kmi-20220930
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NaturalGasMember2022-01-012022-09-300001506307美国公认会计准则：运营部门成员KMI：天然气管道成员美国-公认会计准则：产品成员2022-01-012022-09-300001506307KMI：产品管道成员美国公认会计准则：运营部门成员美国-公认会计准则：产品成员2022-01-012022-09-300001506307美国公认会计准则：运营部门成员KMI：终端成员美国-公认会计准则：产品成员2022-01-012022-09-300001506307美国公认会计准则：运营部门成员美国-公认会计准则：产品成员KMI：二氧化碳成员2022-01-012022-09-300001506307美国-公认会计准则：产品成员美国-美国公认会计准则：公司非部门成员2022-01-012022-09-300001506307美国公认会计准则：运营部门成员KMI：天然气管道成员2022-01-012022-09-300001506307KMI：产品管道成员美国公认会计准则：运营部门成员2022-01-012022-09-300001506307美国公认会计准则：运营部门成员KMI：终端成员2022-01-012022-09-300001506307美国公认会计准则：运营部门成员KMI：二氧化碳成员2022-01-012022-09-300001506307美国-美国公认会计准则：公司非部门成员2022-01-012022-09-300001506307KMI：第一个服务成员美国公认会计准则：运营部门成员KMI：天然气管道成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：产品管道成员KMI：第一个服务成员美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：第一个服务成员美国公认会计准则：运营部门成员KMI：终端成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：第一个服务成员美国公认会计准则：运营部门成员KMI：二氧化碳成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：第一个服务成员美国-美国公认会计准则：公司非部门成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：第一个服务成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：基于Feeed的服务成员美国公认会计准则：运营部门成员KMI：天然气管道成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：产品管道成员KMI：基于Feeed的服务成员美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：基于Feeed的服务成员美国公认会计准则：运营部门成员KMI：终端成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：基于Feeed的服务成员美国公认会计准则：运营部门成员KMI：二氧化碳成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：基于Feeed的服务成员美国-美国公认会计准则：公司非部门成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：基于Feeed的服务成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：TotalServicesRevenueMember美国公认会计准则：运营部门成员KMI：天然气管道成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：产品管道成员KMI：TotalServicesRevenueMember美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：TotalServicesRevenueMember美国公认会计准则：运营部门成员KMI：终端成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：TotalServicesRevenueMember美国公认会计准则：运营部门成员KMI：二氧化碳成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：TotalServicesRevenueMember美国-美国公认会计准则：公司非部门成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：TotalServicesRevenueMember2021-01-012021-09-300001506307KMI：NaturalGasSalesMember美国公认会计准则：运营部门成员KMI：天然气管道成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：产品管道成员KMI：NaturalGasSalesMember美国公认会计准则：运营部门成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：NaturalGasSalesMember美国公认会计准则：运营部门成员KMI：终端成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：NaturalGasSalesMember美国公认会计准则：运营部门成员KMI：二氧化碳成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：NaturalGasSalesMember美国-美国公认会计准则：公司非部门成员2021-01-012021-09-300001506307KMI：NaturalGasSalesMember2021-01-012021-09-300001506307美国公认会计准则：运营部门成员KMI：天然气管道成员KMI：ProductOtherthan 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美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549

F O R M10-Q  

☑  依据第13或15(D)条提交的季度报告
美国证券交易所的 交易所 1934年法令

截至本季度末2022年9月30日

或

☐  过渡 依据第13或15(D)条提交报告
1934年《证券交易法》

由_至_的过渡期

委托文件编号：001-35081
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1506307/000150630722000111/kmi-20220930_g1.gif

金德摩根公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
 
特拉华州80-0682103
(述明或其他司法管辖权
公司或组织)		(税务局雇主
识别号码)
路易斯安那街1001号, 1000套房, 休斯敦, 德克萨斯州77002
(主要行政办公室地址)(邮政编码)
注册人的电话号码，包括区号：713-369-9000

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
P类普通股KMI纽约证券交易所
优先债券2027年到期，息率2.250KMI 27 A纽约证券交易所

用复选标记表示注册人是否：(1)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或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内一直遵守此类提交要求。是þ No ☐

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þ No ☐

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”、“非加速申报公司”、“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þ加速文件服务器☐非加速文件服务器☐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是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐不是þ

截至2022年10月20日，注册人拥有2,247,742,071已发行的P类普通股。



金德摩根公司及附属公司
目录
页面
数
词汇表
2
有关前瞻性陈述的信息
3
第一部分财务信息
第1项。
财务报表(未经审计)
综合损益表--截至2022年和2021年9月30日的三个月和九个月
4
综合全面收益表--截至2022年和2021年9月30日的三个月和九个月
5
合并资产负债表-截至2022年9月30日和2021年12月31日
6
合并现金流量表--截至2022年和2021年9月30日的9个月
7
股东权益合并报表--截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月
9
合并财务报表附注
10
注1。
一般信息
10
注2.
收购和资产剥离
11
注3.
减值损失和其他减记
13
注4.
债务
14
注5.
股东’权益
15
注6.
风险管理
16
注7.
收入确认
21
注8.
可报告的细分市场
24
注9.
所得税
25
注10.
诉讼与环境
26
注11.
近期会计公告
30
第二项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
陈述的一般内容和依据
32
经营成果
32
概述
32
合并收益结果(GAAP)
35
非公认会计准则财务指标
38
分部收益结果
41
一般及行政及公司收费、利息、净权益及非控制性权益
49
所得税
51
流动性与资本资源
51
子公司证券担保综合财务信息汇总
55
第三项。
关于市场风险的定量和定性披露
56
第四项。
控制和程序
56
第二部分：其他信息
 
第1项。
法律诉讼
56
第1A项。
风险因素
56
第二项。
未登记的股权证券销售和收益的使用
56
第三项。
高级证券违约
56
第四项。
煤矿安全信息披露
57
第五项。
其他信息
57
第六项。
陈列品
58
签名
59
1


金德摩根公司及附属公司
词汇表

公司缩写
EPNG=埃尔帕索天然气公司，L.L.C.红宝石=Ruby管道控股公司
KMBT=金德摩根散装货柜码头公司SFPP=SFPP，L.P.
KMI=金德摩根及其控股和/或控股的子公司Sng=南方天然气公司
三峡=田纳西天然气管道公司，L.L.C.
KMLT=金德摩根液体码头有限责任公司
除文意另有所指外，凡提及“我们”、“我们”、“我们”或“本公司”，意指Kinder Morgan，Inc.及其控股和/或控股的子公司。
常见行业和其他术语
/d=每天一次FERC=联邦能源管理委员会
Bbl=桶公认会计原则=美国公认会计原则
BBtu=十亿英制热量单位有限责任公司=有限责任公司
Bcf=十亿立方英尺伦敦银行同业拆借利率=伦敦银行间同业拆借利率
CERCLA=综合环境响应、赔偿和责任法Mbbl=千桶
MMbbl=百万桶
公司2
=
二氧化碳还是我们的CO2业务细分市场
MMton=百万吨
折扣现金流=可分配现金流NGL=天然气液体
副署长及助理署长=折旧、损耗和摊销纽约商品交易所=纽约商品交易所
EBDA=扣除折旧、损耗和摊销费用前的收益，包括股权投资超额成本的摊销场外交易=非处方药
PHMSA=管道和危险材料安全管理
EBITDA=扣除利息、所得税、折旧、损耗和摊销费用以及股权投资超额成本摊销前的收益ROU=使用权
美国=美利坚合众国
环境保护局=美国环保署WTI=西德克萨斯中质油
FASB=财务会计准则委员会


2

有关前瞻性陈述的信息

本报告包括前瞻性陈述。这些前瞻性陈述被认为是与历史或当前事实无关的任何陈述。他们使用诸如“预期”、“相信”、“打算”、“计划”、“预测”、“预测”、“战略”、“展望”、“继续”、“估计”、“预期”、“可能”、“将”、“将”或这些术语的其他变体或类似术语的否定词。具体而言，有关未来行动、条件或事件、未来经营结果或产生销售、收入或现金流、偿债或支付股息能力的明示或暗示陈述，均为前瞻性陈述。本报告中的前瞻性表述包括与以下方面有关的明示或暗示表述：对我们资产和服务的长期需求、我们预期的股息和资本项目，包括这些项目的预期完成时间和效益。

可能导致实际结果与本报告中前瞻性陈述所表达或暗示的结果大不相同的重要因素包括：我们运输和处理的产品的供应和需求发生变化的时间和程度；商品价格；以及第一部分第二项中描述的其他风险和不确定因素。管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析以及第一部分，第3项。关于市场风险的定量和定性披露在本报告中，以及有关前瞻性陈述的信息“和第I部，第1A项。“风险因素在截至2021年12月31日的年度报告Form 10-K中(除非此类信息被后续报告中的信息修改或取代)。

在考虑前瞻性陈述时，您应该牢记这些风险因素。这些风险因素可能导致我们的实际结果与任何前瞻性陈述中包含的结果大不相同。由于这些风险和不确定性，您不应过度依赖任何前瞻性陈述。除适用法律要求外，我们不承担公开更新或修改我们的任何前瞻性陈述以反映未来事件或发展的任何义务。

3

第一部分财务信息

项目1.财务报表


金德摩根公司及附属公司
合并损益表
(未经审计，以百万美元计，每股金额除外)

截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
收入 
服务$2,028 $1,928 $6,089 $5,734 
商品销售3,108 1,868 8,416 6,343 
其他41 28 116 108 
总收入
5,177 3,824 14,621 12,185 
营运成本、开支及其他 
销售成本2,717 1,559 7,294 4,504 
运营和维护712 614 1,960 1,710 
折旧、损耗和摊销551 526 1,632 1,595 
一般和行政162 174 470 490 
所得税以外的税项113 106 340 324 
(收益)资产剥离和减值损失，净额(9)4 (30)1,602 
其他收入，净额— (3)(6)(6)
总运营成本、费用和其他
4,246 2,980 11,660 10,219 
营业收入931 844 2,961 1,966 
其他收入(费用) 
股权投资收益195 169 564 392 
股权投资超额成本摊销(19)(21)(57)(56)
利息，净额(399)(368)(1,087)(1,122)
其他，净额(注2)21 21 63 264 
其他费用合计
(202)(199)(517)(522)
所得税前收入729 645 2,444 1,444 
所得税费用(134)(134)(512)(248)
净收入595 511 1,932 1,196 
可归因于非控股权益的净收入(19)(16)(54)(49)
Kinder Morgan，Inc.的净收入。$576 $495 $1,878 $1,147 
P类普通股
基本每股收益和稀释后每股收益$0.25 $0.22 $0.83 $0.50 
基本和稀释加权平均未偿还股份2,253 2,267 2,262 2,265 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
4


金德摩根公司及附属公司
综合全面收益表
(单位：百万，未经审计)
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
净收入$595 $511 $1,932 $1,196 
其他综合收益(亏损)，税后净额  
衍生工具未实现净收益(亏损)(税后净额为$(40), $41, $109及$135，分别)
123 (131)(366)(444)
将衍生工具净亏损重新分类为收益净额(税后净额$(29), $(28), $(118), and $(55)，分别)
104 92 396 181 
福利计划调整(扣除税金净额$(1), $(2), $(6) and $(7)，分别)
2 6 18 28 
其他全面收益(亏损)合计229 (33)48 (235)
综合收益824 478 1,980 961 
可归属于非控股权益的全面收益(19)(16)(54)(49)
可归属于KMI的全面收入$805 $462 $1,926 $912 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
5


金德摩根公司及附属公司
合并资产负债表
(以百万为单位，未经审计的股票和每股金额除外)

2022年9月30日2021年12月31日
资产
流动资产
现金和现金等价物$483 $1,140 
受限存款240 7 
应收账款1,873 1,611 
衍生工具合约的公允价值194 220 
盘存715 562 
其他流动资产314 289 
流动资产总额3,819 3,829 
财产、厂房和设备、净值35,534 35,653 
投资7,465 7,578 
商誉19,965 19,914 
其他无形资产，净额1,875 1,678 
递延所得税— 115 
递延费用和其他资产1,334 1,649 
总资产$69,992 $70,416 
负债和股东权益
流动负债
债务的当期部分$2,634 $2,646 
应付帐款1,579 1,259 
应计利息327 504 
应计税297 270 
衍生工具合约的公允价值501 178 
其他流动负债810 964 
流动负债总额6,148 5,821 
长期负债和递延信贷
长期债务
杰出的
29,000 29,772 
债务公允价值调整
107 902 
长期债务总额29,107 30,674 
递延所得税442 — 
其他长期负债和递延信贷2,160 2,000 
长期负债和递延信贷总额31,709 32,674 
总负债37,857 38,495 
承付款和或有事项(附注4和10)
股东权益
P类普通股，$0.01面值，4,000,000,000授权股份，2,249,727,830 和2,267,391,527已发行和已发行的股票
23 23 
额外实收资本41,689 41,806 
累计赤字(10,593)(10,595)
累计其他综合损失(363)(411)
总计Kinder Morgan，Inc.的股东权益30,756 30,823 
非控制性权益1,379 1,098 
股东权益总额32,135 31,921 
总负债和股东权益$69,992 $70,416 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
6


金德摩根公司及附属公司
合并现金流量表
(单位：百万，未经审计)
截至9月30日的9个月，
20222021
经营活动的现金流
净收入$1,932 $1,196 
将净收入与业务活动提供的现金净额进行调整 
折旧、损耗和摊销1,632 1,595 
递延所得税499 236 
股权投资超额成本摊销57 56 
衍生工具合约的公平市价变动45 60 
(收益)资产剥离和减值损失，净额(30)1,602 
出售股权投资的收益(附注2)— (206)
股权投资收益(564)(392)
股权投资收益的分配548 535 
营运资金构成部分的变化
应收账款(260)(119)
盘存(165)(89)
其他流动资产(60)(90)
应付帐款347 362 
扣除利率掉期后的应计利息净额(160)(177)
应计税27 15 
其他流动负债2 71 
费率赔偿、退款和其他诉讼准备金调整(189)(97)
其他，净额(98)(118)
经营活动提供的净现金3,563 4,440 
投资活动产生的现金流
收购资产和投资，扣除收购现金后的净额(附注2)(488)(1,518)
资本支出(1,144)(894)
出售投资所得收益(附注2)4 417 
对投资的贡献(60)(36)
超过累计收益的股权投资分配126 121 
其他，净额17 (1)
用于投资活动的现金净额(1,545)(1,911)
融资活动产生的现金流
债务的发行8,898 4,950 
偿还债项(9,569)(6,459)
债务发行成本(21)(20)
分红(1,876)(1,828)
股份回购(333)— 
出售非控股权益所得款项(附注2)557 — 
非控制性权益的贡献1 4 
分配给投资伙伴— (67)
对非控股权益的分配(85)(14)
其他，净额(14)(25)
用于融资活动的现金净额(2,442)(3,459)
现金、现金等价物和受限存款净减少(424)(930)
期初现金、现金等价物和受限存款1,147 1,209 
现金、现金等价物和受限存款，期末$723 $279 
期初现金和现金等价物$1,140 $1,184 
受限存款，期初7 25 
期初现金、现金等价物和受限存款1,147 1,209 
7

金德摩根公司和子公司(续)
合并现金流量表
(单位：百万，未经审计)
截至9月30日的9个月，
20222021
现金和现金等价物，期末483 102 
受限存款，期末240 177 
现金、现金等价物和受限存款，期末723 279 
现金、现金等价物和受限存款净减少$(424)$(930)
非现金投融资活动
已确认的净收益资产和经营租赁债务，包括调整$19 $35 
从应计费用和承包人预留费中增加财产、厂房和设备23 4 
现金流量信息的补充披露
期内支付的利息现金(扣除资本化利息)1,278 1,313 
期间支付的所得税现金，净额12 8 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
8

金德摩根公司及附属公司
合并股东权益报表
(单位：百万，未经审计)
普通股其他内容
已缴费
资本		累计
赤字		累计
其他
全面
损失		股东的
股权
可归因性
至KMI		非控制性
利益		总计
已发行股份面值
2022年6月30日的余额2,257 $23 $41,654 $(10,540)$(592)$30,545 $1,080 $31,625 
股份回购(9)(160)(160)(160)
限售股
2 5 5 5 
净收入576 576 19 595 
分配
— (32)(32)
投稿
— 1 1 
子公司所有权权益变更的影响190 190 311 501 
分红(629)(629)(629)
其他综合收益229 229 229 
2022年9月30日的余额2,250 $23 $41,689 $(10,593)$(363)$30,756 $1,379 $32,135 
普通股其他内容
已缴费
资本		累计
赤字		累计
其他
全面
损失		股东的
股权
可归因性
至KMI		非控制性
利益		总计
已发行股份面值
2021年6月30日的余额2,265$23 $41,793 $(10,496)$(609)$30,711 $429 $31,140 
限售股
2(5)(5)(5)
净收入495 495 16 511 
分配
— (6)(6)
投稿
— 1 1 
分红(616)(616)(616)
其他综合损失(33)(33)(33)
2021年9月30日的余额2,267$23 $41,788 $(10,617)$(642)$30,552 $440 $30,992 
普通股其他内容
已缴费
资本		累计
赤字		累计
其他
全面
损失		股东的
股权
可归因性
至KMI		非控制性
利益		总计
已发行股份面值
2021年12月31日的余额2,267 $23 $41,806 $(10,595)$(411)$30,823 $1,098 $31,921 
采用ASU 2020-06的影响(注5)
(11)(11)(11)
2022年1月1日的余额2,267 23 41,795 (10,595)(411)30,812 1,098 31,910 
股份回购(19)(333)(333)(333)
EP Trust I首选安全转换1 1 1 
限售股
2 36 36 36 
净收入1,878 1,878 54 1,932 
分配
— (85)(85)
投稿
— 1 1 
子公司所有权权益变更的影响190 190 311 501 
分红
(1,876)(1,876)(1,876)
其他综合收益48 48 48 
2022年9月30日的余额2,250 $23 $41,689 $(10,593)$(363)$30,756 $1,379 $32,135 
普通股其他内容
已缴费
资本		累计
赤字		累计
其他
全面
损失		股东的
股权
可归因性
至KMI		非控制性
利益		总计
已发行股份面值
2020年12月31日余额2,264$23 $41,756 $(9,936)$(407)$31,436 $402 $31,838 
限售股
332 32 32 
净收入1,147 1,147 49 1,196 
分配
— (14)(14)
投稿
— 4 4 
分红(1,828)(1,828)(1,828)
其他
— (1)(1)
其他综合损失(235)(235)(235)
2021年9月30日的余额2,267$23 $41,788 $(10,617)$(642)$30,552 $440 $30,992 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
9


金德摩根公司及附属公司
合并财务报表附注
(未经审计)

1.一般规定

组织

我们是北美最大的能源基础设施公司之一。我们拥有权益或经营大约83,000绵延数英里的管道，141终端，700工作天然气储气量的Bcf和2.2Bcf/年可再生天然气发电能力。我们的管道输送天然气、精炼石油产品、可再生燃料、原油、凝析油、一氧化碳2和其他产品，我们的码头储存和处理各种商品，包括汽油，柴油，可再生燃料原料，化学品，乙醇，金属和石油焦。

陈述的基础

一般信息

我们随附的未经审计的综合财务报表是根据美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)的规则和规定编制的。这些规则和条例符合美国财务会计准则委员会会计准则编纂(ASC)中包含的会计原则，这是公认会计原则的唯一来源。根据这些规章制度，所有重要的公司间项目在合并中都已取消。

我们认为，为公平陈述中期的财务状况及经营业绩，所有属正常及经常性性质的调整均已包括在随附的综合财务报表内，而以往期间的某些金额已重新分类，以符合目前的列报方式。中期业绩不一定代表全年的业绩；因此，您应该将这些合并财务报表与我们的合并财务报表和包括在我们的2021年Form 10-K中的相关注释一起阅读。

随附的未经审计的综合财务报表包括我们的账目和我们控制的或主要受益人的子公司的账目。我们评估我们在商业企业中的财务利益，以确定它们是否代表我们是主要受益者的可变利益实体。如果符合这些标准，我们将把这类企业的财务报表与我们自己的财务报表合并。

商誉

除了根据市场状况的变化定期评估长期资产和商誉的减值外，我们还在每年5月31日评估商誉的减值。在2022年5月31日的评估中，我们将我们的业务分组为七报告单位如下：(一)成品油管道(不包括关联终端)；(二)成品油管道终点站(出于商誉目的与成品油管道分开评估)；(三)受监管的天然气管道；(四)不受监管的天然气管道；(五)公司2(Vi)码头和(Vii)能源过渡风险投资公司。

在我们的商誉减值测试中使用的公允价值估计包括公允价值等级的第三级投入。这些投入包括使用市场法估值方法的估值估计，其中包括主要涉及管理层的重大判断的假设，以及关于市场倍数、可比销售交易、一般经济状况以及对我们资产处理或运输的产品的相关需求的估计。这些因素的任何一个或组合的变化将导致报告单位公允价值的变化，这可能导致未来的减值费用。这种潜在的非现金减值可能会对我们的运营业绩产生重大影响。

我们2022年5月31日的年度减值测试结果表明，对于我们的每个报告单位，报告单位的公允价值超过了账面价值。

每股收益

我们用两类法计算每股收益。收益被分配给P类普通股和参与证券，其依据是当期支付的股息数额加上未分配收益或超额分配对收益的分配，前提是每种证券都参与收益或超额分配。我们的非既得性限制性股票奖励，可能是向员工和非雇员董事发行的限制性股票或限制性股票单位，包括股息等值支付，不参与超过收益的超额分配。
10



下表说明了P类普通股和参与证券的股东可获得的净收入分配情况：
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(单位：百万，每股除外)
可供股东使用的净收入$576 $495 $1,878 $1,147 
参与证券：
减去：分配给限制性股票奖励的净收入(A)(4)(4)(9)(10)
分配给P类股东的净收入$572 $491 $1,869 $1,137 
基本加权平均流通股2,253 2,267 2,262 2,265 
基本每股收益$0.25 $0.22 $0.83 $0.50 
(a)截至2022年9月30日，有13未偿还的百万股限制性股票奖励。

下表列出了反摊薄的潜在普通股等价物的最大数量，因此不包括在确定稀释后每股收益时。由于我们没有其他普通股等价物，我们的稀释后每股收益与我们所有期间的基本每股收益相同。
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(以百万为单位，加权平均)
未归属的限制性股票奖励13 13 13 13 
可转换信托优先证券3 3 3 3 

2.收购和资产剥离

企业合并

截至2022年9月30日，我们对截至2022年9月30日的9个月内完成的重大收购的初步收购价格分配如下。
采购价格的分配
参考日期采办收购价流动资产物业、厂房和设备其他长期资产商誉流动负债
(单位：百万)
(1)8/22北美自然资源公司。$132 $2 $5 $64 $61 $— 
(2)7/22Mas CanAm，LLC358 9 31 319 — (1)

收购的资产符合我们投资低碳能源的战略，并作为我们新的能源过渡风险投资集团的一部分纳入我们的CO2业务部门。

(1)北美自然资源收购

2022年8月11日，我们完成了对七来自北美自然资源公司及其姊妹公司North American BioFuels，LLC和North American-Central，LLC(NANR)的垃圾填埋场资产，包括密歇根州和肯塔基州的天然气发电设施，价格为$132百万美元，包括对营运资金的初步收购价格调整。收购价分配内的其他长期资产包括与气体权和客户合同有关的无形资产，加权平均摊销期限约为13好几年了。虽然我们对这笔交易的分析正在进行中，但我们目前认为与这笔收购相关的商誉是可以扣税的。

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(2)收购Mas CanAm

2022年7月19日，我们完成了对三Mas CanAm，LLC的垃圾填埋场资产，包括德克萨斯州阿灵顿的一个可再生天然气设施以及路易斯安那州什里夫波特和德克萨斯州维多利亚的Medium Btu设施，价格为美元358百万美元，包括营运资金的初步收购价格调整。收购价格分配内的其他长期资产反映了与客户合同有关的无形资产，其摊销期限约为17好几年了。

备考资料

假设上述收购已于2022年1月1日发生一样的备考综合收益表资料并无呈列，因为该等资料与随附的综合收益表所呈列的资料并无重大不同。

商誉

在收购日计量所有可识别的有形和无形资产以及按公允价值承担的负债后，超出的购买价格计入商誉。商誉是一种无形资产，代表预期从收购中获得的未来经济利益，但没有分配给其他可识别、可单独确认的资产。我们认为，产生我们商誉的主要项目既是收购资产和我们先前存在的资产之间创造的协同效应的价值，也是我们通过利用我们先前存在的业务经验来增长我们收购的业务的预期能力。我们采用了一种追溯方法，将递延所得税记录在外部账面上--我们投资的税基差异。因此，不会记录与在被投资方层面记录的不可抵扣商誉相关的递延所得税。

截至2022年9月30日的9个月，我们商誉金额的变化按报告单位汇总如下：
受监管的天然气管道天然气管道不受监管
公司2
成品油管道成品油管道终端终端机
公司2-能源过渡风险投资公司
总计
(单位：百万)
截至2021年12月31日的商誉$14,249 $2,343 $928 $1,378 $151 $802 $63 $19,914 
收购(A)— — — — — — 51 51 
截至2022年9月30日的商誉
$14,249 $2,343 $928 $1,378 $151 $802 $114 $19,965 
(a)包括我们收购NANR产生的商誉和一美元10与我们2021年收购Kinetrex相关的收购价格调整，这归因于长期递延税项负债。

资产剥离

出售Elba液化公司的权益

2022年9月26日，我们完成了一笔25.5Elba液化公司(ELC)的%所有权权益。我们收到了净收益#美元。557100万美元，用于减少短期借款。由于我们继续拥有ELC的控股权，我们录得增加$190在截至2022年9月30日的三个月和九个月的合并股东权益表中，反映了我们在ELC的所有权权益变化的影响，增加了100万欧元的“额外实收资本”。我们继续拥有一家25.5拥有并运营ELC的%权益。

我们继续巩固ELC。我们已确定ELC是一个可变利益实体，由我们间接控制的南方液化公司(SLC)是主要受益者，因为它有能力指导对ELC的经济表现最重要的活动，并有权获得利益和承担损失。除了作为ELC的运营商外，对ELC作为可变利益实体和SLC作为主要受益者的评估还包括以下考虑：(I)ELC与其客户之间的液化服务协议旨在由ELC收回运营和维护ELC设施的实际成本，这降低了所有股权所有者吸收因成本变动而造成的损失的风险；(Ii)ELC的几乎所有活动都涉及共同控制下的KMI子公司，这些子公司为ELC的运营提供服务并从中受益。
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下表显示了我们综合资产负债表中ELC资产和负债的账面金额和分类：
2022年9月30日
(单位：百万)
资产
流动资产$43 
财产、厂房和设备、净值1,207 
递延费用和其他资产6 
负债
流动负债$28 
其他长期负债和递延信贷5 

我们通过我们在SLC的权益间接从ELC获得分配，但否则ELC的资产不能用于偿还我们的债务。ELC的债权人对我们的一般信用没有追索权，ELC的债务只能用ELC的资产来清偿。ELC不为我们的债务或其他类似承诺提供担保。

出售NGPL Holdings的权益

2021年3月8日，我们和Brookfield Infrastructure Partners L.P.(Brookfield)完成了一项合并销售25将我们的合资企业NGPL Holdings LLC(NGPL Holdings)的%权益转让给ArcLight Capital Partners，LLC(ArcLight)控制的一只基金。我们收到了净收益#美元。412100万美元，作为我们按比例分得的售出权益。我们确认了1美元的税前收益。206在截至2021年9月30日的九个月中，我们的比例份额包括在我们随附的综合收益表上的“其他净额”内。我们和布鲁克菲尔德现在各自持有37.5NGPL Holdings的%权益。

3. 减值损失和其他减记

长期资产减值

在2021年第二季度，我们对天然气管道业务部门中的南得克萨斯州收集和加工资产进行了减值评估，这是由于对与2024年到期的重新合同相关的数量和费率的预期较低所致。我们使用收益法来估计公允价值，并将其与账面价值进行比较。在计算公允价值时作出的重要假设包括对未来现金流和贴现率的估计，这是一项第3级投入。 作为我们评估的结果，我们确认了一项非现金、长期资产减值#美元。1,600在截至2021年9月30日的9个月中，

对Ruby的投资

在2021年第一季度，我们确认了一项税前费用为117在截至2021年9月30日的9个月中，我们从股票被投资人Ruby那里获得的应收附属票据减记了100万美元，这笔款项被计入我们随附的综合损益表中的“股权投资收益”。此次减记是由Ruby对其资产确认的减值推动的。

Ruby破产法第11章申请破产

Ruby Pipeline，L.L.C.的2022年无担保票据余额于2022年4月1日到期，本金为美元475百万美元。尽管Ruby有足够的流动性来运营其业务，但它缺乏足够的流动性来偿还2022年4月1日到期日的2022年无担保票据下的债务。因此，2022年3月31日，Ruby根据美国破产法第11章向特拉华州地区美国破产法院提交了自愿救济请愿书。Ruby作为债务人，将继续作为在美国破产法院管辖下占有财产的债务人继续正常运作。我们在2019年第四季度完全减值了对Ruby的股权投资，并在2021年第一季度完全减值了对Ruby附属票据的投资。我们有不是截至2022年9月30日或2021年12月31日，在与Ruby相关的合并资产负债表中，我们的“投资”中包含的金额。
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4.债务

下表提供了有关我们未偿债务余额本金的信息：
2022年9月30日2021年12月31日
(除非另有说明，以百万为单位)
债务的当期部分
$3.52026年8月20日到期的10亿美元信贷安排
$— $— 
$5002023年11月16日到期的百万信贷额度
— — 
商业票据— — 
优先票据的当期部分
8.625%，2022年1月到期(A)
— 260 
4.15%，2022年3月到期(A)
— 375 
1.50%，2022年3月到期(A)(B)
— 853 
3.952022年9月到期的百分比(C)
— 1,000 
3.152023年1月到期的百分比
1,000 — 
浮动利率，2023年1月到期(D)250 — 
3.452023年2月到期的百分比
625 — 
3.502023年9月到期的百分比
600 — 
Trust I偏好有价证券，4.75%，2028年3月到期
111 111 
其他债务的当期部分48 47 
债务的流动部分总额2,634 2,646 
长期债务(不包括本期部分)
高级笔记28,343 29,097 
EPC大楼，有限责任公司，本票，3.967%，2023年至2035年到期
336 348 
Trust I偏好有价证券，4.75%，2028年3月到期
109 110 
其他212 217 
长期债务总额29,000 29,772 
债务总额(E)$31,634 $32,418 
(a)我们在2022年第一季度偿还了这些优先票据的本金。
(b)由以欧元计价并已兑换成美元的优先票据组成。2021年12月31日的余额按以下汇率报告1.1370美元兑欧元。截至2021年12月31日，自发行以来美元兑欧元汇率的累计变化导致我们的债务余额增加了#美元。38与这些票据有关的100万美元，但被“流动资产”中反映的交叉货币掉期价值的相应变化所抵销—衍生工具合约的公允价值“和”流动负债“—衍生工具合约的公允价值“列于随附的综合资产负债表。在发行时，我们订立了与这些优先票据有关的外币合约，有效地将这些欧元面值的优先票据兑换成美元(见附注6《风险管理-外币风险管理”).
(c)我们于2022年6月1日偿还了这些优先票据的本金。
(d)这些优先票据有一个相关的浮动至固定利率掉期协议，该协议被指定为现金流对冲(见附注6“风险管理-利率风险管理”).
(e)不包括我们的“债务公允价值调整”，截至2022年9月30日和2021年12月31日，我们的总债务余额增加了$107百万美元和美元902分别为100万美元。

吾等及我们几乎所有全资拥有的国内附属公司均为交叉担保协议的当事方，根据该协议，协议各方无条件地共同及个别担保协议另一方的指定债务的偿付。

2022年2月23日，EPNG以私募方式发行了$300本金总额为百万美元3.502032年到期的优先票据的百分比，获得净收益$298扣除贴现和发行成本后的百万欧元。这些票据通过上文讨论的交叉担保协议进行担保。

2022年8月3日，我们在登记发售中发行了两个系列的优先债券，面值为$750本金总额为百万美元4.802033年到期的优先债券百分比和$750本金总额为百万美元5.452052年到期的优先票据的百分比，并收到合并净收益$1,484百万美元。我们将所得资金的一部分用于偿还短期借款和一般企业用途。

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信贷安排和限制性契约

截至2022年9月30日，我们拥有不是在我们的信贷安排下未偿还的借款，不是我们商业票据计划下的未偿还借款和美元81百万美元的信用证。截至2022年9月30日，我们的信用额度为$3.9十亿美元。截至2022年9月30日，我们遵守了所有规定的公约。

金融工具的公允价值

我们未偿债务余额的账面价值和估计公允价值披露如下：
2022年9月30日2021年12月31日
携带
价值		估计数
公允价值(A)		携带
价值		估计数
公允价值(A)
(单位：百万)
债务总额$31,741 $29,188 $33,320 $37,775 
(a)估计公允价值包括我们的Trust I优先证券金额#美元。203百万美元和美元218分别截至2022年9月30日和2021年12月31日。

我们使用第2级输入值来衡量截至2022年9月30日和2021年12月31日的未偿债务余额的估计公允价值。

5.股东权益

P类普通股

2017年7月19日，我们的董事会批准了一笔22017年12月开始的10亿股票回购计划。在截至2022年9月30日的九个月内，我们回购了大约19百万股我们的股份，价值$333百万，平均价格为$16.97每股。从2022年9月30日到2022年10月20日，我们回购了2百万股我们的股份，价值$34百万，平均价格为$16.75每股，自2017年12月以来，我们总共回购了54我们在该计划下的100万股票，平均价格为17.40每股$942百万美元。

分红

下表提供了有关我们每股股息的信息：
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
当期宣布的每股现金股息$0.2775 $0.27 $0.8325 $0.81 
期内派发的每股现金股息0.2775 0.27 0.8250 0.8025 

2022年10月19日，我们的董事会宣布现金股息为$0.2775截至2022年9月30日的季度期间的每股收益，将于2022年11月15日支付给截至2022年10月31日收盘时登记在册的股东。

会计公告的采纳

2022年1月1日，我们通过了会计准则更新(ASU)第2020-06号，债务--带有转换和其他期权的债务(分专题470-20)和衍生工具和套期保值--实体自有权益中的合同(分专题815-40)：实体自有权益中可转换票据和合同的会计。本ASU(I)通过取消ASC 470-20中要求对嵌入式转换功能进行单独核算的三种模式中的两种，简化了发行人对可转换工具的会计核算；(Ii)通过要求使用IF转换方法，修正了可转换工具的稀释每股收益计算；以及(Iii)通过取消某些要求，简化了要求实体执行可能结算实体自身股本的合同的结算评估。采用修正的追溯法，采用这一特别提款法，税前调整数为#美元。141,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,00011取消截至2022年9月30日的九个月我们的综合股东权益表上“额外实收资本”中分类的转换功能余额。
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累计其他综合损失

不包括非控股权益的“累计其他综合损失”的构成部分的变化摘要如下：
未实现净额
得/(失)
浅谈现金流
对冲衍生品		养老金和
其他
退休后
负债调整		总计
累计其他
综合损失
(单位：百万)
截至2021年12月31日的余额$(172)$(239)$(411)
重新分类前的其他综合(亏损)收益(366)18 (348)
从累计其他综合亏损中重新分类的亏损396 — 396 
累计其他综合亏损当期净变动30 18 48 
截至2022年9月30日的余额$(142)$(221)$(363)
未实现净额
得/(失)
浅谈现金流
对冲衍生品		养老金和
其他
退休后
负债调整		总计
累计其他
综合损失
(单位：百万)
2020年12月31日的余额$(13)$(394)$(407)
重新分类前的其他综合(亏损)收益(444)28 (416)
从累计其他综合亏损中重新分类的亏损181 — 181 
累计其他综合亏损当期净变动(263)28 (235)
截至2021年9月30日的余额$(276)$(366)$(642)

6.风险管理

我们的某些业务活动使我们面临与天然气、天然气和原油市场价格不利变化相关的风险。我们还因发行债务而面临利率和外币风险。根据我们管理层批准的风险管理政策，我们使用衍生品合约来对冲或减少我们对其中一些风险的敞口。

能源商品价格风险管理

截至2022年9月30日，我们拥有以下未平仓大宗商品远期合约，以对冲我们预测的能源大宗商品买卖：
净未平仓多头/(空头)
指定为对冲合约的衍生工具
原油固定价格(19.4)MMbbl
原油基础(6.0)MMbbl
天然气固定价格(50.8)Bcf
天然气基础(28.0)Bcf
NGL固定价格(0.7)MMbbl
未被指定为对冲合约的衍生工具
原油固定价格(1.2)MMbbl
原油基础(9.0)MMbbl
天然气固定价格(7.5)Bcf
天然气基础(37.8)Bcf
NGL固定价格(0.8)MMbbl

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截至2022年9月30日，出于会计目的，我们对与能源大宗商品价格风险相关的未来现金流变化的风险敞口的最长对冲时间为2026年12月。

利率风险管理

我们利用利率衍生品来对冲固定利率债务工具公允价值变化和可归因于可变利率支付的预期未来现金流变化的风险敞口。下表汇总了截至2022年9月30日我们的未平仓利率合约：
名义金额会计处理最长期限
(单位：百万)
指定为对冲工具的衍生工具
固定至浮动利率合约(A)(B)$7,500 公允价值对冲2035年3月
浮动至固定利率合约250 现金流对冲2023年1月
未被指定为对冲工具的衍生工具
浮动至固定利率合约5,100 按市值计价2022年12月
(a)对冲优先票据的本金额为$。700百万美元计入“债务的当期部分”和#美元6,800百万美元计入我们随附的综合资产负债表中的“长期债务”。
(b)于截至2022年9月30日止三个月及九个月内，主题848-参考汇率改革所载若干可供选择的权宜之计已在若干该等合约上获选，以保留公允价值对冲会计处理。关于主题848的进一步信息，见附注11“最近的会计声明”。

外币风险管理

我们利用外币衍生品来对冲汇率波动带来的风险敞口。下表汇总了截至2022年9月30日我们的未平仓外币合约：
名义金额会计处理最长期限
(单位：百万)
指定为对冲工具的衍生工具
欧元兑美元交叉货币互换合约(A)$543 现金流对冲2027年3月
(a)这些互换消除了与我们的欧元计价债务相关的外币风险。

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衍生工具合同对我国合并财务报表的影响

下表汇总了随附的综合资产负债表中包含的衍生工具合约的公允价值：
衍生工具合约的公允价值
衍生品资产衍生品负债
9月30日，
2022		十二月三十一日，
2021		9月30日，
2022		十二月三十一日，
2021
位置公允价值公允价值
(单位：百万)
指定为对冲工具的衍生工具
能源商品衍生品合约衍生工具合约的公允价值/(衍生工具合约的公允价值)$104 $61 $(229)$(141)
递延费用和其他资产/(其他长期负债和递延信贷)29 3 (67)(94)
小计133 64 (296)(235)
利率合约衍生工具合约的公允价值/(衍生工具合约的公允价值)3 101 (115)(3)
递延费用和其他资产/(其他长期负债和递延信贷)36 284 (307)(15)
小计39 385 (422)(18)
外币合同衍生工具合约的公允价值/(衍生工具合约的公允价值)— 35 (6)(3)
递延费用和其他资产/(其他长期负债和递延信贷)— 6 (62)— 
小计— 41 (68)(3)
总计172 490 (786)(256)
未被指定为对冲工具的衍生工具
能源商品衍生品合约衍生工具合约的公允价值/(衍生工具合约的公允价值)48 11 (151)(31)
递延费用和其他资产/(其他长期负债和递延信贷)20 1 (22)(6)
小计68 12 (173)(37)
利率合约衍生工具合约的公允价值/(衍生工具合约的公允价值)39 12 — — 
总计107 24 (173)(37)
总衍生品$279 $514 $(959)$(293)

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以下两个表格概述了我们的衍生工具合约的公允价值计量，这些计量是基于ASC确立的三个水平。表中还列出了我们已选择在随附的综合资产负债表中按总额列报的衍生品合约的影响，这些合约符合根据总净额结算协议进行净额结算的资格。
资产负债表资产
按级别计量的公允价值		可用于净额结算的合同持有的现金抵押品(B)
1级2级3级总金额净额
(单位：百万)
截至2022年9月30日
能源商品衍生品合约(A)$63 $138 $— $201 $(169)$— $32 
利率合约— 78 — 78 — — 78 
截至2021年12月31日
能源商品衍生品合约(A)$56 $20 $— $76 $(53)$(20)$3 
利率合约— 397 — 397 (9)— 388 
外币合同— 41 — 41 (3)— 38 
资产负债表负债
按级别计量的公允价值		可用于净额结算的合同已过帐的现金抵押品(B)
1级2级3级总金额净额
(单位：百万)
截至2022年9月30日
能源商品衍生品合约(A)$(127)$(342)$— $(469)$169 $135 $(165)
利率合约— (422)— (422)— — (422)
外币合同— (68)— (68)— — (68)
截至2021年12月31日
能源商品衍生品合约(A)$(15)$(257)$— $(272)$53 $— $(219)
利率合约— (18)— (18)9 — (9)
外币合同— (3)— (3)3 — — 
(a)一级主要由NYMEX天然气期货组成。2级主要包括场外WTI掉期、NGL掉期和原油基差掉期。
(b)支付或收到的任何现金抵押品都反映在此表中，但仅限于它代表差异利润率的程度。不受衍生资产或负债金额影响的任何与衍生预付款项或初始保证金有关的金额，或仅按其体积名义金额厘定的金额，均不包括在本表内。

下表汇总了衍生工具合同对合并损益表和综合损益表的税前影响：
公允价值对冲关系中的衍生品位置在收入中确认的收益/(损失)
论衍生产品及相关套期保值产品
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(单位：百万)
利率合约
利息，净额$(278)$(39)$(754)$(228)
对冲固定利率债务(A)
利息，净额$279 $39 $761 $229 
(a)截至2022年9月30日，我们的对冲固定利率债务的公允价值对冲调整的累计金额减少了$385百万美元计入随附的综合资产负债表中的“债务公允价值调整”。

19


现金流对冲关系中的衍生品得/(失)
在保监处认可的衍生工具(A)		位置从累计保险费中重新分类的损益
转化为收入(B)
截至三个月
9月30日，		截至三个月
9月30日，
2022202120222021
(单位：百万)(单位：百万)
能源商品衍生品合约
$195 $(140)
收入--商品销售
$(116)$(94)
销售成本
17 8 
利率合约
— 1 利息，净额— — 
外币合同
(32)(33)
其他，净额
(34)(34)
总计$163 $(172)总计$(133)$(120)

现金流对冲关系中的衍生品得/(失)
在保监处认可的衍生工具(A)		位置从累计保险费中重新分类的损益
转化为收入(B)
九个月结束
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(单位：百万)(单位：百万)
能源商品衍生品合约
$(375)$(514)
收入--商品销售
$(433)$(167)
销售成本
34 10 
利率合约
7 3 利息，净额— — 
外币合同
(107)(68)
其他，净额
(115)(79)
总计$(475)$(579)总计$(514)$(236)
(a)我们预计将重新分类约$124截至2022年9月30日，与现金流对冲价格风险管理活动相关的百万美元亏损计入我们截至2022年9月30日的累积其他全面亏损余额，计入未来12个月的收益(届时相关的预测交易预计也将影响收益)；然而，由于市场价格的变化，重新归类为收益的实际金额可能会有很大差异。
(b)在截至2022年9月30日和2021年9月30日的九个月内，我们确认了大约$34百万美元和美元6分别与对冲库存的减记相关的100万欧元。所有其他重新分类的金额都是实际影响收益的套期预测交易的结果(即，预测的销售和购买实际发生的时间)。

未被指定为会计对冲的衍生品位置在衍生工具收益中确认的收益/(损失)
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(单位：百万)
能源商品衍生品合约
收入--商品销售
$44 $(40)$18 $(703)
销售成本
(30)(7)(129)154 
股权投资收益(7)(2)(11)(4)
利率合约利息，净额(20)— 28 — 
总计(A)$(13)$(49)$(94)$(553)
(a)截至2022年9月30日的三个月和九个月的金额包括大约#美元的损失19百万美元和美元39分别为100万美元，截至2021年9月30日的三个月和九个月的金额包括大约24百万美元和美元480分别与天然气、原油和NGL衍生品合同结算相关的百万美元。

20


信用风险

除某些衍生工具合约外，吾等须向交易对手提供抵押品，包括过帐信用证或将现金存入保证金账户。截至2022年9月30日和2021年12月31日，我们有不是未偿还信用证支持我们的商品价格风险管理计划。截至2022年9月30日，我们的现金利润率为223百万美元，由我们的交易对手作为抵押品，并在随附的综合资产负债表上的“受限存款”中报告。截至2021年12月31日，我们的现金利润率为14我们的交易对手向我们过账作为抵押品，并在随附的综合资产负债表中的“其他流动负债”中报告。2022年9月30日的余额代表我们最初要求的保证金为$88百万美元和变动保证金要求为$135由我们与我们的交易对手发布的百万。我们还使用行业标准商业协议，允许对在单一商业协议下执行的交易相关的风险进行净额结算。此外，我们通常利用主净额结算协议来抵消与单一交易对手达成的多个商业协议的信用敞口。

我们还与我们的衍生品合同的某些交易对手达成了协议，其中包含要求在我们的信用评级下降时张贴额外抵押品的条款。截至2022年9月30日，根据我们目前的按市值计价的头寸和发布的抵押品，我们估计，如果我们的信用评级下调一个级距，我们将不需要提供额外的抵押品。如果我们被降级两级，我们估计我们将被要求发布$100百万美元的额外抵押品。

7.收入确认

收入分解

下表按收入来源和每个收入来源的收入类型分列了我们的收入：
截至2022年9月30日的三个月
天然气管道成品油管道终端机
公司2
公司和淘汰总计
(单位：百万)
客户收入(A)
服务
公司服务(B)$845 $57 $199 $— $— $1,101 
收费服务243 247 106 11 — 607 
总服务量1,088 304 305 11 — 1,708 
商品销售
天然气销售1,902 — — 24 (7)1,919 
产品销售389 511 11 353 (1)1,263 
商品销售总额2,291 511 11 377 (8)3,182 
来自客户的总收入3,379 815 316 388 (8)4,890 
其他收入(C)
租赁服务(D)120 51 141 16 — 328 
衍生品对大宗商品销售的调整(12)— — (60)— (72)
其他18 6 — 7 — 31 
其他收入合计126 57 141 (37)— 287 
总收入$3,505 $872 $457 $351 $(8)$5,177 
21


截至2021年9月30日的三个月
天然气管道成品油管道终端机
公司2
公司和淘汰总计
(单位：百万)
客户收入(A)
服务
公司服务(B)$836 $66 $181 $1 $(2)$1,082 
收费服务190 244 93 10 — 537 
总服务量1,026 310 274 11 (2)1,619 
商品销售
天然气销售1,097 — — 7 (3)1,101 
产品销售372 247 8 279 (11)895 
商品销售总额1,469 247 8 286 (14)1,996 
来自客户的总收入2,495 557 282 297 (16)3,615 
其他收入(C)
租赁服务(D)119 42 140 15 — 316 
衍生品对大宗商品销售的调整
(71)— — (63)— (134)
其他12 6 — 8 1 27 
其他收入合计60 48 140 (40)1 209 
总收入$2,555 $605 $422 $257 $(15)$3,824 
截至2022年9月30日的9个月
天然气管道成品油管道终端机
公司2
公司和淘汰总计
(单位：百万)
客户收入(A)
服务
公司服务(B)$2,633 $176 $585 $1 $(2)$3,393 
收费服务690 723 300 35 — 1,748 
总服务量3,323 899 885 36 (2)5,141 
商品销售
天然气销售4,938 — — 68 (17)4,989 
产品销售1,141 1,577 22 1,105 (4)3,841 
商品销售总额6,079 1,577 22 1,173 (21)8,830 
来自客户的总收入9,402 2,476 907 1,209 (23)13,971 
其他收入(C)
租赁服务(D)355 144 430 44 — 973 
衍生品对大宗商品销售的调整(132)(3)— (280)— (415)
其他49 17 — 26 — 92 
其他收入合计272 158 430 (210)— 650 
总收入$9,674 $2,634 $1,337 $999 $(23)$14,621 
22


截至2021年9月30日的9个月
天然气管道成品油管道终端机
公司2
公司和淘汰总计
(单位：百万)
客户收入(A)
服务
公司服务(B)$2,501 $191 $570 $1 $(2)$3,261 
收费服务544 709 258 35 — 1,546 
总服务量3,045 900 828 36 (2)4,807 
商品销售
天然气销售5,090 — — 9 (11)5,088 
产品销售840 529 20 766 (34)2,121 
商品销售总额5,930 529 20 775 (45)7,209 
来自客户的总收入8,975 1,429 848 811 (47)12,016 
其他收入(C)
租赁服务(D)356 128 427 42 — 953 
衍生品对大宗商品销售的调整
(726)(1)— (143)— (870)
其他51 16 — 19 — 86 
其他收入合计(319)143 427 (82)— 169 
总收入$8,656 $1,572 $1,275 $729 $(47)$12,185 
(a)综合损益表所列收入分类与上文按收入类别分列的收入类别之间的差异，主要是由于上文“其他收入”类别所反映的收入(见附注(C))。
(b)包括具有按需或付费或最小数量承诺要素的不可取消的公司服务客户合同，包括价格和数量金额都固定的合同。不包括基于指数定价的服务合同，该合同与其他客户服务合同的收入一起报告为“基于费用的服务”。
(c)在ASC专题而非专题606中规定的指导下确认为收入的金额主要来自租赁和衍生合同。有关我们衍生工具合约的其他资料，请参阅附注6“风险管理”。
(d)我们来自租赁服务的收入主要由我们根据经营租赁出租给客户的特定资产组成，其中一个客户从资产中获得几乎所有的经济利益，并有权直接使用该资产。这些租约主要包括具有独立控制地点的特定储罐、处理设施、海运船只和气体设备及管道。我们不租赁符合销售类型或融资租赁资格的资产。

合同余额

截至2022年9月30日和2021年12月31日，我们的合同资产余额为$57百万美元和美元39分别为100万美元。截至2021年12月31日的合同资产余额为29在截至2022年9月30日的9个月中，100万美元转入应收账款。截至2022年9月30日和2021年12月31日，我们的合同负债余额为204百万美元和美元212分别为100万美元。截至2021年12月31日的合同负债余额为77在截至2022年9月30日的9个月中，100万美元被确认为收入。

23


分配给剩余履约义务的收入

下表列出了我们分配给尚未确认的合同收入的剩余履约义务的估计收入，即截至2022年9月30日我们将开具发票或从合同负债中转移并在未来确认的“合同承诺”收入：
年预计收入
(单位：百万)
截至2022年12月31日的三个月$1,157 
20234,055 
20243,244 
20252,685 
20262,357 
此后14,007 
总计$27,505 

在上述表格中，我们的合同承诺收入一般仅限于具有固定定价和固定数量条款和条件的服务或商品销售客户合同，一般包括具有按需或付费或最低数量承诺付款义务的合同。根据我们选择应用的下列实际权宜之计，我们的合同承诺的收入金额一般不包括基于指数定价或可变数量属性的合同的剩余履约义务，在这些合同中，此类可变对价完全分配给完全未履行的履约义务。

8.可报告的细分市场

按部门划分的财务信息如下：
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(单位：百万)
收入
天然气管道
来自外部客户的收入$3,497 $2,541 $9,653 $8,611 
部门间收入8 14 21 45 
成品油管道872 605 2,634 1,572 
终端机
来自外部客户的收入457 421 1,335 1,273 
部门间收入— 1 2 2 
公司2
351 257 999 729 
公司和部门间抵销(8)(15)(23)(47)
合并总收入$5,177 $3,824 $14,621 $12,185 
24


截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(单位：百万)
分部EBDA(A)
天然气管道$1,135 $1,069 $3,453 $2,602 
成品油管道257 279 855 792 
终端机240 216 731 689 
公司2
215 163 619 599 
部门合计EBDA1,847 1,727 5,658 4,682 
副署长及助理署长(551)(526)(1,632)(1,595)
股权投资超额成本摊销(19)(21)(57)(56)
一般费用、行政费用和公司费用(149)(167)(438)(465)
利息，净额(399)(368)(1,087)(1,122)
所得税费用(134)(134)(512)(248)
合并净收入合计$595 $511 $1,932 $1,196 
2022年9月30日2021年12月31日
(单位：百万)
资产
天然气管道$47,872 $47,746 
成品油管道8,994 9,088 
终端机8,362 8,513 
公司2
3,470 2,843 
公司资产(B)1,294 2,226 
合并资产总额$69,992 $70,416 
(a)包括收入、股权投资收益、运营费用、(收益)资产剥离和减值损失、净收益、其他收入、净额和其他净额。营业费用包括销售、运营和维护费用以及所得税以外的税费。
(b)包括现金和现金等价物、限制性存款、某些预付资产和递延费用，包括与所得税相关的资产、与衍生品合同相关的风险管理资产、位于德克萨斯州休斯顿的公司总部以及未分配给我们的可报告部门的杂项公司资产(如信息技术、电信设备和遗留活动)。

9.所得税

我们附带的合并损益表中包括的所得税费用如下：
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(单位：百万，百分比除外)
所得税费用$134 $134 $512 $248 
实际税率18.4 %20.8 %20.9 %17.2 %

截至2022年9月30日的三个月和九个月的实际税率低于法定的联邦税率21%主要是由于从我们的初步估计中确认了额外的2021年增强石油回收抵免，因州税率降低而对递延纳税负债进行的调整，以及我们在佛罗里达天然气管道(Citrus)、NGPL控股和产品(SE)管道公司(PPL)的投资中收到的股息扣减，但部分被州所得税抵消。

截至2021年9月30日的三个月的实际税率低于法定联邦税率21%主要是由于我们在Citrus、NGPL Holdings和PPL的投资中获得的股息扣减，部分被州所得税抵消。

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截至2021年9月30日的9个月的实际税率低于法定的联邦税率21%主要是由于出售我们在NGPL Holdings的部分权益时，我们在NGPL Holdings的投资的估值津贴被释放，以及我们在Citrus、NGPL Holdings和PPL的投资中收到的股息扣除，但部分被州所得税抵消。

10.诉讼与环境

我们和我们的子公司是各种法律、法规和其他事项的当事方，这些事项源于我们的业务或某些前身业务的日常运营，这些事项可能导致对公司的索赔。虽然不能保证，但根据我们迄今的经验，并考虑到既定的准备金和保险，我们相信，最终解决这些项目不会对我们的业务产生重大不利影响。我们相信，对于我们参与的事项，我们有值得称道的辩护理由，并打算大力捍卫本公司。当吾等确定某项损失可能发生并可合理估计时，吾等会根据当时可得的资料，根据吾等的最佳估计，就该等或有事项计提未贴现负债。如果估计损失是一个潜在后果的范围，并且在该范围内没有更好的估计，我们将在该范围的低端应计金额。如果不利结果可能是重大的，或者根据管理层的判断，我们得出结论认为应该以其他方式披露此事，我们将披露以下或有事项。

EPNG FERC程序

2022年4月21日，联邦能源委员会通知EPNG，根据《天然气法》第5条，已开始对其提起费率诉讼。这一程序将此事提交听证会，以确定EPNG目前的费率是否保持公正和合理。根据天然气法案第5条进行的诉讼具有预期性质，因此向客户收取的费率(如果有的话)很可能只有在FERC发布最终命令后才会发生。除非尽快达成和解，否则行政法法官预计将在2023年第二季度做出初步裁决。我们积极参与和解讨论，并期待与FERC审判工作人员和其他积极参与诉讼的人一起提出一项无异议动议，暂停程序时间表，使各方能够准备必要的文件，以记录原则上将全面解决诉讼的和解。我们不认为这一诉讼的最终解决方案会对我们的业务产生实质性的不利影响。

海湾液化天然气设施争端

2016年3月1日，海湾液化天然气能源有限责任公司和海湾液化天然气管道有限责任公司(GLNG)收到了来自埃尼美国天然气营销有限责任公司(Eni USA)的仲裁通知，埃尼美国天然气营销有限责任公司(Eni USA)是签订密西西比州海湾液化天然气设施产能终端使用协议的两家公司之一，该协议的初始期限计划到2031年才到期。埃尼美国是总部位于意大利米兰的跨国综合能源公司埃尼集团的间接子公司。仲裁通知寻求声明性和金钱救济的依据是埃尼美国公司断言：(I)终端使用协议应被终止，因为自2007年12月协议执行以来美国天然气市场的变化“阻碍了协议的基本目的”，以及(Ii)海湾液化天然气控股集团有限责任公司的关联公司据称从事的与将液化天然气设施转换为液化/出口设施的计划有关的活动，导致埃尼美国公司有终止协议的合同权利。2018年6月29日，仲裁庭作出裁决，要求终止协议，并要求埃尼美国向GLNG支付赔偿。2019年2月1日，特拉华州衡平法院发布最终命令和判决，确认该奖项由埃尼美国公司于2019年2月20日支付。

2018年9月28日，GLNG向纽约州最高法院提起诉讼，要求执行埃尼公司就终端使用协议签订的担保协议。作为对上述诉讼的回应，埃尼集团根据终端使用协议提出反诉，并根据与海湾液化天然气能源(港口)有限责任公司的母公司直接协议提出索赔。埃尼公司声称的上述索赔要求未指明的损害赔偿，涉及的索赔与上述与埃尼美国公司和GLNG剩余客户的仲裁中最终解决的索赔相同，如下所述。2022年1月4日，初审法院作出裁决，批准埃尼集团要求对GLNG主张的索赔进行简易判决的动议，以执行担保协议。GLNG对这一决定提出了中间上诉。在GLNG的上诉得到解决并在初审法院进行进一步诉讼之前，埃尼集团根据终端使用协议和母公司直接协议提出的前述反索赔和其他索赔仍在初审法院待决。

2019年12月20日，GLNG的剩余客户安哥拉LNG供应服务有限责任公司(ALSS)提交了一份仲裁通知，要求声明其终端使用协议应被视为自2016年3月1日起终止，其条款和条件与埃尼美国公司的仲裁裁决中规定的条款和条件基本相同。2021年7月15日，仲裁庭作出了关于所有人的案情的裁决
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提交给法庭的索赔，并带有偏见地拒绝了ALSS的所有索赔。2021年11月23日，特拉华州衡平法院发布了最终命令和判决，确认了该奖项。

大陆资源公司诉Hland Partners Holdings，LLC

2017年12月8日，大陆资源公司(CLR)向俄克拉荷马州加菲尔德县法院提起诉讼，指控Hland Partners Holdings，LLC(Hland Partners)违反了2010年11月12日修订后的天然气采购协议(GPA)，未能根据GPA接收和购买CLR在北达科他州三个县生产的所有专用天然气。CLR还指控欺诈，坚称Hland Partners承诺在无意建造设施的情况下，再建造几个处理天然气的设施。Hland Partners否认了这些指控，但双方于2018年6月达成和解协议，根据该协议，CLR同意释放其所有索赔，以换取Hland Partners建造102020年11月1日之前开工建设基础设施项目。CLR提交了一份修改后的请愿书，其中声称，Hland Partners未能在特定日期前建造某些设施，使和解协议中包含的释放无效。CLR修改后的请愿书声称，根据GPA和2008年5月8日涵盖北达科他州其他县的天然气采购合同，CLR提出了额外的索赔，包括CLR辩称，Hland Partners不被允许从天然气采购价格中扣除第三方加工费。CLR要求赔偿超过$276百万美元。2022年9月14日，双方达成保密和解协议，包括无条件释放和驳回有偏见的诉讼。

自由港液化天然气冬季风暴诉讼

2021年9月13日，自由港液化天然气营销有限责任公司(自由港)向德克萨斯州哈里斯县第133地方法院起诉Kinder Morgan Texas管道有限责任公司和Kinder Morgan Tejas管道有限责任公司(案件编号2021-58787)，指控被告在冬季风暴URI期间未能在2021年2月10日至22日期间回购自由港提名的天然气，违反了双方的基本天然气买卖合同。我们否认我们有义务从自由港回购天然气，因为我们在风暴期间宣布了不可抗力，并遵守了德克萨斯州铁路委员会发布的紧急命令，该命令提高了向人类需求客户输送天然气的优先级。自由港声称，它被拖欠大约#美元。104百万美元，外加律师费和利息。我们认为我们宣布的不可抗力是有效的，我们打算大力为此案辩护。

管道完整性和版本

尽管我们尽了最大努力，我们的管道还是时不时地出现泄漏和破裂。这些泄漏和破裂可能导致爆炸、火灾和环境破坏、财产损失和/或人身伤亡。对于这些事件，我们可能会被起诉，要求赔偿因据称未能正确标记我们的管道位置和/或正确维护我们的管道而造成的损害。根据特定事件的事实和情况，州和联邦监管当局可以寻求民事和/或刑事罚款和处罚。

亚利桑那州2000线断裂

2021年8月15日，30英寸EPNG Line 2000天然气输送管道在亚利桑那州柯立芝的一个农村地区破裂。这一失败导致了一场大火，烧毁了一座房屋，造成两人死亡，一人受伤。美国国家运输安全委员会正在调查这起事件。受影响的管道段目前已停止使用。虽然目前没有悬而未决的诉讼，但我们已将这一事件通知了我们的保险公司，并预计索赔的解决不会对我们的业务产生实质性的不利影响。

一般信息

截至2022年9月30日和2021年12月31日，我们的法律事务准备金总额为$42百万美元和美元231分别为100万美元。

环境问题

我们和我们的子公司不时受到环境清理和执法行动的影响。特别是，CERCLA通常将清理和执行费用的连带责任强加给工地的现任和前任所有者和经营者等，而不考虑过错或最初行为的合法性，但须受责任方为费用分摊建立“合理基础”的权利的限制。我们的运营还受到与环境保护相关的地方、州和联邦法律法规的约束。尽管我们认为我们的运营基本上符合适用的环境法律和法规，但额外成本和责任的风险是管道固有的，
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终端和CO2因此，我们不能保证我们不会产生巨大的成本和债务。此外，其他发展可能会给我们带来巨大的成本和责任，例如根据这些法律的授权条款越来越严格的环境法律、法规和执法政策，以及对我们的运营造成的财产或人员损害的索赔。

我们目前参与了几项政府诉讼，涉及涉嫌违反地方、州和联邦环境和安全法规的行为。当我们收到不遵守规定的通知时，我们会尝试在适当的时候谈判和解决此类问题。这些被指控的违规行为可能会导致罚款和处罚，但我们认为任何此类罚款和处罚都不会对我们的业务产生实质性影响，无论是个别罚款还是整体罚款。我们目前还参与了几项政府诉讼，涉及根据州或联邦行政命令或相关补救计划进行的地下水和土壤补救工作。我们已经建立了一项准备金，以解决与补救工作相关的费用。

此外，我们还参与并被确定为几个联邦和州超级基金网站的潜在责任方(PRP)。对于我们的贡献可能和合理评估的地点，我们已经建立了环境保护区。此外，我们不时涉及因精炼石油产品、原油、天然气、天然气或一氧化碳意外泄漏或外溢而导致损害赔偿的民事诉讼。2.

KMLT中西部码头的PHMSA执法事宜

2022年7月11日，Kinder Morgan Liquid Terminals(KMLT)收到PHMSA关于2021年期间在KMLT的辛辛那提、印第安纳波利斯、代顿、阿尔戈、奥黑尔和伍德河码头进行的检查的可能违规(NOPV)通知。NOPV声称16违反交通部规定。NOPV提议的罚款约为#美元。455,000并寻求与以下内容相关的合规协议三被指控的违规行为。被指控的侵犯行为主要是程序性的。2022年9月1日，我们提交了听证请求、问题陈述和对NOPV的回应。与此同时，我们启动了与PHMSA的和解讨论，目前正在进行中。我们预计解决这一问题的成本，包括实施合规协议的任何成本，都不会对我们的业务产生实质性的不利影响。

波特兰港湾超级基金网站，俄勒冈州波特兰市威拉米特河

2017年1月6日，环保局发布了一份决定记录(Rod)，该决定为威拉米特河下游的一个工业化地区制定了最终的补救和清理计划，通常被称为波特兰港超级基金地点(PHSS)。最终补救措施的费用估计超过$。2.810亿美元，积极清理预计将花费超过10需要数年时间才能完成。KMLT、KMBT和一些90环保局确定的其他PRP参与了非司法分配程序，以确定与Rod提出的最终补救措施相关的每一方各自应承担的清理费用份额。我们代表KMLT(与其所有权或运营有关)参与分配过程二设施)和KMBT(与其拥有或经营二设施)。自2020年1月31日起，KMLT签订了单独的行政和解协议和同意命令(ASAOC)，以完成与KMLT设施相关的PHSS内两个不同区域的补救设计。ASAOC规定KMLT有义务支付与这两个区域相关的清理活动的补救设计费用的一部分，这是Rod的要求。在正在进行的非司法分配过程结束或提起诉讼导致司法裁决分配责任之前，我们对PHSS费用的责任份额将不会确定。目前，我们预计非司法分配进程将在2023年10月左右完成。在分配过程完成之前，我们无法合理地估计我们对拟议补救措施的设计和清理公共安全措施的费用的责任程度。由于与任何补救计划相关的成本预计将在至少几年内分摊，我们预计我们分担的补救成本不会对我们的业务产生实质性的不利影响。

除了CERCLA的清理费用外，我们正在审查并将尽可能解决自然资源损害(NRD)索赔，金额约为#美元5州和联邦受托人在对PHSS进行自然资源评估后声称的100万美元。

亚利桑那州卡梅伦附近的铀矿

在20世纪50年代和60年代，EPNG的历史子公司稀有金属公司开采了大约20在亚利桑那州卡梅伦附近的铀矿，其中许多位于纳瓦霍印第安人保留地。这些采矿活动是对美国向工业界提供的大量激励措施的回应，这些激励措施旨在寻找和生产国内铀源，以支持冷战时期的核武器计划。2012年5月，环保局向环保局发出一般通知信，通知环保局已对某些地点进行调查，并确定环保局认为环保局认为环保署是《环境影响及污染管制法案》所指的检讨计划。2013年8月，EPNG和EPA就同意和范围达成了行政命令
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EPNG正在根据其对矿山和邻近地区进行环境评估的工作。2014年9月3日，EPNG向美国亚利桑那州地区法院提起诉讼，要求相关联邦政府机构收回成本并分担与矿山相关的环境活动成本。美国地区法院于2019年4月16日发布命令，分配35过去和未来对美国的反应成本的%。该决定没有提供或确定关于场地的补救计划的范围，也没有确定解决场地的总成本，所有这些都有待在后续程序和必要时与美国环保局的对抗行动中确定。在这些问题确定之前，我们无法合理地估计我们潜在责任的程度。由于与环保局批准的任何补救计划相关的成本预计将在至少几年内分摊，我们预计我们在补救成本中的份额不会对我们的业务产生实质性的不利影响。

新泽西州钻石碱超级基金遗址下帕塞克河研究区

EPEC聚合物公司和EPEC石油公司清算信托公司(统称EPEC)被确认为PRPS，这是根据CERCLA关于新泽西州帕塞伊克河下游17英里河段的一项行政行动，该行政行动被称为下帕塞克河研究区域(站点)。EPEC与环保局签订了两项同意行政命令(AOCs)，规定EPEC有义务对现场的污染进行调查和确定其特征。EPEC是一个联合防御小组的成员，该小组大约有44指导和资助环保局要求的AOC工作的合作各方。我们已为遵守这两项机场营运许可证的预计成本预留了储备。2016年3月4日，环保局发布了一份关于该地点较低8英里的决定记录(Rod)。当时，燃料棒的清理计划估计要花费#美元。1.7十亿美元。清理工作预计至少需要六年一旦开始就完成。此外，环保局和包括EPEC在内的许多PRP参与了一项分配程序，以实施该地点较低的8英里的补救措施。这一过程已于2020年12月28日完成，因此，包括EPEC在内的某些PRP正在与EPA进行讨论。关于较低的八英里棒中规定的补救措施的实施和相关费用，仍然存在重大不确定性。2021年10月4日，环保局发布了一份针对该地点上部9英里的能源棒。Rod的清理计划估计耗资#美元440百万美元。清理工作的时间表尚未确定。包括EPEC在内的某些PRP正在与EPA就上面九英里的问题进行讨论。关于上面九英里棒规定的补救措施的实施和相关费用，仍然存在很大的不确定性。在与环保局正在进行的讨论结束之前，我们无法合理估计我们潜在责任的程度。我们预计，我们承担的解决这一问题的费用，包括现场任何补救的费用，不会对我们的业务产生实质性的不利影响。

路易斯安那州政府海岸带侵蚀诉讼

从2013年开始，路易斯安那州和新奥尔良市的几个教区分别在路易斯安那州地区法院对包括TGP和SNG在内的多家石油和天然气公司提起诉讼。在这些案件中，作为原告的教区和新奥尔良声称，被告的某些石油和天然气勘探、生产和运输业务违反了1978年修订的《州和地方海岸资源管理法》(SLCRMA)，这些业务对路易斯安那州沿海水域和附近土地造成了重大损害。在其他救济中，原告寻求未指明的金钱损害赔偿、律师费、利息和支付恢复受影响地区所需的费用。有更多的40在路易斯安那州悬而未决的针对石油和天然气公司的案件中，一其中一个是针对三峡工程和一其中两项是针对SNG的，这两项都在下文中进一步描述。

2013年11月8日，路易斯安那州普莱克明斯教区向州地区法院提交了针对TGP和TGP的损害赔偿请愿书。17其他能源公司，声称被告在Plaquemines Parish的业务违反了SLCRMA和路易斯安那州的法律，对沿海水域和附近土地造成了重大损害。在其他救济中，Plaquemines Parish寻求未指明的金钱损害赔偿、律师费、利息和支付恢复据称受影响地区所需的费用。2013年12月，该案被移交给美国路易斯安那州东区地区法院。2015年4月，美国地区法院下令将此案发回普莱克明斯教区州地区法院。2018年5月，该案第二次被转移到美国地区法院。2019年5月，美国地区法院下令将此案发回州地区法院。该案实际上已被搁置，等待TGP不是当事方的单独的合并案件的管辖权问题得到解决；普莱克明斯教区等人。诉雪佛龙美国公司等人整合了卡梅伦教区等人。V.BP美国生产公司等。这些案件被转移到联邦法院，并被下令分别发回普莱克明斯和卡梅伦教区的州地区法院。这些合并案件的被告就还押决定向美国第五巡回上诉法院提出上诉，以确定是否有联邦官员管辖权。2022年10月17日，美国上诉法院下令将这些合并后的案件发回州地区法院。目前，我们无法合理估计我们潜在责任的程度(如果有的话)。我们打算积极为此案辩护。

29

2019年3月29日，新奥尔良市和奥尔良教区(统称为奥尔良)向路易斯安那州奥尔良教区地区法院提交了针对SNG和10其他能源公司指控被告在奥尔良教区的业务违反了SLCRMA和路易斯安那州的法律，并对沿海水域和附近土地造成了重大损害。在其他救济中，奥尔良寻求未指明的金钱损害赔偿、律师费、利息和支付恢复据称受影响地区所需的费用。2019年4月，该案被转移到美国路易斯安那州东区地区法院。2019年5月，奥尔良将案件发回州地区法院。2020年1月，美国地区法院下令搁置并行政结案，等待SNG不是当事人的另一起案件的问题得到解决；卡梅伦教区诉奥斯特石油天然气公司。，在路易斯安那州西区美国地区法院待决；之后任何一方都可以采取行动重新审理此案。在这些和其他问题确定之前，我们无法合理地估计我们的潜在责任的程度(如果有的话)。我们打算积极为此案辩护。

产品管道事件，加利福尼亚州核桃溪

2020年11月20日，SFPP在其16号线(LS-16)上发现了一个问题，该部分将加州的石油产品从康科德运输到圣何塞。我们关闭了这条管道，并通知了适当的监管机构，称有“威胁释放”汽油的情况。在接下来的几天里，我们对这个问题进行了调查，并在2020年11月24日发现了管道中的一个裂缝，并通知了监管机构“确认释放”。管道受损段被拆除更换，管道于2020年11月26日恢复运营。我们报告的汽油释放量估计为8.1Bbl。2020年12月2日，核桃溪LS-16管道走廊沿线接到汽油异味投诉。我们与环境保护局、加州溢油预防和应对办公室、加州消防马歇尔和旧金山地区水质控制委员会一起实施了统一的应对措施。2020年12月8日，我们报告了最新的估计泄漏量1,000Bbl。

2021年10月28日，加利福尼亚州总检察长通知我们，正在考虑对我们提出刑事指控，声称我们在2020年11月排放了加利福尼亚州受影响的水域的汽油，但没有及时将这一排放通知给适当的州机构。2021年12月16日，我们与加利福尼亚州达成认罪协议，以解决因释放汽油而导致的非故意、非疏忽排放的轻罪指控，以及声称未能及时向适当的州机构提供排放通知的指控。根据认罪协议，SFPP不抗辩二轻罪并支付了大约$2.5罚款、罚款、赔偿、环境改善项目资金以及加利福尼亚州的执法培训，并被非正式、无监督地缓刑#年。18月份。

自2020年11月发布以来，我们与联邦和州机构充分合作，勤奋工作，以补救受影响的地区。我们预计联邦和州机构将因2020年11月的排放而采取民事执法行动，并在旧金山地区水质控制委员会的监督下持续监测和在必要时进行补救，直到现场条件表明不需要采取进一步行动。我们预计解决这些执法问题的成本，包括监控和进一步补救现场的成本，不会对我们的业务产生实质性的不利影响。

一般信息

虽然无法预测最终结果，但我们相信，本说明所述环境问题的解决，以及我们和我们的子公司参与的其他事项，不会对我们的业务产生实质性的不利影响。截至2022年9月30日和2021年12月31日，我们已累计环境债务准备金总额为#美元。227百万美元和美元243分别为100万美元。此外，截至2022年9月30日和2021年12月31日，我们的应收账款为11百万美元和美元12分别为被认为可能的预期成本回收记录了100万欧元。

11.最近的会计声明

会计准则更新

参考汇率改革(主题848)

2020年3月12日，FASB发布了ASU第2020-04号，参考汇率改革-促进参考汇率改革对财务报告的影响。本ASU为GAAP关于合同修改和对冲会计的指导提供了临时可选的权宜之计和例外，以减轻预期市场从LIBOR和其他银行间同业拆借利率向替代参考利率(如有担保隔夜融资利率(SOFR))过渡时的财务报告负担。
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如果符合某些标准，各实体可以选择不对受参考汇率改革影响的合同适用某些修改会计要求。作出这一选择的实体将不必在修改日期重新计量合同或重新评估先前的会计确定。实体还可以选择各种可选的权宜之计，允许它们在满足某些标准的情况下，继续对受参考汇率改革影响的对冲关系适用套期保值会计。

2021年1月7日，FASB发布了ASU 2021-01号，参考汇率改革(主题848)：范围。本ASU澄清，所有受用于贴现、保证金或合同价格调整的利率变化(“贴现过渡”)影响的衍生工具都在ASC 848的范围内，因此有资格获得可用的临时可选权宜之计和例外情况。因此，在假定完全有效的对冲关系中采用指定对冲项目的衍生工具的实体，只要该等衍生工具受到贴现过渡的影响，可继续应用对冲会计，而无需取消指定该对冲关系。

该指导意见自发布之日起生效，一般可适用至2022年12月31日。

在截至2022年9月30日的9个月中，我们修改了某些现有的固定利率对可变利率掉期协议，这些协议被指定为公允价值对冲，将此类协议的可变部分从LIBOR过渡到SOFR。这些协议包含合并名义本金金额#美元。1,725到2035年3月，将我们的部分固定利率债务转换为浮动利率。在这些修订的同时，我们选择了主题848中提供的某些可选的权宜之计，使我们能够保持我们对这些协议的公允价值对冲会计的先前指定。随着我们继续修订我们的利率互换协议以从LIBOR过渡到SOFR，我们将评估这些修改是否符合第848主题中的任何可选权宜之计，如果它们符合条件，我们是否希望选择任何此类可选权宜之计。见附注6“风险管理-利率风险管理“获取更多有关利率风险管理活动的信息。
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项目2.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析

陈述的一般内容和依据

以下讨论和分析应与本报告其他部分所附的中期综合财务报表和相关附注一起阅读，并与(I)我们2021年Form 10-K中的合并财务报表和相关附注一起阅读；(Ii)我们管理层对2021年Form 10-K中所包含的财务状况和经营成果的讨论和分析；(Iii)有关前瞻性陈述的信息“在本报告的开头和我们的2021年Form 10-K中；和(Iv)”风险因素“在第一部分，我们的2021年表格10-K的第1A项。

出售Elba液化公司的权益

2022年9月27日，我们完成了出售Elba液化公司(ELC)25.5%的所有权权益。我们收到了5.57亿美元的净收益，用于减少短期借款。由于我们继续拥有ELC的控股权并进行合并，我们记录了1.9亿美元的“额外实收资本”，以应对我们在ELC所有权权益变化的影响，这反映在我们所附的截至2022年9月30日的三个月和九个月的综合股东权益表上。我们继续拥有并运营ELC 25.5%的权益。见注2“收购和剥离有关ELC的更多信息，请参阅“S”。

北美自然资源收购

2022年8月11日，我们以1.32亿美元完成了对北美自然资源公司及其姊妹公司North American BioFuels，LLC和North American-Central，LLC(NANR)的七项垃圾填埋场资产的收购，这些资产包括密歇根州和肯塔基州的天然气发电设施，包括对营运资金的初步收购价格调整。我们计划把7个天然气发电设施中的3个改为可再生天然气设施，资本开支约为1.45亿元。我们预计这些设施将于2024年年中投入使用，一旦建成，预计每年将产生约1.7Bcf的可再生天然气。其余四个NANR资产预计将在2023年生产8.0兆瓦时，通过在其垃圾填埋气发电业务中增加发电，进一步扩大KMI的可再生能源投资组合。

Mas CanAM收购

2022年7月19日，我们完成了对Mas CanAm，LLC的三项垃圾填埋场资产的收购，其中包括位于德克萨斯州阿灵顿的可再生天然气设施以及位于路易斯安那州什里夫波特和德克萨斯州维多利亚的Medium Btu设施，其中包括营运资本的初步收购价格调整。阿灵顿工厂预计将在2023年生产1.4Bcf的可再生天然气，并有可能在未来十年大幅增长。

2022年股息和可自由支配资本

我们预计2022年宣布的股息为每股1.11美元，比2021年宣布的每股1.08美元增加3%。我们现在预计在2022年内投资18亿美元用于扩建项目、收购和对合资企业或可自由支配的资本支出的贡献。

上文讨论的对2022年的预期涉及风险、不确定性和假设，并不是业绩的保证。决定这些预期的许多因素超出了我们的控制或预测能力，由于这些不确定性，建议不要过度依赖任何前瞻性陈述。

经营成果

概述

如下文更详细所述，我们的管理层主要使用分部EBDA(如附注8“可报告分部”所示)和应占Kinder Morgan，Inc.的净收入的GAAP财务计量，以及调整后收益和每股DCF、调整后分部EBDA、调整后EBITDA和净债务的非GAAP财务计量来评估我们的业绩。

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GAAP财务指标

截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的综合收益结果显示了根据公认会计准则编制和列报的分部EBDA和Kinder Morgan公司应占净收益。分部EBDA是衡量我们经营业绩的有用指标，因为它衡量的是我们分部在DD&A之前的经营业绩，以及我们的业务分部运营经理通常无法控制的某些费用，如一般和行政费用以及公司费用、利息费用、净额和所得税。我们的一般和行政费用以及公司费用包括未分配的员工福利、保险、租金、未分配的诉讼和环境费用，以及会计、信息技术、人力资源和法律服务等共享公司服务。

非公认会计准则财务指标

我们下面描述的非GAAP财务指标不应被视为可归因于Kinder Morgan公司或其他GAAP指标的GAAP净收入的替代指标，作为分析工具具有重要的局限性。我们对这些非公认会计准则财务指标的计算可能与其他公司使用的类似名称的指标不同。您不应孤立地考虑这些非GAAP财务指标，也不应将其作为根据GAAP报告的我们业绩分析的替代品。管理层通过审查我们的可比GAAP衡量标准，了解衡量标准之间的差异，并在其分析和决策过程中考虑这些信息，来弥补这些非GAAP财务衡量标准的局限性。

某些项目

某些项目，作为用于计算我们的非GAAP财务计量的调整，是GAAP要求反映在Kinder Morgan，Inc.应占净收益中的项目，但通常是(I)没有现金影响(例如，未结算的商品对冲和资产减值)，或(Ii)它们的性质与我们的正常业务运营分开识别，在我们看来，很可能只会零星发生(例如，某些法律和解、新税法的颁布和意外伤害损失)。我们还包括与合资企业有关的调整(见下文“合资企业的金额”和下列表格-合并收益结果(GAAP)-影响合并收益结果的某些项目， “-非GAAP财务指标-可归因于Kinder Morgan，Inc.(GAAP)的净收入与调整后EBITDA的对账”和“-非GAAP财务指标-补充信息”(见下文)。此外，某些项目在“-部门收益结果”和-DD&A、一般、行政和公司费用、利息、净额和非控股权益下面。

调整后收益

调整后的收益是通过调整某些项目中Kinder Morgan公司应占的净收入来计算的。调整后收益被我们和财务报表的某些外部使用者用来评估我们业务的收益，不包括某些项目，作为我们创造收益能力的另一种反映。我们认为，与调整后收益最直接可比的GAAP衡量标准是Kinder Morgan，Inc.的净收入。调整后每股收益使用调整后收益，并采用与计算基本每股收益时使用的相同的两类方法。看见-非GAAP财务衡量标准-可归因于Kinder Morgan，Inc.(GAAP)的净收入与调整后收益DCF的对账下面。

折扣现金流

折现现金流是通过调整某些项目的Kinder Morgan公司应占净收益(调整后收益)，并进一步通过DD&A和股权投资超额成本、所得税支出、现金税、持续资本支出和其他项目的摊销来计算的。我们还包括来自合资企业的所得税、DD&A和持续资本支出的金额(见下文“合资企业的金额”)。贴现现金流是一项重要的业绩衡量指标，有助于财务报表的管理层和外部用户评估我们的业绩，以及衡量和评估我们的资产在偿还债务、支付现金税款和支出持续资本后产生现金收益的能力，这些现金收益可用于股息、股票回购、债务报销或扩张资本支出等可自由支配的目的。贴现现金流不应用作根据公认会计准则计算的经营活动所提供的现金净额的替代办法。我们认为，与DCF最直接可比的GAAP衡量标准是Kinder Morgan，Inc.的净收入。每股DCF是DCF除以平均流通股，包括参与分红的限制性股票奖励。看见-非GAAP财务衡量标准-可归因于Kinder Morgan，Inc.(GAAP)的净收入与调整后收益DCF的对账和“--非公认会计准则财务指标-调整后的部分EBDA至调整后的EBITDA至折现现金流”下面。

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调整后的分部EBDA

调整后的分部EBDA是通过调整分部应占某些项目的分部EBDA来计算的。调整后的分部EBDA被管理层用于分析分部业绩和我们业务的管理。我们相信，调整后的部门EBDA是一个有用的业绩指标，因为它为我们财务报表的管理层和外部用户提供了对我们部门持续产生现金收益的能力的进一步洞察。我们相信它对投资者很有用，因为它是管理层用来为我们的细分市场分配资源并评估每个细分市场表现的一种衡量标准。我们认为，与调整后的分部EBDA最直接可比的GAAP衡量标准是分部EBDA。看见“-合并收益结果(GAAP)-影响合并收益结果的某些项目”用于按业务部门将部门EBDA与调整后的部门EBDA进行对账。

调整后的EBITDA

调整后的EBITDA是通过调整某些项目的EBITDA来计算的。我们还包括来自合资企业的所得税和DD&A金额(见下文“合资企业的金额”)。管理层和外部用户将调整后的EBITDA与我们的净债务(如下所述)结合使用，以评估某些杠杆指标。因此，我们相信调整后的EBITDA对投资者是有用的。我们认为，与调整后的EBITDA最直接可比的GAAP衡量标准是Kinder Morgan，Inc.的净收入。见“--非公认会计准则财务指标-调整后的部分EBDA至调整后的EBITDA至折现现金流”和-非GAAP财务指标-将Kinder Morgan，Inc.(GAAP)的净收入调整为调整后的EBITDA在下面.

来自合资企业的金额

某些项目，折现现金流量及经调整EBITDA反映未合并合营企业及合并合营企业的金额，分别采用与记录“股权投资收益”及“非控股权益”相同的确认及计量方法。与我们的未合并和合并的合资企业相关的DCF和调整后EBITDA的计算包括与我们的全资合并子公司的DCF和调整后EBITDA计算相同的项目(DD&A和所得税支出，以及仅DCF，还包括现金税和持续资本支出)。(请参阅“--非公认会计准则财务指标--补充信息”(如下所示。)虽然与我们未合并的合资企业相关的这些金额已计入折现现金流和调整后EBITDA，但此类计入不应被理解为意味着我们对此类未合并的合资企业的运营和由此产生的收入、支出或现金流拥有控制权。

净债务

净债务是根据截至2022年9月30日的数额计算的，方法是从我们317.41亿美元的债务余额中减去以下金额：(I)4.83亿美元的现金和现金等价物；(Ii)1.07亿美元的债务公允价值调整；以及不包括对欧元计价债券(5300万美元)的外汇影响，我们已进行货币互换，将债务转换为美元。净负债是一种非公认会计准则的财务指标，管理层认为这对投资者和我们财务信息的其他用户评估我们的杠杆率是有用的。我们认为，衡量净债务的最具可比性的指标是扣除现金和现金等价物后的债务净额。

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合并收益结果(GAAP)

下表总结了我们综合收益结果的主要组成部分。
截至三个月
9月30日，
20222021收益
增加/(减少)
(单位：百万，百分比除外)
分部EBDA(A)
天然气管道$1,135$1,069$666%
成品油管道257279(22)(8)%
终端机2402162411%
公司2
2151635232%
部门合计EBDA1,8471,7271207%
副署长及助理署长(551)(526)(25)(5)%
股权投资超额成本摊销(19)(21)210%
一般费用、行政费用和公司费用(149)(167)1811%
利息，净额(399)(368)(31)(8)%
所得税前收入7296458413%
所得税费用(134)(134)——%
净收入5955118416%
可归因于非控股权益的净收入(19)(16)(3)(19)%
Kinder Morgan，Inc.的净收入。$576$495$8116%

九个月结束
9月30日，
20222021收益
增加/(减少)
(单位：百万，百分比除外)
分部EBDA(A)
天然气管道$3,453 $2,602 $851 33 %
成品油管道855 792 63 8 %
终端机731 689 42 6 %
公司2
619 599 20 3 %
部门合计EBDA5,658 4,682 976 21 %
副署长及助理署长(1,632)(1,595)(37)(2)%
股权投资超额成本摊销(57)(56)(1)(2)%
一般费用、行政费用和公司费用(438)(465)27 6 %
利息，净额(1,087)(1,122)35 3 %
所得税前收入2,444 1,444 1,000 69 %
所得税费用(512)(248)(264)(106)%
净收入1,932 1,196 736 62 %
可归因于非控股权益的净收入(54)(49)(5)(10)%
Kinder Morgan，Inc.的净收入。$1,878 $1,147 $731 64 %
(a)包括收入、股权投资收益、运营费用、(收益)资产剥离和减值损失、净收益、其他收入、净额和其他净额。营业费用包括销售、运营和维护费用以及所得税以外的税费。

Kinder Morgan，Inc.的净收入。分别增加了8100万美元和7.31亿美元E分别为截至2022年9月30日的三个月和九个月，与上年同期相比。第三季度的增长是
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主要是因为我们的天然气管道收益较高S和公司2业务细分。今年迄今的增长主要是由于2021年与我们天然气管道部门内的南得克萨斯州收集和加工资产有关的16亿美元税前非现金减值亏损和通过我们的西海岸成品油和东南成品油资产从我们的产品管道业务部门获得更高的收益被2021年期间10.97亿美元的收益所抵消，这些收益主要是与2021年2月冬季风暴有关的非经常性收益，主要影响我们天然气管道和CO的收益2业务细分。

影响综合收益业绩的若干项目


截至9月30日的三个月，
20222021
公认会计原则某些项目调整后的公认会计原则某些项目调整后的调整后的收益增加/(减少)金额
(单位：百万)
分部EBDA
天然气管道$1,135 $24 $1,159 $1,069 $21 $1,090 $69 
成品油管道257— 257 279 1 280 (23)
终端机240 — 240 216 17 233 7 
公司2
215 (20)195 163 (9)154 41 
分部EBDA合计(A)1,847 4 1,851 1,727 30 1,757 94 
股权投资超额成本的DD&A和摊销(570)— (570)(547)— (547)(23)
一般费用、行政费用和公司费用(A)(149)— (149)(167)— (167)18 
利息，净额(A)(399)15 (384)(368)(8)(376)(8)
所得税前收入729 19 748 645 22 667 81 
所得税支出(B)(134)(20)(154)(134)(12)(146)(8)
净收入595 (1)594 511 10 521 73 
可归因于非控股权益的净收入(19)— (19)(16)— (16)(3)
Kinder Morgan，Inc.的净收入。$576 $(1)$575 $495 $10 $505 $70 


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截至9月30日的9个月，
20222021
公认会计原则某些项目调整后的公认会计原则某些项目调整后的调整后的收益增加/(减少)金额
(单位：百万)
分部EBDA
天然气管道$3,453 $136 $3,589 $2,602 $1,646 $4,248 $(659)
成品油管道855 — 855 792 44 836 19 
终端机731 — 731 689 17 706 25 
公司2
619 (5)614 599 (3)596 18 
分部EBDA合计(A)5,658 131 5,789 4,682 1,704 6,386 (597)
股权投资超额成本的DD&A和摊销(1,689)— (1,689)(1,651)— (1,651)(38)
一般费用、行政费用和公司费用(A)(438)— (438)(465)— (465)27 
利息，净额(A)(1,087)(46)(1,133)(1,122)(17)(1,139)6 
所得税前收入2,444 85 2,529 1,444 1,687 3,131 (602)
所得税支出(B)(512)(35)(547)(248)(439)(687)140 
净收入1,932 50 1,982 1,196 1,248 2,444 (462)
可归因于非控股权益的净收入(A)(54)— (54)(49)— (49)(5)
Kinder Morgan，Inc.的净收入。$1,878 $50 $1,928 $1,147 $1,248 $2,395 $(467)
(a)有关某些项目的更详细讨论，请参阅中表格的脚注“-部门收益结果”和-DD&A，一般及行政及公司收费、利息、净权益及非控股权益下面。
(b)所得税某些项目的综合净影响是某些项目的所得税拨备加上离散的所得税项目。

可归因于Kinder Morgan公司的经某些项目调整的净收入(调整后收益)在截至2022年9月30日的三个月中增加了7,000万美元，而减少了4.67亿美元R截至2022年9月30日的9个月与上年同期相比。第三季度的增长主要是由于我们的天然气管道和CO带来更高的收益2 业务细分。年初至今的减幅受b影响Y天然气管道业务部门中游地区的收益减少7.44亿美元(主要与2021年2月的冬季风暴有关，因此在很大程度上是非经常性的)，部分被所得税支出减少所抵消。

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非公认会计准则财务指标

可归因于Kinder Morgan，Inc.(GAAP)的净收入与DCF调整后收益的对账
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(单位：百万)
Kinder Morgan，Inc.(GAAP)的净收入$576 $495 $1,878 $1,147 
某些项目合计(1)10 50 1,248 
调整后收益(A)575 505 1,928 2,395 
DCF股权投资超额成本的DD&A和摊销(B)647 612 1,897 1,854 
折现现金流量所得税支出(A)(B)167 165 601 754 
现金税(B)(15)(12)(63)(56)
持续资本支出(B)(243)(241)(581)(558)
其他(C)项(9)(16)(29)(22)
折扣现金流$1,122 $1,013 $3,753 $4,367 

将调整后的分段EBDA调整为调整后的EBITDA，再调整为DCF
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(单位：百万，每股除外)
天然气管道$1,159 $1,090 $3,589 $4,248 
成品油管道257 280 855 836 
终端机240 233 731 706 
公司2
195 154 614 596 
调整后的分部EBDA(A)1,851 1,757 5,789 6,386 
一般费用、行政费用和公司费用(A)(149)(167)(438)(465)
合资企业并购和所得税支出(A)(B)90 84 262 270 
可归因于非控股权益的净收入(A)(19)(16)(54)(49)
调整后的EBITDA1,773 1,658 5,559 6,142 
利息，净额(A)(384)(376)(1,133)(1,139)
现金税(B)(15)(12)(63)(56)
持续资本支出(B)(243)(241)(581)(558)
其他(C)项(9)(16)(29)(22)
折扣现金流$1,122 $1,013 $3,753 $4,367 
调整后每股收益$0.25 $0.22 $0.85 $1.05 
加权平均股息流通股(D)2,267 2,279 2,275 2,278 
每股DCF$0.49 $0.44 $1.65 $1.92 
宣布的每股股息$0.2775 $0.27 $0.8325 $0.81 
(a)金额会针对某些项目进行调整。请参阅中包含的表格-将Kinder Morgan，Inc.(GAAP)的净收入调整为调整后的EBITDA和“-补充信息”下面。
(b)包括或代表来自合资企业的DD&A、所得税支出、现金税和/或持续资本支出(视每个项目适用而定)。请参阅中包含的表格“-补充信息”下面。
(c)包括养老金缴款、非现金养老金支出和与我们的限制性股票计划相关的非现金薪酬。
(d)包括参与分红的限制性股票奖励。
38

可归因于Kinder Morgan公司(GAAP)的净收入与调整后的EBITDA的对账
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(单位：百万)
Kinder Morgan，Inc.(GAAP)的净收入$576 $495 $1,878 $1,147 
某些项目：
公允价值摊销(4)(7)(11)(15)
除所得税准备金外的法律、环境和税收23 — 23 112 
衍生工具合约的公允价值变动(A)(6)22 49 64 
减值、资产剥离和其他减记损失，净额(B)— 4 — 1,515 
所得税某些项目(20)(12)(35)(439)
其他6 3 24 11 
某些项目合计(C)(1)10 50 1,248 
股权投资超额成本的DD&A和摊销570 547 1,689 1,651 
所得税支出(D)154 146 547 687 
合营企业并购和所得税支出(D)(E)90 84 262 270 
利息净额(D)384 376 1,133 1,139 
调整后的EBITDA$1,773 $1,658 $5,559 $6,142 
(a)收益或损失在实现时反映在我们的贴现现金流中。
(b)截至2021年9月30日的9个月，税前非现金减值亏损16亿美元，涉及我们南得克萨斯州天然气管道业务部门的收集和加工资产，在“(收益)剥离和减值亏损，净额”中报告，以及与出售我们在NGPL Holdings LLC的股权投资的部分权益相关的2.06亿美元的税前收益，部分被从股权被投资人Ruby那里应收的长期附属票据减记1.17亿美元所抵消，Ruby在随附的综合收益表中分别在“其他、净额”和“股权投资收益”中报告。
(c)截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月的金额包括不到100万美元上和200万美元，资源分别在截至2022年和2021年9月30日的9个月中，金额分别包括400万美元和1.29亿美元，在我们的综合损益表的“股权投资收益”中报告。
(d)金额会针对某些项目进行调整。请参阅中包含的表格“-补充信息”和-DD&A、一般、行政和公司费用、利息、净额和非控股权益下面。
(e)代表合资企业DD&A和所得税支出。请参阅中包含的表格“-补充信息”下面。

39

补充信息
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(单位：百万)
DD&A(GAAP)$551 $526 $1,632 $1,595 
股权投资超额成本摊销(GAAP)19 21 57 56 
股权投资超额成本的DD&A和摊销570 547 1,689 1,651 
合资企业DD&A77 65 208 203 
DCF股权投资超额成本的DD&A和摊销$647 $612 $1,897 $1,854 
所得税费用(GAAP)$134 $134 $512 $248 
某些项目20 12 35 439 
所得税支出(A)154 146 547 687 
未合并的合资企业所得税支出(A)(B)13 19 54 67 
折现现金流的所得税支出(A)$167 $165 $601 $754 
更多合资企业信息
未合并的合资企业DD&A$89 $76 $242 $236 
减去：合并后合资伙伴的DD&A12 11 34 33 
合资企业DD&A77 65 208 203 
未合并的合资企业所得税支出(A)(B)13 19 54 67 
合资企业并购和所得税支出(A)$90 $84 $262 $270 
未合并的合资企业现金税(B)$(12)$(13)$(51)$(47)
未合并的合资企业维持资本支出$(38)$(29)$(89)$(81)
减去：合并后合资伙伴的持续资本支出(2)(2)(6)(5)
支持资本支出的合资企业$(36)$(27)$(83)$(76)
(a)金额会针对某些项目进行调整。
(b)金额与我们的Citrus、NGPL Holdings和Products(SE)管道系统股权投资相关。

40

分部收益结果

天然气管道
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(单位：百万，运营统计除外)
收入$3,505 $2,555 $9,674 $8,656 
运营费用(2,548)(1,634)(6,706)(4,981)
资产剥离和减值收益(亏损)净额8 — 8 (1,599)
其他收入— — 2 2 
股权投资收益168 144 471 311 
其他，净额2 4 4 213 
分部EBDA1,135 1,069 3,453 2,602 
某些项目(A)24 21 136 1,646 
调整后的分部EBDA$1,159 $1,090 $3,589 $4,248 
较上一时期的变化增加/(减少)
调整后的分部EBDA$69 $(659)
体积数据(B)
运输量(bBtu/d)38,637 38,527 38,726 38,593 
销售量(bBtu/d)2,469 2,616 2,521 2,480 
正在收集卷(bBtu/d)3,179 2,808 2,999 2,662 
NGL(MBbl/d)24 29 29 30 
影响分部EBDA的某些项目
(a)截至2022年9月30日的三个月金额包括N在截至2022年9月30日的9个月内，收入增加5100万美元，销售成本增加4700万美元，其中收入增加4800万美元，销售成本增加1.33亿美元适用于非现金按市值计价的衍生品合约，用于对冲预测的天然气和天然气天然气销售和购买。截至2022年9月30日的三个月和九个月的金额还包括与特定诉讼事项有关的2300万美元的其他运营费用增加，以及600万美元和24美元100万美元，分别与管道破裂相关的成本有关。截至2021年9月30日的三个月和九个月的收入分别减少了1400万美元和3600万美元，这与用于对冲预测的天然气和NGL销售的非现金按市值计价的衍生品合约有关。截至2021年9月30日的9个月，金额还包括与我们的南得克萨斯州收集和加工资产有关的税前非现金资产减值损失16亿美元，从股权被投资人Ruby那里应收的长期附属票据减记1.17亿美元，以及与诉讼准备金相关的支出增加6900万美元，部分被与出售我们在NGPL Holdings的股权投资的部分权益相关的2.06亿美元的税前收益所抵消。
其他
(b)合资企业的吞吐量按我们的所有权份额报告。收购管道的数量包括在内，出售资产的数量不包括在列报的所有期间，但收购产生的EBDA贡献仅包括收购后的期间。

41

以下是截至2022年9月30日和2021年9月30日的可比三个月和九个月期间调整后分段EBDA的变化：

截至2022年9月30日的三个月与截至2021年9月30日的三个月

调整后的分部EBDA
20222021增加/
(减少)
中游$351 $289 $62 
东595 577 18 
西213 224 (11)
天然气管道总量$1,159 $1,090 $69 

截至2022年9月30日的9个月与截至2021年9月30日的9个月

调整后的分部EBDA
20222021增加/
(减少)
中游$1,063 $1,807 $(744)
东1,846 1,706 140 
西680 735 (55)
天然气管道总量$3,589 $4,248 $(659)

以下是对截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月可比期间推动调整后分段EBDA的重要因素的讨论，进一步解释了我们天然气管道业务部门的分段EBDA的变化：
•在中游，分别增加6,200万美元(21%)和减少7.44亿美元(41%)。第三季度的增长主要是由于我们KinderHawk资产的销量更高，由于我们德克萨斯州内天然气管道业务的价格上涨，销售利润率更高阿尔塔蒙特资产。今年到目前为止的下降主要是由于销售额下降我们德克萨斯州境内天然气管道运营的8.4亿美元的Arins新元6500万美元我们南得克萨斯州资产的上涨在很大程度上是由于2021年2月冬季风暴导致的2021年大宗商品价格上涨。这些下降被我们的产品销量增加部分抵消KinderHawk资产，更高的NGL销售利润率，由我们的阿尔塔蒙特资产由于2021年2月的冬季风暴，我们的俄克拉荷马州资产在某些购买合同上的2021年大宗商品价格上涨带来了更高的收益。总体而言，Midstream的收入变化被销售成本的相应变化部分抵消；
•东部地区的增长分别为1800万美元(3%)和1.4亿美元(8%)，这主要是由于与我们的Stagecoach资产相关的运力销售增加，由于服务需求增加导致收入增加，SNG的股本收益增加，以及Kinder Morgan Louisiana Pipeline，LLC反映了新的液化天然气客户合同，部分原因是TGP的收益减少，部分原因是运营费用增加财产税和管道完整性成本。今年迄今的增长受到我们2021年7月收购Stagecoach资产的进一步影响；以及
•西部地区分别减少了1100万美元(5%)和5500万美元(7%)，这主要是由于降低科罗拉多州际天然气公司的收益，原因是利率案件和解导致收入下降新台币和EPNG收入减少，原因是大宗商品和园区以及以下因素导致的贷款额下降部分输油管道中断。
42

成品油管道
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(单位：百万，运营统计除外)
收入$872 $605 $2,634 $1,572 
运营费用(632)(341)(1,846)(828)
资产剥离和减值收益，净额— — 12 — 
股权投资收益17 15 55 48 
分部EBDA257 279 855 792 
某些项目(A)— 1 — 44 
调整后的分部EBDA$257 $280 $855 $836 
较上一时期的变化增加/(减少)
调整后的分部EBDA$(23)$19 
体积数据(B)
汽油(C)989 1,023 982 987 
柴油368 389 370 395 
喷气燃料278 250 262 217 
精炼产品总量1,635 1,662 1,614 1,599 
原油和凝析油467 491 477 503 
总投递量(MBbl/d)2,102 2,153 2,091 2,102 
影响分部EBDA的某些项目
(a)截至2021年9月30日的9个月，金额包括与诉讼准备金和环境准备金调整相关的费用增加2800万美元和1500万美元。
其他
(b)合资企业的吞吐量按我们的所有权份额报告。
(c)数量包括乙醇管道的数量。

43

以下是截至2022年9月30日和2021年9月30日的可比三个月和九个月期间调整后分段EBDA的变化：

截至2022年9月30日的三个月与截至2021年9月30日的三个月

调整后的分部EBDA
20222021增加/
(减少)
原油和凝析油$72 $85 $(13)
东南成品油57 64 (7)
西海岸精炼产品128 131 (3)
总产品线$257 $280 $(23)

截至2022年9月30日的9个月与截至2021年9月30日的9个月

调整后的分部EBDA
20222021增加/
(减少)
原油和凝析油$250 $269 $(19)
东南成品油209 198 11 
西海岸精炼产品396 369 27 
总产品线$855 $836 $19 

以下是对截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月可比期间推动调整后部门EBDA的重要因素的讨论，进一步解释了我们产品管道业务部门的部门EBDA的变化：
•原油和凝析油分别减少1,300万美元(15%)和1,900万美元(7%)主要是由于我们的Bakken原油资产收益下降，原因是我们的Double H管道产量减少，以及由于大宗商品价格下降和Kinder Morgan原油和凝析油管道的不利库存估值调整，主要是由于亏损收入减少，部分抵消了我们KM凝析油加工设施的更高收益，反映了由于产量增加和产量上升而带来的收入增加。我们的原油和凝析油管道的收入也较高，分别为2.09亿美元和8.32亿美元，销售成本相应增加，原因是营销活动增加；
•东南亚精炼产品分别减少700万美元(11%)和增加1100万美元(6%)。第三季度的下降主要是由于我们的TransMix加工业务的收益下降，这是由于大宗商品价格下降导致不利的库存估值调整的结果。今年到目前为止的增长主要是由于我们的TransMix加工业务的收益增加，主要是由于价格和产量的增加；以及
•西海岸精炼产品分别减少300万美元(2%)和增加2700万美元(7%)第三季度的下降主要是由于我们太平洋业务(SFPP)的收益下降，这是由于诚信管理支出增加导致的，以及由于整体销量的下降被监管费率的增加部分抵消了收入的减少。今年到目前为止的增长主要是由于Calnev管道有限责任公司的土地销售收益，以及我们西海岸码头因产量增加而增加的收入所推动的收益。S和SF净收益是由于监管利率提高带来的收入增加所致。

44

终端机
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(单位：百万，运营统计除外)
收入$457 $422 $1,337 $1,275 
运营费用(222)(200)(637)(588)
(日志SS)剥离收益项目和损伤，净额
— (14)9 (14)
其他收入1 4 5 4 
股权投资收益3 3 11 10 
其他，净额1 1 6 2 
分部EBDA240 216 731 689 
某些项目(A)— 17 — 17 
调整后的分部EBDA$240 $233 $731 $706 
较上一时期的变化增加/(减少)
调整后的分部EBDA$7 $25 
体积数据(B)
液体可租赁容量(MMBbl)78.9 79.0 78.9 79.0 
液体利用率%(C)91.1 %94.7 %91.1 %94.7 %
散货转运吨位(公吨)13.4 13.4 40.0 37.9 
影响分部EBDA的某些项目
(a)截至2021年9月30日的三个月和九个月的金额分别包括与持有待售资产重新分类有关的1400万美元的税前非现金减值损失。
其他
(b)被剥离、闲置和/或持有以供出售的设施的数量不包括在所有列报期间。
(c)服务中的油箱容量与可供服务的油箱容量的比率。

45

就下表和相关讨论而言，我们持有待售或剥离的码头的运营结果，包括任何相关的销售损益，将从历史区域重新分类并包括在All Other组中。 以下是截至2022年9月30日和2021年9月30日的可比三个月和九个月期间调整后分段EBDA的变化：

截至2022年9月30日的三个月与截至2021年9月30日的三个月

调整后的分部EBDA
20222021增加/
(减少)
大西洋中部$30 $15 $15 
海湾中部35 31 4 
海湾液体65 76 (11)
东北方向22 25 (3)
海上作业34 37 (3)
所有其他(包括区段内消除)54 49 5 
总站总数$240 $233 $7 

截至2022年9月30日的9个月与截至2021年9月30日的9个月

调整后的分部EBDA
20222021增加/
(减少)
大西洋中部$77 $47 $30 
海湾中部102 83 19 
海湾液体217 220 (3)
东北方向67 80 (13)
海上作业105 117 (12)
所有其他(包括区段内消除)163 159 4 
总站总数$731 $706 $25 

以下对截至2022年9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月可比期间推动调整后部门EBDA的重要因素的讨论进一步解释了我们终端业务部门部门EBDA的变化：
•中大西洋码头分别增加1,500万美元(100%)和3,000万美元(64%)Re主要是由于我们九号码头设施的装卸率和燃煤量较高；
•海湾中央码头的费用分别增加400万美元(13%)和1900万美元(23%)，主要原因是降低我们战场石油专用码头公司的财产税支出。今年迄今的增长还受到石油焦装卸活动数量增加的影响，这主要是由于2021年2月冬季风暴导致2021年期间炼油厂停产；
•墨西哥湾液体分别减少1100万美元(14%)和300万美元(1%)区域w主要是在这里由于帕萨迪纳和加莱纳公园航站楼的财产税支出较高。年初迄今的减幅被部分抵销合同费率上升带来的收入增加以及数量增加和相关的辅助费用；
•东北航站楼分别减少了300万美元(12%)和1300万美元(16%)S是一本正经的由爱丽丽驾驶由于我们Carteret和珀斯安博伊设施的重新承包坦克阵地的利用率和费率降低，导致收入下降；和
•海上作业分别减少300万元(8%)和1200万元(10%)%s是主要是由于O较低的平均租船费部分被较高的船队使用率所抵销。


46

公司2
截至三个月
9月30日，		九个月结束
9月30日，
2022202120222021
(单位：百万，运营统计除外)
收入$351 $257 $999 $729 
运营费用(143)(112)(408)(161)
资产剥离和减值收益，净额— 11 1 8 
股权投资收益7 7 27 23 
分部EBDA215 163 619 599 
某些项目(A)(20)(9)(5)(3)
调整后的分部EBDA$195 $154 $614 $596 
较上一时期的变化增加/(减少)
调整后的分部EBDA$41 $18 
体积数据
SACROC石油生产19.9 20.1 19.6 19.9 
耶茨石油产量6.4 6.5 6.5 6.5 
卡茨和戈德史密斯的石油生产1.8 2.1 1.9 2.3 
塔尔棉油生产1.0 1.1 1.0 1.0 
石油总产量，净产量(百万桶/日)(B)29.1 29.8 29.0 29.7 
NGL销售量，净额(MBbl/d)(B)9.7 9.7 9.5 9.3 
公司2销售额，净额(bcf/d)
0.3 0.4 0.4 0.4 
已实现加权平均油价(美元/桶)$66.34 $53.03 $67.91 $52.21 
已实现加权平均NGL价格(美元/桶)$37.68 $28.01 $41.01 $23.73 
影响分部EBDA的某些项目
(a)截至2022年9月30日的三个月和九个月的金额分别包括(2000万美元)和(500万美元)，截至2021年9月30日的三个月和九个月的金额分别包括100万美元和700万美元，这些收入变化与用于对冲预测商品销售的非现金按市值计价的衍生品合约有关。
其他
(b)扣除特许权使用费和外部工作利益的净额。

47

以下是截至2022年9月30日和2021年9月30日的可比三个月和九个月期间调整后分段EBDA的变化：

截至2022年9月30日的三个月与截至2021年9月30日的三个月

调整后的分部EBDA
20222021增加/
(减少)
石油和天然气生产活动$132 $63 $69 
货源和运输活动59 89 (30)
小计191 152 39 
能源转型风险投资4 2 2 
总一氧化碳2
$195 $154 $41 

截至2022年9月30日的9个月与截至2021年9月30日的9个月

调整后的分部EBDA
20222021增加/
(减少)
石油和天然气生产活动$410 $397 $13 
货源和运输活动190 197 (7)
小计600 594 6 
能源转型风险投资14 2 12 
总一氧化碳2
$614 $596 $18 


本公司分部EBDA的变化2以下对截至2022年9月30日和2021年9月30日的可比三个月和九个月期间推动调整后部门EBDA的重要因素的讨论进一步解释了业务部门：
•石油和天然气生产活动分别增加6,900万美元(110%)和1,300万美元(3%)，主要是由于实现的原油和天然气价格上涨，收入分别增加4400万美元和1.73亿美元，以及2021年第三季度与Source and Transportation Actions终止的附属公司购买合同达成3800万美元的和解。今年迄今的增长还受到1.79亿美元运营费用增加的影响，这主要是由于2021年2月冬季风暴期间通过削减石油产量而恢复电网供电所带来的好处；以及
•来源和运输活动分别减少3000万美元(34%)和700万美元(4%)，主要是因为2021年第三季度与石油和天然气生产活动终止的附属销售合同的3800万美元和解，分别被与CO增加相关的1200万美元和4600万美元的收入增加所抵消2销售价格。今年到目前为止的下降也受到了与较低CO相关的收入下降的影响2销售量。

48

我们相信，我们现有的对冲合同在我们的CO内到位2业务分部在短期内大幅缓解大宗商品价格敏感性，并在接下来的几年内较少程度地缓解价格敞口。以下是我们的CO摘要2截至2022年9月30日的业务部门未偿还对冲：

剩余的2022年2023202420252026
原油(A)
价格(每桶$)$62.42 $63.28 $61.04 $61.08 $65.67 
音量(MB/d)26.40 21.10 13.40 8.95 3.00 
NGL
价格(每桶$)$56.02 $61.39 
音量(MB/d)4.57 2.04 
米德兰至库欣基差
价格(每桶$)$0.53 $0.87 
音量(MB/d)23.65 14.50 
(a)包括西德克萨斯中质油对冲。

一般及行政及公司收费、利息、净权益及非控制性权益

截至三个月
9月30日，		收益
增加/(减少)
20222021
(单位：百万，百分比除外)
DD&A(GAAP)$(551)$(526)$(25)(5)%
一般和行政(GAAP)$(162)$(174)$12 7 %
企业利益13 7 6 86 %
某些项目(A)— — — — %
一般、行政和公司收费(B)$(149)$(167)$18 11 %
净利息(GAAP)$(399)$(368)$(31)(8)%
某些项目(C)15 (8)23 288 %
利息净额(B)$(384)$(376)$(8)(2)%
可归因于非控股权益的净收入(GAAP)$(19)$(16)$(3)(19)%
某些项目— — — — %
可归因于非控股权益的净收入(B)$(19)$(16)$(3)(19)%

49

九个月结束
9月30日，		收益
增加/(减少)
20222021
(单位：百万，百分比除外)
DD&A(GAAP)$(1,632)$(1,595)$(37)(2)%
一般和行政(GAAP)$(470)$(490)$20 4 %
企业利益32 25 7 28 %
某些项目(A)— — — — %
一般、行政和公司收费(B)$(438)$(465)$27 6 %
净利息(GAAP)$(1,087)$(1,122)$35 3 %
某些项目(C)(46)(17)(29)(171)%
利息净额(B)$(1,133)$(1,139)$6 1 %
可归因于非控股权益的净收入(GAAP)$(54)$(49)$(5)(10)%
某些项目(D)— — — — %
可归因于非控股权益的净收入(B)$(54)$(49)$(5)(10)%
某些项目
(a)截至2022年9月30日的三个月和九个月的金额包括与某些项目相关的一般、行政和公司费用不到100万美元。
(b)金额会针对某些项目进行调整。
(c)截至2022年9月30日的三个月和九个月，利息支出分别增加1,900万美元和减少3,500万美元，这是由于利率互换的公允价值变化与对冲债务的公允价值变化之间的非现金错配，主要是与我们未被指定为会计对冲的浮动至固定LIBOR利率互换有关，以及与与收购相关的非现金债务公允价值调整相关的支出分别减少400万美元和1,100万美元。2021年9月30日三个月和九个月的金额分别包括与收购相关的非现金债务公允价值调整相关的减少700万美元和1500万美元。
(d)截至2021年9月30日的9个月，金额包括与某些项目相关的不到100万美元的非控股权益。

与上年同期相比，截至2022年9月30日的三个月和九个月经某些项目调整的一般和行政费用及公司费用分别减少1,800万美元和2,700万美元，主要原因是资本化成本分别增加1,000万美元和3,100万美元，反映资本支出增加，福利相关成本和养老金成本分别减少500万美元和900万美元，但分别被劳动力、差旅和法律成本增加100万美元和1,200万美元部分抵消。

在上表中，我们将利息支出报告为“净额”，这意味着我们从总利息支出中减去利息收入和资本化利息，得出一个利息金额。与上年同期相比，截至2022年9月30日的三个月和九个月经某些项目调整的综合利息支出分别增加800万美元和减少600万美元，主要是由于长期平均利率和长期债务余额较低，但被较高的短期债务利率部分抵消。

我们使用利率互换协议将与我们的长期固定利率债务证券(优先票据)相关的部分基础现金流转换为可变利率债务，以实现我们所希望的固定和可变利率债务的组合。截至2022年9月30日和2021年12月31日，大约 8% anD分别有21%的债务本金须支付浮动利率--作为短期或长期浮动利率债务，或通过使用利率互换转换为浮动利率的固定利率债务。2022年9月30日的利率较低，因为我们进入了2022年底到期的浮动至固定利率对冲。如果没有这些对冲，截至2022年9月30日，我们的浮动利率债务约为24%。有关利率互换的详细资料，请参阅附注6“风险管理-利率风险管理到我们的合并财务报表。

非控股权益应占净收益指我们对合并子公司中非我们拥有的所有未偿还所有权权益应占的综合净收益的分配。

50

所得税

截至2022年9月30日的三个月，我们的税收支出约为1.34亿美元，而2021年同期为1.34亿美元。税收支出相同，主要是由于税前账面收入较高的联邦税收，但由于本期州税率降低，州所得税部分抵消了这一影响。

截至2022年9月30日的9个月，我们的税收支出约为5.12亿美元，而2021年同期为2.48亿美元。税项支出增加2.64亿美元，主要是由于本年度税前账面收入增加的联邦和州税收，以及上一年我们在NGPL Holdings的投资的估值津贴的释放。

2022年8月16日，美国政府将《2022年通胀削减法案》(IRA)颁布为法律。IRA包括对三年内平均AFSI超过10亿美元的公司的调整后财务报表收入(AFSI)征收15%的新公司替代最低税(Corporation AMT)。公司AMT在2022年12月31日之后的纳税年度有效。我们正在评估公司AMT及其对我们当前所得税、支出和现金税的潜在影响。然而，我们目前不认为这会对我们2023纳税年度的现金税产生影响。

流动性与资本资源

一般信息

截至2022年9月30日，我们拥有4.83亿美元的“现金及现金等价物”，比2021年12月31日减少了6.57亿美元。此外，截至2022年9月30日，在我们的信贷安排下，我们的借款能力约为39亿美元(下文讨论-短期流动性“)。正如下面进一步讨论的，我们相信我们的经营活动的现金流、现金状况和我们信贷安排上的剩余借款能力足以让我们管理我们的日常现金需求和预期债务。

我们一直从运营中产生大量现金流，在2022年和2021年的前9个月分别提供了35.63亿美元和44.4亿美元的资金来源。逐期减少的情况见下文“-现金流-经营活动“我们主要依靠运营提供的现金为我们的运营和偿债提供资金，维持资本支出、股息支付和我们的增长资本支出；然而，我们可能会不时进入债务资本市场为即将到期的长期债务再融资，并为增量投资融资(如果有的话)。

我们的董事会宣布2022年第三季度的季度股息为每股0.2775美元，与上一季度宣布的股息一致。

2022年2月23日，EPNG以非公开发行方式发行了本金总额3亿美元、2032年到期的3.50%优先债券，扣除折扣和发行成本后获得2.98亿美元的净收益。

2022年8月3日，我们在登记发售中发行了两个系列的优先债券，其中包括本金总额7.5亿美元的4.80%优先债券，2033年到期的优先债券和本金总额5.45%的2052年到期的优先债券，并获得总计14.84亿美元的净收益。我们将所得资金的一部分用于偿还短期借款和一般企业用途。

在第一季度，到期时，我们偿还了EPNG 8.625%的优先票据、4.15%的公司优先票据和1.50%系列的欧元计价债务。在2022年第二季度，我们使用短期借款偿还了3.95%优先票据中的10亿美元。这些短期借款已于2022年第三季度用2022年8月发行优先票据的收益偿还。

短期流动性

截至2022年9月30日，我们短期流动性的主要来源是(I)运营现金；(Ii)我们总计40亿美元的信贷安排和相关商业票据计划。我们信贷安排下的贷款承诺可用于营运资金和其他一般企业用途，并作为我们商业票据计划的备份。商业票据借款减少了我们信贷安排允许的借款，信用证减少了我们35亿美元信贷安排允许的借款。我们通过在我们的信贷安排下保持相当大的超额借款能力来提供流动性，并如前面所讨论的那样，一直从运营中产生强劲的现金流。

51

截至2022年9月30日，我们26.34亿美元的短期债务主要由未来12个月到期的优先票据组成。我们打算在债务到期时，主要通过信贷工具借款、商业票据借款、运营现金流和/或发行新的长期债务来为债务提供资金。截至2021年12月31日，我们的短期债务余额为26.46亿美元。

截至2022年9月30日和2021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)赤字分别为23.29亿美元和19.92亿美元。不时地，我们的流动负债可能包括用于为我们的扩张资本支出提供资金的短期借款，我们可能会定期将其替换为长期融资和/或使用运营留存现金偿还。与2021年年底相比，总的3.37亿美元的不利变化主要是由于(I)现金和现金等价物减少6.57亿美元，其中包括11.9亿美元与使用手头现金偿还2022年第一季度到期的优先票据有关(同时我们的优先票据的当前到期日的变化保持不变)；(Ii)3.49亿美元的衍生品合约的不利短期公允价值调整；(Iii)我们的应收账款和应付款净额减少5800万美元；被(I)与我们的衍生品活动相关的限制性存款增加2.33亿美元；(Ii)应计或有事项减少1.92亿美元所部分抵消；(Iii)应计利息减少1.77亿元；及。(Iv)存货增加1.53亿元，主要是地下储存的气体。一般而言，我们的营运资金结余会因以下因素而有所不同：预定偿还债务的时间、应收账款及应付款项的收付时间差异、衍生工具合约的公允价值变动，以及在支付投资及融资活动的款项后，营运现金及现金等值结余因超额营运而产生的变动。

资本支出

我们按照公认会计原则对我们的资本支出进行会计处理。我们还区分了作为维持/维持资本支出的资本支出和作为扩张资本支出的资本支出(我们也称为可自由支配的资本支出)。扩建资本支出是指在紧接增加或改进之前存在的基础上增加产能或产能的支出，在计算DCF时不扣除(见“-经营业绩-概述-非GAAP财务指标-DCF”)。就我们的石油及天然气生产活动而言，如预期资本支出会增加产能或产能(即产能)，则我们将资本支出分类为扩展资本支出，而该等产能或产能是在紧接作出或收购该等新增或改善项目之前。维护资本支出是指维持吞吐量或能力的支出。维护和扩建资本支出之间的区别是物理决定，而不是经济决定，无论吞吐量或容量增加了多少。

维护资本支出的预算每年在自下而上的基础上进行。对于我们的每一项资产，我们都会为维持安全高效的运营、满足客户需求以及遵守我们的运营政策和适用法律所必需的维护资本支出进行预算和支付。我们可能会为预计会产生经济效益的额外维护资本支出编制预算，例如提高效率和/或降低未来的费用。扩建资本支出的预算编制和审批通常在全年逐个项目的基础上定期进行，以回应我们的业务部门确定的特定投资机会，我们通常希望从这些投资机会中获得足够的回报来证明支出是合理的。一般情况下，资本支出是否被归类为维修/维持或扩建资本支出是在项目一级确定的。将我们的资本支出分类为扩展资本支出或维护资本支出符合我们的会计政策，通常是一个简单的过程，但在某些情况下可能取决于管理层的判断和自由裁量权。这一分类对折现现金流有影响，因为被归类为扩展资本支出的资本支出不会从折现现金流中扣除，而归类为维护资本支出的资本支出则会从折现现金流中扣除。

我们截至2022年9月30日的9个月的资本支出，以及我们预计在2022年剩余时间为维持资产和发展业务而支出的金额如下：
截至2022年9月30日的9个月
剩余2022年
总计2022年
(单位：百万)
持续资本支出(A)(B)$581 $317 $898 
酌情资本投资(B)(C)(D)1,214 632 1,846 
(a)截至2022年9月30日的剩余9个月和2022年总额分别包括8300万美元、5300万美元和1.36亿美元，用于未合并合资企业的持续资本支出，减去合并合资伙伴的持续资本支出。请参阅“-经营业绩-非公认会计准则财务指标-补充信息。”
52

(b)截至2022年9月30日的9个月的数额包括1500万美元，原因是应计资本支出和承包商聘任增加以及其他方面的净变化。
(c)截至2022年9月30日的9个月的金额包括我们向某些未合并的合资企业提供的6300万美元的资本投资。截至2022年9月30日的9个月和2022年总额还包括我们收购Mas CanAm、LLC和NANR的4.9亿美元。
(d)金额包括我们对未合并合资企业的实际或估计出资，扣除非全资拥有的合并子公司中某些合伙人用于资本投资的实际或估计出资。

表外安排

对于未在财务报表中合并的其他实体，我们的债务没有发生重大变化，这将影响截至2021年12月31日在我们的2021年Form 10-K中提交的披露。

截至2022年9月30日和2021年12月31日，购买房地产、厂房和设备的承诺分别为5.56亿美元和2.09亿美元。增加3.47亿美元的主要原因是资本承诺的总体增加。

现金流

经营活动

在截至2022年9月30日的9个月中，经营活动提供的现金与2021年同期相比减少了8.77亿美元，主要原因是：

•现金减少5.76亿美元，调整后净收入增加7.36亿美元，增加13.12亿美元，这是由于期间间非现金项目净变化的综合影响。现金总额减少的主要原因是，在2021年期间确认了与2021年2月冬季风暴有关的大部分非经常性收益的收益(见上文“--业务成果”中的讨论)；以及
•现金减少3.01亿美元，与营运资本项目和其他非流动资产和负债的净变化有关。减少主要是由于以下不利变化所致：(I)我们的客户应收账款增加，主要是我们的天然气业务部门的应收账款增加，这主要是受2022年期间天然气价格比2021年期间更高的影响；(Ii)库存增加，反映出储存量增加；以及(Iii)与2021年期间相比，2022年期间与诉讼案件相关的准备金减少。

投资活动

在截至2022年9月30日的9个月中，用于投资活动的现金与2021年同期相比减少了3.66亿美元，主要原因是：

•用于收购资产和投资的支出减少了10.3亿美元，扣除收购的现金后，主要是由于我们在2022年期间用于收购Mas CanAm、LLC和NANR的净现金总额为4.88亿美元，而在2021年期间用于收购Stagecoach Gas Services LLC和Kinetrex Energy的净现金总额为15.08亿美元；部分抵消了这一影响，
•销售投资收益减少4.13亿美元，主要是由于在2021年期间出售我们在NGPL Holdings的股权投资的部分权益所收到的4.12亿美元；以及
•资本支出增加2.5亿美元，反映2022年期间扩建资本项目总体上比2021年同期有所增加。

融资活动

与2021年同期相比，截至2022年9月30日的9个月，融资活动中使用的现金减少了10.17亿美元，主要原因是：

•2022年期间与债务活动有关的现金净减少8.37亿美元，原因是与2021年期间相比，债务净额减少；以及
•2022年期间出售ELC 25.5%所有权权益收到的5.57亿美元净收益；部分抵消，
•在2022年期间，根据我们的股票回购计划，3.33亿美元的现金用于股票回购。
53


分红

我们预计2022年我们股票的股息为每股1.11美元。下表反映了我们宣布的2022年红利：
截至三个月期内每股季度股息合计申报日期记录日期派息日期
March 31, 2022$0.2775 April 20, 2022May 2, 2022May 16, 2022
June 30, 20220.2775 July 20, 20222022年8月1日2022年8月15日
2022年9月30日0.2775 2022年10月19日2022年10月31日2022年11月15日

我们股本的实际派息金额将取决于许多因素，包括我们的财务状况和经营结果、流动性要求、业务前景、资本要求、法律、法规和合同约束、税法、特拉华州法律和其他因素。见第一部分，第1A项。“风险因素-我们为预期股息提供的指导是基于估计。可能会出现一些情况，导致使用资金支付预期股息或投资于我们的业务之间存在冲突。2021年的10-K表格。我们的董事会在宣布股息时将考虑所有这些问题。

我们的股息不是累积的。因此，如果我们股票的股息没有按预期水平支付，我们的股东没有资格在未来收到这些付款。我们的股息一般在每年2月、5月、8月和11月的第15天左右支付。
54

子公司证券担保综合财务信息汇总

KMI和某些子公司(附属发行人)是某些债务证券的发行人。KMI和几乎所有KMI全资拥有的国内子公司(附属担保人)是交叉担保协议的当事方，根据该协议，协议各方无条件地共同和分别担保协议另一方的特定债务的偿付。因此，除若干指定为附属非担保人(附属非担保人)的附属公司外，母发行人、附属发行人及附属担保人(“责任集团”)均为本公司每一系列担保债券(担保票据)的担保人。作为交叉担保协议的结果，KMI或附属发行人发行的任何担保票据的持有人在KMI与附属发行人和担保人的净资产和收入方面处于相同的地位。每张担保票据的持有人不能用来偿还该等证券的唯一金额是附属非担保人的净资产和收入。

我们没有为责任集团提供单独的财务报表，而是根据美国证券交易委员会S-X规则第13-01条提交了所附的责任集团的综合损益表和资产负债表补充摘要资料。另见本报告附件10.1。Kinder Morgan，Inc.及其某些子公司之间的交叉担保协议，日期为2014年11月26日，时间表更新至2022年9月30日。”

负债集团中所有重要的公司间项目已在补充汇总合并财务信息中删除。责任集团于附属非担保人的投资余额已从补充摘要综合财务资料中剔除。责任集团与其他关联方(包括附属非担保人)(称为“联属公司”)的重大公司间结余及活动，分别列载于随附的补充综合财务资料。

不包括公允价值调整，截至2022年9月30日和2021年12月31日，债务集团分别有308.42亿美元和316.08亿美元的未偿还担保票据。

负债集团的资产负债表和损益表汇总信息如下：
综合资产负债表信息摘要2022年9月30日2021年12月31日
(单位：百万)
流动资产$3,523 $3,556 
流动资产-附属公司6441,233 
非流动资产61,39561,754 
非流动资产-附属公司512508 
总资产$66,074 $67,051 
流动负债$5,826 $5,413 
流动负债--关联公司7091,332 
非流动负债31,33732,310 
非流动负债--关联公司1,0751,047 
总负债38,947 40,102 
金德摩根公司的股东权益27,12726,949 
总负债和股东权益$66,074 $67,051 
合并损益表汇总信息截至三个月
2022年9月30日		九个月结束
2022年9月30日
(单位：百万)
收入$4,757 $13,490 
营业收入8112,606
净收入4821,587

55

第3项关于市场风险的定量和定性披露。

截至2021年12月31日，市场风险敞口没有发生重大变化，影响我们在2021年Form 10-K第II部分第7A项中提供的数量和质量披露。有关我们的风险管理活动的更多信息，请参阅我们的合并财务报表第1项附注6“风险管理”。

项目4.控制和程序

截至2022年9月30日，我们的管理层，包括首席执行官和首席财务官，已经根据1934年《证券交易法》第13a-15(B)条评估了我们的披露控制和程序的设计和运作的有效性。任何披露控制和程序制度的有效性都有固有的局限性，包括人为错误的可能性以及规避或凌驾控制和程序的可能性。因此，即使是有效的披露控制和程序也只能为实现其控制目标提供合理的保证。根据及截至评估日期，我们的首席执行官和首席财务官的结论是，我们的披露控制和程序的设计和运作有效地提供了合理的保证，即我们根据1934年证券交易法提交和提交的报告中要求披露的信息在需要时得到记录、处理、汇总和报告，并在必要时被积累和传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，以便及时做出关于必要披露的决定。在截至2022年9月30日的季度内，我们对财务报告的内部控制没有发生重大影响或合理地很可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。

第二部分：其他信息

项目1.法律诉讼

见我们合并财务报表题为“诉讼与环境”的第一部分第1项附注10，通过引用并入本项目。

第1A项。风险因素。

在我们的2021年10-K表格第I部分第1A项中披露的风险因素没有实质性变化。有关我们风险管理活动的更多信息，请参阅我们合并财务报表第一部分第1项附注6“风险管理”。

第二项股权证券的未登记销售和募集资金的使用。

我们购买我们的P类股票
结算期买入证券总数(A)每种证券支付的平均价格(B)作为公开宣布的计划的一部分购买的证券总数(A)根据计划或计划可能购买的证券的最大数量(或近似美元价值)
2022年7月1日至7月31日6,139,969 $16.63 6,139,969 $1,149,696,799 
2022年8月1日至8月31日— — — 1,149,696,799 
2022年9月1日至9月30日3,531,359 16.42 3,531,359 1,091,722,406 
总计9,671,328 $16.55 9,671,328 $1,091,722,406 
(a)2017年7月19日，我们的董事会批准了一项始于2017年12月的20亿美元普通股回购计划。回购后，股票被注销，不再流通股。
(b)金额包括回购股票的任何佣金或其他成本。

从2022年9月30日到2022年10月20日，我们以3400万美元的平均价格回购了大约200万股票，平均价格为每股16.75美元。

第3项高级证券违约

没有。
56


第4项矿山安全信息披露

除一个在矿山安全与健康管理局处于暂时闲置状态的终端设施外，我们不拥有或运营符合多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法(多德-弗兰克法案)矿山安全披露要求的矿山。截至2022年9月30日的季度，我们没有收到任何违反健康和安全规定、命令或传票、相关评估或法律行动、与采矿有关的死亡或类似事件要求披露的信息。

第5项其他资料

没有。
57

项目6.展品。
展品编号描述
4.1 
金德摩根公司副总裁兼司库兼副总裁兼首席财务官证书，确定2033年到期的4.800%债券和2052年到期的5.450%债券的条款。
10.1 
Kinder Morgan，Inc.及其某些子公司之间的交叉担保协议，日期为2014年11月26日，时间表更新至2022年9月30日。
22.1 
担保证券的附属担保人和发行人。
31.1 
首席执行官根据根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302节通过的1934年证券交易法第13a-14(A)或15d-14(A)规则进行的认证。
31.2 
首席财务官根据根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302节通过的1934年《证券交易法》第13a-14(A)或15d-14(A)条出具的证明。
32.1 
首席执行官根据《美国法典》第18编第1350条提供的证明，该条款是根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的。
32.2 
首席财务官根据《美国法典》第18编第1350条提供的证明，该条款是根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条通过的。
101 
根据标准S-T规则405以iXBRL(内联可扩展商业报告语言)格式化的交互数据文件：(I)截至2022年、9月30日和2021年9月30日的三个月和九个月的综合收益表；(Ii)截至2022年和2021年9月30日的三个月和九个月的综合全面收益表；(Iii)截至2022年9月30日和2021年12月31日的综合资产负债表；(Iv)截至9月30日、2022年和2021年9月30日的九个月的综合现金流量表；(V)截至2022年9月30日及2021年9月30日止三个月及九个月的股东权益综合报表；及(Vi)综合财务报表附注。
104 封面交互数据文件，符合法规S-T规则406，格式为iXBRL(内联可扩展商业报告语言)，包含在附件101中。

58

签名

根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式安排由正式授权的签署人代表其签署本报告。
金德摩根公司
注册人
日期：2022年10月21日发信人：/s/David P.米歇尔
David·P·米歇尔
总裁副总兼首席财务官
(首席财务会计官)
59