类为财产并按成本计价。材料和用品按平均成本计价。某些大型设备库存在使用时最终将包括在物业、厂房和设备中，并包括在我们综合资产负债表中的其他资产中，并按加权平均成本进行估值。
大宗商品失衡-商品不平衡是指NGL交换合同和天然气管道不平衡的应付或应收金额，按市场价格计价。根据我们的大多数NGL交换协议，我们从交易所交易对手那里实际收到大量未分离的NGL，包括损失风险和此类数量的法律所有权。反过来，我们将NGL产品送回客户，并向他们收取采集费、运输费和分馏费。如果我们根据该等协议收到的金额与我们交付的金额不同，我们会在交易对手处记录应收汇兑或应付汇兑净额。这些应收账款和应付款项的净额一般以NGL产品的变动结算，而不是以现金结算。天然气管道的不平衡以现金或实物形式解决，受管道收费条款或协议的限制。
衍生品与风险管理-我们利用衍生品来减少我们对大宗商品价格和利率波动的市场风险敞口，并实现更可预测的现金流。我们按公允价值记录所有衍生工具，但预计会导致实物交割的正常购买和正常销售交易除外。商品价格和利率波动可能对某一特定日期的衍生工具的公允价值产生重大影响。衍生工具公允价值变动的会计处理取决于它是否已被指定为套期保值关系的一部分并符合条件，如果是，持有该工具的原因。下表汇总了我们对衍生工具进行会计处理的各种方式及其对我们综合财务报表的影响：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 识别与测量 |
| 会计处理 | 资产负债表 | | 收益表 |
正常购买和
正常销售 | - | 公允价值未记录 | - | 未在收益中确认的公允价值变动 |
| 按市值计价 | - | 按公允价值记录 | - | 在收益中确认的公允价值变动 |
| | | | |
| 现金流对冲 | - | 按公允价值记录。股票的收益或损失
衍生工具最初报告为
累计其他的组件
综合收益(亏损) | - | 当预测的交易影响收益时，衍生工具的损益从累积的其他综合收益(亏损)中重新分类为收益。 |
| 公允价值对冲 | - | 按公允价值记录 | - | 衍生工具的损益为
在收益中确认 |
| | - | 套期项目的公允价值变动为
记录为账面价值的调整 | - | 套期项目的公允价值变动为
在收益中确认 |
为了减少我们对天然气、天然气液化天然气和凝析油价格波动的影响，我们定期进行期货、远期买卖、期权或掉期交易，以对冲天然气、液化天然气和凝析油的预期购买和销售。利率互换不时被用来管理利率风险。在某些情况下，我们将我们的衍生工具指定为对公允价值或现金流变化的风险敞口的对冲。我们正式记录了套期保值工具和套期保值项目之间的所有关系，以及进行各种套期保值交易的风险管理目标和战略，以及评估和测试相关性和套期保值有效性的方法。我们特别确定了在现金流对冲关系中被指定为对冲项目的预测交易。我们在对冲开始时和持续的基础上评估套期保值关系，以确定套期保值关系是否高度有效，并预计仍将如此。我们还记录了我们的正常购买和正常销售交易，我们预计这些交易将导致实物交割，并且我们选择豁免衍生品会计处理。
我们的衍生工具的已实现收入和购买成本不被视为为交易目的而持有，以及符合正常购买或正常销售的、预计会导致实物交付的衍生品，按毛数报告。
计入套期保值的期货、远期、期权和掉期的现金流量与我们综合现金流量表中相关对冲项目的现金流量属于同一类别。
关于我们的公允价值计量以及风险管理和对冲活动的披露，请分别参阅附注B和C。
物业、厂房及设备-我们的财产按成本列报，包括AFUDC和资本化权益。在某些情况下，受监管的财产报废或出售的成本，加上搬迁成本减去残值，计入累计折旧。出售或转让非受管制物业或我们受管制物业的整个营运单位或系统所产生的损益，在收入中确认。维护和维修费用直接计入费用。
AFUDC的利息部分和资本化利息分别代表用于为受管制和非管制项目的建设活动提供资金的借款成本。我们在建设或升级符合条件的资产期间将利息成本资本化。这些成本被记录为利息支出的减少。AFUDC的权益部分代表在重大项目建设期间使用的估计平均权益成本的资本化，并记录在我们受监管物业的成本中，并作为对建设期间使用的权益资金津贴的贷项。
我们的财产在其预计使用年限内使用直线折旧。一般来说，我们将折旧率适用于具有相似经济寿命的财产的功能组。我们定期进行折旧研究，以评估我们资产的经济寿命。对于我们的受监管资产，这些折旧研究作为我们费率程序或关税申请的一部分完成，如果适用，经济生活中的变化将在新费率获得批准时预期实施。对于我们的非监管资产，如果确定估计的经济寿命发生变化，则这些变化是前瞻性的。我们财产、厂房和设备的估计经济寿命的变化可能会对我们的财务状况或经营结果产生实质性影响。
我们综合资产负债表上的物业、厂房和设备包括尚未投入使用、因此不计折旧的资本项目的在建工程。当资产基本完成并准备好投入使用时，将资产调出正在进行的建筑工程。
关于我们的财产、厂房和设备披露，请参见附注D。
商誉和长期资产减值，包括无形资产-我们至少每年评估一次截至7月1日的减值商誉，除非事件或情况变化表明减值可能在该时间之前发生。我们截至2021年7月1日进行的定性商誉减值分析，既没有产生减值费用，我们的分析也没有反映任何存在风险的报告单位，在该日期之后，没有发生任何事件表明我们每个报告单位的隐含公允价值低于其净资产的账面价值。
商誉-作为商誉减值测试的一部分，我们评估定性因素(包括宏观经济状况、行业和市场考虑因素、成本因素和整体财务表现)，以确定我们每个报告单位的公允价值是否更有可能低于其账面价值。如果需要进一步测试或选择定量测试，我们将执行步骤1分析。在第1步分析中，通过将报告单位的公允价值与其账面金额(包括商誉)进行比较来进行评估。如果报告单位的账面价值超过其公允价值，减值损失将确认为相当于超出部分的金额，但限于分配给该报告单位的商誉总额。
为了估计我们报告单位的公允价值，我们使用了两种普遍接受的估值方法，一种是收益法，另一种是市场法，采用的假设与市场参与者的观点一致。在收益法下，我们使用一段时间内的预期现金流量加上最终价值，并使用适当的贴现率将这些金额贴现至其现值。在市场法下，我们将EBITDA倍数应用于预测的EBITDA。使用的倍数与最近的市场交易一致。预测现金流是基于报告单位在一段时期内的概率加权平均未来可能现金流。
长寿资产-当事件或环境变化显示一项资产的账面金额可能无法收回时，我们就评估我们的长期资产的减值。若长期资产之账面值超过预期因使用及最终处置该资产而产生之未贴现未来现金流量总和，则为减值。如果出现减值，我们将计入相当于长期资产账面价值和公允价值之间差额的减值损失。
对未合并关联公司的投资-权益法投资的减值测试考虑的是权益投资的整体公允价值是否下降，而不是基础净资产是否下降，以及这种下降是否是暂时的。因此，我们定期评估我们持有权益法投资的金额，以确定当前事件或情况是否需要对我们的账面价值进行调整。
有关长期资产、商誉及无形资产及未合并联营公司投资的披露及相关减值费用，请参阅附注D、E及M。
监管 - 根据所提供的具体服务，我们的天然气输送管道、NGL管道和某些天然气储存设施受到FERC、OCC、KCC和RRC中一个或多个机构的费率监管和/或会计要求的约束。因此，我们的部分天然气液体和天然气管道段遵循受监管运营的会计和报告指南。在我们的合并财务报表和我们的合并财务报表附注中，受监管的运营是根据财务会计准则委员会(FASB)的会计准则编码980，受监管的运营来定义的。在为我们的某些资产制定费率的过程中，监管机构为我们可以向客户收取的服务费用设定了框架，并确立了我们成本的核算方式，包括允许我们推迟确认某些成本，并允许随着时间的推移通过费率收回金额，而不是在发生时支出此类成本。监管指导的某些类型的例子包括燃料和损失成本、购置成本、援建捐款、折旧费和处置资产的损益。这使我们能够随着时间的推移稳定利率，而不是将此类成本转嫁给客户，以便立即恢复。监管机构的行动可能会影响我们可能向客户收取的金额。在采取监管行动时，可收回金额和递延金额之间的任何差额均记为收入或费用。如果所有或部分受监管业务的费率不再是(I)由独立, 第三方监管机构和(Ii)在考虑对我们服务的需求和竞争时，设定能够收回成本的水平。
退休及其他退休后雇员福利-我们已经确定了涵盖某些员工和前员工的福利退休计划。我们赞助福利计划，为2017年前聘用的某些员工提供退休后医疗和人寿保险福利，这些员工退休时至少五年尽职尽责。与这些计划相关的费用和负债是使用统计和其他试图预测未来事件的因素来计算的。这些因素包括对贴现率、计划资产预期回报率、未来薪酬增长率、死亡率和雇佣年限的假设。在确定预计福利义务和成本时，假设可能会因期间而变化，并可能导致我们确认的成本和负债发生变化。
有关我们的退休和其他退休后员工福利披露，请参阅附注K。
所得税-递延所得税是为资产和负债的财务报表和所得税基础之间的差额以及基于所得税法律和税率的结转项目拨备的，预计暂时性差额将被逆转。一般来说，税率变动对递延税项资产和负债的影响在包括税率变动颁布日期在内的期间的收入中确认。
我们利用一个更有可能的确认阈值和计量属性来确认和计量在纳税申报单中采取或预期采取的税收头寸的财务报表。我们将罚金和利息反映为所得税支出的一部分，因为它们适用于不符合更有可能确认门槛和计量属性的税收拨备。在列报的所有期间，我们没有需要建立物质储备的不确定的税收状况。
我们使用“有和没有”的方法进行期间内的税收分配，目的是在财务报表的各个组成部分之间分配年度的总税收支出(或收益)。
我们向美国联邦税务机关和几个州的税务机关提交了许多合并和单独的所得税申报单。我们目前没有受到任何美国联邦审计或法规豁免的约束。
有关我们的所得税披露，请参阅附注L。
资产报废债务-资产报废义务是指因资产的收购、建造、开发和/或正常使用而产生的与长期资产报废相关的法律义务。我们的某些天然气收集和加工、NGL和天然气管道设施受协议或法规的约束，这些协议或法规会产生我们的资产报废义务，以便在资产停止使用时产生与报废资产相关的其他处置成本。如果能够对公允价值作出合理估计，我们确认资产报废债务的负债在发生期间的公允价值。我们无法合理估计我们部分资产(主要是某些流水线资产)的资产报废债务的公允价值，因为鉴于我们预期在适当维护的情况下继续使用这些资产，结算日期无法确定。我们预计，只要天然气和天然气供应和需求存在，我们无法合理估计资产报废债务公允价值的管道资产将继续运营。基于居民用户的取暖和烹饪活动以及商业用户的发电广泛使用天然气，以及石化行业使用天然气，我们预计在可预见的未来将存在供求关系。
对于我们能够估计的资产，负债的公允价值被加到相关资产的账面价值上，这一额外的账面金额在资产的寿命内折旧。负债在每个期间结束时通过计入营业费用而增加。如果债务的清偿金额不是负债的账面金额，我们将在清偿时确认损益。折旧和增值费用对我们的合并财务报表并不重要。
或有事件-我们的或有事项会计涵盖各种商业活动，包括法律和环境风险的或有事项。当我们的评估表明很可能已发生负债或资产无法收回，并且可以合理估计某一数额时，我们就应计这些或有事项。我们在发生法律费用时支付法律费用，并根据目前可用的事实和我们对最终结果或解决方案的估计来估计我们的法律责任。环境补救义务估计损失的应计项目一般不迟于补救可行性研究完成时确认。从其他当事方收回的环境补救费用在被认为可能收到时作为资产入账。到目前为止，我们在环境评估、缓解、补救和合规方面的支出与我们的财务状况或运营结果没有重大关系，我们与环境事务相关的支出对2021年、2020年和2019年的收益或现金流没有重大影响。实际结果可能与我们的估计不同，从而对收益产生积极或消极的影响。
关于或有事项的其他讨论见附注N。
基于股份的支付-我们按基于股份的付款的公允价值扣除估计没收后的费用。我们根据我们基于股份的付款计划下的历史没收来估计罚没率。
关于我们以股份为基础的支付披露，请参阅附注J。
普通股每股收益-基本每股收益的计算方法是，普通股股东可获得的净收入除以该期间已发行普通股的每日加权平均数、根据非雇员董事薪酬计划递延的既得限制股和业绩单位以及递延的股票奖励。稀释每股收益的计算方法是将普通股股东可获得的净收入除以期内已发行普通股的每日加权平均数加上潜在的稀释成分。稀释成分是根据每个季度的稀释效果计算的。在会计年度期间，每个季度的稀释成分被平均计算为会计年度迄今的稀释成分。
关于我们的每股收益披露，见注一。
细分市场报告-我们的首席运营决策者定期审查我们三个部门的每个部门的财务表现，以及我们的整体财务表现。本次评估采用了按分部分列的调整后EBITDA。我们相信这一财务指标对投资者是有用的，因为它和类似的指标被我们行业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来评估我们的财务业绩，并比较我们行业公司的财务业绩。每一部门的调整后EBITDA被定义为经利息支出、折旧和摊销、非现金减值费用、所得税、建设期间使用的股权资金拨备、非现金补偿费用和其他非现金项目调整后的净收益。这一计算可能无法与其他公司的类似标题指标进行比较。
有关我们的分部披露，请参阅附注Q。
最近发布的会计准则更新-对GAAP的更改由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。以下未列出的华硕被评估并确定为不适用，或先前发布或列出的华硕的澄清。除下文所述外，并无已生效或已发出对吾等有重大或潜在意义的新会计声明。
2021年1月，我们通过了ASU 2019-12，“所得税(主题740)：简化所得税的会计处理”，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
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12月31日 |
| | | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 合计--总额 | | 净值(A) | | 总计-净额 |
| | | (几千美元) |
| 衍生资产 | | | | | | | | | | | | |
| 商品合同 | | | | | | | | | | | | |
| 金融合同 | | $ | 22,019 | | | $ | 172,833 | | | $ | 9,309 | | | $ | 204,161 | | | $ | (204,161) | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 衍生工具资产总额 | | $ | 22,019 | | | $ | 172,833 | | | $ | 9,309 | | | $ | 204,161 | | | $ | (204,161) | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
衍生负债 | | | | | | | | | | | | |
| 商品合同 | | | | | | | | | | | | |
| 金融合同 | | $ | (67,226) | | | $ | (112,922) | | | $ | (123,592) | | | $ | (303,740) | | | $ | 303,740 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| 利率合约 | | — | | | (145,524) | | | — | | | (145,524) | | | — | | | (145,524) | |
| 衍生负债总额 | | $ | (67,226) | | | $ | (258,446) | | | $ | (123,592) | | | $ | (449,264) | | | $ | 303,740 | | | $ | (145,524) | |
(A)-衍生工具资产和负债按净额在综合资产负债表中列报。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。2021年12月31日，我们举行了不是现金和过帐$157.0与各种交易对手的百万美元现金，包括美元99.6百万美元的现金抵押品
抵销上表主要净额结算安排下的衍生净负债头寸。剩余的$57.4超过衍生净负债头寸的百万现金抵押品计入我们综合资产负债表的其他流动资产。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2020年12月31日 |
| | | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 合计--总额 | | 净值(A) | | 总计-净额 |
| | | (几千美元) |
| 衍生资产 | | | | | | | | | | | | |
| 商品合同 | | | | | | | | | | | | |
| 金融合同 | | $ | 6,697 | | | $ | — | | | $ | 103,801 | | | $ | 110,498 | | | $ | (110,498) | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 衍生工具资产总额 | | $ | 6,697 | | | $ | — | | | $ | 103,801 | | | $ | 110,498 | | | $ | (110,498) | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
衍生负债 | | | | | | | | | | | | |
| 商品合同 | | | | | | | | | | | | |
| 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)-衍生工具资产和负债按净额在综合资产负债表中列报。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。2020年12月31日，我们举行了不是现金和过帐$63.1与各种交易对手的百万美元现金，包括美元35.1上表中主要净额结算安排下抵销衍生净负债头寸的现金抵押品。剩余的$28.0超过衍生净负债头寸的百万现金抵押品计入我们综合资产负债表的其他流动资产。
下表列出了我们为所示期间进行的第3级公允价值计量的对账：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截止的年数 |
| | 十二月三十一日， |
| 衍生资产(负债) | | 2021 | | 2020 |
| | | (几千美元) |
| 期初净资产(负债) | | $ | (31,321) | | | $ | 30,772 | |
| 公允价值变动总额： | | | | |
| | | | |
| 结算计入净收入(A) | | 31,003 | | | (31,660) | |
| 转出第3级衍生品 | | (59,911) | | | — | |
| 列入其他全面收益(亏损)的新的3级衍生品(B) | | (57,325) | | | (36,568) | |
| 列入其他全面收益(亏损)的未实现变动(B) | | 3,271 | | | 6,135 | |
| | | | |
| 期末净负债 | | $ | (114,283) | | | $ | (31,321) | |
(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。
于截至2021年12月31日止年度内，转出与NGL及天然气基础掉期的某些地点有关的商品衍生工具的第3级转账，主要是由于这些市场的交易量及交易频率提高了市场价格的透明度。我们认为该等商品衍生工具的估值为二级估值，该等衍生品通过结算经纪进行交易，并以交易所公布的未经调整价格估值。我们的第3级公允价值计量继续包括其他市场的NGL衍生品，这些衍生品使用第三方定价服务提供的远期报价进行估值，并通过其他不可观察到的市场数据进行验证。在截至2020年12月31日的年度内，不是转进或转出公允价值层次结构的第三级。
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，并被归类为1级。我们的短期借款被归类为2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的信息来确定。截至2021年12月31日，我们有与我们的补充高管退休计划和非限定递延薪酬计划相关的投资，这些投资按公允价值列账，主要由归类为1级的交易所交易共同基金组成。
我们合并长期债务的估计公允价值，包括目前的到期日，为#美元15.610亿美元16.32021年12月31日和2020年12月31日分别为10亿美元。我们合并的长期债务的账面价值，包括当前的到期日，是$13.610亿美元14.22021年12月31日和2020年12月31日分别为10亿美元。合计的估计公允价值
未偿还优先票据是根据类似期限和到期日的类似债券的市场报价确定的。我们的合并长期债务的估计公允价值被归类为2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，这主要是由于加工、购买和销售这些商品的合同条款造成的。在正常的业务过程中，我们也面临利率波动的风险。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、凝析油和天然气产品的一定价格；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、监督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-商品价格风险是指因天然气、天然气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的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、原油或天然气液化天然气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，但不同时转移资产或负债的所有权权益；
•选项-合同协议，赋予持有者权利，但不是义务，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。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；以及
•衣领-买入的看跌期权和卖出的看涨期权的组合，这为对冲的大宗商品销售设定了下限和上限。
我们还可以使用其他工具来缓解大宗商品价格风险。
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。在与POP合同签订的某些费用下，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，以减少与天然气、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，这些风险源于各种天然气液化产品之间的相对价值、储存中的液化天然气价值以及天然气液化产品与天然气的相对价值。由于NGL在一个地点的购买和在另一个地点的销售的相对价值，我们还面临地点价差风险，主要与我们的优化和营销业务有关。作为我们对冲战略的一部分，我们利用实物远期合约和商品衍生品金融工具来减少与NGL相关的价格波动的影响。
在我们的天然气管道部门，我们主要面临国内管道的大宗商品价格风险，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。当运营中消耗的天然气数量与我们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。在燃料成本回收机制不能缓解我们天然气管道部门的商品价格风险的情况下，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12月31日和2020年12月31日，不是与我们的天然气管道运营有关的金融衍生工具。
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。利率互换是根据特定的名义利率在未来某个时间点交换利息支付的协议。
金额。2020年，我们达成了和解，750我们的远期利率掉期中有100万美元与我们承销的公开发行相关1.7510亿优先无担保票据导致损失$152.5百万美元，计入累计其他综合亏损，并在相关债务期限内摊销为利息支出。我们还结清了剩余的$1.3我们的利率掉期中有10亿美元用于对冲2020年基于伦敦银行间同业拆借利率的利息支付，导致损失48.3百万美元。
在2021年12月31日和2020年12月31日，我们有名义金额总计为1美元的远期利率互换。1.110亿美元，以对冲我们预测的部分债务发行的利息支付的可变性。我们所有的利率互换都被指定为现金流对冲。
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A。下表列出了我们的衍生工具的公允价值，这些公允价值是以毛值为基础在所示期间列报的：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2021年12月31日 | | 2020年12月31日 |
| | 在我们综合资产负债表中的位置 | | 资产 | | (负债) | | 资产 | | (负债) |
| | | | (几千美元) |
| 指定为对冲工具的衍生工具 | | | | | | | | |
| 商品合同(A) | | | | | | | | | |
| 金融合同(B) | | | $ | 204,161 | | | $ | (303,740) | | | $ | 107,461 | | | $ | (142,573) | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 利率合约 | 其他流动负债 | | — | | | (145,524) | | | — | | | — | |
| 其他递延信贷 | | — | | | — | | | — | | | (203,407) | |
| 指定为对冲工具的衍生工具总额 | | 204,161 | | | (449,264) | | | 107,461 | | | (345,980) | |
| 未被指定为对冲工具的衍生工具 | | | | | | | | |
| 商品合同(A) | | | | | | | | | |
| 金融合同(B) | | | — | | | — | | | 3,037 | | | (3,038) | |
| 未被指定为对冲工具的衍生品总额 | | — | | | — | | | 3,037 | | | (3,038) | |
| 总衍生品 | | | $ | 204,161 | | | $ | (449,264) | | | $ | 110,498 | | | $ | (349,018) | |
(A)-当衍生合约的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报。
(B)-于2021年12月31日和2020年12月31日，我们在金融合约总净额结算安排下的衍生净负债头寸完全被现金抵押品#美元抵销99.6百万美元和美元35.1分别为100万美元。
衍生工具的概念量 - 下表列出了所示期间持有的衍生工具的名义数量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2021年12月31日 | | 2020年12月31日 |
| 合同
类型 | | | | | 净购买量/付款人
(售出/接管人) |
| 被指定为对冲工具的衍生品：(A) | | | | | | | |
| 现金流对冲 | | | | | | | | |
| 固定价格 | | | | | | | | |
-天然气(Bcf) | 期货 | | | | | (32.3) | | | (43.3) | |
-原油和NGL(MMbbl) | 期货 | | | | | (10.0) | | | (4.6) | |
| 基础 | | | | | | | | |
-天然气(Bcf) | 期货 | | | | | (30.5) | | | (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0.8截至2020年12月31日，NGL固定价格衍生品工具的MMbbl。
现金流对冲- 下表列出了所列期间其他全面收益(亏损)中现金流量套期保值的公允价值未实现变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | (几千美元) |
| 商品合同 | | $ | (322,648) | | | $ | (5,699) | | | $ | 38,819 | |
| 利率合约 | | 57,884 | | | (208,616) | | | (230,771) | |
| 其他全面收益(亏损)中现金流量套期保值的公允价值未实现变动总额 | | $ | (264,764) | | | $ | (214,315) | | | $ | (191,952) | |
下表列出了现金流量套期保值对所示期间净收入的影响：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
现金流中的衍生工具
对冲关系 | | 损益地点重新分类自
累计其他全面亏损
净收入 | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | (几千美元) |
| 商品合同 | | 商品销售收入 | | $ | (731,793) | | | $ | 85,436 | | | $ | 94,547 | |
| | 销售成本和燃料成本 | | 473,612 | | | (19,170) | | | (44,202) | |
| 利率合约(A) | | 利息支出 | | (39,952) | | | (93,676) | | | (23,230) | |
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 | | $ | (298,133) | | | $ | (27,410) | | | $ | 27,115 | |
(A)--截至2020年12月31日的年度包括亏损#美元48.3百万美元和解金1.3数十亿美元的利率掉期被用来对冲我们基于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坚持我们认为将整体信用风险降至最低的信用政策。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结算经纪商账户结算，每日保证金要求。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要求对净负债头寸的衍生品工具进行抵押。有几个不是2021年12月31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。这种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12月31日，我们衍生品资产的信贷敞口是金融服务领域的投资级公司。
D. 财产、厂房和设备
下表按物业类型列出了所示期间的物业、厂房和设备：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 估计有用
寿命(年) | | 十二月三十一日，
2021 | | 十二月三十一日，
2020 |
| | | | | (几千美元) |
| 不受监管 | | | | | | |
| 收集管道和相关设备 | | 5至40 | | $ | 4,371,936 | | | $ | 4,143,752 | |
| 加工和分馏及相关设备 | | 3至40 | | 5,356,508 | | | 5,084,802 | |
| 储存和相关设备 | | 3至54 | | 874,522 | | | 798,785 | |
| 输电管道及相关设备 | | 5至54 | | 886,343 | | | 810,434 | |
| 一般工厂及其他 | | 2至60 | | 695,117 | | | 647,675 | |
| 在建工程 | | — | | 1,132,961 | | | 1,265,736 | |
| 受监管 | | | | | | |
| 储存和相关设备 | | 5至25 | | 9,197 | | | 9,180 | |
| 天然气输送管道及相关设备 | | 5至77 | | 1,660,034 | | | 1,569,268 | |
| 天然气输送管道及相关设备 | | 5至88 | | 8,595,968 | | | 8,423,544 | |
| 一般工厂及其他 | | 2至50 | | 73,449 | | | 72,535 | |
| 在建工程 | | — | | 164,504 | | | 247,224 | |
| 财产、厂房和设备 | | | | 23,820,539 | | | 23,072,935 | |
| 累计折旧和摊销--不受管制 | | | | (2,885,020) | | | (2,514,328) | |
| 累计折旧和摊销--规定 | | | | (1,615,645) | | | (1,403,679) | |
| 净财产、厂房和设备 | | | | $ | 19,319,874 | | | $ | 19,154,928 | |
我们受监管财产的平均折旧率如下表所示，按段列出：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 天然气液体 | | 2.2% | | 2.2% | | 2.0% |
| 天然气管道 | | 2.1% | | 2.1% | | 2.1% |
我们发生了截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日尚未支付的在建工程费用$130.5百万，$151.7百万美元和美元544.8分别为100万美元。这些数额不包括在合并现金流量表的资本支出(减去AFUDC)中。
减值费用-2020年，我们评估了我们的天然气收集和加工部门资产组，并确定鲍德河盆地、俄克拉荷马州西部和堪萨斯州某些长期资产组的账面价值不可收回，超过了它们的估计公允价值。因此，我们记录的非现金减值费用为#美元362.3其中包括波德河盆地的天然气加工厂和基础设施及其相关的供应合同，以及俄克拉荷马州西部和堪萨斯州西部的天然气加工厂和基础设施。在我们的天然气液体部门，我们记录了非现金减值费用#美元71.6百万美元主要与某些非活跃资产有关，因为我们对资产未来使用的预期发生了变化。这些费用计入我们截至2020年12月31日年度的综合收益表中的减值费用。
E. 商誉和无形资产
商誉 - 下表列出了我们在指定期间内的商誉：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日，
2021 | | 十二月三十一日，
2020 |
| | | (几千美元) |
| | | | |
| 天然气液体 | | $ | 371,217 | | | $ | 371,217 | |
| 天然气管道 | | 156,375 | | | 156,375 | |
| 总商誉 | | $ | 527,592 | | | $ | 527,592 | |
减值费用-2020年，由于能源行业经历了历史性事件，导致需求和供应同时中断，我们的股价和市值大幅下降。由于这些事件的影响，我们测试了我们的商誉减值，并得出结论，天然气收集和加工报告单位的账面价值超过了其估计公允价值，导致非现金减值费用为#美元。153.4百万美元，计入我们截至2020年12月31日年度的综合收益表的减值费用内。截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们的天然气收集和加工部门没有剩余的商誉。
无形资产-我们的无形资产主要与通过收购我们的天然气液体和天然气收集和加工部门获得的合同有关，这些合同将在15至40好几年了。无形资产摊销费用为#美元。10.42021年达到100万美元，10.82020年为100万美元，11.92019年为100万美元，未来五年每年的摊销费用总额估计为#美元10.4百万美元。下表反映了列报期间无形资产的账面总额和累计摊销情况：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日，
2021 | | 十二月三十一日，
2020 |
| | | (几千美元) |
| 无形资产总额 | | $ | 381,435 | | | $ | 381,435 | |
| 累计摊销 | | (145,732) | | | (135,304) | |
| 无形资产净值 | | $ | 235,703 | | | $ | 246,131 | |
减值费用-2020年，在我们的天然气收集和加工部门，我们将非现金减值费用计入无形资产1美元19.9与波德河盆地天然气加工厂相关的供应合同相关的百万美元，这也受到了损害。这些费用计入我们截至2020年12月31日年度的综合收益表中的减值费用。
F. 债务
下表列出了我们在所示期间的合并债务：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日，
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 | | — | | | 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 | |
| 守护管道 | | | | |
加权平均7.852022年12月到期的百分比 | | — | | | 13,657 | |
| 债务总额 | | 13,756,709 | | | 14,361,644 | |
| 终止掉期的未摊销部分 | | 11,596 | | | 13,314 | |
| 未摊销债务发行成本和贴现 | | (124,855) | | | (138,887) | |
| 长期债务当期到期日 | | (895,814) | | | (7,650) | |
| 短期借款(A) | | — | | | — | |
| 长期债务 | | $ | 12,747,636 | | | $ | 14,228,421 | |
(A)-我们商业票据计划下的个别商业票据发行一般在90天或更短时间内到期。
25亿美元信贷协议 - Our $2.52024年6月到期的十亿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。在其他方面，这些契约包括保持债务与调整后的EBITDA(EBITDA，如我们的25亿美元信贷协议中所定义，根据所有非现金费用进行调整，并根据某些贷款人批准的资本扩张项目的预计EBITDA增加)的比率不超过5.0到2021年12月31日为1。
我们的25亿美元信贷协议包括100百万美元用于签发备用信用证和#美元。200为Swingline贷款提供100万欧元的再提升。根据我们25亿美元信贷协议的条款，我们可能会要求将贷款规模增加到总计25亿美元。3.510亿美元，要么是新贷款人的承诺，要么是现有贷款人增加的承诺。我们的25亿美元信贷协议包含适用的保证金费率和每年的融资手续费，这两项都会随着我们信用评级的变化而调整。根据我们目前的信用评级，如果有借款，借款将按LIBOR或替代基准利率加110个基点计算，每年的贷款手续费为15个基点。12月31日，
2021年，我们的负债与调整后EBITDA的比率为4.01，我们遵守了我们25亿美元信贷协议下的所有契约。
截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们已签发的信用证总额为$7.7百万美元，以及不是根据我们的25亿美元信贷协议，未偿还的借款。
优先无担保债务-所有票据都是优先无担保债务，与我们现有和未来的所有无担保优先债务在偿付权上并列，在结构上从属于任何非担保人子公司的任何现有和未来债务和其他债务。
发行-2020年5月，我们完成了承销的公开募股1.5亿美元的优先无担保票据600百万，5.852026年到期的优先债券；美元600百万，6.352031年到期的优先债券%；和$300百万，7.152051年到期的优先票据的百分比。扣除承保折扣、佣金和发售费用后的净收益为#美元。1.48十亿美元。所得款项的一部分用来偿还本公司未偿还的借款。1.5十亿美元定期贷款协议。其余的则用作一般企业用途。
2020年3月，我们完成了一次承销的公开募股，募集资金为1.75亿美元的优先无担保票据400百万，2.22025年到期的优先债券；美元850百万，3.12030年到期的优先债券%；和500百万，4.52050年到期的优先票据的百分比。扣除承保折扣、佣金和发售费用后的净收益为#美元。1.73十亿美元。收益的一部分用于支付我们商业票据计划下的所有未偿还金额。其余部分用于一般企业用途，包括偿还其他现有债务和为资本支出提供资金。
2019年8月，我们完成了一次承销的公开募股，募集资金为2.0十亿优先无抵押票据，金额为$500百万，2.75%2024年到期的优先票据；美元750百万，3.42029年到期的优先票据百分比；及$750百万，4.45%2049年到期的优先票据。扣除承保折扣、佣金和发售费用后的净收益为 $1.97十亿美元。所得款项被用于一般公司用途，包括偿还现有债务和为资本支出提供资金。
2019年3月，我们完成了一次承销的公开募股，募集资金为1.25亿美元的优先无担保票据700百万，4.352029年到期的优先票据的百分比和额外发行的$550我们现有的百万美元5.22048年到期的优先票据的百分比。扣除承保折扣、佣金和发售开支，以及扣除应计利息后的净收益为#元。1.23十亿美元。所得款项用于一般公司用途，包括偿还现有债务和为资本支出提供资金。
还款-输入 2021年11月，我们赎回了剩余的美元536.1我们的百万美元700百万，4.25优先债券将于2022年2月到期100本金的%，加上应计利息和未付利息，手头有现金和短期借款。
2021年6月，我们偿还了剩余的美元11.72022年12月到期的100万Guardian Pipeline优先票据，手头有现金。
在2021年，我们在公开市场回购了若干优先票据的未偿还本金，金额为$。55.2百万美元，总回购价格为$54.6百万美元，手头有现金。
2020年5月，我们偿还了剩余的美元1.25我们的10亿美元1.5我们2020年5月公开发行的10亿美元定期贷款协议，手头有现金1.510亿优先无担保票据。
在2020年，我们在公开市场回购了若干优先票据的未偿还本金，金额为$。224.4百万美元，总回购价格为$199.6百万美元，手头有现金。关于这些公开市场回购，我们确认了$22.3债务清偿净收益100万美元，计入我们截至2020年12月31日年度的综合收益表的其他收入中。
2019年9月，我们赎回了我们的美元300百万，3.8%优先债券，2020年3月到期，赎回价格为$308.0百万美元，包括未偿还本金，加上应计和未支付的利息，手头有我们于2019年8月公开发行的20亿美元优先无担保票据的现金。由于提前赎回，我们产生了一笔$2.7债务清偿亏损100万欧元，在截至2019年12月31日的年度综合损益表中计入其他费用。
2019年8月，我们偿还了$250我们15亿美元定期贷款协议中的100万美元手头有现金。
2019年3月，我们偿还了我们的美元500百万，8.625到期时优先票据的百分比，包括手头现金和短期借款。
截至2021年12月31日，截至2022年至2026年，长期未偿债务和债务利息债务的总到期日如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 高年级
不安全
义务 | | | | 利息
义务
关于债务 | | 总计 |
| | | (百万美元) |
| 2022 | | $ | 895.8 | | | | | $ | 670.5 | | | $ | 1,566.3 | |
| 2023 | | $ | 925.0 | | | | | $ | 629.3 | | | $ | 1,554.3 | |
| 2024 | | $ | 500.0 | | | | | $ | 584.6 | | | $ | 1,084.6 | |
| 2025 | | $ | 887.0 | | | | | $ | 553.6 | | | $ | 1,440.6 | |
| 2026 | | $ | 600.0 | | | | | $ | 508.8 | | | $ | 1,108.8 | |
圣约 - 我们的优先票据受包含契约的契约管辖，其中包括对我们对我们的财产或资产设置留置权以及出售和回租我们财产的能力的限制。管理我们2028年到期的6.875%优先债券的契约包括其他债务加速时的违约事件，金额为$15百万美元或更多，而管理我们剩余优先票据的契约包括因其他债务加速而违约的事件#100百万或更多。此类违约事件将使受托人或持有者有权25未偿还优先票据本金总额的%，以宣布该等优先票据即时到期及全数应付。2023年到期的7.5%票据的契约还包含一项条款，允许票据持有人要求ONEOK在收购价为101本金的%，另加应计和未付利息(如有)。
我们可以在到期之前的任何时间赎回全部或部分优先票据，赎回价格相当于本金，外加应计和未付利息以及整体溢价。我们可以赎回2022年、2023年、2024年、2025年、2026年、2027年、2028年(4.55%)、2029年、2030年、2031年、2041年、2043年、2043年、2047年、2048年、2049年、2050年和2051年到期的优先票据余额，赎回价格相当于本金加上应计和未付利息，从各自合同条款规定的到期日前1至6个月开始。我们的优先票据是优先无担保债务，与我们现有和未来的所有无担保优先债务在偿付权上并列。
其他 - 我们根据各自债务工具的条款摊销与发行长期债务相关的保费、折扣和支出。
债务担保-ONEOK、ONEOK Partners和中间伙伴关系为我们和ONEOK Partners的债务提供交叉担保。
G. 股权
A系列和B系列可转换优先股--有不是目前已发行或已发行的A系列或B系列优先股的股票。
股权发行-2020年7月，我们建立了一个“按市场”的股权计划，不时发售我们的普通股，总发行价最高可达1美元1.0十亿美元。该计划允许我们通过销售代理以我们认为合适的价格提供和出售普通股，通过远期卖家进行远期销售交易，或直接向作为委托人的一个或多个计划经理出售普通股。我们普通股的销售可以通过纽约证券交易所的普通经纪商交易、大宗交易或我们与销售代理达成的其他协议进行。根据该计划，我们没有义务提供和出售普通股。不是截至本报告之日，股票已通过我们的“市场交易”计划售出。
2020年6月，我们完成了承销的公开发行29.9百万股我们的普通股，公开发行价为$32.00每股，在扣除承销折扣、佣金和发行费用后产生净收益为$937.0百万美元。所得款项用于一般公司用途，包括偿还现有债务和为资本支出提供资金。
分红-我们普通股的持有者在董事会宣布的任何股息中平等分配，但受已发行的E系列优先股持有者的权利的限制。支付的股息总额为$1.7亿，美元1.610亿美元1.52021年、2020年和2019年分别为10亿美元。虽然与2020年相比，2021年每股股息没有增加，但由于我们的股票发行增加了已发行股票的数量，因此支付的股息有所增加。下表列出了我们普通股在所示期间支付的季度每股股息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 第一季度 | | $ | 0.935 | | | $ | 0.935 | | | $ | 0.860 | |
| 第二季度 | | 0.935 | | | 0.935 | | | 0.865 | |
| 第三季度 | | 0.935 | | | 0.935 | | | 0.890 | |
| 第四季度 | | 0.935 | | | 0.935 | | | 0.915 | |
| 总计 | | $ | 3.74 | | | $ | 3.74 | | | $ | 3.53 | |
此外，在2022年2月，我们维持并支付了季度普通股股息#美元。0.935每股(美元)3.74年化基础上的每股)，支付给截至2022年1月31日.
当我们的董事会宣布时，E系列优先股每股支付季度股息，利率为5.5每年的百分比。我们为E系列优先股支付了股息$1.12021年、2020年和2019年将达到100万。我们支付的季度股息总额为$0.32022年2月，E系列优先股为100万股。
H. 累计其他综合损失
下表列出了所示期间的累计其他综合损失余额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 风险-
管理
资产/负债(A) | | 退休及其他
退休后
福利计划
债务(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) |
| 2020年1月1日 | | $ | (233,520) | | | $ | (131,481) | | | $ | (8,999) | | | $ | (374,000) | |
| 重新分类前的其他全面损失 | | (165,023) | | | (40,341) | | | (8,635) | | | (213,999) | |
| 重新归类为净收入的数额(C) | | 21,097 | | | 14,187 | | | 1,266 | | | 36,550 | |
| 其他综合损失 | | (143,926) | | | (26,154) | | | (7,369) | | | (177,449) | |
| 2020年12月31日 | | (377,446) | | | (157,635) | | | (16,368) | | | (551,449) | |
| 重新分类前的其他综合收益(亏损) | | (203,868) | | | 31,897 | | | 3,088 | | | (168,883) | |
| 重新归类为净收入的数额(C) | | 228,999 | | | 18,079 | | | 1,903 | | | 248,981 | |
| 其他综合收益 | | 25,131 | | | 49,976 | | | 4,991 | | | 80,098 | |
| 2021年12月31日 | | $ | (352,315) | | | $ | (107,659) | | | $ | (11,377) | | | $ | (471,351) | |
(A)--所有数额均为税后净额列报。
(B)--包括与补充行政人员退休计划有关的金额。
(C)--风险管理资产/负债重新归类为净收益的数额详情见附注C，退休和其他退休后福利计划债务的数额见附注K。
下表列出了截至2021年12月31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) |
| 预期在未来36个月内实现的商品衍生工具(B) | | $ | (76,942) | |
在长期固定利率债务期限内确认的已结算利率互换(C) | | (163,320) | |
未来结算日预计将在长期债务期限内摊销的利率互换 | | (112,053) | |
| 截至2021年12月31日的累计其他综合亏损 | | $ | (352,315) | |
(A)--所有数额均为税后净额列报。
(B)-根据2021年12月31日的大宗商品价格，我们预计净亏损为#美元76.8100万美元，扣除税收后，将在未来12个月重新归类为收益。
(C)-我们预计净亏损为#美元27.1100万美元，扣除税收后，将在未来12个月重新归类为收益。
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。
I. 每股收益
下表列出了所示期间基本每股收益和摊薄每股收益的计算方法：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2021年12月31日的年度 |
| | | 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 | | $ | 1,498,606 | | | 446,403 | | | $ | 3.36 | |
| 稀释每股收益 | | | | | | |
| 稀释证券的影响 | | — | | | 1,000 | | | |
普通股和普通股等价物的可用净收入 | | $ | 1,498,606 | | | 447,403 | | | $ | 3.35 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2020年12月31日的年度 |
| | | 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 | | $ | 611,709 | | | 431,105 | | | $ | 1.42 | |
| 稀释每股收益 | | | | | | |
| 稀释证券的影响 | | — | | | 677 | | | |
| 普通股和普通股等价物的可用净收入 | | $ | 611,709 | | | 431,782 | | | $ | 1.42 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2019年12月31日的年度 |
| | | 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 | | $ | 1,277,477 | | | 413,560 | | | $ | 3.09 | |
| 稀释每股收益 | | | | | | |
| 稀释证券的影响 | | — | | | 1,884 | | | |
| 普通股和普通股等价物的可用净收入 | | $ | 1,277,477 | | | 415,444 | | | $ | 3.07 | |
J. 基于股份的支付
我们的股权激励计划(EIP)规定向符合条件的员工授予基于股票的薪酬，包括限制性股票单位奖励和业绩单位奖励，并向非雇员董事授予股票奖励。我们有
保留区8.5根据企业投资促进计划发行的普通股，在2021年12月31日，我们有5.5根据该计划，可供发行的股票为100万股。这一可用股份的计算反映了根据EIP授予的未偿还奖励归属时已发行的股份和预计将发行的估计股份，不包括预计将归还给该计划的估计没收。
限售股单位-我们已向关键员工授予限制性股票单位，这些单位在三-年期间，并使受赠人有权获得我们普通股的股份。限制性股票单位奖励按公允价值计量，如同它们是在授予日归属和发行的，并根据估计没收进行调整。 限制性股票单位奖励在归属之前以额外的限制性股票单位的形式应计股息等价物。补偿费用在奖励的授权期内以直线基础确认。
表演单位奖-我们已向关键员工授予绩效单位奖，这些员工在三-年期间。归属后，已发行业绩单位的持有者有权获得相当于授予业绩单位的百分比(0%至200%)的普通股，基于归属期间我们的股东总回报，与同期其他能源公司同行集团的股东总回报相比。业绩单位奖励是根据蒙特卡罗模型在授予日按公允价值计量的，并根据估计的没收情况进行了调整。业绩单位奖励在归属前以额外业绩单位的形式应计股息等价物。补偿费用在奖励的授权期内以直线基础确认。
非雇员董事的股票薪酬
EIP规定向非雇员董事授予非法定股票期权和股票红利奖励，包括业绩单位奖励和限制性股票单位奖励。根据EIP，高管薪酬委员会可以随时授予奖励，直到根据EIP授权的所有股票都已授予为止。在任何一年内，根据企业投资促进计划可向参与者发行的普通股及现金奖励的最高限额为$0.8截至授予日的价值为百万美元。不是绩效单位奖或限制性股票单位奖已颁发给非雇员董事，并有不是未清偿期权。
一般信息
对于所有悬而未决的奖项，我们使用了3基于我们基于股份的付款计划下的历史没收的%罚没率。我们目前使用库存股来履行我们基于股份的支付义务。
我们基于股份的付款计划的薪酬费用为$54.1百万，$29.4百万美元和美元46.52021年、2020年和2019年分别为百万美元，相关税收优惠前为14.4百万，$14.1百万美元和美元31.7分别为100万美元。
限制性股票单位活动
截至2021年12月31日，我们拥有19.3与我们的非既得限制性股票单位奖励相关的未确认补偿成本总额的百万美元，预计将在加权平均期间确认1.8好几年了。下表列出了我们的限制性股票单位奖励的活动和各种统计数据：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 数量
单位 | | 加权
平均价格 |
| 未归属的2020年12月31日 | | 646,287 | | | $ | 63.85 | |
| 授与 | | 417,212 | | | $ | 46.84 | |
| 发布给参与者 | | (242,765) | | | $ | 51.57 | |
| 被没收 | | (40,797) | | | $ | 55.27 | |
| 未归属的2021年12月31日 | | 779,937 | | | $ | 59.02 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 加权平均授予日公允价值(每股) | | $ | 46.84 | | | $ | 76.49 | | | $ | 58.07 | |
| 已批出单位的公允价值(千美元) | | $ | 19,542 | | | $ | 16,552 | | | $ | 15,238 | |
| 授予日期归属单位的公允价值(千美元) | | $ | 12,519 | | | $ | 11,204 | | | $ | 10,691 | |
绩效单位活动
截至2021年12月31日，我们拥有31.7与非既得业绩单位奖励有关的未确认补偿费用总额的百万美元，预计将在#年加权平均期间确认1.8好几年了。下表列出了与业绩单位奖有关的活动和各种统计数字，以及在各个赠款日期的估值中使用的假设：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 数量
单位 | | 加权
平均价格 |
| 未归属的2020年12月31日 | | 834,246 | | | $ | 75.96 | |
| 授与 | | 542,183 | | | $ | 62.03 | |
| 发布给参与者 | | (311,907) | | | $ | 64.00 | |
| 被没收 | | (87,937) | | | $ | 68.37 | |
| 未归属的2021年12月31日 | | 976,585 | | | $ | 72.73 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 波动性(A) | | 60.30% | | 21.70% | | 27.10% |
| 股息率 | | 8.13% | | 4.87% | | 5.05% |
| 无风险利率 | | 0.21% | | 1.39% | | 2.47% |
(A)-波动率是根据三年来的历史波动性使用每日股价观察得出的。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 加权平均授予日公允价值(每股) | | $ | 62.03 | | | $ | 88.43 | | | $ | 68.02 | |
| 已批出单位的公允价值(千美元) | | $ | 33,632 | | | $ | 25,028 | | | $ | 23,020 | |
| 授予日期归属单位的公允价值(千美元) | | $ | 19,962 | | | $ | 17,722 | | | $ | 15,018 | |
员工购股计划
我们总共预订了11.6根据我们的员工购股计划(ESPP)，发行100万股普通股。除某些例外情况外，所有员工都有资格参加ESPP。员工可以选择最多拥有10根据计划的条款和限制，在发售期间从每张工资支票中扣留他们基本工资的%用于购买我们的普通股。该股票的收购价为85授予日期或行使日期市场价格中较低者的百分比。大致69%, 68%和622021年、2020年和2019年分别有%的员工参与了该计划。根据计划，我们出售了277,012加权平均股价为$38.982021年每股收益，359,977加权平均股价为$27.782020年每股收益和171,590加权平均股价为$51.242019年每股。
员工股票奖励计划
根据我们的员工股票奖励计划，当我们普通股在纽约证券交易所的每股收盘价达到或高于其先前的最高收盘价每增加一美元时，我们将向所有符合条件的员工免费发行一股我们的普通股。根据本计划，我们的普通股可供发行的股票总数为900,000。在2020至2019年期间，根据该计划向员工发行的股票总数为2,871和14,022，分别为。与员工股票奖励计划相关的薪酬支出为$0.2百万美元和美元1.02020年和2019年分别为100万人。不是2021年，根据这一计划向员工发行了股票。截至本报告日期，下一次奖励将在我们的普通股收盘价达到或超过$时颁发。78.
非雇员董事递延薪酬计划
我们的非雇员董事递延补偿计划为我们的非雇员董事提供了推迟他们在我们董事会的服务的全部或部分报酬的选项。根据该计划，董事可以选择现金延期期权或影子股票期权。根据现金延期选择权，董事可选择推迟收取全部或部分年度预聘费，这笔费用将在延期期间计入利息。根据影子股票期权，董事可以推迟他们的全部或部分年度预聘费，并以我们EIP项下普通股的形式在递延的基础上获得此类费用，这些费用赚取的股息相当于我们普通股宣布的股息。股票按我们普通股在分配之日的公平市场价值分配给非雇员董事。
K. 员工福利计划
退休和其他退休后福利计划
退休计划-我们有一个涵盖某些雇员和前雇员的固定福利养老金计划，该计划于2005年对新参与者关闭。此外，我们还为参加我们的固定收益养老金计划的某些官员制定了一项补充的高管退休计划。我们的补充高管退休计划不对新参与者开放。我们为我们的固定收益养老金计划提供资金的水平必须保持或超过经修订的1974年《雇员退休收入保障法》所要求的最低资金水平。
根据我们的401(K)计划，所有员工都有资格延期支付工资并获得公司匹配的缴费，而没有参加我们的固定收益养老金计划的员工也有资格根据我们的401(K)计划获得季度和年度利润分享缴费。
其他退休后福利计划-我们赞助健康和福利计划，为2017年前聘用的至少有五年全职连续服役。针对医疗保险前参与者的退休后医疗计划是缴费的，退休人员的缴费定期调整，并包含其他费用分担功能，如免赔额和共同保险。为符合联邦医疗保险资格的参与者提供的退休后医疗计划是一种基于账户的计划，根据该计划，参与者可以选择在私人交易所购买私人保险单和/或寻求报销其他符合条件的医疗费用。
债务和供资状况 - 下表列出了我们的退休和其他退休后福利计划、福利义务和计划资产在指定期间的公允价值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 退休福利 | | 其他退休后福利 |
| | 十二月三十一日， | | 十二月三十一日， |
| | | 2021 | | 2020 | | 2021 | | 2020 |
| 福利义务的变更 | | (几千美元) |
| 期间开始时的福利义务 | | $ | 583,072 | | | $ | 534,849 | | | $ | 54,515 | | | $ | 52,309 | |
| 服务成本 | | 8,314 | | | 8,154 | | | 421 | | | 460 | |
| 利息成本 | | 16,900 | | | 18,318 | | | 1,454 | | | 1,771 | |
| 计划参与者的缴费 | | — | | | — | | | 1,092 | | | 1,032 | |
| 精算损失(收益) | | (22,792) | | | 37,951 | | | (2,496) | | | 2,860 | |
| 已支付的福利 | | (18,483) | | | (16,200) | | | (3,959) | | | (3,917) | |
| 福利义务，期间终了(B) | | 567,011 | | | 583,072 | | | 51,027 | | | 54,515 | |
| | | | | | | | |
| 计划资产变动 | | | | | | | | |
| 计划资产的公允价值，期初 | | 379,092 | | | 346,792 | | | 20,874 | | | 39,060 | |
| 计划资产实际回报率(A) | | 41,374 | | | 36,400 | | | 5,919 | | | (15,699) | |
| 雇主供款 | | 11,200 | | | 12,100 | | | — | | | — | |
| 计划参与者的缴费 | | — | | | — | | | 1,092 | | | 1,032 | |
| 已支付的福利 | | (18,483) | | | (16,200) | | | (3,488) | | | (3,519) | |
| 计划资产的公允价值，期末(C) | | 413,183 | | | 379,092 | | | 24,397 | | | 20,874 | |
| 12月31日的结余 | | $ | (153,828) | | | $ | (203,980) | | | $ | (26,630) | | | $ | (33,641) | |
| | | | | | | | |
| 流动负债 | | $ | (5,219) | | | $ | (4,679) | | | $ | — | | | $ | — | |
| 非流动负债 | | (148,609) | | | (199,301) | | | (26,630) | | | (33,641) | |
| 12月31日的结余 | | $ | (153,828) | | | $ | (203,980) | | | $ | (26,630) | | | $ | (33,641) | |
(A)-截至2020年12月31日的年度的其他退休后福利，包括一美元13.2因保险合同中的投资退出而产生的百万税收损失。
(B)-2021年12月31日和2020年12月31日退休福利的福利义务，包括补充高管退休计划义务。
(C)-退休福利计划资产的公允价值不包括我们的补充高管退休计划的资产，该计划总计#美元111.2百万美元和美元116.2分别于2021年12月31日和2020年12月31日为100万美元，并列入综合资产负债表上的其他资产。这些资产在拉比信托基金中维护，不被视为补充高管退休计划的资产。
我们退休计划的累积福利义务为$541.8百万美元和美元548.22021年12月31日和2020年12月31日分别为100万人。
影响我们退休和其他退休后福利计划的福利义务的精算损益主要是由于下文“精算假设”部分讨论的贴现率假设的变化所致。
净周期效益成本的构成要素 - 下表列出了我们退休计划和其他退休后福利计划在所示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 |
| | 截至十二月三十一日止的年度， | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | (几千美元) |
| 净定期收益成本的构成 | | | | | | | | | | | | |
| 服务成本 | | $ | 8,314 | | | $ | 8,154 | | | $ | 7,825 | | | $ | 421 | | | $ | 460 | | | $ | 468 | |
| 利息成本 | | 16,900 | | | 18,318 | | | 20,528 | | | 1,454 | | | 1,771 | | | 2,038 | |
| 计划资产的预期回报 | | (25,109) | | | (24,964) | | | (23,600) | | | (1,364) | | | (2,894) | | | (2,285) | |
| 摊销先前服务费用(贷方) | | 114 | | | 114 | | | — | | | — | | | — | | | (227) | |
| 净亏损摊销 | | 19,673 | | | 18,306 | | | 12,649 | | | 3,692 | | | 5 | | | 297 | |
| 定期收益净成本(收益) | | $ | 19,892 | | | $ | 19,928 | | | $ | 17,402 | | | $ | 4,203 | | | $ | (658) | | | $ | 291 | |
其他全面收益(亏损) - 下表列出了在所示期间在与我们的退休和其他退休后福利有关的其他全面收益(亏损)中确认的金额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 退休福利 | | 其他退休后福利 |
| | 截至十二月三十一日止的年度， | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | (几千美元) |
| 净收益(亏损)(A) | | $ | 34,529 | | | $ | (31,016) | | | $ | (25,389) | | | $ | 7,052 | | | $ | (21,453) | | | $ | 700 | |
| 前期服务成本 | | — | | | — | | | (601) | | | — | | | — | | | — | |
| 摊销先前服务费用(贷方)(B) | | 114 | | | 114 | | | — | | | — | | | — | | | (227) | |
| 净亏损摊销(B) | | 19,673 | | | 18,306 | | | 12,649 | | | 3,692 | | | 5 | | | 297 | |
| 递延所得税 | | (12,493) | | | 2,897 | | | 3,068 | | | (2,471) | | | 4,933 | | | (177) | |
| 在其他全面收益(亏损)中确认的总额 | | $ | 41,823 | | | $ | (9,699) | | | $ | (10,273) | | | $ | 8,273 | | | $ | (16,515) | | | $ | 593 | |
(A)-截至2020年12月31日的年度的其他退休后福利，包括一美元13.2因保险合同中的投资退出而产生的百万税收损失。
(B)-这些组成部分在累计其他全面亏损中确认，并在我们的综合损益表中重新分类为其他费用，相关所得税优惠为#美元。5.4百万，$4.2百万美元和美元2.9分别在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度重新归类为所得税支出。
下表列出了所示期间尚未确认为定期福利支出净额组成部分的累计其他综合损失数额：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 退休福利 | | 其他退休后福利 |
| | 十二月三十一日， | | 十二月三十一日， |
| | | 2021 | | 2020 | | 2021 | | 2020 |
| | | (几千美元) |
| 前期服务成本 | | $ | (374) | | | $ | (487) | | | $ | — | | | $ | — | |
| 累计损失(A) | | (131,460) | | | (185,662) | | | (14,815) | | | (25,558) | |
| 累计其他综合损失 | | (131,834) | | | (186,149) | | | (14,815) | | | (25,558) | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 递延所得税 | | 36,759 | | | 49,251 | | | 3,852 | | | 6,322 | |
| 累计其他综合亏损，税后净额 | | $ | (95,075) | | | $ | (136,898) | | | $ | (10,963) | | | $ | (19,236) | |
(A)-截至2020年12月31日的年度的其他退休后福利，包括一美元13.2因保险合同中的投资退出而产生的百万税收损失。
精算假设 - 下表列出了用于确定所示期间的退休福利和其他退休后福利义务的加权平均假设：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 退休福利 | | 其他退休后福利 |
| | 十二月三十一日， | | 十二月三十一日， |
| | | 2021 | | 2020 | | 2021 | | 2020 |
| 贴现率 | | 3.25% | | 3.00% | | 3.00% | | 2.75% |
| 薪酬上升率 | | 3.60% | | 3.60% | | 北美 | | 北美 |
下表列出了用于确定所示期间的定期福利净费用的加权平均假设：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 贴现率-退休计划 | | 3.00% | | 3.50% | | 4.50% |
| 贴现率-其他退休后计划 | | 2.75% | | 3.50% | | 4.50% |
| 计划资产的预期长期回报 | | 7.00% | | 7.50% | | 7.50% |
| 薪酬上升率 | | 3.60% | | 3.70% | | 3.65% |
我们根据对历史回报和经济增长模型的回顾，确定计划资产的总体预期长期回报率。
我们每年利用与我们退休和其他退休后福利计划的估计福利现金流相匹配的高质量债券投资组合来确定贴现率。被选中纳入投资组合的债券只包括那些被标准普尔或穆迪评为AA或Aa2评级或更好的债券，不包括可赎回债券、低于最低发行规模的债券、收益率异常值和其他筛选标准，以剔除不合适的债券。
医疗保健成本趋势比率 - 下表列出了所示期间的假定保健费用趋势比率：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2021 | | 2020 |
| 医疗保健成本-假设明年的趋势增长率 | | 6.50% | | 6.50% |
假定成本趋势率将下降的比率 (最终趋势利率) | | 5.00% | | 5.00% |
| 利率达到最终趋势利率的年份 | | 2025 | | 2024 |
计划资产-我们的投资策略是按照强调长期基本面的稳健投资做法投资计划资产。这一战略的目标是在管理风险的同时最大限度地提高投资回报，以履行计划当前和预计的财政义务。我们其他退休后福利计划的投资分配是以大约30%的固定收益和70%的股权证券的多元化组合为目标。我们的固定收益养老金计划的投资配置遵循负债驱动型投资的滑动路径方法，随着计划资金状况的增加，将较高的投资组合权重转移到固定收益。负债驱动投资的目的是使资产组合的结构更接近于养老金负债，从而更有效地对冲负债的变化。该计划目前的投资包括各种国内和国际股票的多样化组合，对各种债务证券、房地产和对冲基金的投资。截至2021年12月31日，我们退休计划资产的目标配置如下：
| | | | | | | | |
| 国内和国际股票 | | 42 | % |
| 长期固定收益 | | 30 | % |
| 寻求回报的信用 | | 11 | % |
| 对冲基金 | | 10 | % |
| 房地产基金 | | 7 | % |
| 总计 | | 100 | % |
作为我们计划风险管理的一部分，我们为上面列出的每一种资产类别设定了最低和最高限额。
下表按公允价值类别列出了截至我们的固定福利养老金和其他退休后福利计划的衡量日期的计划资产：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 养老金福利 |
| | 2021年12月31日 |
| 资产类别 | | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 小计 | | 以净资产净值测量 (d) | | 总计 |
| | | (几千美元) |
| 投资： | | | | | | | | | | | | |
| 股权证券 | | $ | 42 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 42 | | | $ | — | | | $ | 42 | |
| 共同/集体信托 | | | | | | | | | | | | |
| 股权证券(A) | | — | | | — | | | — | | | — | | | 166,132 | | | 166,132 | |
| 房地产基金 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 30,491 | | | 30,491 | |
| 政府责任 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 49,444 | | | 49,444 | |
| 公司债务(B) | | — | | | — | | | — | | | — | | | 120,877 | | | 120,877 | |
| 短期投资 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 4,243 | | | 4,243 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 其他投资(C) | | — | | | — | | | — | | | — | | | 41,954 | | | 41,954 | |
| 计划资产的公允价值 | | $ | 42 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 42 | | | $ | 413,141 | | | $ | 413,183 | |
(A)--这一类别代表来自不同行业的各个市场部门的证券。
(B)-这一类别代表来自不同行业的债券。
(C)--这一类别代表森在有限合伙企业中的另类投资，可以在30天前通知赎回，没有进一步的限制。确实有不是资金不足的资本承诺。这些有限合伙企业通过多策略计划投资于由私人投资基金、对冲基金和/或独立账户组成的广泛多元化的投资组合，以寻求市场相关性低、波动性低和风险有限的类似股票的回报。
(D)-使用每股资产净值按公允价值计量的资产投资计划。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 养老金福利 |
| | 2020年12月31日 |
| 资产类别 | | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 小计 | | 以净资产净值测量 (d) | | 总计 |
| | | (几千美元) |
| 投资： | | | | | | | | | | | | |
| 股权证券 | | $ | 43 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 43 | | | $ | — | | | $ | 43 | |
| 共同/集体信托 | | | | | | | | | | | | |
| 股权证券(A) | | — | | | — | | | — | | | — | | | 164,099 | | | 164,099 | |
| 房地产基金 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 24,134 | | | 24,134 | |
| 政府责任 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 45,237 | | | 45,237 | |
| 公司债务(B) | | — | | | — | | | — | | | — | | | 101,626 | | | 101,626 | |
| 短期投资(E) | | — | | | — | | | — | | | — | | | 4,890 | | | 4,890 | |
| 其他投资(C) | | — | | | — | | | — | | | — | | | 39,063 | | | 39,063 | |
| 计划资产的公允价值 | | $ | 43 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 43 | | | $ | 379,049 | | | $ | 379,092 | |
(A)--这一类别代表来自不同行业的各个市场部门的证券。
(B)-这一类别代表来自不同行业的债券。
(C)--这一类别为有限合伙企业的另类投资，可在30天内通知赎回，不受进一步限制。确实有不是资金不足的资本承诺。这些有限合伙企业通过多策略计划投资于由私人投资基金、对冲基金和/或独立账户组成的广泛多元化的投资组合，以寻求市场相关性低、波动性低和风险有限的类似股票的回报。
(D)-使用每股资产净值按公允价值计量的资产投资计划。
(E)-纽约梅隆银行EB临时投资基金的短期投资的公允价值以前在第2级报告。我们选择将实际权宜之计始终如一地适用于共同/集体信托基金内的所有投资，因此，该基金的公允价值现在按每股资产净值计量，不再归类于公允价值层次结构。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 其他退休后福利 |
| | 2021年12月31日 |
| 资产类别 | | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 总计 |
| | | (几千美元) |
| 投资： | | | | | | | | |
| 股权证券(A) | | $ | 17,953 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 17,953 | |
| 货币市场基金 | | — | | | 480 | | | — | | | 480 | |
| 市政义务 | | 5,964 | | | — | | | — | | | 5,964 | |
| 计划资产的公允价值 | | $ | 23,917 | | | $ | 480 | | | $ | — | | | $ | 24,397 | |
(A)--这一类别代表来自不同行业的各个市场部门的证券。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 其他退休后福利 |
| | 2020年12月31日 |
| 资产类别 | | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 总计 |
| | | (几千美元) |
| 投资： | | | | | | | | |
| 股权证券(A)(B) | | $ | 15,116 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 15,116 | |
| 货币市场基金 | | — | | | 808 | | | — | | | 808 | |
| 市政债务(B) | | 4,950 | | | — | | | — | | | 4,950 | |
| 计划资产的公允价值 | | $ | 20,066 | | | $ | 808 | | | $ | — | | | $ | 20,874 | |
(A)--这一类别代表来自不同行业的各个市场部门的证券。
(B)--净收益#美元16.2从退出一项保险合同的投资中获得的100万美元再投资于各种股权证券和市政债务。
投稿 - 在2021年期间，我们赚了11.2对我们的固定收益养老金计划的缴费为100万美元，对我们的其他退休后计划没有缴费。我们的固定收益养老金计划选择采用《2021年美国救援计划法案》提供的资金救济。由于选举的结果，我们的固定收益养老金计划在2022年没有最低缴费要求。
养老金和其他退休后福利支付-截至2021年12月31日期间，我们的固定福利养老金和其他退休后福利计划的福利支付为$18.5百万美元和美元4.0分别为100万美元。下表列出了预计在2022年至2031年期间支付的固定福利养恤金和其他退休后福利付款：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 养老金
优势 | | 其他退休后
优势 |
| 福利以下列形式支付： | | (几千美元) |
| 2022 | | $ | 25,962 | | | $ | 3,387 | |
| 2023 | | $ | 26,756 | | | $ | 3,363 | |
| 2024 | | $ | 27,769 | | | $ | 3,302 | |
| 2025 | | $ | 28,759 | | | $ | 3,293 | |
| 2026 | | $ | 29,651 | | | $ | 3,220 | |
| 2027至2031 | | $ | 156,041 | | | $ | 15,339 | |
预期支付的福利基于用于衡量我们在2021年12月31日的福利义务的相同假设，并包括估计的未来员工服务。
其他员工福利计划
401(K)计划-我们有覆盖所有员工的401(K)计划，员工缴费是可自由支配的。我们配得上100员工401(K)计划缴费的百分比最高可达6每个工资期内每个参与者合格薪酬的%，但有一定的限制。我们还根据我们的401(K)计划为没有参加我们的固定福利养老金计划的员工提供利润分享缴费。我们每季度的利润分成贡献通常等于1每个利润分享参与者在本季度符合条件的薪酬的%，以及相当于每个利润分享参与者符合条件的薪酬的百分比的年度可自由支配的利润分享贡献。我们对该计划的捐款，包括利润分享捐款，为#美元。32.7百万，$27.1百万美元和美元30.42021年、2020年和2019年分别为100万。
不符合条件的延期补偿计划 - 2020年非合格递延薪酬计划及其前身非合格递延薪酬计划(统称为NQDC计划)为经我们的首席执行官批准的精选管理层和高薪员工提供了推迟部分薪酬和获得名义雇主缴费的选项，这些缴费通常是由于联邦税法对合格固定缴费计划的雇主和员工缴费的限制而无法获得的。 我们的投资包括在综合资产负债表上与NQDC计划有关的其他资产中，总额为#美元。36.1百万美元和美元32.42021年12月31日和2020年12月31日分别为100万人。这些投资由一家拉比信托基金维持。在2021年、2020年和2019年，我们对该计划的贡献并不重要。
L. 所得税
下表列出了我们在所列期间的所得税拨备：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | (几千美元) |
| 当期税费(福利) | | | | | | |
| 联邦制 | | $ | 2,897 | | | $ | 980 | | | $ | (1,278) | |
| 状态 | | 9,544 | | | 1,797 | | | 963 | |
| 当期税费(收益)合计 | | 12,441 | | | 2,777 | | | (315) | |
| 递延税费 | | | | | | |
| 联邦制 | | 433,469 | | | 154,068 | | | 327,806 | |
| 状态 | | 38,588 | | | 32,662 | | | 44,923 | |
| 递延税费总额 | | 472,057 | | | 186,730 | | | 372,729 | |
| 所得税拨备总额 | | $ | 484,498 | | | $ | 189,507 | | | $ | 372,414 | |
下表是我们对所示期间所得税拨备的对账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | (几千美元) |
| 所得税前收入 | | $ | 1,984,204 | | | $ | 802,316 | | | $ | 1,650,991 | |
| 联邦法定所得税率 | | 21.0 | % | | 21.0 | % | | 21.0 | % |
| 关于联邦所得税的规定 | | 416,683 | | | 168,486 | | | 346,708 | |
| 扣除联邦福利后的州所得税 | | 40,092 | | | 13,580 | | | 34,545 | |
| 递延税率变动，包括估值免税额 | | 6,350 | | | 20,879 | | | 11,340 | |
| 基于股份的薪酬的超额税收优惠 | | (1,968) | | | (7,380) | | | (20,983) | |
| 其他净额(A) | | 23,341 | | | (6,058) | | | 804 | |
| 所得税拨备 | | $ | 484,498 | | | $ | 189,507 | | | $ | 372,414 | |
(A)2021年12月31日终了年度包括#美元19.4之前确认的某些福利计划投资收益的百万影响。
下表列出了在所述期间产生很大一部分递延税项资产和负债的暂时性差异的税务影响：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日，
2021 | | 十二月三十一日，
2020 |
| 递延税项资产 | | (几千美元) |
| 雇员福利和其他应计负债 | | $ | 95,952 | | | $ | 96,741 | |
| 联邦净营业亏损 | | 1,337,050 | | | 1,473,093 | |
| 国家净营业损益 | | 216,181 | | | 258,929 | |
| 衍生工具 | | 118,063 | | | 134,499 | |
| 其他 | | 4,863 | | | 12,894 | |
| 递延税项资产总额 | | 1,772,109 | | | 1,976,156 | |
| 国家净营业亏损计价准备和税收抵免 | | | | |
| 结转预计在使用前到期 | | (84,755) | | | (121,212) | |
| 递延税项净资产 | | 1,687,354 | | | 1,854,944 | |
| 递延税项负债 | | | | |
| 税额超过账面折旧 | | 84,692 | | | 87,021 | |
| 合伙企业投资(A) | | 2,769,352 | | | 2,437,620 | |
| 递延税项负债总额 | | 2,854,044 | | | 2,524,641 | |
| 递延税项净资产(负债) | | $ | (1,166,690) | | | $ | (669,697) | |
(A)主要由于税额超过账面折旧。
截至2021年12月31日，我们有联邦净运营亏损结转$6.4十亿美元，其中大部分有一个无限期的结转期。我们预计将产生应税收入，并在未来期间利用这些净营业亏损结转。我们在多个州也有亏损和信贷结转，$2.8其中10亿美元有无限期的结转期和1.9其中10亿美元将在2022年至2038年之间到期。我们有与联邦和州净营业亏损和信贷结转相关的递延税项资产#美元。1.610亿美元1.7分别在2021年和2020年达到10亿美元。我们认为，某些国家结转的税收优惠更有可能得不到利用；因此，我们记录了#美元的估值免税额。6.4百万, $20.9百万美元和美元11.3通过与这些税收优惠相关的净收入2021, 2020 and 2019，分别为。
M. 未合并的附属公司
对未合并关联公司的投资 - 下表列出了我们在指定时期内对未合并附属公司的投资：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 网络
所有权
利息 | | 十二月三十一日，
2021 | | 十二月三十一日，
2020 |
| | | | | (几千美元) |
| 北方边界输油管道 | | 50% | | $ | 283,170 | | | $ | 291,987 | |
| 陆上通道管道 | | 50% | | 403,011 | | | 409,573 | |
| 路人 | | 50% | | 70,777 | | | 66,794 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 其他(A) | | 五花八门 | | 40,655 | | | 36,678 | |
| 对未合并关联公司的投资(B) | | $ | 797,613 | | | $ | 805,032 | |
(A)-截至2020年12月31日的年度，包括非现金减值费用#美元的影响37.7与下文讨论的股权投资有关的100万美元，被以#美元的额外股权收购部分抵销20.0百万美元。
(B)--权益法商誉(附注A)为#美元16.52021年12月31日和2020年12月31日为100万人。
投资和减值净收益中的权益 - 下表列出了我们在所示期间的投资净收益(亏损)中的权益：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | (几千美元) |
| 北方边界输油管道 | | $ | 64,470 | | | $ | 75,409 | | | $ | 68,871 | |
| 陆上通道管道 | | 19,434 | | | 38,618 | | | 63,698 | |
| 路人 | | 33,293 | | | 29,017 | | | 26,839 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 其他 | | 5,323 | | | 197 | | | (4,867) | |
| 投资净收益中的权益 | | $ | 122,520 | | | $ | 143,241 | | | $ | 154,541 | |
| | | | | | |
| 股权投资减值准备 | | $ | — | | | $ | (37,730) | | | $ | — | |
| | | | | | |
减值费用-2020年，我们产生了1美元的非现金减值费用30.5与我们的10.2在我们的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，包括$22.3与权益法商誉相关的百万美元，以及7.2百万美元非现金减值费用与我们的50在我们的天然气液体部门对奇泽姆管道公司的投资比例。该等减值费用计入截至2020年12月31日止年度的综合损益表的权益投资减值内。
我们在与未合并的附属公司的交易中产生的费用为$62.8百万，$135.4百万美元和美元164.72021年、2020年和2019年分别为100万美元，主要与陆上通道管道和北部边界管道有关。从我们的权益法被投资人那里获得的收入和应收账款以及应付给我们的权益法被投资人的账款并不重要。
北方边界输油管道-《北方边界管道伙伴关系协议》规定，将根据每个伙伴的所有权百分比权益按比例分配给北方边界管道的合作伙伴。北部边界管道管理委员会决定这种分配的数量和时间。北方边境管道现金分配政策的任何变化或暂停，都需要得到北方边境管道管理委员会的一致批准。现金分配等于100从北方边界管道的财务报表中根据EBITDA减去利息支出和维护资本支出确定的可分配现金流的百分比。根据北部边界管道管理委员会的决定，我们收到了额外的分配#美元。50.0在截至2019年12月31日的年度内，从北方边境管道获得100万美元。 根据其信贷协议，禁止从北方边境管道向其合作伙伴或附属公司提供贷款或其他预付款。在所有提交的时期，我们都做出了不是对北方边境管道的贡献。
陆上通道管道-陆上通道管道协议规定，向陆上通道管道成员的分配将根据每个成员的所有权百分比权益按比例进行。陆上通道管道公司管理委员会决定此类分配的金额和时间。任何更改或暂停来自陆上PASS管道的现金分配都需要获得OVERLAND PASS管道公司管理委员会的一致批准。现金分配等于100有限责任公司协议中定义的可用现金的百分比。在提交的所有期间，我们对陆上通道管道的贡献都不是很大。
路人-RoadRunner协议规定，根据每个成员的所有权利益按比例分配给成员。作为运营商，我们被授权根据RoadRunner协议确定此类分发，并按照协议中规定的频率进行分发。现金分配等于100可用现金的百分比，如有限责任公司协议中所定义。在所有提交的期间，我们对RoadRunner的贡献并不重要。
我们与RoadRunner签订了一项运营协议，规定向我们偿还或支付管理服务和某些运营成本。RoadRunner的报销和支付包括在我们所有期间的综合损益表的营业收入中，这些都不是实质性的。
N. 承付款和或有事项
承付款-固定运输和储存合同是固定价格合同，为我们提供固定的运输和存储能力。下表列出了我们在所示期间的运输和储存合同付款情况：
| | | | | | | | |
| | | 坚定
交通运输
和存储
合同 |
| | | (数百万美元) |
| 2022 | | $ | 72.3 | |
| 2023 | | 63.1 | |
| 2024 | | 59.3 | |
| 2025 | | 53.9 | |
| 2026 | | 40.8 | |
| 此后 | | 211.6 | |
| 总计 | | $ | 501.0 | |
环境问题与管道安全 - 天然气、液化石油气、凝析油和其他产品的收集、加工、分馏、运输和储存的管道、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和法规的制约。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。不遵守这些法律和条例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对运营或施工的禁令或限制。管理层认为，根据目前已知的信息，不遵守这些法律和法规的重大风险不会对我们的综合运营结果、财务状况或现金流产生不利影响。
法律诉讼-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确切地预测，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，都不是实质性的。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重大不利影响。
O. 租契
我们租赁某些建筑物、仓库、办公空间、管道能力、土地和设备，包括管道设备、轨道车辆和信息技术设备。我们的租赁支付一般是直线的，行使租赁续期选择权(期限不同)是我们唯一的酌情决定权。如果我们合理地确定将行使可用的续期选择权，我们会在租赁期内包括续约期。我们适用短期政策选择，这允许我们将初始期限为12个月或更短的租约排除在确认之外。我们的租赁协议不包括任何剩余价值担保或重大限制性契约。
通过ONEOK租赁公司和ONEOK停车公司，我们拥有一座办公楼和一个停车场，并将这些设施中的多余空间出租给附属公司和其他公司。我们的综合租赁收入不是很大。
下表列出了我们的租赁资产和负债的信息，这些资产和负债包括在我们的综合资产负债表中：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 租契 | 位置在我们的综合
资产负债表 | | 2021年12月31日 | | 2020年12月31日 |
| | | | (几千美元) |
资产 | | | | | |
| 经营租约 | 其他资产 | | $ | 89,558 | | | $ | 100,154 | |
| 融资租赁 | 财产、厂房和设备 | | 29,962 | | | 28,286 | |
| 融资租赁 | 累计折旧 | | (3,590) | | | (2,451) | |
| 租赁资产总额 | | | $ | 115,930 | | | $ | 125,989 | |
| | | | | |
| 负债 | | | | | |
| 当前 | | | | | |
| 经营租约 | 经营租赁负债 | | $ | 13,783 | | | $ | 13,610 | |
| 融资租赁 | 其他流动负债 | | 2,584 | | | 2,153 | |
| 非电流 | | | | | |
| 经营租约 | 经营租赁负债 | | 75,636 | | | 87,610 | |
| 融资租赁 | 其他递延信贷 | | 21,082 | | | 22,143 | |
| 租赁总负债 | | | $ | 113,085 | | | $ | 125,516 | |
下表列出了与我们的租赁相关的补充现金流信息：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2021 | | 2020 |
| | (几千美元) |
为计入租赁负债的金额支付的现金 | | | | |
| 经营租赁的经营现金流 | | $ | 15,690 | | | $ | 13,245 | |
| 融资租赁现金流 | | $ | 2,307 | | | $ | 1,949 | |
| 以经营性租赁负债(非现金)换取的使用权资产(A) | | $ | 1,150 | | | $ | 99,547 | |
(A)-于2019年12月，我们订立管道容量营运租约，租期为10从2020年1月1日开始的年份。关于本租赁，我们确认了一项经营性租赁使用权资产和租赁负债，剩余余额为#美元。69.0百万美元和美元69.9分别为100万，截至2020年12月31日。
下表列出了有关我们在指定期间的租赁成本的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| 位置在我们的综合
损益表 | | 2021 | | 2020 |
| | | (几千美元) |
| 经营租约 | 运营和维护 | | $ | 17,747 | | | $ | 17,162 | |
| 融资租赁 | | | | | |
| 租赁资产摊销 | 折旧及摊销 | | 1,139 | | | 1,131 | |
| 租赁负债利息 | 利息支出 | | 2,338 | | | 2,537 | |
| 总租赁成本 | | | $ | 21,224 | | | $ | 20,830 | |
下表列出了我们在指定时期的租赁信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021年12月31日 | | 2020年12月31日 |
| 加权平均剩余租赁年限(年) | | | |
| 经营租约 | 7.8 | | 8.3 |
| 融资租赁 | 6.6 | | 7.8 |
| 加权平均贴现率(A) | | | |
| 经营租约 | 3.40% | | 3.20% |
| 融资租赁 | 9.60% | | 10.00% |
(A)-我们的加权平均贴现率代表租赁中隐含的利率或与租赁剩余期限相等的期限的递增借款利率。
下表列出了截至2021年12月31日我们租赁负债的到期日：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 金融
租赁 | | 运营中
租契 |
| | (数百万美元) |
| | | | |
| 2022 | | $ | 4.7 | | | $ | 16.4 | |
| 2023 | | 4.7 | | | 13.9 | |
| 2024 | | 4.7 | | | 12.6 | |
| 2025 | | 5.4 | | | 11.2 | |
| 2026 | | 4.5 | | | 11.4 | |
| 2027年及以后 | | 8.3 | | | 36.9 | |
| 租赁付款总额 | | 32.3 | | | 102.4 | |
| 减去：利息 | | 8.6 | | | 13.0 | |
| 租赁负债现值 | | $ | 23.7 | | | $ | 89.4 | |
P. 收入
合同资产和合同负债-我们在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度年初和年底的合同资产余额主要与我们公司的分级费率服务运输合同有关，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1月1日的余额 | | $ | 57.1 | |
| 已确认收入计入期初余额(C) | | (36.1) | |
| 净增加量 | | 20.4 | |
| 2020年12月31日的结余(A) | | 41.4 | |
| 已确认收入计入期初余额 | | (23.7) | |
| 净增加量 | | 33.8 | |
| 2021年12月31日的结余(B) | | $ | 51.5 | |
(A)--合同负债#美元23.7百万美元和美元17.7百万美元分别计入我们综合资产负债表中的其他流动负债和其他递延信贷。
(B)--合同负债#美元35.3百万美元和美元16.2百万美元分别计入我们综合资产负债表中的其他流动负债和其他递延信贷。
(C)--包括以前递延的收入的合同结算。
客户应收账款与收入分类-截至2021年12月31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Q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。
下表列出了截至2021年12月31日分配给未履行的履约债务的合计价值，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范围为一个月到22年:
| | | | | | | | |
| 预计收入确认期间 | | (数百万美元) |
| 2022 | | $ | 339.1 | |
| 2023 | | 288.2 | |
| 2024 | | 238.1 | |
| 2025 | | 162.7 | |
| 2026年及以后 | | 781.3 | |
| 分配给未履行债务的总估计交易价格 | | $ | 1,809.4 | |
上表不包括完全分配给完全未履行的履约义务、完全未履行的转让属于单一履约义务一部分的不同货物或服务的承诺的可变对价以及我们确定为完全受限的对价。有关不包括的可变对价的性质及与可变对价有关的履约责任的性质的资料，可参阅附注A所讨论的主要合约类型的描述。吾等决定完全受限制的金额，涉及交易价未知的长期销售合同项下的未来销售责任及最低成交量协议，吾等认为该等协议在开具发票前是完全受限制的。
Q. 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：
•我们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
•我们的天然气管道部门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。
其他和抵销包括公司成本、我们总部大楼和相关停车设施的运营和租赁活动，以及将我们的可报告部门与我们的综合财务报表进行协调所需的抵销。
在截至2021年12月31日的一年中，我们的天然气液体部门的一个客户的收入约为11.6占我们合并收入的1%。在截至2020年12月31日和2019年12月31日的年度内，我们没有收到任何客户10占我们合并收入的%或更多。
运营细分市场信息 - 下表列出了我们的运营部门在所示时期的某些选定财务信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | 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 | | $ | 2,821,175 | | | $ | 13,653,120 | | | $ | — | | | $ | 16,474,295 | |
| 残渣天然气销售 | | 1,483,898 | | | — | | | 115,495 | | | 1,599,393 | |
| 收集、处理和交换服务收入 | | 135,501 | | | 517,758 | | | — | | | 653,259 | |
| 运输和仓储收入 | | — | | | 179,619 | | | 490,498 | | | 670,117 | |
| 其他 | | 20,965 | | | 41,376 | | | 910 | | | 63,251 | |
| 总收入(C) | | 4,461,539 | | | 14,391,873 | | | 606,903 | | | 19,460,315 | |
| 销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | (3,226,078) | | | (11,939,661) | | | (11,236) | | | (15,176,975) | |
| 运营成本 | | (367,390) | | | (528,084) | | | (170,257) | | | (1,065,731) | |
| 投资净收益中的权益 | | 3,757 | | | 21,000 | | | 97,763 | | | 122,520 | |
| 非现金薪酬费用及其他 | | 17,299 | | | 18,511 | | | 4,637 | | | 40,447 | |
| 分部调整后的EBITDA | | $ | 889,127 | | | $ | 1,963,639 | | | $ | 527,810 | | | $ | 3,380,576 | |
| | | | | | | | |
| 折旧及摊销 | | $ | (260,011) | | | $ | (298,937) | | | $ | (58,702) | | | $ | (617,650) | |
| 对未合并关联公司的投资 | | $ | 27,018 | | | $ | 416,648 | | | $ | 353,947 | | | $ | 797,613 | |
| 总资产 | | $ | 6,768,955 | | | $ | 14,502,372 | | | $ | 2,143,307 | | | $ | 23,414,634 | |
| 资本支出 | | $ | 275,165 | | | $ | 306,949 | | | $ | 92,617 | | | $ | 674,731 | |
(A)-我们的天然气液体部门有受监管和不受监管的操作。我们天然气液体部门的受监管业务的收入为2.4亿美元，其中2.2与该部门的收入以及销售和燃料成本相关的10亿美元607.5百万美元。
(B)-我们的天然气管道部分有受监管和不受监管的运营。我们天然气管道部门的受监管业务的收入为394.2百万美元，销售和燃料成本为$24.3百万美元。
(C)-部门间收入主要是以合同销售价格为基础的商品销售，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2.9十亿美元。天然气液体和天然气管道部门的部门间收入不是很大。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | 总计
细分市场 | | 其他和
淘汰 | | 总计 |
| | | (几千美元) |
| 合计分部与合并分部的对账 | | | | | | |
| 天然气和凝析油销售 | | $ | 16,474,295 | | | $ | (2,904,598) | | | $ | 13,569,697 | |
| 残渣天然气销售 | | 1,599,393 | | | — | | | 1,599,393 | |
| 收集、处理和交换服务收入 | | 653,259 | | | — | | | 653,259 | |
| 运输和仓储收入 | | 670,117 | | | (13,121) | | | 656,996 | |
| 其他 | | 63,251 | | | (2,287) | | | 60,964 | |
| 总收入(A) | | $ | 19,460,315 | | | $ | (2,920,006) | | | $ | 16,540,309 | |
| | | | | | |
| 销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | $ | (15,176,975) | | | $ | 2,920,320 | | | $ | (12,256,655) | |
| 运营成本 | | $ | (1,065,731) | | | $ | (1,357) | | | $ | (1,067,088) | |
| 折旧及摊销 | | $ | (617,650) | | | $ | (4,051) | | | $ | (621,701) | |
| 投资净收益中的权益 | | $ | 122,520 | | | $ | — | | | $ | 122,520 | |
| 对未合并关联公司的投资 | | $ | 797,613 | | | $ | — | | | $ | 797,613 | |
| 总资产 | | $ | 23,414,634 | | | $ | 206,979 | | | $ | 23,621,613 | |
| 资本支出 | | $ | 674,731 | | | $ | 22,123 | | | $ | 696,854 | |
(A)-截至2021年12月31日的年度的非客户收入总额为(565.0)主要与商品合约衍生品的损失有关。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的年度 | | 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 | | $ | 889,388 | | | $ | 6,409,332 | | | $ | — | | | $ | 7,298,720 | |
| 残渣天然气销售 | | 771,486 | | | — | | | 8,693 | | | 780,179 | |
| 收集、处理和交换服务收入 | | 141,943 | | | 488,574 | | | — | | | 630,517 | |
| 运输和仓储收入 | | — | | | 182,915 | | | 470,097 | | | 653,012 | |
| 其他 | | 17,304 | | | 9,192 | | | 1,192 | | | 27,688 | |
| 总收入(C) | | 1,820,121 | | | 7,090,013 | | | 479,982 | | | 9,390,116 | |
销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | (843,976) | | | (5,108,558) | | | (6,809) | | | (5,959,343) | |
| 运营成本 | | (326,938) | | | (412,900) | | | (141,713) | | | (881,551) | |
| 投资净收益(亏损)中的权益 | | (1,123) | | | 39,938 | | | 104,426 | | | 143,241 | |
| 非现金薪酬费用及其他 | | 1,952 | | | 8,748 | | | 1,540 | | | 12,240 | |
| 分部调整后的EBITDA | | $ | 650,036 | | | $ | 1,617,241 | | | $ | 437,426 | | | $ | 2,704,703 | |
| | | | | | | | |
| 折旧及摊销 | | $ | (247,010) | | | $ | (271,900) | | | $ | (55,739) | | | $ | (574,649) | |
| 减值费用 | | $ | (566,145) | | | $ | (78,785) | | | $ | — | | | $ | (644,930) | |
| 对未合并关联公司的投资 | | $ | 22,757 | | | $ | 423,494 | | | $ | 358,781 | | | $ | 805,032 | |
| 总资产 | | $ | 6,499,908 | | | $ | 13,636,109 | | | $ | 2,100,213 | | | $ | 22,236,230 | |
| 资本支出 | | $ | 446,142 | | | $ | 1,655,759 | | | $ | 71,918 | | | $ | 2,173,819 | |
(A)-我们的天然气液体部门有受监管和不受监管的操作。我们天然气液体部门的受监管业务的收入为2.0亿美元，其中1.8与该部门的收入以及销售和燃料成本相关的10亿美元520.6百万美元。
(B)-我们的天然气管道部分有受监管和不受监管的运营。我们天然气管道部门的受监管业务的收入为298.5百万美元，销售和燃料成本为$30.4百万美元。
(C)-部门间收入主要是以合同销售价格为基础的商品销售，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865.6百万美元。天然气液体和天然气管道部门的部门间收入不是很大。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2020年12月31日的年度 | | 总计
细分市场 | | 其他和
淘汰 | | 总计 |
| | | (几千美元) |
| 合计分部与合并分部的对账 | | | | | | |
| 天然气和凝析油销售 | | $ | 7,298,720 | | | $ | (820,851) | | | $ | 6,477,869 | |
| 残渣天然气销售 | | 780,179 | | | (10,860) | | | 769,319 | |
| 收集、处理和交换服务收入 | | 630,517 | | | — | | | 630,517 | |
| 运输和仓储收入 | | 653,012 | | | (14,599) | | | 638,413 | |
| 其他 | | 27,688 | | | (1,564) | | | 26,124 | |
| 总收入(A) | | $ | 9,390,116 | | | $ | (847,874) | | | $ | 8,542,242 | |
| | | | | | |
| 销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | $ | (5,959,343) | | | $ | 849,197 | | | $ | (5,110,146) | |
| 运营成本 | | $ | (881,551) | | | $ | (4,653) | | | $ | (886,204) | |
| 折旧及摊销 | | $ | (574,649) | | | $ | (4,013) | | | $ | (578,662) | |
| 减值费用 | | $ | (644,930) | | | $ | — | | | $ | (644,930) | |
| 投资净收益中的权益 | | $ | 143,241 | | | $ | — | | | $ | 143,241 | |
| 对未合并关联公司的投资 | | $ | 805,032 | | | $ | — | | | $ | 805,032 | |
| 总资产 | | $ | 22,236,230 | | | $ | 842,524 | | | $ | 23,078,754 | |
| 资本支出 | | $ | 2,173,819 | | | $ | 21,562 | | | $ | 2,195,381 | |
(A)-截至2020年12月31日的年度非客户收入总计为美元65.8100万美元，主要与商品合约衍生品的收益有关。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日的年度 | | 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 | | $ | 1,224,378 | | | $ | 7,910,833 | | | $ | — | | | $ | 9,135,211 | |
| 残渣天然气销售 | | 966,149 | | | — | | | 1,244 | | | 967,393 | |
| 收集、处理和交换服务收入 | | 164,299 | | | 414,238 | | | — | | | 578,537 | |
| 运输和仓储收入 | | — | | | 197,483 | | | 466,266 | | | 663,749 | |
| 其他 | | 13,813 | | | 9,962 | | | 4,477 | | | 28,252 | |
| 总收入(C) | | 2,368,639 | | | 8,532,516 | | | 471,987 | | | 11,373,142 | |
销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | (1,302,310) | | | (6,690,918) | | | (4,628) | | | (7,997,856) | |
| 运营成本 | | (368,352) | | | (456,892) | | | (157,230) | | | (982,474) | |
| 投资净收益(亏损)中的权益 | | (6,292) | | | 65,123 | | | 95,710 | | | 154,541 | |
| 非现金薪酬费用及其他 | | 10,965 | | | 15,936 | | | 2,977 | | | 29,878 | |
| 分部调整后的EBITDA | | $ | 702,650 | | | $ | 1,465,765 | | | $ | 408,816 | | | $ | 2,577,231 | |
| | | | | | | | |
| 折旧及摊销 | | $ | (219,519) | | | $ | (196,132) | | | $ | (57,250) | | | $ | (472,901) | |
| 对未合并关联公司的投资 | | $ | 34,426 | | | $ | 439,393 | | | $ | 388,025 | | | $ | 861,844 | |
| 总资产 | | $ | 6,795,744 | | | $ | 12,551,476 | | | $ | 2,094,072 | | | $ | 21,441,292 | |
| 资本支出 | | $ | 926,489 | | | $ | 2,796,604 | | | $ | 99,221 | | | $ | 3,822,314 | |
(A)-我们的天然气液体部门有受监管和不受监管的操作。我们天然气液体部门的受监管业务的收入为1.4亿美元，其中1.2与该部门的收入以及销售和燃料成本相关的10亿美元496.8百万美元。
(B)-我们的天然气管道部分有受监管和不受监管的运营。我们天然气管道部门的受监管业务的收入为285.3百万美元，销售和燃料成本为$20.0百万美元。
(C)-部门间收入主要是以合同销售价格为基础的商品销售，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1.2十亿美元。天然气液体和天然气管道部门的部门间收入不是很大。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2019年12月31日的年度 | | 总计
细分市场 | | 其他和
淘汰 | | 总计 |
| | (几千美元) |
| 合计分部与合并分部的对账 | | | | | | |
| 天然气和凝析油销售 | | $ | 9,135,211 | | | $ | (1,190,424) | | | $ | 7,944,787 | |
| 残渣天然气销售 | | 967,393 | | | (1,418) | | | 965,975 | |
| 收集、处理和交换服务收入 | | 578,537 | | | — | | | 578,537 | |
| 运输和仓储收入 | | 663,749 | | | (15,646) | | | 648,103 | |
| 其他 | | 28,252 | | | (1,287) | | | 26,965 | |
| 总收入(A) | | $ | 11,373,142 | | | $ | (1,208,775) | | | $ | 10,164,367 | |
| | | | | | |
| 销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | $ | (7,997,856) | | | $ | 1,209,816 | | | $ | (6,788,040) | |
| 运营成本 | | $ | (982,474) | | | $ | (390) | | | $ | (982,864) | |
| 折旧及摊销 | | $ | (472,901) | | | $ | (3,634) | | | $ | (476,535) | |
| 投资净收益中的权益 | | $ | 154,541 | | | $ | — | | | $ | 154,541 | |
| 对未合并关联公司的投资 | | $ | 861,844 | | | $ | — | | | $ | 861,844 | |
| 总资产 | | $ | 21,441,292 | | | $ | 370,829 | | | $ | 21,812,121 | |
| 资本支出 | | $ | 3,822,314 | | | $ | 26,035 | | | $ | 3,848,349 | |
(A)-截至2019年12月31日的年度非客户收入总计为美元139.6百万美元主要与大宗商品合约的衍生品收益有关s.
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
净收入与分部调整后EBITDA总额的对账 | | (几千美元) |
| 净收入 | | $ | 1,499,706 | | | $ | 612,809 | | | $ | 1,278,577 | |
| 添加： | | | | | | |
| 扣除资本化利息后的利息支出 | | 732,924 | | | 712,886 | | | 491,773 | |
| 折旧及摊销 | | 621,701 | | | 578,662 | | | 476,535 | |
| 所得税费用 | | 484,498 | | | 189,507 | | | 372,414 | |
| 减值费用 | | — | | | 644,930 | | | — | |
| 非现金补偿费用 | | 42,592 | | | 8,540 | | | 26,699 | |
| 其他公司成本和股权AFUDC(A) | | (845) | | | (42,631) | | | (68,767) | |
| 分部调整后的EBITDA总额 | | $ | 3,380,576 | | | $ | 2,704,703 | | | $ | 2,577,231 | |
(A)-截至2020年12月31日的年度，包括公司净收益#美元22.3100万美元用于清偿与公开市场回购相关的债务。与2020年相比，截至2019年12月31日的年度包括与我们的资本增长项目相关的更高股本AFUDC。
项目9.会计和会计方面的变更和分歧
财务披露
没有。
第9A项。控制和程序
信息披露控制和程序的评估
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)条所要求的控制和程序的评估，得出结论，截至本报告所述期间结束时，我们的披露控制和程序是有效的。
管理层关于财务报告内部控制的报告
我们的管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制，这一术语在《交易法》规则13a-15(F)中有定义。在管理层(包括首席行政主任和首席财务官)的监督下，我们根据#年的框架评估了财务报告内部控制的有效性。内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。由于固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。根据我们在该框架下的评估，我们的管理层得出结论，我们对财务报告的内部控制自2021年12月31日起有效。
截至2021年12月31日，我们对财务报告的内部控制的有效性已由独立注册会计师事务所普华永道会计师事务所审计，其报告载于本报告(第8项)。
财务报告内部控制的变化
在截至2021年12月31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。
项目9B。其他信息
不适用。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
第三部分
项目10.董事、高管和公司治理
注册人的董事
关于我们董事的信息在我们的2022年最终委托书中阐述，并通过本参考并入本文。
注册人的行政人员
有关本公司行政人员的资料载于本年度报告第I部分，第1项，业务。
遵守《交易法》第16(A)条
关于遵守交易法第16(A)条的信息在我们的2022年最终委托书中阐述，并通过此引用并入本文。
道德守则
有关道德准则或商业行为准则的信息在我们的2022年最终委托书中阐述，并通过此引用并入本文。
提名委员会的程序
关于提名委员会程序的信息在我们的2022年最终委托书中阐述，并通过此参考并入本文。
审计委员会
关于审计委员会的信息在我们的2022年最终委托书中阐述，并通过此参考并入本文。
审计委员会财务专家
关于审计委员会财务专家的信息在我们的2022年最终委托书中阐述，并通过此参考并入本文。
项目11.高管薪酬
有关高管薪酬的信息在我们的2022年最终委托书中阐述，并通过本参考并入本文。
项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项
某些实益拥有人的担保所有权
关于某些受益所有者所有权的信息在我们的2022年最终委托书中阐述，并通过此引用并入本文。
管理层的安全所有权
关于董事和高级管理人员的担保所有权的信息在我们的2022年最终委托书中阐述，并通过此参考并入本文。
股权薪酬计划信息
下表列出了截至2021年12月31日有关我们股权薪酬计划的某些信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 证券数量
待发
在行使
未完成的选项，
认股权证和权利 | | 加权平均
行使价格：
未完成的选项，
认股权证和权利 | | 证券数量
保持可用时间
根据以下条款未来发行
股权补偿
图则(不包括
(A)栏内的证券) |
| 计划类别 | | (a) | | (b) (3) | | (c) |
股权补偿计划 经证券持有人批准(1) | | 3,237,097 | | | | | — | | | 6,077,029 | | |
股权补偿计划 未经证券持有人批准(2) | | 330,901 | | | | $ | 58.76 | | | | — | | |
| 总计 | | 3,567,998 | | | | $ | 58.76 | | | | 6,077,029 | | |
(1)-包括根据我们的员工股票购买计划、员工股票奖励计划和限制性股票激励单位奖励授予的股票，以及根据我们以前的长期激励计划、以前的股权薪酬计划和我们的股权激励计划授予的业绩单位奖励。关于这些计划的主要特征的简要说明，请参阅本年度报告中合并财务报表附注J。(C)栏分别包括573,622股、130,204股和5,373,203股，分别根据我们的员工购股计划、员工股票奖励计划和股权激励计划可供未来发行。
(2)-包括我们的NQDC计划、非雇员董事的递延薪酬计划和我们以前的非雇员董事股票补偿计划。关于这些计划的主要特征的简要说明，请参阅本年度报告中合并财务报表附注K和J。
(3)--限制性股票激励单位奖励和业绩单位奖励不存在关联行权价格。根据我们的非雇员董事递延补偿计划，递延到我们普通股的补偿将在分配之日按公平市场价值分配给参与者。这些计划用于计算表中加权平均行权价的价格为58.76美元，代表我们在纽约证券交易所普通股2021年年底的收盘价。
项目13.某些关系和相关交易，以及董事的独立性
有关某些关系和相关交易以及董事独立性的信息在我们的2022年最终委托书中阐述，并通过此引用并入本文。
项目14.主要会计费和服务
关于首席会计师费用和服务的信息在我们的2022年最终委托书中阐述，并通过此参考并入本文。
第四部分
项目15.证物、财务报表附表
| | | | | | | | | | | |
| (一)财务报表 | 页码 |
| | | |
| (a) | 独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID：238) | 54-55 |
| | | |
| (b) | 截至年度的综合损益表
December 31, 2021, 2020 and 2019 | 56 |
| | | |
| (c) | 截至年度的综合全面收益表
December 31, 2021, 2020 and 2019 | 57 |
| | | |
| (d) | 截至2021年12月31日和2020年12月31日的合并资产负债表 | 58-59 |
| | | |
| (e) | 截至年度的综合现金流量表
December 31, 2021, 2020 and 2019 | 61 |
| | | |
| (f) | 截至年度的综合权益变动表
December 31, 2021, 2020 and 2019 | 62-63 |
| | | |
| (g) | 合并财务报表附注 | 64-100 |
| | | |
| (2)财务报表附表 | |
| | | |
| 所有的时间表都被省略了，因为没有条件需要它们。 |
| | | | | | | | |
| (3)展品 |
| | |
| 3 | 修订和重新签署的ONEOK，Inc.的注册证书，日期为2017年7月3日，经修订(通过引用将附件3.2并入ONEOK，Inc.于2017年11月1日提交的Form 10-Q季度报告中(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 3.1 | 修订和重述Oneok，Inc.的章程(通过引用将附件3.1并入Oneok，Inc.于2022年2月28日提交的Form 8-K当前报告(文件号1-13643))。 |
| | |
| 4 | WAI公司(现为ONEOK，Inc.)可转换优先股指定证书2008年11月21日提交的(通过引用从附件3.1并入ONEOK，Inc.于2012年8月1日提交的Form 10-Q季度报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 4.1 | ONEOK，Inc.于2008年11月21日提交的C系列参与优先股的指定证书(通过引用并入ONEOK，Inc.于2012年8月1日提交的Form 10-Q季度报告(文件编号1-13643)的附件3.1中)。 |
| | |
| 4.2 | 第五补充契约，日期为2017年6月30日，由ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和纽约梅隆信托银行作为受托人(通过引用附件4.1并入ONEOK Inc.于2017年7月3日提交的当前8-K报告(文件编号1-13643)中)。 |
| | |
| 4.3 | 普通股证书格式(通过引用从附件1并入1997年11月21日提交的ONEOK公司的8-A表格注册声明(文件编号1-13643))。 |
| | | | | | | | |
| 4.4 | 作为受托人的Oneok公司和德克萨斯大通银行之间的契约，日期为1998年9月24日(通过引用附件4.1并入Oneok公司1998年8月26日提交的S-3表格的注册声明(文件编号333-62279))。 |
| | |
| 4.5 | ONEOK公司和太阳信托银行作为受托人于2001年12月28日签订的契约(通过引用2001年12月28日提交的ONEOK公司S-3表格注册说明书第1号修正案附件4.1(第333-65392号文件))。 |
| | |
| 4.6 | 第二份补充契约日期为1998年9月25日，由ONEOK公司和作为受托人的德克萨斯州大通银行就2028年到期的6.875%的债券(通过引用从附件5(B)并入ONEOK公司1998年10月2日提交的8-K/A表格的当前报告(第1-13643号文件))。 |
| | |
| 4.7 | 第三补充契约，日期为2017年6月30日，由ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人(通过引用附件4.2并入ONEOK Inc.于2017年7月3日提交的当前8-K报告(文件号1-13643)中)。 |
| | |
| 4.8 | ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人，于2015年3月20日就2020年到期的3.80%优先债券(通过引用ONEOK Partners，L.P.于2015年3月20日提交的表格8-K的当前报告(文件编号1-12202)并入)签署了第13份补充契约。 |
| | |
| 4.9 | 第14次补充契约，日期为2015年3月20日，由ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人，就2025年到期的4.90%优先债券(通过参考2015年3月20日提交给ONEOK Partners，L.P.的表格8-K的当前报告(文件编号1-12202)并入)。 |
| | |
| 4.10 | 第四份补充契约，日期为2017年7月13日，由作为受托人的ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和U.S.Bank National Association作为受托人，涉及2027年到期的4.00%优先债券(通过引用附件4.1并入ONEOK Inc.于2017年7月13日提交的当前8-K表报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 4.11 | 第五份补充契约，日期为2017年7月13日，由作为受托人的ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和U.S.Bank National Association作为受托人，涉及2047年到期的4.95%优先债券(通过引用附件4.2并入ONEOK Inc.于2017年7月13日提交的当前8-K表报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 4.12 | 第十五份补充契约，日期为2017年6月30日，由作为受托人的ONEOK Partners，L.P.，Oneok，Inc.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人(通过引用纳入Oneok，Partners，L.P.于2017年7月3日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-12202))。 |
| | |
| 4.13 | 2017年4月20日提交的ONEOK，Inc.的E系列非投票权永久优先股的指定、优先和权利证书(通过引用并入ONEOK，Inc.于2017年4月20日提交的8-K表格的当前报告(文件号1-13643)的附件3.1中)。 |
| | |
| 4.14 | 第三补充契约，日期为2005年6月17日，由ONEOK公司和作为受托人的SunTrust银行就2035年到期的6.00%优先债券(通过引用附件4.3并入ONEOK公司2005年6月17日提交的当前8-K表格报告(第1-13643号文件))。 |
| | |
| 4.15 | 第十一份补充契约，日期为2013年9月12日，由ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人，就2023年到期的5.000%优先债券(通过参考2013年9月12日提交给ONEOK Partners，L.P.的当前表格8-K报告(文件编号1-12202)并入)。 |
| | |
| | | | | | | | |
| 4.16 | 第十二期补充契约，日期为2013年9月12日，由ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人，就2043年到期的6.200%优先债券(通过参考2013年9月12日提交给ONEOK Partners，L.P.的当前表格8-K报告(文件编号1-12202)并入)。 |
| | |
| 4.17 | 作为受托人的ONEOK Partners，L.P.和Wells Fargo Bank，N.A.之间的契约，日期为2006年9月25日(通过参考ONEOK Partners，L.P.于2006年9月26日提交的8-K表格的当前报告(文件编号1-12202)的附件4.1而并入)。 |
| | |
| 4.18 | 第三次补充契约，日期为2006年9月25日，由ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人，就2036年到期的6.65%优先债券(通过参考2006年9月26日提交给ONEOK Partners，L.P.的表格8-K的当前报告(文件编号1-12202)并入)。 |
| | |
| 4.19 | ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人，于2007年9月28日签署了第四份补充契约，涉及2037年到期的6.85%优先债券(合并时参考了ONEOK Partners，L.P.于2007年9月28日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-12202)的附件4.2)。 |
| | |
| 4.20 | ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人，于2009年3月3日签署的第五份补充契约，涉及2019年到期的8.625%优先债券(合并时参考了ONEOK Partners，L.P.于2009年3月3日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-12202)的附件4.2)。 |
| | |
| 4.21 | 第九期补充契约，日期为2012年9月13日，由ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人，就2022年到期的3.375%优先债券(通过引用附件4.3并入ONEOK Partners，L.P.于2012年9月13日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-12202))。 |
| | |
| 4.22 | 第七份补充契约，日期为2011年1月26日，由ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人，就2041年到期的6.125%优先债券(通过引用附件4.3并入ONEOK Partners，L.P.于2011年1月26日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-12202))。 |
| | |
| 4.23 | 作为受托人的ONEOK，Inc.和美国银行全国协会之间的契约，日期为2012年1月26日(通过参考Oneok，Inc.于2012年1月26日提交的Form 8-K当前报告(文件号1-13643)的附件4.1并入)。 |
| | |
| 4.24 | 第一补充契约，日期为2012年1月26日，由ONEOK，Inc.和作为受托人的美国银行全国协会就2022年到期的4.25%优先债券(通过参考ONEOK，Inc.于2012年1月26日提交的当前Form 8-K报告(1-13643号文件)的附件4.2并入)。 |
| | |
| 4.25 | 第二补充契约，日期为2015年8月21日，由ONEOK，Inc.和作为受托人的美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)就2023年到期的7.50%票据(通过参考ONEOK，Inc.于2015年8月21日提交的当前8-K表格报告(1-13643号文件)的附件4.1并入)。 |
| | |
| 4.26 | 第四补充契约，日期为2017年6月30日，由作为受托人的ONEOK，Inc.，ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和U.S.Bank National Association作为受托人，关于2035年到期的6.00%优先债券(通过引用附件4.3并入ONEOK Inc.于2017年7月3日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 4.27 | 第六份补充契约，日期为2018年7月2日，由ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人，涉及2028年到期的4.55%优先债券(通过引用纳入ONEOK，Inc.于2018年7月2日提交的8-K表格当前报告(文件号1-13643)的附件4.1)。 |
| | | | | | | | |
| | |
| 4.28 | ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人的第七份补充契约，日期为2018年7月2日，涉及2048年到期的5.20%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.于2018年7月2日提交的8-K表格当前报告(文件号1-13643)的第4.2号附件)。 |
| | |
| 4.29 | 作为受托人的ONEOK，Inc.，ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和U.S.Bank National Association作为受托人的第八份补充契约，日期为2019年3月13日，内容涉及2029年到期的4.35%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.于2019年3月13日提交的8-K表格当前报告(文件号1-13643)的附件第4.2号)。 |
| | |
| 4.30 | 第九期补充契约，日期为2019年3月13日，由ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人，涉及2048年到期的5.20%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.于2019年3月13日提交的8-K表格当前报告(文件号1-13643)的第4.3号附件)。 |
| | |
| 4.31 | 第十份补充契约，日期为2019年8月15日，由ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人，涉及2024年到期的2.75%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.于2019年8月15日提交的当前8-K表格报告(文件号1-13643)附件4.1)。 |
| | |
| 4.32 | 第十一份补充契约，日期为2019年8月15日，由ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人，涉及2029年到期的3.40%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.于2019年8月15日提交的当前8-K表格报告(文件号1-13643)的附件第4.2号)。 |
| | |
| 4.33 | 第十二份补充契约，日期为2019年8月15日，由作为受托人的ONEOK，Inc.，ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和U.S.Bank National Association作为受托人，涉及2049年到期的4.45%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.于2019年8月15日提交的当前8-K表格报告(文件号1-13643)附件4.3中)。 |
| | |
| 4.34 | ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人的第13份补充契约，日期为2020年3月10日，涉及2025年到期的2.200%优先债券(通过引用纳入ONEOK公司2020年3月10日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 4.35 | 作为受托人的ONEOK，Inc.，ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和U.S.Bank National Association作为受托人的第14份补充契约，日期为2020年3月10日，涉及2030年到期的3.100%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.于2020年3月10日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-13643)中的第4.2号附件)。 |
| | |
| 4.36 | ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人，关于2050年到期的4.500%优先票据(通过引用并入ONEOK公司2020年3月20日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-13643)的附件4.3中)的第15份契约。 |
| | |
| 4.37 | 作为受托人的ONEOK，Inc.，ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和U.S.Bank National Association之间的第16份补充契约，日期为2020年5月7日，涉及2026年到期的5.850%优先债券(通过引用并入ONEOK公司2020年5月7日提交的8-K表格的当前报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 4.38 | ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人的第17份补充契约，日期为2020年5月7日，涉及2031年到期的6.350%优先债券(通过引用并入ONEOK公司2020年5月7日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-13643)中的第4.2号附件)。 |
| | | | | | | | |
| | |
| 4.39 | ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人的第18份补充契约，日期为2020年5月7日，涉及2051年到期的7.150%优先债券(通过引用并入ONEOK公司2020年5月7日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-13643)中的第4.3号附件)。 |
| | |
| 4.40 | 证券说明(通过引用并入Oneok，Inc.截至2021年2月23日提交的财政年度Form 10-K年度报告的附件4.43(文件号1-13643))。 |
| | |
| 10 | ONEOK，Inc.长期激励计划(通过引用从附件10(A)合并到ONEOK，Inc.于2002年3月14日提交的Form 10-K年度报告(文件编号1-13643)。 |
| | |
| 10.1 | Oneok，Inc.非雇员董事股票薪酬计划(通过引用并入ONEOK公司2001年1月25日提交的S-8表格注册声明(文件编号333-54274)的附件99)。 |
| | |
| 10.2 | ONEOK公司的补充高管退休计划于2004年12月31日终止并冻结(通过引用附件10.1并入ONEOK公司2004年12月20日提交的8-K表格的当前报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.3 | ONEOK，Inc.2005年补充高管退休计划，经修订和重述，日期为2008年12月18日(通过引用附件10.3并入ONEOK，Inc.于2009年2月25日提交的Form 10-K年度报告中(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.4 | ONEOK，Inc.，Citibank，N.A.，作为行政代理、Swingline贷款人、信用证发行人和贷款人，以及其他贷款人、Swingline贷款人和信用证发行人当事人之间的信贷协议，日期为2017年4月18日(通过引用附件10.1并入ONEOK，Inc.于2017年4月19日提交的当前表格8-K报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.5 | 经修订的ONEOK，Inc.与ONEOK，Inc.高级管理人员和董事之间的赔偿协议表(通过引用将附件10.5并入ONEOK，Inc.截至2014年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告中，提交于2015年2月25日(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.6 | 修订和重新修订了ONEOK，Inc.年度高级管理人员激励计划(通过引用将附件10.1并入ONEOK，Inc.于2009年5月27日提交的Form 8-K当前报告(文件号1-13643))。 |
| | |
| 10.7 | 2004年12月16日修订和重述的ONEOK公司员工非合格递延补偿计划(通过引用从附件10.3并入ONEOK公司2004年12月20日提交的8-K表格的当前报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.8 | ONEOK，Inc.2005年非限定递延补偿计划，经修订和重述，日期为2008年12月18日(通过引用从附件10.8并入ONEOK，Inc.于2009年2月25日提交的截至2008年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告(文件1-13643))。 |
| | |
| 10.9 | ONEOK，Inc.非雇员董事递延薪酬计划，经修订和重述，日期为2008年12月18日(通过引用并入ONEOK，Inc.于2009年2月25日提交的Form 10-K年度报告中的附件10.9(文件编号1-13643))。 |
| | |
| | |
| | |
| 10.10 | ONEOK Partners，L.P.和ONEOK Partners Intermediate Limited Partners之间的担保协议，日期为2017年6月30日，根据日期为2017年4月18日的信贷协议，ONEOK Partners，L.P.和ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership之间的担保协议，以花旗银行为行政代理，ONEOK，Inc.，Citibank，N.A.和其他贷款人当事人之间的担保协议(通过引用附件10.1并入ONEOK，Inc.于2017年7月3日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-13643))。 |
| | | | | | | | |
| | |
| 10.11 | 延期协议，日期为2018年6月18日，由ONEOK，Inc.，Citibank，N.A.作为行政代理、Swingline贷款人、信用证发行人和贷款人，以及其他贷款人、Swingline贷款人和信用证发行人双方签订(通过引用纳入ONEOK，Inc.于2018年6月18日提交的当前8-K表报告(文件编号1-13643)的第10.1号附件)。 |
| | |
| 10.12 | 第一修正案和延期协议，日期为2019年5月24日，由ONEOK，Inc.，Citibank，N.A.作为行政代理、Swingline贷款人、信用证发行人和贷款人，以及其他贷款人、Swingline贷款人和信用证发行人双方签订(通过引用并入ONEOK，Inc.于2019年5月29日提交的8-K表格当前报告(文件编号1-13643)的第10.1号附件)。 |
| | |
| 10.13 | ONEOK Overland Pass Holdings，L.L.C.与Williams field Services Company，LLC于2006年5月31日签订的修订和重新签署的ONEOK Overland Pass管道有限责任公司协议(通过参考ONEOK Partners，L.P.截至2006年8月4日的Form 10-Q季度报告(文件编号1-12202)的附件10.6而并入)。 |
| | |
| 10.14 | ONEOK，Inc.控制分离计划中高级人员变更的表格(通过引用从附件10.1并入ONEOK，Inc.于2011年7月22日提交的8-K表格的当前报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.15 | 2018年2月21日的2018年限制性单位股票奖励协议表格(通过引用附件10.17并入ONEOK，Inc.于2018年2月27日提交的Form 10-K年度报告(1-13643号文件))。 |
| | |
| 10.16 | 2018年2月21日的2018年业绩单位奖励协议表(通过引用附件10.18并入ONEOK，Inc.于2018年2月27日提交的Form 10-K年度报告(1-13643号文件))。 |
| | |
| 10.17 | 日期为2022年2月23日的2022年限制性单位股票奖励协议格式。 |
| | |
| 10.18 | 2022年绩效单位奖励协议书表格日期为2022年2月23日。 |
| | |
| 10.19 | 定期贷款协议，日期为2018年11月19日，由ONEOK，Inc.、作为行政代理和贷款人的瑞穗银行有限公司以及其他贷款人当事人之间的定期贷款协议(通过引用并入ONEOK，Inc.于2018年11月21日提交的当前Form 8-K报告(文件号1-13643)的第10.1号附件)。 |
| | |
| 10.20 | 担保协议，日期为2018年11月19日，由ONEOK Partners Intermediate Limited和Oneok Partners，L.P.根据上述定期贷款协议(通过引用并入ONEOK，Inc.于2018年11月21日提交的当前8-K表格报告(1-13643号文件)中的第10.2号附件)，以瑞穗银行为行政代理签署。 |
| | |
| 10.21 | Oneok，Inc.股权激励计划(通过引用Oneok，Inc.于2018年4月5日提交的关于附表14A的最终委托书附录A(文件编号1-13643)合并)。 |
| | |
| 10.22 | Oneok，Inc.利润分享计划，日期为2005年1月1日(通过引用纳入Oneok，Inc.于2004年12月30日提交的S-8表格注册声明(文件编号333-121769)的附件99)。 |
| | |
| 10.23 | 经修订和重述的ONEOK公司股权薪酬计划，日期为2008年12月18日(通过引用从附件10.44并入ONEOK公司2009年2月25日提交的截至2008年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| | | | | | | | |
| 10.24 | 2020年7月23日ONEOK公司与瑞士信贷证券(美国)有限公司、美国银行证券公司、高盛公司、瑞穗证券美国公司、摩根士丹利公司、加拿大皇家银行资本市场公司、Scotia Capital(美国)公司、SMBC日兴证券美国公司、SunTrust Robinson Humphrey公司和道明证券(美国)有限公司作为销售代理、委托人和/或远期卖家，以及瑞士信贷资本公司、美国银行、瑞穗市场美洲公司、摩根士丹利公司之间的股权分配协议作为远期买方的加拿大皇家银行、丰业银行和多伦多道明银行(通过引用从附件1.1并入Oneok，Inc.的最新8-K表格报告，提交日期为2020年7月24日(第1-13643号文件))。 |
| | |
| 10.25 | 主转发确认表格(通过引用从附件1.2并入ONEOK Inc.当前的8-K表格报告，提交日期为2020年7月24日(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.26 | 信用协议第二修正案，日期为2020年6月26日，在作为行政代理的ONEOK，Inc.，Citibank，N.A.之间，作为行政代理、Swingline贷款人、信用证发行人和贷款人，以及其他贷款人、Swingline贷款人和信用证发行人各方(通过引用纳入ONEOK Inc.于2020年6月30日提交的当前Form 8-K报告(文件编号1-13643)的附件10.1。 |
| | |
| 10.27 | 日期为2019年2月20日的2019年受限单位奖励协议表格(通过引用附件10.54并入ONEOK，Inc.于2019年2月26日提交的截至2018年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.28 | 2019年绩效单位奖励协议表，日期为2019年2月20日(通过引用附件10.55并入ONEOK Inc.于2019年2月26日提交的截至2018年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告(文件号1-13643))。 |
| | |
| 10.29 | 2021年受限单位奖励协议表格(从附件10.33引用到ONEOK，Inc.于2021年2月23日提交的截至2020年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告(文件编号1-13643)) |
| | |
| 10.30 | 2021年绩效单位奖励协议表格(从附件10.34引用到ONEOK，Inc.于2021年2月23日提交的截至2020年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告(文件编号1-13643)) |
| | |
| 10.31 | 2020年受限单位奖励协议表格(通过引用ONEOK，Inc.截至2019年12月31日的财政年度10-K表格年度报告的附件10.35并入，提交于2020年2月25日(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.32 | 2020年绩效单位奖励协议表格(通过引用附件10.36并入ONEOK，Inc.截至2019年12月31日的财政年度10-K表格年度报告，提交于2020年2月25日(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.33 | 自2012年5月23日起修订和重述的ONEOK，Inc.员工股票购买计划(通过参考ONEOK，Inc.于2012年8月1日提交的Form 10-Q季度报告(文件编号1-13643)的附件10.2并入)。 |
| | |
| 10.34 | 2019年绩效单位奖励协议第一修正案表格(参考ONEOK，Inc.于2020年2月25日提交的截至2019年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告的附件10.38(1-13643号文件))。 |
| | |
| 10.35 | 2018年绩效单位奖励协议第一修正案表格(通过引用ONEOK，Inc.截至2019年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告附件10.39并入表格10-K，提交于2020年2月25日(文件编号1-13643))。 |
| | |
| | | | | | | | |
| 10.36 | ONEOK，Inc.2020年非限定延期补偿计划日期为2019年7月24日，自2020年1月1日起生效(通过引用将附件10.40并入ONEOK，Inc.于2021年2月23日提交的财政年度Form 10-K年度报告中(文件编号1-13643)) |
| | |
| 10.37 | ONEOK公司和皮尔斯·H·诺顿二世之间的股权激励计划受限单位奖励协议(Make-Whole奖励)的表格(通过引用ONEOK公司截至2021年8月4日提交的Form 10-Q季度报告(文件编号1-13643)的附件10.1并入)。 |
| | |
| 21 | 有关注册人子公司的所需信息。 |
| | |
| 22 | 担保证券的附属担保人及发行人名单. |
| | |
| 23 | 独立注册会计师事务所普华永道会计师事务所同意。 |
| | |
| 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条对Walter·S·胡尔斯三世的认证。 |
| | |
| 32.1 | 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Walter S.Hulse三世的证明(仅根据第13a-14(B)条提供)。 |
| | |
| 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。 |
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| 101.LAB | 内联XBRL分类标签Linkbase文档。 |
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| 101.PRE | 内联XBRL分类演示文稿Linkbase文档。 |
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| 104 | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。 |
本年度报告附件101是与XBRL有关的下列文件：(1)文件和实体信息；(2)截至2021年、2020年和2019年12月31日的综合收益表；(3)截至2021年、2020年和2019年12月31日的综合全面收益表；(4)2021年和2020年12月31日的综合资产负债表；(5)截至2021年、2020年和2019年12月31日的综合现金流量表；(6)截至2021年、2020年和2019年12月31日的综合权益变动表；(七)合并财务报表附注。
项目16.表格10-K摘要
没有。
签名
根据《交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
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| | ONEOK，Inc. |
| | 注册人 |
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| 日期：2022年3月1日 | 发信人： | /Walter S.Hulse III |
| | | Walter·S·赫尔斯三世 |
| | | 首席财务官、财务主管和 |
| | | 战略执行副总裁总裁 |
| | 和公司事务 |
| | | (首席财务官) |
根据交易法的要求，本报告已由以下人员代表注册人并以2022年3月1日所示的身份签署。
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| 约翰·W·吉布森 | | /s/皮尔斯·H·诺顿 |
| 约翰·W·吉布森 | | 皮尔斯·H·诺顿 |
| 董事会主席 | | 首席执行官总裁和 |
| | | 董事 |
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| /Walter S.Hulse III | | 玛丽·M·斯皮尔斯 |
| Walter·S·赫尔斯三世 | | 玛丽·M·斯皮尔斯 |
| 首席财务官、财务主管和 | | 总裁副局长和 |
| 战略执行副总裁总裁 | | 首席会计官 |
| 和公司事务 | | |
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| /s/Brian L.Derksen | | /朱莉·H·爱德华兹 |
| 布莱恩·L·德克森 | | 朱莉·H·爱德华兹 |
| 董事 | | 董事 |
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| /s/马克·W·赫尔德曼 | | 兰德尔·J·拉森 |
| 马克·W·赫尔德曼 | | 兰德尔·J·拉森 |
| 董事 | | 董事 |
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| /s/Steven J.Malcolm | | /s/吉姆·W·莫格 |
| 史蒂文·J·马尔科姆 | | 吉姆·W·莫格 |
| 董事 | | 董事 |
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| /s/帕蒂·L·摩尔 | | /爱德华多·A·罗德里格斯 |
| 帕蒂·L·摩尔 | | 爱德华多·罗德里格斯 |
| 董事 | | 董事 |
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| 杰拉尔德·B·史密斯 | | |
| 杰拉尔德·B·史密斯 | | |
| 董事 | | |
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