Kmi-20201231
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NaturalGasMember2018-01-012018-12-310001506307美国-公认会计准则：产品成员美国公认会计准则：运营部门成员KMI：天然气管道成员2018-01-012018-12-310001506307KMI：产品管道成员美国-公认会计准则：产品成员美国公认会计准则：运营部门成员2018-01-012018-12-310001506307KMI：终端成员美国-公认会计准则：产品成员美国公认会计准则：运营部门成员2018-01-012018-12-310001506307美国-公认会计准则：产品成员美国公认会计准则：运营部门成员KMI：二氧化碳成员2018-01-012018-12-310001506307KMI：KinderMganCanada成员美国-公认会计准则：产品成员美国公认会计准则：运营部门成员2018-01-012018-12-310001506307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2018-01-012018-12-310001506307美国公认会计准则：运营部门成员KMI：天然气管道成员2018-01-012018-12-310001506307KMI：产品管道成员美国公认会计准则：运营部门成员2018-01-012018-12-310001506307KMI：终端成员美国公认会计准则：运营部门成员2018-01-012018-12-310001506307美国公认会计准则：运营部门成员KMI：二氧化碳成员2018-01-012018-12-310001506307KMI：KinderMganCanada成员美国公认会计准则：运营部门成员2018-01-012018-12-310001506307美国-美国公认会计准则：销售成员美国公认会计准则：运营部门成员KMI：天然气管道成员2018-01-012018-12-310001506307KMI：产品管道成员美国-美国公认会计准则：销售成员美国公认会计准则：运营部门成员2018-01-012018-12-310001506307KMI：终端成员美国-美国公认会计准则：销售成员美国公认会计准则：运营部门成员2018-01-012018-12-310001506307美国-美国公认会计准则：销售成员美国公认会计准则：运营部门成员KMI：二氧化碳成员2018-01-012018-12-310001506307KMI：KinderMganCanada成员美国-美国公认会计准则：销售成员美国公认会计准则：运营部门成员2018-01-012018-12-310001506307美国-美国公认会计准则：公司非部门成员美国-美国公认会计准则：销售成员2018-01-012018-12-310001506307美国-美国公认会计准则：销售成员2018-01-012018-12-3100015063072021-01-012020-12-3100015063072022-01-012020-12-3100015063072023-01-012020-12-3100015063072024-01-012020-12-3100015063072025-01-012020-12-3100015063072026-01-012020-12-310001506307KMI：来自外部客户的收入成员2020-01-012020-12-310001506307KMI：来自外部客户的收入成员2018-01-012018-12-310001506307KMI：来自外部客户的收入成员2019-01-012019-12-310001506307US-GAAP：部门间消除成员KMI：天然气管道成员2020-01-012020-12-310001506307US-GAAP：部门间消除成员KMI：天然气管道成员2019-01-012019-12-310001506307US-GAAP：部门间消除成员KMI：天然气管道成员2018-01-012018-12-310001506307KMI：终端成员US-GAAP：部门间消除成员2020-01-012020-12-310001506307KMI：终端成员US-GAAP：部门间消除成员2019-01-012019-12-310001506307KMI：终端成员US-GAAP：部门间消除成员2018-01-012018-12-310001506307KMI：KinderMganCanada成员2020-01-012020-12-310001506307KMI：KinderMganCanada成员2019-01-012019-12-310001506307US-GAAP：部门间消除成员2020-01-012020-12-310001506307US-GAAP：部门间消除成员2019-01-012019-12-310001506307US-GAAP：部门间消除成员2018-01-012018-12-310001506307KMI：KinderMganCanada成员美国公认会计准则：运营部门成员2020-01-012020-12-310001506307KMI：KinderMganCanada成员美国公认会计准则：运营部门成员2019-01-012019-12-310001506307KMI：总细分市场成员2020-01-012020-12-310001506307KMI：总细分市场成员2019-01-012019-12-310001506307KMI：总细分市场成员2018-01-012018-12-310001506307美国公认会计准则：运营部门成员KMI：天然气管道成员2020-12-310001506307美国公认会计准则：运营部门成员KMI：天然气管道成员2019-12-310001506307KMI：产品管道成员美国公认会计准则：运营部门成员2020-12-310001506307KMI：产品管道成员美国公认会计准则：运营部门成员2019-12-310001506307KMI：终端成员美国公认会计准则：运营部门成员2020-12-310001506307KMI：终端成员美国公认会计准则：运营部门成员2019-12-310001506307美国公认会计准则：运营部门成员KMI：二氧化碳成员2020-12-310001506307美国公认会计准则：运营部门成员KMI：二氧化碳成员2019-12-310001506307美国-美国公认会计准则：公司非部门成员2020-12-310001506307美国-美国公认会计准则：公司非部门成员2019-12-310001506307国家：美国2020-01-012020-12-310001506307国家：美国2019-01-012019-12-310001506307国家：美国2018-01-012018-12-310001506307国家：MX2020-01-012020-12-310001506307国家：MX2019-01-012019-12-310001506307国家：MX2018-01-012018-12-310001506307国家：美国2020-12-310001506307国家：美国2019-12-310001506307国家：美国2018-12-310001506307国家：加利福尼亚州2020-12-310001506307国家：加利福尼亚州2019-12-310001506307国家：加利福尼亚州2018-12-310001506307国家：MX2020-12-310001506307国家：MX2019-12-310001506307国家：MX2018-12-310001506307KMI：单个客户超过10%的总成员2020-01-012020-12-310001506307KMI：单个客户超过10%的总成员2019-01-012019-12-310001506307KMI：单个客户超过10%的总成员2018-01-012018-12-310001506307KMI：数量不包括累计调整成员2020-01-012020-12-310001506307KMI：数量不包括累计调整成员2019-01-012019-12-310001506307KMI：KMLAndU.S.PortionOfCochinPipelineMembers2020-01-012020-12-310001506307美国-公认会计准则：待决诉讼成员KMI：赔款退款和费率扣减成员KMI：联邦能源监管委员会成员KMI：SFP成员美国-GAAP：不受欢迎的监管行动成员2020-01-012020-12-310001506307美国-公认会计准则：待决诉讼成员KMI：联邦能源监管委员会成员KMI：SFP成员美国-GAAP：不受欢迎的监管行动成员Kmi:ReparationsRefundsAndRateReductionsNotResolvedInEastLineSettlementMember2020-01-012020-12-31KMI：索赔0001506307美国-公认会计准则：待决诉讼成员KMI：联邦能源监管委员会成员KMI：EpngMembers美国-GAAP：不受欢迎的监管行动成员2020-12-31KMI：项目0001506307美国-公认会计准则：待决诉讼成员KMI：HilandPartnersHoldingsLLCM成员2018-06-010001506307美国-公认会计准则：待决诉讼成员KMI：HilandPartnersHoldingsLLCM成员2020-01-012020-12-310001506307Kmi:PortlandHarborSuperfundSiteWillametteRiverPortlandOregonMemberKMI：GATX终端公司nkaKMLT成员KMI：环境保护代理成员2017-01-060001506307Kmi:PortlandHarborSuperfundSiteWillametteRiverPortlandOregonMemberKMI：GATX终端公司nkaKMLT成员KMI：环境保护代理成员2017-01-062017-01-06KMI：各方0001506307Kmi:PortlandHarborSuperfundSiteWillametteRiverPortlandOregonMemberKMI：GATX终端公司nkaKMLT成员KMI：环境保护代理成员2020-01-012020-12-31KMI：终端0001506307Kmi:PortlandHarborSuperfundSiteWillametteRiverPortlandOregonMemberKMI：环境保护代理成员KMI：KMBT成员2020-01-012020-12-31KMI：地雷0001506307KMI：RareMetalsInc.成员1950-01-011969-12-3100015063072019-04-162019-04-16Utr：MI0001506307美国-公认会计准则：待决诉讼成员KMI：LowerPsaicRiverStudyAreaMember2020-12-310001506307美国-公认会计准则：待决诉讼成员Kmi:LowerPassaicRiverStudyAreaLowerPortionMember2016-03-040001506307美国-公认会计准则：待决诉讼成员KMI：LowerPsaicRiverStudyAreaMemberKMI：EPA首选备选估计成员2016-03-042016-03-040001506307美国-公认会计准则：待决诉讼成员KMI：LowerPsaicRiverStudyAreaMemberKMI：AOC要求工程设计成员2016-10-052016-10-050001506307美国-公认会计准则：待决诉讼成员Kmi:LowerPassaicRiverStudyAreaLowerPortionMember2016-10-050001506307美国-公认会计准则：待决诉讼成员KMI：LowerPsaicRiverStudyAreaMemberKMI：设计成员2016-10-052016-10-050001506307美国-公认会计准则：待决诉讼成员KMI：LowerPsaicRiverStudyAreaMemberKMI：CleanUpImplementationMember2016-10-052016-10-050001506307美国-公认会计准则：待决诉讼成员Kmi:LowerPassaicRiverStudyAreaLowerPortionMember2020-12-31KMI：案例0001506307KMI：海岸区成员KMI：路易斯安那州司法区成员2020-12-310001506307KMI：TgpMemberKMI：海岸区成员KMI：路易斯安那州司法区成员2020-12-310001506307KMI：海岸区成员KMI：路易斯安那州司法区成员KMI：SngMember2020-12-310001506307KMI：TgpMemberKMI：巴黎平原路易斯安那州成员KMI：海岸区成员2013-11-072013-11-080001506307KMI：ParishofOrleans路易斯安那州成员KMI：海岸区成员KMI：SngMember2019-03-292019-03-290001506307Kmi:LouisianaLandownerCoastalErosionLitigationMemberKMI：TgpMemberKMI：路易斯安那州司法区成员2015-01-310001506307Kmi:LouisianaLandownerCoastalErosionLitigationMemberKMI：路易斯安那州司法区成员KMI：SngMember2015-01-310001506307Kmi:LouisianaLandownerCoastalErosionLitigationMemberKMI：路易斯安那州司法区成员KMI：TGP和SNGMember2015-01-31

美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
_____________
表格10-K
☑依据第13或15(D)条提交的周年报告
1934年《证券交易法》
截至本财政年度止2020年12月31日
或
☐根据第13或15(D)条提交的过渡报告
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/1506307/000150630721000022/kmi-20201231_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2022年到期，息率1.500KMI 22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
根据该法第12(G)条登记的证券：无
用复选标记表示注册人是否为证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人。是☑没有☐
如果注册人不需要根据法案第13节或第15(D)节提交报告，请用复选标记表示。☐：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期限内)提交了1934年《证券交易法》第13条或第15(D)条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☑：没有☐
用复选标记表示注册人是否已在过去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法规第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是☑：没有☐
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☑将加速申报公司☐与非加速申报公司☐合并为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。他说：☑
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如1934年《证券交易法》第12b-2条所定义)。是☐--没有☑
注册人的非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值，根据2020年6月30日纽约证券交易所交易每日综合清单的收盘价，约为#美元。29,459,747,400。截至2021年2月4日，注册人已2,264,450,220已发行的P类股票。
以引用方式并入的文件
注册人关于2021年股东年会的最终委托书的部分内容将不迟于2021年4月30日提交，并纳入第三部分，具体内容见第三部分。


金德摩根公司及附属公司
目录
  页面
数
词汇表
1
有关前瞻性陈述的信息
2
 
第一部分
 
项目1.和2.
企业和物业
4
 
商业的总体发展
5
 
最新发展动态
5
 
企业的叙事性描述
6
 
业务战略
6
 
业务细分
6
天然气管道
6
 
成品油管道
10
 
终端机
10
公司2
11
 
主要客户
13
 
行业监管
13
 
环境问题
17
 
人力资本
19
财产和通行权
20
 
关于地理区域的财务信息
21
 
可用信息
21
第1A项。
风险因素
21
项目1B。
未解决的员工意见
34
第三项。
法律诉讼
34
第四项。
煤矿安全信息披露
34
    
 
第II部
 
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。
选定的财务数据
35
第7项。
管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
35
 
一般信息
36
 
关键会计政策和估算
38
 
经营成果
41
概述
41
合并收益结果(GAAP)
44
非公认会计准则财务指标
46
分部收益结果
49
一般及行政及公司收费、利息、净权益及非控制性权益
55
 
所得税
56
 
流动性与资本资源
56
一般信息
56


金德摩根公司和子公司(续)
目录
  页面
数
短期流动性
57
长期融资
58
交易对手信誉
58
资本支出
59
表外安排
59
合同义务和商业承诺
60
现金流
60
股息和股票回购计划
61
子公司证券担保综合财务信息汇总
62
 
近期会计公告
63
第7A项。
关于市场风险的定量和定性披露
63
 
能源商品市场风险
63
 
利率风险
64
外币风险
65
第八项。
财务报表和补充数据
65
第九项。
会计与财务信息披露的变更与分歧
65
第9A项。
控制和程序
66
项目9B。
其他信息
66
  
第三部分
 
第10项。
董事、高管与公司治理
66
第11项。
高管薪酬
66
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
66
第13项。
某些关系和相关交易，以及董事的独立性
67
第14项。
首席会计费及服务
67
    
  
第四部分
 
第15项。
展示、财务报表明细表
68
 
财务报表和补充季度数据索引
72
第16项。
表格10-K摘要
136
签名
137



金德摩根公司及附属公司
词汇表
公司缩写
卡尔涅夫=卡尔涅夫管道有限责任公司KMLT=金德摩根液体码头有限责任公司
CIG=科罗拉多州际天然气公司KMP=金德摩根能源合伙公司及其控股和/或控股的子公司
CPGPL=
夏延平原天然气管道公司，L.L.C.
鹰鹰=鹰牌野战服务有限责任公司KMTP=
金德摩根德克萨斯管道有限责任公司
艾尔巴快递=Elba Express Company，L.L.C.MEP=
中大陆快递管道有限责任公司
EIG=EIG全球能源合作伙伴NGPL=美国天然气管道公司及其附属公司
ELC=埃尔巴液化公司
EPNG=埃尔帕索天然气公司，L.L.C.红宝石=Ruby管道控股公司
FEP=费耶特维尔快速管道有限责任公司SFPP=SFPP，L.P.
希兰=Hland Partners，LPSLNG=南方液化天然气公司，L.L.C.
金鹰=KinderHawk现场服务有限责任公司Sng=南方天然气公司
KMBT=金德摩根散装货柜码头公司三峡工程=田纳西天然气管道公司，L.L.C.
KMGP=金德摩根股份有限公司TMEP=跨山扩建工程
KMI=金德摩根及其控股和/或控股的子公司TMPL=跨山管道系统
跨山=跨山管道ULC
KML=金德摩根加拿大有限公司及其控股和/或控股子公司
WIC=
怀俄明州际公司，L.L.C.
KMLP=金德摩根路易斯安那管道有限责任公司怀科=怀科发展有限责任公司
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
2017年税制改革=《2017年减税与就业法案》公认会计原则=美国公认会计原则
/d=每天一次首次公开募股(IPO)=首次公开募股
AFUDC=施工期间使用的资金拨备伦敦银行同业拆借利率=伦敦银行间同业拆借利率
BBtu=十亿英制热量单位有限责任公司=有限责任公司
Bcf=十亿立方英尺液化天然气=液化天然气
CERCLA=综合环境响应、赔偿和责任法Mbbl=千桶
MMbbl=百万桶
C$=加元MMton=百万吨
公司2
=
二氧化碳还是我们的CO2业务细分市场
Neb=加拿大国家能源局
新冠肺炎=冠状病毒病2019年，一种广泛传播的传染病，或宣布的相关大流行，并导致全球经济衰退NGL=天然气液体
纽约商品交易所=纽约商品交易所
CPUC=加州公用事业委员会纽交所=纽约证券交易所
折扣现金流=可分配现金流场外交易=非处方药
副署长及助理署长=折旧、损耗和摊销PHMSA=美国运输管道和危险材料安全管理局
潜伏期=德卡瑟姆
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
ROU=使用权
美国证券交易委员会=美国证券交易委员会
EBITDA=扣除利息、所得税、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美国=美利坚合众国
WTI=西德克萨斯中质油
环境保护局=美国环境保护局
FASB=财务会计准则委员会
FERC=联邦能源管理委员会
1

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不严格相关的任何陈述。它们使用的词语包括“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”。或这些术语或其其他变体或类似术语的负面含义。具体而言，有关未来行动、状况或事件、未来经营结果或产生销售、收入或现金流、偿债或支付股息的能力的明示或暗示陈述，均为前瞻性陈述。本报告中的前瞻性陈述包括但不限于：对我们资产和服务的长期需求，新冠肺炎疫情对我们业务的未来影响，包括任何经济复苏的时间和程度，以及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。

前瞻性陈述并不是业绩的保证。但它们涉及风险、不确定性和假设。未来的行动、条件或事件以及未来结果可能与我们的前瞻性陈述中表达的大不相同。许多决定这些结果的因素超出了我们控制或准确预测的能力。可能导致实际结果与前瞻性陈述中的结果不同的具体因素包括：

•天然气、天然气、成品油、石油、一氧化碳供需变化2北美的电力、石油焦炭、钢铁和其他散装材料和化学品以及某些农产品；

•可能影响价格趋势和需求的经济活动、天气、替代能源、保护和技术进步；

•来自其他管道、码头或其他形式运输的竞争，或来自CO等新兴技术的竞争2捕获和封存；

•FERC、CPUC或其他监管机构要求的我们关税税率的变化；

•我们业务发展的时机和成功，包括我们以具有经济吸引力的价格与客户续签长期合同的能力；

•我们有能力安全地运营和维护我们现有的资产，以及访问或建造新的资产，包括管道、终端、天然气加工、天然气储存和NGL分馏能力；

•我们吸引和留住关键管理和运营人员的能力；

•铁路、驳船、卡车、船舶或管道在向或从我们的码头或管道运送产品时遇到困难或延误；

•关闭或削减大型炼油厂、石化或化工厂、天然气加工厂、港口、公用事业、军事基地或其他使用我们服务或向我们提供服务或产品的企业；

•我们服务的勘探和生产区的原油和天然气产量(以及天然气产量的NGL含量)的变化，例如德克萨斯州西部的二叠纪盆地地区，北达科他州、俄克拉何马州、俄亥俄州、宾夕法尼亚州和德克萨斯州的页岩，以及美国落基山脉；

•法律或法规、第三方关系和批准以及法院、监管机构和政府机构的决定的变化可能会增加我们的合规成本，限制我们提供或减少对我们服务的需求的能力，或以其他方式对我们的业务产生不利影响；

•因自然灾害、第三方损坏、电力短缺、罢工、骚乱、恐怖主义(包括网络攻击)、战争或其他原因导致我们设施的运营中断；

•由于错误、故障、黑客事件或有组织的网络攻击而危及我们的IT系统、操作系统或敏感数据；

•预测未来石油、天然气和一氧化碳的内在不确定性2产量或储量；

•与新建或扩建项目有关的问题、延误或停工；
2


•监管、环境、政治、基层反对、法律、运营和地质方面的不确定性，这些不确定性可能会影响我们按时、按预算或完全不按预算完成扩建项目的能力；

•我们有能力收购新的业务和资产，并将这些业务整合到我们现有的业务中，并对业务进行节约成本的改革，特别是如果我们在相对较短的时间内进行多次收购，以及我们扩大设施的能力；

•我们的客户和其他交易对手履行其与我们的合同的能力，包括由于我们的客户的财务困境或破产；

•影响我们经营结果计量的会计声明变化、进行和记录此类计量的时间以及围绕这些活动的披露；

•税法的变化；

•我们有能力以足够的金额和可接受的条件获得外部资金来源，以资助收购运营中的企业和资产以及扩大我们的设施；

•我们的负债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，使我们与负债较少的竞争对手相比处于竞争劣势，或产生其他不利后果；

•我们获得保险覆盖的能力，而不需要显著的风险自留水平；

•自然灾害、破坏、恐怖主义(包括网络攻击)或其他类似行为或事故对我们的财产造成的损害超过我们的保险覆盖范围；

•我们及其子公司的信用评级可能发生变化；

•资本和信贷市场状况、通货膨胀和利率波动；

•世界产油国的政治和经济不稳定；

•国家、国际、区域和地方经济、竞争和监管条件和发展，包括颁布任何进出口关税、关税或类似措施的影响；

•我们实现成本节约和收入增长的能力；

•我们在开发和生产CO方面的成功程度2 和石油和天然气储量，包括开发钻探、完井和其他开发活动所固有的风险；

•我们在操作设备、完井和修井以及钻探新井时可能遇到的工程和机械或技术困难；

•诉讼的不利结果和附注18所指的或有事项的结果“诉讼与环境“我们的综合财务报表；以及

•对我们资产和服务的长期需求以及新冠肺炎疫情对全球经济后果对我们业务的未来影响。

上述清单不应被解释为详尽无遗。*我们相信本报告中的前瞻性陈述是合理的。然而，不能保证前瞻性陈述中所表达的任何行动、事件或结果将会发生，或者如果它们发生了，它们的时机或它们将对我们的运营结果或财务状况产生什么影响。*由于这些不确定性，您不应过度依赖任何前瞻性陈述。

新冠肺炎的影响以及供过于求和需求疲软导致的大宗商品价格下跌的影响在注2中有更详细的讨论。重要会计政策摘要--新冠肺炎到我们的合并财务报表。进一步讨论可能影响我们前瞻性陈述的因素，包括与以下方面相关的因素
3

新冠肺炎“，出现在本报告的其他地方，包括在项目1A”风险因素，“第7项”管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析，“及第7A项”关于市场风险的定量和定性披露--能源商品市场风险。“在考虑前瞻性陈述时，您应牢记本节和上文提及的其他部分所述的因素。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。

第一部分

项目1和2。商业和地产。
我们是北美最大的能源基础设施公司之一。我们拥有或运营大约83,000英里长的管道和144个终端。我们的管道输送天然气、精炼石油产品、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，化学品，生物柴油，乙醇，金属和石油焦。

4

商业的总体发展

最新发展动态

以下是与我们的主要项目和融资交易相关的重大发展和最新情况的清单。“资本范围”是对我们在所述项目中所占份额的估计，其中可能包括尚未完成的部分。
资产或项目描述活动大约资本范围(KMI股份)
已投入使用
ELC和SLNG扩展在我们位于佐治亚州萨凡纳附近厄尔巴岛的SLNG天然气终端建设新的天然气液化和出口设施，总能力为250万吨/年，相当于约357,000 DTH/d天然气。由与壳牌签订的长期公司合同支持。SLNG设施和10个液化装置中的3个于2019年下半年投入使用。其余7个机组在2020年1月至8月期间投入使用。$1.2
十亿
二叠纪骇维金属加工管道工程合资管道项目(KMTP 26.67%，BCP PHP，LLC(BCP)26.67%，Altus Midstream Processing LP 26.67%，以及一家锚定托运人的附属公司拥有20%的股权)旨在通过大约430英里长的42英寸管道将多达2.1Bcf/d的天然气从得克萨斯州的Waha地区输送到美国墨西哥湾和墨西哥市场。根据长期确定的运输合同认购。初始试运行日期2020年11月。于2021年1月1日全面投入商业服务。6.52亿美元
KMI的跨界II项目将德克萨斯州内部系统的输送能力提高1.4Bcf/d的扩建项目。这一扩建能力服务于液化天然气、工业、发电和德克萨斯州墨西哥湾沿岸当地配电公司的扩张。2020年11月投入使用2.57亿美元
EPNG南主线扩建扩建项目，提供471,000 DTH/d的稳固运输能力，第一阶段是系统改进，以向Sierrita管道输送天然气，第二阶段是向亚利桑那州和加利福尼亚州递增输送天然气。根据长期确定的运输合同认购。阶段1已投入使用。第二阶段于2020年7月投入使用。1.34亿美元
其他公告
天然气管道
TGP East 300升级扩建项目包括升级TGP系统上游的压缩设施，以便为Con Edison位于纽约州韦斯特切斯特县的配电系统提供115,000 DTH/d的容量。由与爱迪生公司签订的长期合同支持。预计投入使用日期为2022年11月，等待监管部门的批准。2.46亿美元
KMLP Acadiana扩展扩建项目将提供945,000 DTH/d的能力，为Cheniere的Sabine Pass LNG终端的Train 6提供服务。由长期合同支持的项目。预计最早将于2022年第二季度投入使用，已获得监管部门的批准。1.45亿美元
NGPL墨西哥湾沿岸南向扩建(第二阶段)扩建项目，将NGPL墨西哥湾沿岸系统的南行能力增加约300,000 DTH/d，以满足Corpus Christi液化的需求。根据一份长期的公司运输合同认购。2020年12月中旬，300和301压气站投入使用。整个项目预计将于2021年上半年投入使用。1.01亿美元

融资

在2020年，我们和我们的子公司发行了约22.5亿美元的新优先票据，并偿还了约22亿美元的到期优先票据。 我们利用出售Pembina股票所得的税后收益来部分偿还2020年2月到期的债务，并在2021年1月初利用2020年8月发行的部分收益偿还了原定于2021年3月到期的7.5亿美元优先票据。

5

企业的叙事性描述

业务战略

我们的业务战略是：

•专注于稳定的、收费的能源运输和储存资产，这些资产对北美增长市场的能源基础设施和能源过渡至关重要，或由美国出口提供服务；
•提高我们现有资产的利用率，同时控制成本、安全运营并采用无害环境的运营做法；
•在资本分配以及评估扩建项目和收购机会方面遵守纪律；
•利用符合我们战略的资产扩张和收购带来的规模经济；以及
•保持良好的财务状况，提升和回报股东的价值。

我们打算执行上述业务战略，并根据不断变化的经济状况和其他情况进行必要的修改。然而，如项目1A所讨论的那样。“风险因素”在本报告的下面和开头“有关前瞻性陈述的信息有一些因素可能会影响我们执行战略的能力或影响其成功程度，即使执行也是如此。

我们定期考虑和讨论潜在的收购和资产剥离，目前我们正在考虑潜在的交易。任何此类交易都必须经过双方同意的条款和条件的谈判，并在适用的情况下，接受公平意见，并获得我们董事会的批准。虽然目前并无就任何重大业务或资产的收购或出售订立未经宣布的买卖协议，但此类交易可迅速完成，随时可能发生，与我们现有的资产或业务相比，规模可能相当大。

业务细分

有关我们的可报告业务部门的财务信息，请参阅附注16“可报告的细分市场”到我们的合并财务报表。

天然气管道

我们的天然气管道业务部门包括州际和州内管道、地下储存设施以及我们的液化天然气液化和终端设施，并包括FERC监管和非FERC监管的资产。

我们在这一领域的主要业务包括天然气运输、储存、销售、收集、加工和处理以及各种液化天然气服务。这一部分包括：(I)约44,000英里的全资天然气管道和(Ii)我们在拥有约27,000英里天然气管道的实体中的股权，以及这些运输网络的相关存储和供应线路，这些管道位于整个北美天然气管道网络的战略位置。我们的运输网络为美国西部、路易斯安那州、德克萨斯州、东北部、落基山、中西部和东南部地区的主要天然气供应区和消费者提供了通道。我们的液化天然气终端设施还服务于东南部的天然气市场地区。下表汇总了截至2020年12月31日的我们重要的天然气管道业务部门资产。设计能力是指输送、收集、再气化或液化能力，视资产的性质而定。

资产(如果不是100%，则显示KMI所有权)管道里程数设计(bcf/d)[(百万美元/日)]容量存储(Bcf)[正在处理(bcf/d)]容量供销区
东部地区
三峡工程11,760 12.14 80 马塞卢斯、尤蒂卡、墨西哥湾沿岸、海恩斯维尔和伊格尔福特页岩供应盆地；东北部、东南部、墨西哥湾沿岸和美墨边境市场
NGPL(50%)9,100 7.60 288 芝加哥和其他中西部市场以及美国中部的所有供应盆地；从北到南的交付，包括向液化天然气设施和美墨边境市场的交付
6

资产(如果不是100%，则显示KMI所有权)管道里程数设计(bcf/d)[(百万美元/日)]容量存储(Bcf)[正在处理(bcf/d)]容量供销区
KMLP140 3.00 — 哥伦比亚湾、ANR管道公司和各种其他管道互连；Cheniere Sabine Pass液化天然气和工业市场
Sng(50%)6,930 4.40 66 路易斯安那州、密西西比州、阿拉巴马州、佛罗里达州、佐治亚州、南卡罗来纳州和田纳西州市场；德克萨斯州、俄克拉何马州、路易斯安那州、密西西比州和阿拉巴马州的盆地
佛罗里达天然气传输(柑橘)(50%)5,360 3.90 — 德克萨斯州至佛罗里达州；路易斯安那州和得克萨斯州墨西哥湾沿岸、莫比尔湾和墨西哥湾近海的盆地
MEP(50%)515 1.81 — 俄克拉荷马州和德克萨斯州北部为Transco、哥伦比亚湾、SNG和各种其他管道提供互连
艾尔巴快递190 1.10 — 南卡罗来纳州至佐治亚州；连接SNG、Transco、SLNG、ELC和Dominion Energy Carolina天然气传输
FEP(50%)185 2.00 — 阿肯色州至密西西比州；连接到NGPL、Trunkline天然气公司、德克萨斯州天然气传输和ANR管道公司
海湾液化天然气控股公司(50%)5 1.50 7 密西西比州帕斯卡古拉附近；连接四条州际管道和一家天然气加工厂
Bear Creek存储(75%)— — 59 位于路易斯安那州；为SNG和TGP提供存储容量
SLNG— 1.76 12 位于佐治亚州的厄尔巴岛；连接到Elba Express、SNG和Dominion Energy Carolina天然气传输
ELC(51%)— 0.35 — 位于厄尔巴岛；连接到Elba Express，向SLNG运送液化天然气储存和装船。
西部地区
EPNG/莫哈韦10,685 6.39 44 二叠纪、圣胡安和阿纳达科盆地；加利福尼亚州、亚利桑那州、新墨西哥州、德克萨斯州、俄克拉何马州和墨西哥的互连和需求地点
CIG4,295 6.00 38 落基山和阿纳达科盆地；科罗拉多州、怀俄明州、犹他州、蒙大拿州、堪萨斯州、俄克拉何马州和德克萨斯州的互联和需求地点
WIC850 3.61 — 落基山盆地；科罗拉多州、犹他州和怀俄明州的互连和需求地点
红宝石(50%)(A)685 1.53 — 落基山脉盆地；犹他州、内华达州、俄勒冈州和加利福尼亚州的互连和需求地点
CPGPL415 1.20 — 落基山盆地；科罗拉多州和堪萨斯州的互连和需求地点
跨科罗拉多州310 0.80 — 圣胡安、二叠纪、Paradox和Piceance盆地；科罗拉多州和新墨西哥州的互连和需求地点
Wyco(50%)235 1.20 7 丹佛Julesburg盆地；与CIG、WIC、落基山脉快速管道、Young天然气存储和PSCO管道系统的互连
Sierrita(35%)60 0.52 — 与亚利桑那州图森市附近的EPNG连接到亚利桑那州萨萨贝附近的美墨国际边境口岸，向墨西哥供应第三方天然气管道
Young Gas Storage(48%)15 — 6 
位于科罗拉多州的摩根县，位于丹佛朱利斯堡盆地；运力致力于CIG和科罗拉多斯普林斯公用事业公司
Keystone储气库15 — 6 位于德克萨斯州西部瓦哈天然气交易中心附近的二叠纪盆地
中游
距离德克萨斯州和特哈斯的管道(B)5,9208.30 132
[0.52]		德克萨斯州墨西哥湾沿岸供应和市场
7

资产(如果不是100%，则显示KMI所有权)管道里程数设计(bcf/d)[(百万美元/日)]容量存储(Bcf)[正在处理(bcf/d)]容量供销区
迈尔-蒙特雷管道(B)900.65 — 德克萨斯州斯塔尔县到墨西哥蒙特雷；连接CENEGAS国家系统和蒙特雷的多个发电厂
德州北部千米长管道(B)800.33 — 来自NGPL的互联；连接到德克萨斯州Forney的1,750兆瓦发电厂和德克萨斯州巴黎的1,000兆瓦发电厂
墨西哥湾沿岸快速管道(34%)5302.00 — 二叠纪盆地至阿瓜杜尔西，德克萨斯州地区
PHP(27%)(C)4302.10 — 
二叠纪盆地到德克萨斯州墨西哥湾沿岸和墨西哥市场
俄克拉荷马州
俄克拉荷马州系统3,5800.73 [0.09]阿纳达科盆地的伍德福德页岩和阿科马盆地的密西西比石灰
雪松湾(70%)1150.03 — 俄克拉荷马州堆栈，容量不包括第三方卸载
南得克萨斯州
南得克萨斯系统1,1601.93 [1.02]Eagle Ford页岩、Woodbine和Eaglebine地层
韦伯/杜瓦尔天然气收集系统(91%)1450.15 — 南得克萨斯州
卡米诺皇马750.15 — 南得克萨斯州伊格尔福特页岩地层
鹰派(25%)5301.20 — 南得克萨斯州伊格尔福特页岩地层
KM阿尔塔蒙特1,5150.10 [0.1]犹他州，Uinta盆地
红柏(49%)9000.33 — 科罗拉多州拉普拉塔县，伊格纳西奥·布兰科球场
落基山
联合堡垒(42.595%)315 1.25 — 波德河流域(怀俄明州)
Bighorn(51%)265 0.60 — 波德河流域(怀俄明州)
金鹰525 2.35 — 路易斯安那州西北部、海恩斯维尔和博西耶页岩层
德克萨斯州北部545 0.14 — 北巴尼特页岩组合
KM处理— — — 德克萨斯州敖德萨，泰勒和德克萨斯州维多利亚的其他地点
希兰-威利斯顿-天然气公司2,175 0.62 [0.33]Bakken/Three Forks页岩层-天然气收集和加工
Liberty管道(50%)85 
[140]
— 从休斯顿中央综合体到得克萨斯州墨西哥湾沿岸的Y级管道
南得克萨斯州天然气管道340 
[115]
— 从休斯顿中央综合体到得克萨斯州墨西哥湾沿岸的乙烷和丙烷管道
乌托邦管道(50%)265 
[50]
— 俄亥俄州哈里森县延伸至安大略省温莎
柏树管道(50%)105 
[56]
— 德克萨斯州贝尔维尤山到路易斯安那州查尔斯湖
鹰-凝析油(25%)(D)400 
[220]
— 南得克萨斯州伊格尔福特页岩地层
(a)我们运营Ruby，并拥有Ruby的共同利益。Pembina以可转换优先权益的形式拥有Ruby的剩余权益，并拥有50%的投票权。如果Pembina将其优先利益转换为共同利益，我们和Pembina将各自拥有Ruby 50%的共同利益。
(b)统称为德克萨斯州内天然气管道运营。
(c)在2020年11月期间进行初步调试。
(d)ASSET还具有60MBbl的存储容量。

8

竞争

天然气基础设施市场竞争激烈，目前正在建设新的管道、储存设施、处理设施和相关服务设施，以满足我们天然气管道业务部门管道服务的市场对天然气的需求。我们与州际和州内管道竞争新市场和供应的连接，以及运输、加工、储存和处理服务。我们认为，我们各个市场的主要竞争因素是地理位置、费率、服务条款、灵活性、替代能源的可用性和服务的可靠性。*不时会有与我们现有资产竞争的项目被提出。是否或何时会建设任何这样的项目，或者它们对我们的运营或盈利能力的影响程度通常是未知的。

我们天然气管道上的托运人与其天然气客户和最终用户可用的其他形式的能源竞争，包括石油、煤炭、核能和水电、风能和太阳能等可再生能源，以及其他不断发展的可再生能源。影响天然气需求的因素有几个，包括价格变化、供应的可用性、其他形式的能源、商业活动的水平、保护、立法和政府监管、转换为替代燃料的能力以及天气。

9

成品油管道

我们的成品油管道业务部门包括我们的成品油、原油和凝析油管道及其相关终端、东南终端、我们的凝析油处理设施和我们的混合处理设施。以下汇总了截至2020年12月31日我们拥有和运营的重要产品管道业务部门资产：
资产(如果不是100%，则显示KMI所有权)管道的里程数总站数目(A)或地点码头容量
(MMbbl)		供销区
原油和凝析油
公里原油和凝析油管道266 5 2.6 德克萨斯州南部的Eagle Ford页岩油田(Dewitt、Karnes和Gonzales县)至休斯顿船舶航道炼油综合体
卡米诺真正的聚会66 1 0.1 南得克萨斯州伊格尔福特页岩地层
希兰-威利斯顿盆地-石油(B)1,595 7 0.9 Bakken/Three Forks页岩层--原油集输
双H管路(B)512 — — 蒙大拿州和北达科他州至怀俄明州根西州的巴肯页岩
双鹰管道(50%)204 2 0.6 德克萨斯州的LIVE OAK县；德克萨斯州的科珀斯克里斯蒂；德克萨斯州的卡恩斯县；以及拉萨勒县
KM凝析油处理设施(KMCC-分离器)— 1 2.0 休斯顿航道，加莱纳公园，德克萨斯州
东南成品油
PPL管道(51%)(C)3,183 — — 路易斯安那州到华盛顿特区。
佛罗里达州中部输油管道206 2 2.5 坦帕到奥兰多
东南码头— 25 8.9 从密西西比州到弗吉尼亚州，包括田纳西州
转码操作— 5 0.6 加利福尼亚州的科尔顿、弗吉尼亚州的里士满、马里兰州的多尔西路口、密苏里州的圣路易斯和北卡罗来纳州的格林斯伯勒
西海岸精炼产品
太平洋地区(SFPP)(99.5%)2,845 13 15.2 西部六个州
卡尔涅夫566 2 2.0 加利福尼亚州科尔顿至内华达州拉斯维加斯；莫哈韦地区
西海岸码头38 8 9.9 西雅图、波特兰、旧金山和洛杉矶地区
(a)这些码头提供短期产品储存、卡车装载、蒸汽处理、添加剂注入、染料注入和乙醇混合等服务。
(b)统称为巴肯原油资产。
(c)前身为种植园管道。

竞争

我们的成品油管道和码头业务与主要石油公司拥有和运营的专有管道和码头、其他独立的成品油管道和码头、卡车运输和海运公司(短途运输产品)展开竞争。我们的有轨电车和混装业务与大型石油公司拥有的炼油厂和独立的混装设施竞争。

终端机

我们的码头业务部门包括我们的精炼石油产品、化工、乙醇和其他液体码头设施(不包括在产品管道业务部门中的设施)的运营，以及我们所有的石油焦、金属和矿石设施的运营。*我们的码头主要位于美国大型城市中心附近。我们相信我们设施的位置和我们为客户提供灵活性的能力有助于在我们的码头吸引新客户和留住现有客户，并提供扩张机会。我们经常根据液体或干散货产品的处理情况对码头业务进行分类。此外，我们的Terminals的海上业务包括符合琼斯法案的成品油油轮，提供
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美国港口之间原油、凝析油和成品油的海运。以下是截至2020年12月31日我们的码头业务部门资产摘要：
数容量
(MMbbl)
液体码头5079.7
散货码头29— 
琼斯法案-合格的油轮165.3

竞争

我们是美国最大的液体码头独立运营商之一，以桶装液体码头能力为基础。我们的液体码头与其他公共或私人持有的独立液体码头以及石油、化工、管道和炼油公司拥有的码头竞争。我们的散装码头与众多独立码头运营商、大宗商品生产商和分销商拥有的码头、装卸公司和其他选择不外包码头服务的工业公司竞争。但在某些地方，竞争对手是规模较小、成本结构较低的独立运营商。我们符合琼斯法案资格的成品油油轮与其他符合琼斯法案资格的船队竞争。

公司2

我们的CO2业务部门生产、运输和营销CO2用于强化采油项目，作为从成熟油田回收原油的驱油介质。2管道和相关资产使我们能够营销一整套CO2为客户提供供应和运输服务。我们还拥有几个油田的所有权权益，并拥有一条原油管道，所有这些都位于德克萨斯州西部的二叠纪盆地地区。

货源和运输活动

公司2资源利益

我们的主要CO市场2是为了注入二叠纪盆地的成熟油田。我们对CO的所有权2截至2020年12月31日的资源包括：
所有权
利息		压缩
容量(Bcf/d)		位置
麦克尔莫穹顶装置45 %1.5 科罗拉多州
无名氏峡谷深部单元87 %0.2 科罗拉多州
布拉沃穹顶单元(A)11 %0.3 新墨西哥州
(a)我们不经营这个单位。

公司2和原油管道

我公司的主要运输市场2管道是面向客户的，包括我们自己，使用CO2用于二叠纪盆地成熟油田的强化采油作业，预计在可预见的未来，该地区的行业需求将保持稳定。对(I)Wink原油管道系统征收的关税由FERC和德克萨斯州铁路委员会共同监管；(Ii)Pecos二氧化碳管道由德克萨斯州铁路委员会监管；(Iii)Cortez管道基于同意法令。我们的其他CO2管道不受监管。

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我们对CO的所有权2截至2020年12月31日的原油管道包括：
资产(如果不是100%，则显示KMI所有权)管道的里程数运输能力(Bcf/d)供销区
公司2管道
Cortez管道(53%)5691.5McElmo Dome和Doe Canyon为德克萨斯州丹佛市的枢纽提供源场
中央盆地管道3370.7Cortez、Bravo、Sheep Mountain、Canyon Reef运输船和Pecos管道
Bravo管道(13%)(A)2180.4布拉沃穹顶到德克萨斯州丹佛市的枢纽
Canyon Reef运输船管道(98%)1630.3麦卡米，德克萨斯州，到SACROC，Sharon Ridge，Cogdell和Reinecke单位
中心线CO2管道
1130.3在德克萨斯州丹佛市和德克萨斯州斯奈德之间
东陆架公司2管道
980.1在德克萨斯州斯奈德和德克萨斯州诺克斯城之间
Pecos管道(95%)250.1从德克萨斯州的麦卡米到德克萨斯州的伊兰，向耶茨单位交付
(bbls/d)
原油管道
眨眼管道434145,000从西德克萨斯到西炼在得克萨斯州埃尔帕索的炼油厂
(a)我们不经营布拉沃输油管道。

石油和天然气生产活动

石油和天然气生产利益

截至2020年12月31日，我们在德克萨斯州西部二叠纪盆地油气田的所有权权益包括：
KMI总收入
劳作开发
利息英亩
SACROC97 %49,156 
耶茨50 %9,576 
圣安德烈斯金匠99 %6,166 
卡茨·斯特朗99 %7,194 
莱内克70 %3,793 
莎伦·里奇(A)14 %2,619 
高大的棉花100 %641
米德克罗斯(Midcross)13 %320
(a)我们不经营这些油田。

我们的石油和天然气生产活动对KMI整体而言并不重要；因此，我们没有将石油和天然气生产活动的补充信息包括在会计准则编码主题932，采掘活动-石油和天然气中。

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天然气和汽油厂的利益

截至2020年12月31日，德克萨斯州西部二叠纪盆地拥有和运营的天然气厂包括：
所有权
利息来源
斯奈德汽油厂(A)22 %
SACROC装置和邻近的CO2项目，特别是沙龙岭和科格代尔单位
钻石M天然气厂51 %斯奈德汽油厂
北斯奈德工厂100 %斯奈德汽油厂
(a)这是一项工作利息，此外，我们还有28%的净利润利息。

竞争

我们销售CO的主要竞争对手2包括拥有McElmo Dome、Bravo Dome和Sheep Mountain CO所有权权益的供应商2资源。除了我们在中央盆地、Cortez和Bravo管道的所有权权益外，我们还与其他CO2管道。*我们还与McElmo Dome部门和Bravo Dome部门的其他权益所有者竞争CO的运输2去德克萨斯州丹佛市的集市。

主要客户

我们的收入来自广泛的客户基础。 在截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日的每一年中，与单一外部客户的交易收入均未占我们总合并收入的10%或更多。我们不认为任何单一客户的收入损失会对我们的业务、财务状况、运营结果或现金流产生实质性的不利影响。

行业监管

州际天然气运输和储存法规

作为受1938年《天然气法》约束的天然气公司的所有者和经营者，我们必须在我们的州际天然气管道和储存设施上以FERC确定的公平合理的规定费率向托运人提供服务。追索权费率以及一般服务条款和条件在FERC批准的每条管道(包括这里使用的储存设施或公司)的张贴价目表中列出。一般来说，追索率是基于我们的服务成本，包括我们投资的回收和回报。公布的费率被认为是公正和合理的，没有FERC的授权，在证据听证会或和解之后，不能改变。FERC可以主动或回应托运人的投诉，启动可能导致费率变化或确认现有费率的诉讼程序。

公布的费率设定了我们向州际天然气管道托运人收取的最高和最低费率的一般范围。在该范围内，允许每条管道收取折扣费率，只要向所有处境相似的托运人提供这种折扣，并在没有不当歧视的情况下给予这种折扣。除折扣费率外，经双方同意，管道可收取不受或不受基于关税的最高和最低费率水平范围可能发生变化的影响的谈判费率。谈判费率在运输协议期间为管道和商定费率的托运人提供了确定性，而不考虑公布的费率的变化。实际协商的费率协议或此类协议的摘要必须作为管道关税的一部分发布。虽然管道及其托运人可以根据托运人和情况同意各种协商的费率结构，但管道通常必须对所有托运人使用FERC批准的费率中所包含的服务协议形式。任何偏离标准的情况形式上服务协议必须向FERC提交，只有服务条款和条件中的某些类型的偏差才是FERC可以接受的。

根据1938年的《天然气法》，FERC对从事州际天然气运输服务(包括储存服务)的公司的费率、服务条款和条件、设施的建设和废弃进行监管。在较小的程度上，FERC根据1978年的天然气政策法案管理州际运输费率、服务条款和条件。从20世纪80年代中期开始，FERC通过了一系列监管改革，以确保州际天然气管道在不过度歧视的基础上运营，并在天然气市场创造更具竞争力和透明度的环境。例如，FERC法规要求州际天然气管道将其传统的商家销售服务与运输和储存服务分开，并提供类似的运输和储存服务
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向所有天然气客户提供储存服务。此外，天然气管道必须单独说明其提供的每项非捆绑服务(即天然气的运输服务和储存服务)的适用费率。为了确保有竞争的运输市场，这些管道必须遵守特定的调度程序，在某些情况下接受能力分割，并在与营销附属公司沟通时遵守FERC建立的行为标准。

除了FERC发起的监管改革外，美国国会还通过了2005年的能源政策法案。除其他事项外，《能源政策法》修订了《天然气法》，以：(I)禁止任何实体操纵市场；(Ii)指示联邦能源委员会促进州际商业实体天然气销售或运输市场的市场透明度；以及(Iii)大幅增加对违反《天然气法》、1978年《天然气政策法》或联邦能源委员会规则、条例或命令的处罚。

州际共同承运人成品油和输油管道运价管制

我们的一些美国成品油和原油集输管道是州际公共运输管道，受FERC根据州际商法(ICA)进行监管。ICA要求我们向FERC保持我们的关税备案。这些关税规定了我们在州际公共液体运输管道上提供收集或运输服务所收取的费率，以及管理这些服务的规则和条例。ICA要求，除其他事项外，州际公共液体运输管道的此类费率必须是“公正、合理”和非歧视性的。ICA允许有利害关系的人对新提议或改变的税率提出质疑，并授权FERC暂停这些税率的有效性，最长可达七个月，并对这些税率进行调查。如果在完成调查后，FERC发现新的或更改的费率是非法的，它有权要求承运人退还在调查悬而未决期间收取的超过先前关税的收入。FERC还可以根据投诉或主动调查已经生效的费率，并可能命令承运人前瞻性地改变其费率。经适当证明，托运人可就在提出申诉前两年内遭受的损害获得赔偿。

1992年《能源政策法》认为，在颁布之日结束的365天内有效或在颁布前365天有效且在365天内没有受到投诉、抗议或调查的石油产品管道费率是公正和合理的，或者根据《国际能源协定》是“不受影响的”。《能源政策法》还限制了可以对这种老式费率提出申诉的情况。在《能源政策法案》规定的365天期间，我们SFPP运营的管道系统的某些费率受到了抗议。因此，SFPP管道的某些费率一直是，并将继续是FERC投诉的对象，如附注18中更全面地描述。诉讼与环境到我们的合并财务报表。

石油产品和原油管道可能会在与通胀指数挂钩的规定上限水平内改变费率。托运人可以抗议在上限水平内进行的费率上调，但此类抗议必须表明，应用该指数导致的费率上调部分大大超过了管道成本自上一年以来的增幅。作为一般规则，石油产品或原油管道必须使用指数化方法来改变其费率。制定服务成本费率、基于市场的费率和结算费率是指数法的替代办法，可在某些特定情况下用于改变费率。

CPUC费率监管

我们西海岸成品油业务在加利福尼亚州的管道在州内的普通承运人业务受到CPUC的监管，该方法基于原始的投资成本衡量标准，采用“折旧书厂”的方法。我们向CPUC提交的州内关税是根据适用于西海岸精炼产品运营业务加州州内部分的收入、费用和投资确定的。加利福尼亚州州内管道服务的费率受到有关各方的投诉或CPUC的独立行动的挑战。多种因素可能会影响CPUC允许的回报率，而与我们FERC监管的利率类似的某些其他问题也可能出现在州内利率方面。加州SFPP和Calnev系统的州内移动费率一直受到CPUC投诉的影响，未来也可能如此。

德克萨斯州铁路委员会(RCT)费率监管

我们在德克萨斯州的原油和液体管道以及天然气管道和储存设施的州内运营受到RCT关于这种州内运输的监管。RCT有权监管我们的费率，尽管它通常没有在没有托运人投诉的情况下调查我们州内管道的费率或做法。

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墨西哥--能源管理委员会

迈尔-蒙特雷管道拥有墨西哥能源管理委员会(委员会)颁发的天然气运输许可证，该许可证规定了管道开展活动和提供天然气运输服务的条件。该许可证将于2026年到期。

许可证规定了某些限制性条件，包括但不限于：(I)遵守提供天然气运输服务的一般条件；(Ii)遵守某些安全措施、应急计划、维护计划和墨西哥有关安全的官方标准；(Iii)遵守委员会授权的天然气运输系统的技术和经济规格；(Iv)遵守委员会制定的某些技术研究；以及(V)遵守最低出资不得至少相当于项目拟议投资的10%。

墨西哥-国家工业安全和环境保护局(ASEA)

ASEA监管环境合规性以及工业和操作安全。迈尔-蒙特雷管道必须满足并保持ASEA的要求，包括遵守某些安全措施、应急计划、维护计划和墨西哥的官方安全标准，包括安全管理计划。

安全监管

我们还受PHMSA发布的安全法规的约束，包括那些要求我们开发和维护管道完整性管理计划以评估管道沿线区域的法规，并采取额外措施保护位于被称为高后果区(HCA)和中等后果区(MCAS)的管道段，在这些区域，泄漏或破裂可能造成最大的伤害。

2019年9月，PHMSA最终确定了将于2020年7月1日生效的规则，以将完整性管理计划要求扩展到HCA以外的危险液体管道(某些例外情况除外)，并要求对这些计划要求进行某些其他更改，包括数据集成和强调在线检测技术的使用。2019年10月，PHMSA最终确定了规则，要求天然气管道运营商(I)将完整性管理计划要求扩展到HCA之外(除一些例外情况外)，以及(Ii)重新确认包括HCA在内的人口稠密地区某些管道的最大允许操作压力(MAOP)。MAOP重新确认必须在2035年之前完成。技术的变化，如在线检测工具的进步、识别其他诚信威胁以及PHMSA法规的变化，可能会对进行诚信评估、测试和维修的成本产生重大影响。我们将继续我们的管道完整性管理计划，以评估和维护我们现有和未来管道的完整性，以满足PHMSA法规的要求。遵守诚信管理计划要求的成本很难预测。作为我们计划的一部分进行的评估可能会导致巨额资本和运营支出，用于升级和/或维修，这被认为是继续我们管道安全可靠运行所必需的。我们预计未来将增加支出，以符合PHMSA的这些规定。

2016年的《保护我们的管道基础设施和加强安全法案》或《2016年的管道法案》要求PHMSA等监管机构为地下天然气储存设施设定最低安全标准，并允许各州为州内管道设定更严格的标准。*根据2016年的《管道法案》，我们实施了地下天然气储存设施的程序。

2012年签署成为法律的2011年《管道安全、监管确定性和创造就业法案》加大了对违反安全法律和规则的处罚力度，并可能导致未来实施更严格的法规。法规的变化或公众对管道安全期望的提高可能需要更多的报告、更换我们的一些管道段、增加监测设备以及对我们的管道设施进行更频繁的检查或测试。修复、补救以及预防或缓解措施可能需要大量的资本和运营支出。

有时，我们的管道或设施可能会发生泄漏和破裂。这些泄漏和破裂可能导致爆炸、火灾、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损害赔偿。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。

我们还受到职业安全和健康管理局(OSHA)以及其他联邦和州机构的要求，这些机构涉及员工的健康问题，包括来自传染性疾病，如COVID-19，和安全。总的来说，
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我们相信我们正在满足OSHA的要求，并保护我们员工的健康和安全。*根据新的或修订的法规发展，我们可能需要在未来增加支出，以符合更高的行业和监管安全标准。然而，目前尚无已知的新法规或修订后的法规要求我们大幅增加支出。

州和地方法规

我们的某些活动受到各种州和地方法律法规以及监管机构的命令的约束，管理着各种各样的事务，包括营销、生产、定价、污染、环境保护以及人类健康和安全。

海上作业

根据《海商法》，油轮和海上设备的运营产生了涉及财产、人员和货物的海运义务。这些义务产生了各种风险，除其他外，包括碰撞风险，这可能导致人身伤害、货物、合同、污染、第三方索赔以及对船只和设施的财产损害索赔。

我们受《琼斯法案》和其他联邦法律的约束，这些法律将海运(美国出发地点和目的地之间)限制为在美国建造和注册、由美国公民拥有和配备船员的船只。因此，我们监督外国对我们普通股的所有权，在符合我们公司注册证书的某些情况下，我们有权赎回非美国公民拥有的我们普通股的股份。如果我们不遵守这些要求，我们将被禁止在美国沿海贸易中经营我们的船只，在某些情况下，我们将被视为进行了未经批准的外国转移，从而导致严厉的惩罚，包括永久丧失我们船只的美国沿海贸易权、罚款或没收船只。此外，美国国会不时提出修订琼斯法案的立法，以放宽或取消在美国港口之间运营的船只必须在美国建造和注册，并由美国公民拥有和船员的要求。如果琼斯法案以这种方式修改，我们可能面临来自悬挂外国国旗的船只的竞争。

此外，美国海岸警卫队和美国航运局维持着世界上最严格的船舶检查制度，这往往会导致美国国旗运营商的监管合规成本高于以外国便利旗帜注册的船只的船东。《琼斯法案》和《海商法总则》还为因雇主疏忽或船舶不适航而在船舶服务中受伤的船员提供损害补救办法。

1936年《商船海事法》是一项联邦法律，规定美国交通部长在美国总裁宣布国家进入紧急状态或威胁国家安全时，有权征用或购买美国公民(包括我们在内，前提是我们在此方面被视为美国公民)拥有的任何船只或其他船只。如果我们的一艘船被美国政府根据该法购买或征用，我们将有权在购买或征用的情况下获得船只的公平市场价值，或者在征用的情况下，获得租船租金的公平市场价值。然而，我们无权就因购买或征用而遭受的任何后果性损害获得赔偿。

加拿大法规

乌托邦管道系统由我们运营的一家合资企业拥有，我们在该合资企业中拥有50%的权益，该系统起源于俄亥俄州，终止于加拿大安大略省的温莎，因此受美国监管，如本节和下文标题所述。-环境事务，以及加拿大当局颁布的关于天然气液体管道的类似法规。

衍生品监管

我们使用能源商品衍生品合约作为我们战略的一部分，以对冲我们在正常业务过程中面临的能源商品市场风险和其他外部风险。我们使用的衍生品合约包括交易所交易和场外商品金融工具，如期货和期权合约、固定价格掉期和基差掉期。多德-弗兰克法案要求美国商品期货交易委员会(CFTC)和美国证券交易委员会颁布规则和法规，建立对场外衍生品市场和参与该市场的实体的联邦监督和监管。2020年10月，CFTC根据多德-弗兰克法案(Dodd-Frank Act)敲定了最后剩下的新规之一，该法案对受监管交易所交易的场外掉期、期货和期权设定了广泛的新总头寸限制。最终敲定后，这些
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规则包括对冲头寸的豁免，虽然我们还不能预测规则在2022年和2023年生效时的全面影响，但我们预计这些规则不会对我们的业务产生实质性的不利影响。我们无法预测由于美国总统政府的更迭，CFTC的新领导层可能会对我们产生什么影响。

环境问题

我们的业务运营受联邦、州和地方有关环境保护以及人类健康和安全的法律和法规的约束。例如，如果我们的管道、储存或其他设施发生意外泄漏、泄漏或泄漏液体石油产品、化学品或其他有害物质，我们可能会遇到严重的运营中断，我们可能需要支付巨额费用来清理泄漏、释放或泄漏、支付政府罚款、解决自然资源损害、赔偿人类暴露或财产损害、安装昂贵的污染控制设备或这些措施及其他措施的组合。此外，新项目可能需要根据联邦和州法律进行批准和环境分析，这些法律包括《清洁水法》、《国家环境政策法》和《濒危物种法》。由此产生的成本和负债可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生实质性的负面影响。此外，联邦和州环境法要求的新设施和现有设施的排放控制可能需要我们设施的巨额资本支出。总体而言，设施的环境控制成本正在增加，并限制了资本项目的回报和可行的资本项目的数量。

环境和人类健康与安全的法律法规可能会发生变化。环境监管的长期趋势是对可能被认为影响环境、野生动物、自然资源和人类健康的活动施加更多限制和限制。不能保证未来用于环境法规遵守或补救的支出的数额或时间，而且未来的实际支出可能与我们目前预期的金额不同。修订或增加的法规会导致合规成本增加或额外的运营限制，特别是如果这些成本不能从我们的客户那里完全收回的话，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。

根据公认会计准则，当可能已发生债务且金额可合理估计时，我们将记录环境事项的负债。本政策适用于目前拥有或以前处置的资产或业务。我们在各种地点，包括环保局或类似的州机构已将我们确定为潜在责任方之一的多方地点，为可评估的和可能的环境补救义务积累了责任。其他在财务上负责任的公司在这些多方地点的参与可能会增加或减少我们实际的连带责任风险。

我们相信，这些环境问题的最终解决不会对我们的业务、财务状况、运营结果或现金流产生实质性的不利影响。然而，在任何特定的报告期内，我们与这些环境问题有关的最终责任可能会超过应计金额，这可能对我们的业务、财务状况、运营结果或现金流具有重大影响。截至2020年12月31日，我们已经积累了2.5亿美元的环境储备。有关环境事项的更多信息，见附注18诉讼与环境到我们的合并财务报表。

危险废物和非危险废物

我们产生的危险废物和非危险废物都符合联邦资源保护和回收法案以及类似的州法规的要求。环保局以及其他美国联邦和州监管机构不时考虑对非危险废物采取更严格的处置标准。此外，目前被归类为非危险废物的一些废物，可能包括目前在我们的管道或液体或散装码头作业中产生的废物，或目前被豁免为勘探和生产废物的石油和天然气设施产生的废物，今后可能被指定为危险废物。与非危险废物相比，危险废物受到更严格和更昂贵的处理和处置要求。法规的这些变化可能会给我们带来额外的资本支出或运营费用。

超级基金

CERCLA或超级基金法以及类似的州法律对向环境排放危险物质的某些类别的潜在责任人施加连带责任，而不考虑过错或原始行为的合法性。这些人包括场地的所有者或经营者以及处置或安排处置在场地发现的危险物质的公司。CERCLA授权环保局，在某些情况下，第三方采取行动应对对公共卫生或环境的威胁，并寻求从责任人类别中恢复过来
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所产生的费用，以及对自然资源损害的赔偿(如果有的话)。尽管石油被排除在CERCLA对危险物质的定义之外，但在我们的正常运作过程中，我们已经并将产生可能属于“危险物质”定义的材料。根据法律的实施，如果我们被确定为潜在的责任人，我们可能根据CERCLA负责清理存在此类材料的地点所需的全部或部分费用，以及自然资源损害赔偿(如果有的话)。

《清洁空气法》

我们的运营受《清洁空气法》及其实施条例以及类似的州法律和法规的约束。《清洁空气法》下的环保局条例包含对固定污染源的温室气体(GHG)排放进行监测、报告和控制的要求。有关详细信息，请参阅“--气候变化”下面。

《清洁水法》

我们的操作可能会导致污染物的排放。1972年修订的联邦水污染控制法案，也称为清洁水法，以及类似的州法律对向美国水域排放填充物和污染物施加限制和控制。禁止向受监管水域排放填充物和污染物，除非符合适用的联邦或州当局颁发的许可证的条款。1990年颁布的《石油污染法》修订了《清洁水法》中有关防止和应对漏油的规定。《清洁水法》和一些州法律的泄漏预防、控制和对策要求要求设置安全壳和类似的结构，以帮助防止发生溢油或漏油时对可航行水域的污染。

环保局修订臭氧国家环境空气质量标准(NAAQS)

根据《清洁空气法》的要求，环保局制定了允许多少污染的国家环境空气质量标准(NAAQS)，然后各州必须通过规则，使它们的空气质量符合NAAQS。2015年10月，EPA公布了一项规则，将地面臭氧NAAQS从75 ppb降低到更严格的70 ppb标准。这一变化引发了一个过程，根据这一变化，环保局将指定国家的地区符合或不符合新的NAAQS标准。现在，某些州将不得不采取更严格的空气质量法规来满足新的NAAQS标准。这些新的州规则预计将在2020年或2021年出台。可能需要在新安装的设备上安装更严格的空气污染控制，并可能需要用空气污染控制来改造现有的KMI设施。鉴于新规则在全国范围内的影响，预计它将对我们的每个业务部门产生财务影响。

气候变化

由于对气候变化的担忧，已经提出了许多关于监测和限制温室气体排放的建议，并可能继续在联邦、州和地方各级政府一级提出。天然气的主要成分甲烷和一氧化碳2这是自然发生的，也是天然气燃烧的副产品，是温室气体的例子。已经存在或正在制定各种法律法规来规范这类温室气体的排放，包括环境保护局报告温室气体排放的计划，以及州政府制定全州或地区性计划的行动。美国国会过去曾考虑立法减少温室气体排放。与气候有关的法律和法规可能导致对被认为会导致温室气体排放的碳氢化合物产品的需求减少，这反过来可能对我们的产品和服务的需求产生不利影响。

从2009年12月开始，环保局根据《清洁空气法》发布了几项调查结果和规则制定，要求允许和报告某些温室气体，包括CO2和甲烷。我们的设施也符合这些要求。业务和/或监管方面的变化可能需要更多的设施来遵守减少、报告和允许温室气体排放的要求。

2015年10月23日，环保局公布了作为最终规则的清洁电力计划，该计划设定了中期和最终CO2以煤、石油或天然气为燃料的发电机组的排放性能比率。该规定一直是美国国会立法讨论和联邦法院诉讼的焦点。2016年2月10日，美国最高法院搁置了最终规则，实际上暂停了遵守规则的义务，直到某些法律挑战得到解决。2017年10月，美国环保署提议废除清洁电力计划。2019年6月，环保局用负担得起的清洁能源规则取代了清洁电力计划。2021年1月，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院撤销了负担得起的清洁能源规则，并将这个问题发回环保局，以考虑建立新的监管框架来取代负担得起的清洁能源规则，从而允许即将上任的政府实施电力部门的排放标准。虽然我们不运营发电厂，但目前尚不清楚新标准可能会对天然气的预期需求产生什么影响，包括我们收集、加工、储存和运输的天然气。
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在州一级，超过三分之一的州已经开始实施减少温室气体排放的法律措施，主要是通过有计划地制定排放清单或区域温室气体“总量管制和交易”计划，无论是单独还是通过多个州的区域倡议。尽管到目前为止，许多州一级的举措都集中在大型温室气体排放源，如发电厂，但我们的燃气压缩机和加工厂等污染源可能会受到相关州法规的约束。各州也在提议或已经实施了超出环境保护局要求的更严格的温室气体法规。一些州已经实施了法规，要求对甲烷排放进行额外的削减、监测和报告。根据待实施的州计划，我们可能被要求进一步减少排放，进行额外的监测，进行额外的排放报告，安装额外的排放控制和/或购买和放弃排放限额。

因为我们的业务，包括压缩机站和加工厂，排放各种类型的温室气体，主要是甲烷和一氧化碳2，这种新的立法或法规可能会增加与设施运营和维护相关的成本。根据特定的法律、法规或计划，我们或我们的子公司可能被要求在设施上安装新的监测设备或排放控制、获取和退还温室气体排放限额、支付与温室气体排放相关的税款以及管理更全面的温室气体排放计划而产生资本支出。我们目前无法估计这种增加的成本；但是，就像我们行业中类似情况的公司一样，它们对我们来说可能是重要的。虽然我们可能能够将部分或全部此类增加的成本计入我们或我们子公司管道收取的费率中，但成本的收回在所有情况下都是不确定的，可能取决于他们无法控制的事件，包括未来向FERC或其他监管机构提起的费率诉讼的结果，以及任何最终立法或其他法规的规定。上述任何一项都可能对我们的业务、财务状况、经营结果和前景产生不利影响。

许多气候模型表明，全球变暖可能导致海平面上升，飓风和热带风暴强度增加，极端降水和洪水频率增加。我们可能会遇到恶劣天气地区资产的保险费和免赔额增加，或可用保险范围减少的情况。这些与气候有关的变化可能会损害我们的有形资产，特别是位于沿海和河岸附近低洼地区的业务，以及位于飓风易发和易下雨地区的设施。然而，这些气候变化影响的时间、严重程度和地点尚不确定，预计这些影响将在不同的时间范围内显现。

由于天然气燃烧产生的单位能源温室气体排放量低于竞争对手的化石燃料，限额与交易立法或EPA监管倡议(如清洁电力计划或负担得起的清洁能源规则)可能会通过增加煤炭和石油等竞争燃料的相对成本来刺激对天然气的需求。此外，我们预计温室气体法规将增加对碳封存技术的需求，例如我们在CO内的增强石油回收作业中成功展示的技术2业务部门。然而，如果这些法规还导致天然气成本相对于竞争对手的非化石燃料成本上升，这些对我们市场的潜在积极影响可能会被抵消。*尽管我们目前无法预测这些影响的幅度和方向，但温室气体法规可能会对我们的业务、财务状况、运营业绩或现金流产生重大不利影响。

国土安全部

国土安全部，在本报告中被称为国土安全部，对某些高风险化学设施的安全拥有监管权力。国土安全部颁布了《化学设施反恐标准》，并要求所有高风险的化学和工业设施，包括石油和天然气设施，都必须遵守这些标准的监管要求。这一过程包括完成安全漏洞评估、制定现场安全计划以及实施必要的保护措施，以满足国土安全部定义的、基于风险的性能标准。国土安全部尚未向其确定为高风险并受规则约束的所有设施提供最终通知；因此，目前既无法确定我们的设施可能在多大程度上受到规则的覆盖，也无法确定遵守规则的相关成本，但此类成本可能很高。

人力资本

在管理我们的人力资本资源时，我们使用战略方法来建设一个多元化、包容和尊重的工作场所。我们的人力资源部提供专业知识和工具来吸引、培养和留住不同的人才，并支持我们员工的职业生涯和发展目标。我们重视员工的意见，并鼓励他们与管理层接触，就我们的目标、挑战和员工关心的问题提出问题。

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截至2020年12月31日，我们雇用了10,524名全职人员，其中包括在2021年至2024年期间到期的集体谈判协议涵盖的某些码头和管道的约929名全职小时工。我们认为与员工的关系很好。

我们重视员工的安全，并通过我们的运营管理系统(OMS)整合安全、应急准备和环境责任文化。我们的OMS符合共同的行业标准，并建立了一个框架，帮助我们：(I)为员工和承包商提供安全的工作环境；(Ii)遵守法律、规则、法规、政策和程序；以及(Iii)寻找改进的机会。虽然我们的最终目标是零事故，但我们也有三个非零的员工安全绩效目标。第一个是超越年度行业平均总可记录事故率(TRIR)。第二是跑赢我们自己的三年TRIR平均值。第三个是一个更长期的目标，将我们全公司员工的TRIR从2019年基线年的1.0提高到2024年的0.7。我们寻求通过主动应对最近的事件趋势和新的最佳实践来不断提高我们承包商的TRIR绩效。

我们的董事会提名和治理委员会负责规划公司高级管理层的继任，包括首席执行官的职位。首席执行官一般应在每年定期召开的第三季度董事会会议上向委员会报告为物色公司内外接替高级管理职位的人才而采取的程序，以及根据这些程序在本日历年内开发的信息。

我们认为员工多样性是一种资产，支持平等机会就业。我们采取平权行动，雇用和促进所有人就业，不分种族/族裔；性别；性取向；性别，包括性别认同和表达；退伍军人身份；残疾；或其他受保护类别，并完全根据有效的工作要求作出就业决定。

我们禁止基于种族/民族、性别或我们的商业行为和道德准则中列出的其他受保护类别对任何员工或应聘者的歧视或骚扰。我们致力于一个没有骚扰的工作场所，并为我们的员工提供在线和面对面的工作场所防止骚扰和歧视培训。2019年，我们为我们的主管和员工提供了关于我们的骚扰和歧视预防政策的续订培训。这次更新培训强调了主管和员工在保持工作场所不受骚扰方面的责任。2020年，我们继续为新聘用或晋升的主管和员工提供这方面的培训。

作为2020年年度继任规划工作的一部分，我们侧重于确定担任高级职位的少数族裔和女性候选人。管理层在2020年7月的董事会提名和治理委员会会议上审查了其继任计划，包括就潜在继任者的发展机会进行了讨论。

我们的员工是我们成功不可或缺的一部分，我们重视他们的职业发展。我们通过提供劳动力培训、学费报销、领导力和其他发展计划来鼓励和支持员工的职业发展和学习。这些计划有助于改善招聘、发展和留住员工。我们通过几个项目支持员工持续的职业目标和发展。这些计划有助于最大限度地发挥我们员工的潜力，并为他们提供进一步提升其职业生涯所需的技能。

我们的薪酬计划与长期和短期战略财务和运营目标挂钩，包括环境、安全和合规目标。薪酬包括在我们经营的市场中具有竞争力的基本工资和竞争性福利，包括退休计划、获得年度奖金的机会，对于符合条件的员工，还包括长期激励和员工股票购买计划。

请参阅“新冠肺炎包括在第7项中，管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析获取有关公司为应对新冠肺炎疫情而采取的行动的信息。

财产和通行权

我们相信，我们对我们在企业中拥有和使用的物业总体上拥有令人满意的所有权，受现行税收留置权、与轻微产权负担相关的留置权以及地役权和限制的约束，这不会实质性地减损此类财产的价值、这些财产中的利益或此类财产在我们企业中的使用。我们的终端、存储设施、处理和加工厂、调节器和压缩机站、油气井、办公室和相关设施位于我们拥有或租赁的房地产上。此外，在某些情况下，我们租赁的房地产位于联邦、州或地方政府土地上。

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我们通常不拥有在其上建造管道的土地。相反，我们通常根据永久协议或规定更新权的规定，获得并维持在他人土地上建造和运营管道的权利。我们几乎所有的管道都是在此类财产的明显记录所有者授予的通行权上建造的。*在许多情况下，已获得通行权的土地受优先留置权的约束，这些优先留置权没有从属于通行权授予。*在某些情况下，并不是所有明显的记录所有人都加入了通行权授予，但在几乎所有此类情况下，大多数权益的所有者都已获得签名。政府当局已获得许可，可以在水道、县道、市政街道和州际公路上或沿线铺设设施，或在水道、县道路、市政街道和州道上或沿线铺设设施，在某些情况下，此类许可可在授予人的选举中撤销，或者管道可能被要求自费移动其设施。此外，还获得了铁路公司的许可，允许其沿着或越过土地或路权，或在土地或通行权下运行。其中许多许可证也可在设保人选举时撤销。但有些许可证需要每年或其他定期付款。*在少数少数情况下，公司购买了用于管道用途的财产。

关于地理区域的财务信息

有关我们的资产和业务的地理信息，请参阅附注16可报告的细分市场到我们的合并财务报表。

可用信息

我们在以电子方式向美国证券交易委员会存档或向美国证券交易委员会提供材料后，在我们的互联网网站www.kindermgan.com上或通过我们的网站免费提供这些材料，包括Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及根据1934年“证券交易法”第13(A)或15(D)节提交或提供的报告的修订版。我们互联网网站上包含或连接的信息不会以引用方式并入本10-K表格中，因此不应被视为本报告或我们提交给美国证券交易委员会的任何其他报告的一部分。

项目1A.基础设施风险因素。

除了本文档中包含的其他信息外，您还应仔细考虑下面描述的风险。下列任何风险的实现都可能对我们的业务、财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响。

与经营业务相关的风险

新冠肺炎疫情已经并可能继续对我们的业务产生不利影响。

新冠肺炎疫情和控制疫情的努力已导致全球经济活动大幅下降，全球供应链严重中断。世界各国政府都采取了严厉的措施来帮助减少病毒的传播，包括在家呆着、关闭企业和学校、限制旅行和其他措施。由此导致的经济活动低迷对全球原油、天然气、天然气和成品油的需求和价格产生了负面影响。2我们在管道、码头、运输船和其他设施中处理的钢铁、化学品和其他产品。见第2项。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析-一般-新冠肺炎。关于新冠肺炎全球影响的持续不确定性很可能导致我们业务所依赖的产品的需求和价格持续疲软。

随着疫情和应对措施的继续，我们可能会经历大宗商品市场、供应链以及我们劳动力的健康、可用性和效率的进一步中断，这可能会对我们开展业务和运营的能力产生不利影响，并限制我们执行业务计划的能力。此外，监管部门试图减轻新冠肺炎的经济后果的措施可能无效，或者可能产生意想不到的有害后果。关于新冠肺炎，仍然有太多的变数和不确定因素--包括疫苗接种工作的速度和效果、可能复发的持续时间和严重程度、受影响国家实施的旅行限制和关闭企业的持续时间和程度--因此无法合理预测新冠肺炎对我们业务和运营的潜在影响。新冠肺炎可能会对我们的业务、经营业绩、财务状况和现金流产生实质性的不利影响。即使在新冠肺炎疫情消退后，由于采取的抗击病毒措施可能导致全球经济衰退，我们的业务也可能受到实质性的不利影响。此外，大流行的不利影响可能会加剧我们面临的许多其他风险。
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我们的业务依赖于我们经营的产品的供应和需求。

我们的管道、码头和其他资产和设施，包括是否有扩张机会，在一定程度上取决于它们所服务的地理区域的天然气、原油和其他产品的持续生产。我们的业务还在一定程度上取决于对天然气、原油、天然气、精炼石油产品、CO的需求水平2我们的管道、码头、运输船和其他设施向其交付或提供服务的地理区域内的钢铁、化学品和其他产品，以及我们的托运人和其他客户满足此类需求的能力和意愿。例如，如果不增加原油和天然气储量，随着储量的耗尽，产量将随着时间的推移而下降，生产成本可能会上升。生产商可能会在产品价格较低或生产成本较高时减产或停产，以达到不经济的程度。我们所服务地区的生产商可能无法成功勘探和开发额外储量，我们的管道和相关设施可能无法维持现有的输油量。

大宗商品价格和税收优惠可能不会保持在鼓励生产商勘探和开发额外储量、生产现有边际储量或在运输合同到期时续签的水平。此外，由于我们无法控制的情况，对此类产品的需求可能会下降，例如新冠肺炎大流行，以及联邦、州和地方当局为应对病毒或其经济后果而实施的各种措施。见“-新冠肺炎疫情已经对我们的业务产生了不利影响，并可能继续产生不利影响。

除了新冠肺炎等事件造成的经济中断外，商业环境中的一般状况，如大宗商品价格下跌或持续低迷、供应中断或开发或生产成本上升，都可能导致对我们管道、码头和其他资产的供应放缓。此外，碳氢化合物需求持续下降，或监管环境或适用的政府政策发生变化，包括与气候变化或其他环境问题有关的政策，可能会对原油和其他产品的供应产生不利影响。近年来，联邦、州和市政府以及原油和天然气行业参与者采取了一些与减少温室气体排放有关的举措和监管改革。此外，公众对气候变化潜在风险的担忧导致对能源效率的需求增加，转向使用可再生能源提供的能源，而不是化石燃料、混合动力汽车和电动汽车等节油替代品，以及追求其他减少温室气体排放的技术，如碳捕获和封存。如果美国新总统政府成功实施其能源和环境政策，我们可能会看到这些趋势的加剧。

这些因素不仅可能导致碳氢化合物生产商的成本增加，而且还会导致碳氢化合物需求的总体减少。上述每一项都可能直接影响我们的业务以及我们的托运人和其他客户，进而可能对我们在运输、终止或其他中游服务的新合同、续签现有合同或我们的客户和托运人履行合同承诺的能力方面的前景产生负面影响。此外，这种不利条件可能会加剧新冠肺炎等更大中断的不利影响。见“-如果我们的客户或其他交易对手遇到财务困难，如果他们无法向我们付款购买产品，可能会对我们产生不利影响 或我们提供的服务或以其他方式履行他们对我们的义务“下面。

我们无法预测未来经济状况、节油措施、替代燃料需求、政府监管或燃油经济性和能源发电设备方面的技术进步的影响，所有这些都可能减少我们处理的产品的产量和/或需求。此外，无论我们处理的产品的供应或需求如何，新法规的实施或影响能源行业的现有法规的变化可能会对我们产生实质性的不利影响。

我们面临着来自其他管道和码头以及其他形式的运输和储存的竞争。

竞争是影响我们现有业务和我们获得新项目机会的能力的一个因素。任何现有或未来的管道系统或其他形式的运输(如驳船、铁路或卡车)，将我们处理的产品运送到我们的管道服务的区域，可能会提供比我们提供的运输服务更受托运人欢迎的运输服务，因为价格、位置、设施或其他因素。同样，相互竞争的终端或其他存储选项对我们的客户可能会变得更具吸引力。如果竞争对手向我们服务的市场提供更理想的运输或存储选择，或者客户选择为我们以前提供的服务建造自己的设施，这可能会导致我们管道和码头上的未使用容量。我们还可能面临现有和拟议的管道系统对我们处理的产品供应的竞争；例如，几条管道进入许多与我们的管道系统相同的供应区域，并将其输送到我们没有服务的目的地。如果我们资产上的产能仍未使用，我们以优惠价格重新签约到期产能或以其他方式留住现有客户的能力可能会受到损害。此外，对于
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如果致力于开发碳捕获和封存技术的公司取得成功，他们就可以与我们争夺购买CO的客户2用于强化采油作业。

原油、天然气和天然气价格的波动可能会对我们的CO产生不利影响2我们的天然气管道和成品油管道业务部门。

我们一些业务的收入、现金流、盈利能力和未来增长(以及它们各自资产的账面价值，包括相关商誉)在很大程度上取决于当前的原油、天然气和天然气价格。

原油、液化天然气和天然气的价格会因原油、液化天然气和天然气的供求发生相对较小的变化、市场的不确定因素以及我们无法控制的各种其他因素而出现大幅波动。这些因素除其他外包括：(1)天气条件和事件，如美国的飓风；(2)国内和全球经济状况；(3)石油输出国组织和其他主要原油生产国的活动(“石油输出国组织+”)；(4)政府监管；(5)原油生产国的政治不稳定；(6)外国对原油和天然气的供求；(7)外国进口商品的价格；(8)储存和运输基础设施以及加工和处理设施的近在性和可用性；以及(九)替代燃料来源的可获得性和价格。我们使用对冲安排来部分减轻我们对大宗商品价格的敞口，但这些安排也受到内在风险的影响。我们还间接地受到大宗商品价格波动的影响，因为我们的许多客户都直接受到这种波动的影响。请阅读-我们使用对冲安排并不能消除我们对大宗商品价格风险的敞口，并可能导致我们的财务损失或收入波动。”

2020年，新冠肺炎的影响，加上欧佩克+国家之间关于产量水平的争议，导致原油价格跌至历史低点。到2020年3月，原油价格不到每桶25美元，为1999年4月以来的最低价格。美国和全球产油国的原油减产速度不足以与2020年3月和4月加速的经济活动急剧下降相匹配，导致原油供应过剩，导致每桶原油价格在2020年4月跌至零以下。尽管全球石油需求较去年这几个月经历的低位有所改善，OPEC+在2020年4月同意减产，但不能保证需求不会再次下降到这些水平，不能保证OPEC+协议将继续得到其缔约方的遵守，也不能保证商定的减产协议将足以抵消持续的需求疲软。在可预见的未来，大宗商品价格的下行压力可能会持续下去。如果价格大幅下跌或持续处于低位，而我们又没有透过对冲安排获得足够的保障，我们可能无法从这些业务中赚取利润，并会亏本经营。

原油、天然气或天然气价格的大幅下跌(如我们在2020年上半年经历的)或长期的不利价格环境，可能会导致我们生产、加工或买卖原油、天然气或天然气的业务的收入、收入和现金流相应减少，并可能对我们的CO的账面价值(包括转让商誉)产生重大不利影响2业务部门的已探明储量、我们天然气管道业务部门内某些中游业务的某些资产，以及我们的产品管道业务部门内的某些资产。例如，在2020年上半年我们经历了大宗商品价格下跌之后，我们记录了与非监管天然气管道和CO相关的总计19.5亿美元的非现金减值2报告单位，主要用于商誉和这些企业拥有的资产的减值。见附注3“资产剥离的减值和损失及收益“和注8”商誉到我们的综合财务报表了解更多信息。

近几十年来，世界各地都出现了碳氢化合物产量过剩和产量不足的时期，也出现了加大和放松节能努力的时期。这种状况导致了全球原油供应过剩、国内天然气需求减少的时期。在这些时期之后是原油和天然气供应短缺和需求增加的时期。原油或天然气供应过剩或短缺的周期给价格带来压力，并导致价格剧烈波动，即使在季节性市场需求相对较短的时期也是如此。这些波动影响了我们预算编制过程中使用的假设的准确性。关于我们的能源和商品市场风险的更多信息，见项目7A“关于市场风险的定量和定性披露.”

商品运输和储存活动涉及许多风险，可能导致事故或以其他方式对我们的运营产生不利影响。

我们处理的产品的运输和储存存在各种固有的危险和操作风险，例如泄漏；泄漏；设备、设施、信息系统或流程的故障、性能低下或故障；第三方施工对我们的管道造成的损害；信息和控制系统的危害；泄漏
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这些问题包括：与我们的业务相关的风险和事故；与码头和枢纽运输有关的事故；与铁路设施装卸有害物质相关的泄漏；与不利的海况(包括风暴和海平面上升)有关的泄漏；以及在我们的海运码头装载的船只或船只泄漏或泄漏；操作员失误；劳资纠纷/停工；与互联设施和承运人的纠纷；运营中断或分摊；公司资产所依赖的第三方系统或炼油厂的运营中断或分摊；以及灾难性事件或自然灾害，如火灾、洪水、爆炸、地震、恐怖分子和破坏者的行为、网络安全违规以及其他类似事件，这些都是我们无法控制的。我们船只面临的其他风险包括倾覆、搁浅和航行错误。

任何这些风险的发生都可能导致严重的人身伤害和生命损失、财产和自然资源的重大破坏、环境污染、重大声誉损害、业务减损或暂停、罚款或其他监管处罚，以及撤销监管批准或实施新的要求，任何这些风险也可能导致重大财务损失，包括收入和现金流的损失，如果事件导致服务中断的话。对于位于人口稠密地区附近的管道和存储资产，包括居民区、商业商业中心、工业场地和其他公共聚集区，这些风险造成的损害程度可能更大。此外，由于在处理海洋或沿海岸线发生的泄漏和泄漏和(或)修复海运码头方面所涉及的复杂性，在我们的一个海运码头发生的任何作业事故(包括因不利的海况造成的)的后果可能更加严重。

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。

如上所述，新冠肺炎导致了全球经济活动的低迷。大流行导致的经济放缓影响了许多行业，包括原油和天然气行业、钢铁行业以及我们经营的特定细分市场，导致对我们产品和服务的需求减少，价格竞争加剧。由于其他影响经济状况的全球事件，我们可能会经历类似或复杂的不利影响。此外，一个或多个地理区域内不确定或不断变化的经济状况可能会影响我们在受影响地区的经营业绩。持续不利的大宗商品价格、大宗商品价格的波动或特定大宗商品的市场变化也可能对我们的许多客户产生负面影响，这可能会削弱他们履行对我们义务的能力。看见-如果我们的客户或其他交易对手无法为我们提供的产品或服务向我们付款或以其他方式履行他们对我们的义务，那么他们遇到的财务困境可能会对我们产生不利影响。“此外，原油、天然气和天然气价格的下降可能会对我们的经营业绩和现金流产生负面影响。看见-原油、天然气和天然气价格的波动可能会对我们的CO产生不利影响2业务部门和我们天然气管道和成品油管道业务部门内的业务。

如果全球、美国或其他主要市场的经济和市场状况(包括大宗商品市场的波动)变得更加动荡或继续恶化，我们可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性影响。

我们的客户或其他交易对手遇到财务困难时，如果他们无法为我们提供的产品或服务向我们付款或以其他方式履行他们对我们的义务，可能会对我们产生不利影响。

如果我们的客户或其他交易对手，如套期保值交易对手、合资伙伴和供应商不履行义务，我们将面临损失风险。新冠肺炎导致的全球经济放缓，以及同时原油价格的极度下跌，并因疫情的影响而加剧，对许多公司的财务状况造成了重大影响，特别是勘探和生产公司，包括我们的一些客户或交易对手。我们的许多交易对手通过运营现金流或债务或股权融资为其活动融资，其中一些可能杠杆率很高，可能无法获得额外的资本来维持未来的运营。我们的交易对手受到自己的经营、市场、金融和监管风险的影响，其中一些交易对手正在经历或可能在未来经历严重的财务问题，这些问题已经或可能对其信誉产生重大影响。与2019年相比，2020年原油、天然气和天然气的平均价格都有所下降。原油价格进一步恶化，或继续现有的天然气或天然气价格低环境，可能会对我们一些直接面临大宗商品价格风险的客户造成严重的财务困境，并可能导致更多客户破产。此外，允许从这类客户那里获得的安全可能是有限的，包括FERC规定。虽然我们的某些客户是具有投资级信用评级的实体的子公司，但在许多情况下，母实体并不担保子公司的义务，因此，母公司的信用评级可能不会影响该等客户为我们提供的服务向我们付款或以其他方式履行对我们的义务的能力。见注2“重要会计政策摘要--信贷损失准备在我们的合并财务报表中。

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此外，陷入财务困境的客户可能被迫减少或减少他们未来对我们产品和服务的使用，这也可能对我们的运营结果、财务状况和现金流产生重大不利影响。

我们不能保证该等客户及主要交易对手不会陷入财务困境，或该等陷入财务困境的客户或交易对手不会违约或申请破产保护。如果其中一个客户或交易对手申请破产保护，我们很可能无法收回欠我们的全部甚至很大一部分金额。同样，我们与这类客户的合同可能会以较低的价格重新谈判，或者完全终止。重大客户和其他交易对手违约和破产申请可能会对我们的业务、财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响。

我们面临声誉风险和与舆论相关的风险。

我们的业务、运营或财务状况通常可能会因为负面舆论而受到负面影响。公众舆论可能会受到对我们所在行业的负面描述以及对发展项目的反对的影响。此外，特定于我们的市场事件可能会导致我们在关键利益相关者中的声誉恶化。负面舆论或声誉问题的潜在影响可能包括扩建项目的延误或停顿、法律或监管行动或挑战、封锁、监管监督的加强、监管机构支持的减少、监管审批的挑战、难以获得融资和影响扩张项目的成本超支以及我们业务的整体降级。

声誉风险不能与其他形式的风险分开管理。我们必须有效地管理信贷、市场、营运、保险、监管和法律等方面的风险，以维护我们的声誉。我们的声誉和公众舆论也可能受到能源行业其他公司的行动和活动的影响，特别是我们无法控制的其他能源基础设施供应商的行动和活动。特别是，我们的声誉可能会受到与管道事件或不受欢迎的扩建项目有关的负面宣传的影响，以及由于反对发展碳氢化合物和能源基础设施，特别是涉及被认为增加温室气体排放和促进气候变化的资源的项目。声誉受损或舆论变化(包括碳氢化合物的生产、运输和使用)的负面影响可能包括收入损失、客户基础减少、延迟获得或挑战有关增长项目的监管批准，以及我们证券和业务的价值缩水。

我们石油和天然气开发和生产业务未来的成功在一定程度上取决于我们是否有能力开发经济上可开采的更多石油和天然气储量。

随着储量的枯竭，石油和天然气资产的开采率会下降。如果没有成功的开发活动，我们公司内石油和天然气生产资产的储量、收入和现金流2业务部门将会下降。我们可能无法以可接受的成本开发或获得额外的储备，也无法在未来为这些活动提供必要的资金。此外，如果我们没有意识到产量大于或等于我们的对冲产量，我们可能会遭受实物交易无法抵消的财务损失。

开发原油和天然气资产涉及可能导致投资完全损失的风险。

开发和运营油气资产的业务涉及高度的商业和财务风险，即使是经验、知识和仔细评估的结合也可能无法克服这些风险。收购和开发决策一般基于主观判断和假设，虽然这些判断和假设可能是合理的，但本质上是投机性的。要确切地预测某一特定资产或油井的生产潜力是不可能的。此外，成功完成一口油井并不能确保投资获得有利可图的回报。各种地质、运营和市场相关因素，包括但不限于异常或意想不到的地质构造、压力、设备故障或事故、火灾、爆炸、井喷、撞击、污染和其他环境风险、钻机供应和设备交付方面的短缺或延误、钻井液循环中断或其他条件，可能会在很大程度上推迟或阻止任何油井的完工，或以其他方式阻止物业或油井盈利。如果遇到水或其他有害物质，则生产井可能变得不经济，因为水或其他有害物质会损害或阻止油井生产石油和/或天然气。此外，任何油井的产品如果被水或其他有害物质污染，可能会滞销。

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我们使用套期保值安排并不能消除我们对大宗商品价格风险的风险敞口，并可能导致我们的财务损失或收入波动。

我们参与对冲安排，以减少我们对原油、天然气和天然气价格波动的直接敞口，包括地区市场之间的差异。这些套期保值安排使我们在某些情况下面临财务损失的风险，包括产量低于预期、套期保值合同的对手方违约、或套期保值协议的标的价格与实际收到的价格之间的预期差额出现变化时。此外，这些对冲安排可能会限制我们原本从原油、天然气和天然气价格上涨中获得的好处。此外，我们的对冲安排不能对冲我们经手的产品数量的任何减少。请参阅“-我们的业务依赖于我们处理的产品的供应和需求。

我们用来对冲大宗商品价格敞口的工具的市场，通常反映了当时基础大宗商品市场的普遍状况。随着我们现有的对冲到期，我们将寻求用新的对冲安排来取代它们。如果当时现有的基础市场状况是不利的，我们可以获得的新对冲安排将反映这种不利条件，限制我们对冲不利大宗商品价格风险的能力。

有关对冲会计的会计准则非常复杂，即使我们从事在经济上有效的对冲交易(例如，减少我们对大宗商品价格或货币汇率波动的风险敞口，或平衡我们对固定和可变利率的风险敞口)，这些交易也可能不被视为有效的会计目的。因此，我们的合并财务报表可能会反映由于这些对冲造成的一些波动，即使在这些合并财务报表的日期没有潜在的经济影响时也是如此。此外，我们可能无法从事完全消除我们对大宗商品价格敞口的对冲交易；因此，我们的综合财务报表可能反映我们无法对其进行完全有效对冲的大宗商品价格敞口产生的收益或亏损。关于我们套期保值活动的更多信息，见项目7“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析-关键会计政策和估计-套期保值活动“和附注14”风险管理到我们的合并财务报表。

信息安全遭到破坏或一个或多个关键信息技术或运营(IT)系统或第三方的系统出现故障，可能会对我们的业务、运营结果或商业声誉造成不利影响。

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。我们使用的一些操作系统是由独立第三方供应商拥有或运营的。这些IT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管道和终端、收集和存储信息和数据、处理交易以及处理管理我们业务所需的其他处理。

虽然我们已经实施并维护了一项旨在保护我们的IT和数据系统免受此类攻击的网络安全计划，但我们不能保证我们的网络安全计划将是有效的。为了遵守国家和地方发布的与新冠肺炎相关的全职命令，我们的一些员工已经过渡到在家工作。因此，我们更多的员工在我们的网络安全计划可能不那么有效、IT安全可能不那么强大的地方工作。我们经历了外部各方试图在未经授权的情况下访问我们的网络或公司数据的次数增加。随着未遂攻击在全球范围内的复杂性和数量的提高，通过恐怖主义行为或网络破坏事件，我们的运营系统受到破坏或入侵的风险增加，或者与我们的行动相关的处理数据受到损害的风险增加。

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。如果我们的系统出现重大故障、损害、破坏或中断，可能是由恶意软件、计算机病毒、黑客企图或第三方错误或渎职等问题引起的，可能会导致我们的运营中断、客户不满、我们的声誉受损以及客户或收入的损失。我们和我们的供应商为开发、实施和维护安全措施(包括恶意软件和防病毒软件及控制)所做的努力可能无法成功阻止这些事件的发生，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补救此类事件。在未来，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。

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攻击，包括恐怖主义或网络破坏行为，或此类攻击的威胁，可能会对我们的业务或声誉造成不利影响。

美国政府发布公开警告称，管道和其他基础设施资产可能是恐怖组织或网络破坏活动的具体目标。例如，2018年，共享数据网络遭到网络攻击，迫使四家美国天然气管道运营商暂时关闭与客户的计算机通信。潜在的目标包括我们的管道系统、码头、加工厂或操作系统。发生攻击可能会导致收入和现金流大幅下降、应对成本增加或其他财务损失、我们的声誉受损、监管加强或诉讼或我们运营报告的不准确信息。不能保证在不久的将来会以我们认为合理的费率提供足够的网络破坏和恐怖主义保险。这些事态发展可能会使我们的业务面临更大的风险，以及增加的成本，根据其最终规模，可能会对我们的业务、运营结果和财务状况产生重大不利影响，或者可能损害我们的商业声誉。

飓风、地震、洪水和其他自然灾害，以及下沉和海岸侵蚀以及与气候有关的物理风险，都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。

我们的一些管道、码头和其他资产位于易受飓风、地震、洪水和其他自然灾害影响或可能受到下沉和海岸侵蚀影响的地区，我们的航运船只也在这些地区作业。这些自然灾害和现象可能潜在地损坏或摧毁我们的资产，并扰乱我们运输的产品的供应。许多气候模型表明，全球变暖可能会导致海平面上升，天气强度增加，极端降水和洪水的频率增加。这些与气候有关的变化可能对实物资产造成损害，特别是位于沿海和河岸附近低洼地区的作业，以及位于飓风易发和易下雨地区的设施。此外，我们可能会遇到恶劣天气地区资产的保险费和免赔额增加，或可用保险范围减少的情况。自然灾害和现象同样会影响我们客户的设施。在任何一种情况下，损失都可能超出我们的保险范围，我们的业务、财务状况和运营结果可能会受到不利影响，可能是实质性的影响。见项目1和2“企业和财产.企业的叙事性描述.环境问题.”

我们的保单不包括我们可能遇到的所有损失、成本或债务，目前为能源行业公司提供保险的保险公司可能会停止承保或大幅增加保费。

我们的保险计划可能不包括所有运营风险和费用，并且可能不会在发生索赔时提供足够的保险。我们不为所有潜在损失提供保险，并可能因无法投保或未投保的风险或超出现有保险范围的金额而蒙受损失。超出保险范围的损失可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生实质性的不利影响。

在某些飓风和自然灾害之后，保险市场发生了变化，使得获得某些类型的保险更加困难和昂贵。如果发生保险未完全承保的事件，或我们的一家或多家保险公司未能履行其对保险事件的承保承诺，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。保险公司可能会降低他们愿意提供的保险能力，或者可能要求更高的保费或免赔额来覆盖我们的资产。如果能源行业保险承保人的数量或财务偿付能力发生重大变化，我们可能无法以合理的成本获得和维持足够的保险。我们不能保证我们的保险公司将以可接受的条件续保，如果可以的话，也不能保证我们能够在不续期的情况下安排足够的替代保险。无法为我们遭受重大损失的事件提供全额保险可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。

扩大现有资产和建设新资产是我们增长战略的一部分。我们开始和完成扩建和新建项目的能力，可能会受到难以获得或无法获得许可证和通行权的限制，以及公众的反对、建筑材料成本的增加、成本超支、恶劣天气和其他延误。如果我们通过合资扩大或建设新项目，我们将分享这些项目的控制权和任何好处。

我们定期承接重大建设项目，以扩大现有资产和建设新资产。除其他事项外，新的增长项目一般将受到监管批准、可行性和成本分析、资金可获得性以及行业、市场和需求条件的制约。如果我们与第三方建立合资企业，这些第三方可能会分享重大决策的审批权，并可能根据自己的利益行事。他们的观点可能与我们自己或我们对合资企业利益的看法不同，这可能会导致运营延误或僵局，这反过来可能会影响
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对合资企业的财务预期和我们预期的收益。我们无法控制的各种因素，例如在获得许可和通行权或其他监管批准方面的困难，已经并可能继续导致我们建设项目的延误或取消。监管机构可能会以对我们的建设项目不利的方式修改他们的许可政策，例如FERC考虑修改其证书政策声明。公众对我们项目的反对可能会加剧这些因素。见“-我们面临声誉风险和与舆论相关的风险。例如，公众对输送化石燃料的管道态度的改变可能会阻碍我们及时或根本无法获得通行权或政府审查和授权的能力。恶劣天气、自然灾害和第三方承包商的延误也已导致并可能继续导致施工费用增加或延误。建筑材料成本的大幅增加、成本超支或延误，或者我们无法获得所需的许可证或通行权，都可能对我们的投资回报、运营结果和现金流产生实质性的不利影响，并可能导致项目取消或限制我们追求其他增长机会的能力。

我们管道所在的几乎所有土地都归第三方所有。如果我们不能取得和继续使用第三方拥有的土地，我们的收入和经营成本，以及我们完成建设项目的能力，都可能受到不利的影响。

我们必须获得和维护在其他所有者的土地上建造和运营管道的权利，包括私人土地所有者、铁路、公用事业和其他所有者。虽然我们在美国的州际天然气管道拥有联邦征用权，但我们其他管道的征用权的可用性因州而异，具体取决于管道的类型-石油液体、天然气、CO2，或原油-以及特定州的法律。在任何情况下，我们都必须补偿土地所有者使用他们的财产，在征用权诉讼中，这种补偿可以由法院裁定。如果我们不能在可接受的条件下获得通行权，我们按时、按预算或根本不能完成建筑工程的能力可能会受到不利影响。此外，根据我们与土地所有者的通行权或租赁协议，我们可能会增加成本，主要是通过续签即将到期的协议和增加租金。如果我们失去这些权利，我们的运营可能会中断，或者我们可能被要求重新安置受影响的管道，这可能导致我们的收入和现金流大幅减少，我们的成本大幅增加。

收购更多的业务和资产是我们增长战略的一部分。我们可能会在完成收购或整合新业务和物业方面遇到困难，而且我们可能无法从未来的任何收购中获得预期的好处。

我们业务战略的一部分包括收购更多的业务和资产。我们评估并追求我们认为将根据我们的增长战略补充或扩大我们业务的资产和业务。我们不能保证我们将能够在未来完成收购，或从我们完成的任何收购中获得预期的结果。任何被收购的业务或资产都将面临许多与我们现有业务相同的风险，可能无法达到我们预期的业绩水平。

如果我们不能成功整合收购，我们可能无法实现预期的运营优势和成本节约。被收购公司或资产的整合涉及多个风险，包括(I)被收购业务的主要客户流失；(Ii)与我们规模扩大相关的管理需求；(Iii)管理层注意力从日常运营的管理上转移；(Iv)实施会计、预算、报告、内部控制和其他系统的成本或意外成本的困难；以及(V)留住和吸收必要员工的困难。

我们可能无法保持被收购公司已经或可能单独实现的运营效率水平。每笔收购的成功整合将取决于我们管理这些业务并消除多余和多余成本的能力。如果我们在相对较短的时间内进行多次收购，整合的困难可能会放大。由于合并和扩大业务的困难，我们可能无法实现我们希望在这些收购后实现的成本节约和其他规模相关的好处，这将损害我们的财务状况和运营业绩。

我们的业务需要留住和招聘一支熟练的员工队伍，招聘和留住我们的员工队伍的困难可能会导致我们的业务计划无法实施。

我们的运营和管理需要留住和招聘一支熟练的劳动力队伍，包括工程师、技术人员和其他专业人员。我们和我们的附属公司与能源行业的其他公司争夺这些熟练的劳动力。此外，我们的许多现有员工都有退休资格，他们拥有重要的机构知识，必须转移给其他员工。如果我们无法(I)留住现有员工；(Ii)成功完成
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知识转移；和/或(Iii)招聘具有类似知识和经验的新员工，我们的业务可能会受到负面影响。此外，我们可能会遇到留住和招聘这些专业人员的成本增加。

如果我们无法留住高管，我们执行业务战略的能力，包括我们的增长战略，可能会受到阻碍。

我们的成功在一定程度上取决于我们高管的表现和留住高管的能力，特别是执行主席兼创始人之一理查德·D·金德、首席执行官史蒂夫·基恩和总裁。与我们高级管理层的其他成员一起，Kinder先生、Kean先生和Dang女士负责制定和执行我们的增长战略。如果我们不能成功留住金德先生、基恩先生、邓女士或我们的其他高管，或更换他们，我们的业务、财务状况或经营业绩可能会受到不利影响。我们不维持关键人员的保险。

与我们的业务融资相关的风险

我们的巨额债务可能会对我们的财务健康造成不利影响，并使我们更容易受到不利经济状况的影响。

截至2020年12月31日，我们的合并债务约为334亿美元(不包括债务公允价值调整)。此外，我们和我们几乎所有全资拥有的美国子公司都是交叉担保协议的缔约方，根据该协议，协议各方无条件担保对方的债务，这意味着我们对每一家此类子公司的债务负有责任。这一水平的合并债务和交叉担保协议可能会产生重要的后果，例如：(I)限制我们获得额外融资的能力，为我们的营运资本、资本支出、偿债要求或潜在增长提供资金，或用于其他目的；(Ii)增加我们未来借款的成本；(Iii)限制我们在其他业务领域使用运营现金流或支付股息的能力，因为我们必须将这些资金的很大一部分用于偿还债务；(Iv)使我们与负债较少的竞争对手相比处于竞争劣势；以及(V)增加我们在不利经济和行业条件下的脆弱性。

我们偿还综合债务的能力，以及我们实现综合杠杆目标的能力，将取决于我们未来的财务和经营业绩，这将受到当前经济状况以及金融、商业、监管和其他因素的影响，其中许多因素是我们无法控制的。如果我们的合并现金流不足以偿还我们的合并债务，以及我们未来产生的任何债务，我们将被迫采取行动，如减少股息、减少或推迟我们的业务活动、收购、投资或资本支出、出售资产或寻求额外的股本。如果我们确定我们的收益(或根据我们的循环信贷安排计算的合并EBITDA)可能不足以达到我们的综合杠杆目标或遵守我们某些债务协议所要求的综合杠杆比率，我们也可能采取此类行动来减少我们的债务。我们可能无法以令人满意的条件或根本无法实施其中任何一项行动。有关我们债务的更多信息，请参见附注9。债务到我们的合并财务报表。

我们的业务、财务状况和经营业绩可能会受到资金成本增加或信贷供应减少的不利影响。

资本的可获得性、条款和成本、利率或我们的信用评级的不利变化(这将对我们作为交叉担保协议一方的子公司的信用评级产生相应的影响)可能会限制我们获得资本的机会，包括我们按类似条款为现有债务的到期日进行再融资的能力，从而导致我们的业务成本增加，这反过来可能会减少我们的现金流，并限制我们寻求收购或扩张机会的能力。我们的信用评级可能会受到杠杆、流动性、信用状况和潜在交易的影响。尽管信用机构的评级并不是建议购买、出售或持有我们的证券，但我们的信用评级通常会影响我们及其子公司的债务证券的市场价值，以及我们未来发行债务证券的可用条款。

此外，全球金融市场的中断和波动可能导致利率上升或信贷供应收缩，影响我们以有利条件为业务融资的能力。信贷供应的大幅减少可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生实质性的不利影响。

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我们和我们的客户获得资金的机会可能会受到金融机构不断演变的与化石燃料相关业务政策的影响。

我们和我们的客户获得资金的机会可能会受到金融机构不断演变的与化石燃料相关业务政策的影响。公众对与化石燃料相关的行业的看法在继续演变。对气候变化潜在影响的担忧导致一些人将注意力转向化石燃料能源公司的资金来源，这导致某些金融机构、基金和其他资本来源限制或取消了它们对这类公司的投资。最终，这可能会使我们的客户更难为勘探和生产活动获得资金，或使我们更难为增长项目获得资金，从而可能间接影响对我们服务的需求，并直接影响我们为建设或其他资本项目提供资金的能力。

我们的巨额可变利率债务使我们很容易受到利率上升的影响。

截至2020年12月31日，在我们约334亿美元的合并债务(不包括债务公允价值调整)中，约有52亿美元须支付浮动利率，作为短期或长期可变利率债务，或通过使用利率互换有效转换为可变利率的长期固定利率债务。截至2020年12月31日，我们的利率互换包括25亿美元的浮动利率至固定利率掉期协议和9亿美元的固定利率至浮动利率掉期协议，这些协议将于2021年到期。如果利率上升，偿还可变利率债务所需的现金数量将增加，我们为现有债务的到期进行再融资的成本也将增加，我们的收益和现金流可能会受到不利影响。

有关我们的利率风险的更多信息，请参见项目7A“关于市场风险的定量和定性披露--利率风险。”

收购和增长资本支出可能需要获得外部资本。对我们获得外部融资来源的限制可能会削弱我们的增长能力。

我们内部产生的现金流有限，无法为收购和增长资本支出提供资金。如果我们内部产生的现金流不足以为一个或多个资本项目或收购提供资金，我们可能不得不依赖外部融资来源，包括商业借款和发行债务和股权证券，为我们的收购和增长资本支出提供资金。我们获得外部融资来源的限制，无论是由于资本市场收紧、资本成本上升或其他原因，都可能削弱我们执行增长战略的能力。

我们的债务工具可能会限制我们的财务灵活性，并增加我们的融资成本。

管理我们债务的文书包含限制性契约，这些契约可能会阻止我们从事某些可能对我们有利的交易。管理我们债务的一些协议一般要求我们遵守各种肯定和消极的公约，包括维持某些财务比率和限制(I)招致额外债务；(Ii)进行合并、合并和出售资产；(Iii)授予留置权；以及(Iv)进行售后回租交易。管理任何未来债务的文书可能包含类似或更多限制性限制。我们应对商业和经济状况变化以及在需要时获得额外融资的能力可能会受到限制。

与监管相关的风险

FERC或州公用事业委员会，如CPUC，可能会制定对我们有负面影响的管道费率。此外，FERC、州公用事业委员会或我们的客户可能会对我们管道收取的费率提起诉讼或提出投诉，这可能会对我们产生不利影响。

我们受监管的管道的盈利能力受到成本波动和我们向托运人收取的费率中收回成本增加的能力的影响。如果我们的成本增长超过了FERC或州公用事业委员会允许我们收回费率的幅度，或者在我们申请和获得费率上调之前存在滞后，此类事件可能会对我们的经营业绩产生负面影响。

我们现有的费率也可能会受到投诉的挑战。我们管道上的监管机构和托运人有权在适用法规规定的特定情况下挑战并已挑战我们收取的费率。我们管道上的一些托运人已向监管机构提出投诉，要求大幅退还有关年份据称的多收费用，并预期降低费率。此外，FERC可能会继续发起调查，以确定州际天然气管道是否对向托运人收取的费率收取了过高的费用。我们可能面临挑战，类似于
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附注18中所述的内容“诉讼与环境到我们的合并财务报表，到我们在管道上收取的费率。对我们利率的任何成功挑战都可能对我们未来的收益、现金流和财务状况产生重大不利影响。

新的法律、政策、法规、规则制定和监督，以及对目前生效的法律、政策、法规和监管的改变，可能会对我们的收益、现金流和运营产生不利影响。

我们的资产和运营受到联邦、州和地方监管机构的监管和监督。立法变化以及这些机构采取的监管行动可能会对我们的盈利能力产生不利影响。如果美国新总统政府成功地颁布了更严格的能源和环境政策，将在一定程度上造成额外的监管负担和不确定性。例如，2021年1月27日，总裁发布了一项行政命令，其中包括重新评估联邦管理土地的租赁计划，以及在审查完成之前暂停公共土地上新的石油和天然气租赁。新总统行政当局的这些举措和其他举措可能会直接或间接影响我们的资产和业务，例如阻止或推迟我们运输的天然气和液体的勘探和生产。

监管几乎影响到我们业务的每一个部分，并延伸到以下事项：(I)联邦、州和地方税；(Ii)税率(包括税收、预留、商品、附加费、燃料和天然气损失和下落不明)、经营条款和服务条件；(Iii)我们可以向客户提供的服务类型；(Iv)与客户签订的服务合同；(V)新设施的认证和建设；(Vi)可能受关税或其他因素影响的原材料成本，如钢材；(Vii)设施及营运的完整性、安全及保安；(Viii)收购或处置资产或业务；(Ix)收购、扩展、处置或放弃服务或设施；(X)报告及资料张贴要求；(Xi)维持账目及记录；及(Xii)与涉及能源业务各方面的关联公司的关系。

如果我们不遵守任何适用的法规、规则、法规和监管机构的命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款，并可能失去政府合同。此外，新的法律、法规或政策变化有时出自意想不到的来源。适用于我们的收入、运营、资产或业务其他方面的新法律或法规、意外的政策变化或对现有法律或法规的解释，可能会对我们的收益、现金流、财务状况和运营结果产生重大不利影响。有关更多信息，请参阅第1项和第2项企业和物业.企业的叙事性描述.行业监管.”

环境、健康和安全法律法规可能使我们面临巨大的成本和责任。

我们的业务必须遵守联邦、州和地方法律、法规，以及在保护或维护环境、自然资源以及人类健康和安全方面可能产生的或与之相关的责任。这些法律和法规影响到我们过去、现在和未来运营的许多方面，通常要求我们获得并遵守各种环境登记、许可证、许可证、检查和其他批准。由于碳氢化合物和其他有害物质进入或释放到环境中或通过环境而导致的过错，此类法律和法规下的责任可能在不考虑《环境影响与责任法案》、《资源保护和恢复法》、《联邦清洁水法》、《石油污染法》或类似的州法律的情况下产生，这些法律可能要求采取应对行动和补救措施，并可能要求对自然资源和其他损害承担责任。私人当事人，包括我们的管道所经过的财产的所有者，也有权采取法律行动强制遵守，并要求对不遵守此类法律和法规或人身伤害或财产损失寻求损害赔偿。我们的保险可能不涵盖所有环境风险和成本，和/或在发生针对我们的环境索赔时可能不提供足够的保险。

不遵守这些法律和法规，包括所需的许可和其他批准，也可能使我们面临民事、刑事和行政罚款、处罚和/或运营中断，这可能会损害我们的业务、财务状况、运营结果和前景。例如，如果我们的管道、运输船只或储存或其他设施发生意外泄漏、泄漏或泄漏液体石油产品、化学品或其他有害物质，我们可能会遇到重大的运营中断，我们可能需要支付巨额费用来清理或以其他方式应对泄漏、泄漏或泄漏，支付政府罚款、解决自然资源损害、赔偿人类暴露或财产损失，安装昂贵的污染控制设备或采取上述及其他措施的组合。由此产生的成本和负债可能会对我们的收益和现金流产生实质性的负面影响。

我们拥有和/或运营许多物业和设备，这些物业和设备已在我们的业务活动中使用多年。虽然我们认为我们采用了与当时的行业惯例一致的操作、处理和处置做法，但碳氢化合物或其他危险物质可能在我们或我们的前任拥有、运营或使用的物业和设备处或从我们或我们的前任的废物所在的物业释放出来。
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已被带走处理。此外，这些财产中有许多是由第三方拥有和/或经营的，这些第三方对碳氢化合物或其他危险物质的管理、处理和处置不在我们的控制之下。这些财产及其释放的危险物质和处置的废物可能受到美国法律的约束，如CERCLA，这些法律规定了连带责任，而不考虑过错或原始行为的合法性。根据这些法律和实施条例，我们可能被要求清除或补救以前处置的废物或财产污染，包括以前的所有者或经营者造成的污染。实施此类责任计划可能会对我们的运营和财务状况产生重大不利影响。

此外，我们不能保证这些现有的法律和法规不会被修改，或者新的法律或法规不会被采纳或适用于我们。例如，《联邦清洁空气法》和其他类似的联邦和州法律需要定期审查和修订，这可能会导致更严格的排放控制要求，使我们有义务在我们的设施上投入大量资本支出。不能保证未来用于环境合规或补救的支出的数额或时间，而且未来的实际支出可能与我们目前预期的金额不同。修订或增加的法规会导致合规成本增加或额外的运营限制，特别是如果这些成本不能从我们的客户那里完全收回的话，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和前景产生重大不利影响。有关更多信息，请参见第1项和第2项 “商业和财产--商业的叙事性描述--环境问题。

与我们管道完整性相关的更多监管要求可能要求我们产生大量资本和运营费用支出来遵守。

我们在联邦和州一级受到与管道完整性相关的广泛法律法规的约束。例如，美国运输部(DOT)针对管道公司在运营、测试、教育、培训和通信领域发布了联邦指导方针。遵守诚信管理规则的最终成本很难预测。大部分合规费用与管道完整性测试和维修有关。在线检测工具的技术进步、对管道完整性的额外威胁的识别以及确定位于“严重后果区”的管道数量的变化可能会对完整性测试和维修成本产生重大影响。我们计划继续我们的完整性测试计划，以根据DOT规则的要求评估和维护我们现有和未来管道的完整性。这些测试的结果可能会导致我们产生巨额和意想不到的资本和运营支出，用于维修或升级，以确保我们的管道持续安全可靠地运行。

此外，今后可能颁布的额外法律和条例或对现有法律和条例的新解释可能会大大增加这些支出的数额。不能保证未来管道完整性监管支出的数额或时间，未来的实际支出可能与我们目前预期的金额不同。修订或额外的法规导致合规成本增加或额外的运营限制，特别是如果监管机构认为这些成本不能完全从我们的客户那里收回，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和前景产生重大不利影响。

与气候相关的风险和相关监管可能导致我们的运营和资本成本大幅增加，并可能减少对我们产品和服务的需求。

现有或正在制定各种法律和法规，试图规范甲烷和一氧化碳等温室气体的排放2，包括EPA控制温室气体排放的计划和州政府制定全州或地区性计划的行动。现有的EPA法规要求我们报告美国的温室气体排放量，这些来源包括我们较大的天然气压缩机站、分馏的NGL和自然生成的CO的产生2(例如，来自我们的McElmo Dome CO2油田)，即使这种生产没有排放到大气中。提出的进一步解决温室气体排放的方法包括建立温室气体“总量管制和交易”计划、提高能效标准、参与国际气候协议、由美国总统政府发布行政命令以及减少污染、使用可再生能源或使用碳含量较低的替代燃料的激励措施或命令。关于气候变化监管的更多信息，见项目1和项目2“企业和物业--企业的叙事性描述--环境问题--气候变化。

采用任何此类法律或法规都可能增加我们运营和维护设施的成本，并可能要求我们在设施上安装新的排放控制，获取温室气体排放限额，支付与温室气体排放相关的税款，以及管理和管理温室气体排放计划，这种增加的成本可能会很大。从我们的客户那里收回增加的成本在所有情况下都是不确定的，可能取决于我们无法控制的事件，包括未来向FERC提起的费率诉讼的结果。这样的法律或法规也可能导致对
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被认为会导致温室气体排放的碳氢化合物产品，或对其使用的限制，反过来可能对我们的产品和服务的需求产生不利影响。

最后，许多气候模型表明，全球变暖可能导致海平面上升，天气事件的频率和严重程度增加，这可能导致我们在恶劣天气地区的资产的保险成本上升，或可用保险范围减少。这些与气候有关的变化可能会对我们的有形资产造成损害，特别是位于沿海和河岸附近低洼地区的业务，以及位于飓风易发和易下雨地区的设施。

上述任何一项都可能对我们的业务、财务状况、经营结果或现金流产生不利影响。

加强对勘探和生产活动的监管，包括公共土地上的活动和水力压裂，可能导致钻探和完成新油井和天然气井的减少或延迟，以及现有油井产量的减少，这可能对我们天然气管道上的天然气运输量以及我们自己的石油和天然气开发和生产活动产生不利影响。

我们从多个地区收集、加工或运输原油、天然气或天然气，包括联邦管理的土地。新的总统政府或国会立法的政策和监管举措可能会减少获得联邦管理的土地的机会，并增加与使用这些土地生产原油或天然气相关的监管负担。例如，2021年1月20日，内政部部长发布了一项命令，暂时限制在未经内政部高级官员批准的情况下授权新的租约或钻探许可证。2021年1月27日，总裁发布了一项行政命令，其中包括重新评估联邦管理土地的租赁计划，以及在审查完成之前暂停新的公共土地上的石油和天然气租赁。

在我们有业务的地区，水力压裂的使用很普遍。石油和天然气的开发和生产活动要遵守许多与环境质量和污染控制有关的联邦、州和地方法律法规。石油和天然气行业越来越依赖非常规来源的碳氢化合物供应，如页岩、致密砂岩和煤层气。从这些来源提取碳氢化合物经常需要水力压裂。水力压裂是指向地质地层中加压注入水、砂和化学物质以刺激天然气生产，是油气勘探和生产作业人员在某些油气井完井过程中常用的增产工艺。在联邦和州一级已经采取了一些举措来规范或以其他方式限制水力压裂的使用。通过立法或法规限制水力压裂活动可能会对勘探和生产运营商造成运营延误、运营成本增加和额外的监管负担，这可能会减少他们的原油、天然气或天然气产量，进而减少我们处理的这些商品的数量，从而对我们的收入、现金流和运营结果产生不利影响。

此外，许多州正在颁布更严格的要求，不仅涉及油井开发，还涉及石油和天然气工业部门的压缩机站和其他设施。这些法律和条例增加了这些活动的成本，并可能阻止或推迟某一特定业务的开始或继续。具体地说，这些活动必须遵守有关钻探前获得许可证、限制钻探活动和地点、排放到环境中、排放水、运输危险材料以及储存和处置废物的法律和法规。此外，还颁布了法律，要求废弃油井和设施场地，并在国家当局满意的情况下进行开垦。这些法律法规可能会对我们的油气开发和生产活动产生不利影响。

琼斯法案包括对非美国公民拥有我们的美国点对点海运船只的限制，如果不遵守琼斯法案，或更改或废除琼斯法案，可能会限制我们在美国沿海贸易中运营我们的船只的能力，导致我们的船只被没收，或以其他方式对我们的收益、现金流和运营产生不利影响。

我们受到琼斯法案的约束，该法案一般将美国的点对点海运限制为在美国国旗下运营的船只，在美国建造，由美国组织的公司拥有和运营，这些公司由美国公民控制，至少75%由美国公民拥有，船员主要是美国公民。如果我们不遵守琼斯法案关于沿海贸易的规定，我们的业务将受到不利影响。如果我们不遵守这些要求中的任何一项，我们将被禁止在美国沿海贸易中经营我们的船只，在某些情况下，我们可能被视为进行了未经批准的向非美国公民的转移，这可能会导致严厉的惩罚，包括永久丧失我们船只的美国沿海贸易权、罚款或没收船只。如果修改或废除琼斯法案，以允许不受同一美国政府强加负担的外国竞争，我们的业务可能会受到不利影响。

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与我们的股本所有权相关的风险

我们为预期股息提供的指导是基于估计。可能会出现使用资金支付预期股息或投资于我们的业务之间发生冲突的情况。

我们在本报告和其他地方披露了我们普通股的预期现金股息。这些反映了我们目前的判断，但与任何估计一样，它们可能会受到不准确的假设和其他风险和不确定性的影响，其中许多风险和不确定性是我们无法控制的。请参阅“有关前瞻性陈述的信息在这份报告的开头。如果我们的董事会选择在预期水平支付股息，而这一行动将使我们没有足够的现金来及时利用增长机会(包括通过收购)，满足任何未预料到的大规模流动性需求，为我们的运营提供资金，维持我们的杠杆指标或以其他方式适当地应对我们的业务前景，我们的业务可能会受到损害。

相反，解决这类需求的决定可能导致支付低于预期水平的股息。随着事件本身或变得合理地可预见，我们的董事会，决定我们的业务战略和我们的股息，可能会决定通过减少我们的预期股息来解决这些问题。或者，因为我们的管理文件或信贷协议中没有禁止我们借钱支付股息的规定，我们可以选择举债来支付预期的股息。这将增加我们在上文中讨论的大量债务。-与为我们的业务融资有关的风险-我们的巨额债务可能会对我们的财务健康造成不利影响，并使我们更容易受到不利经济状况的影响.”

我们的公司注册证书限制了琼斯法案意义上的非美国公民对我们普通股的所有权。这些限制可能会影响我们普通股的流动性，并可能导致非美国公民被要求亏本出售股票。

琼斯法案要求，根据琼斯法案的定义，我们普通股的至少75%始终由美国公民拥有，才能使我们拥有和运营美国沿海贸易中的船只。为了帮助我们保持美国公民的身份，我们的公司注册证书规定，如果非美国公民持有我们普通股的股票数量超过22%，我们有能力赎回非美国公民持有的股票，将非美国公民拥有的股票比例降至22%。这些赎回条款可能会对我们普通股的可销售性产生不利影响，特别是在美国以外的市场。此外，这些股东将无法控制赎回的时间，可能会在市场价格或赎回时机不利时进行赎回。此外，赎回条款可能会阻碍或阻止非美国公民的合并、收购要约或代理权竞争，即使这有利于我们部分或所有股东的利益。

项目1B.决议草案未解决的员工评论。

没有。

项目3.修订法律诉讼。

见附注18“诉讼与环境”到我们的合并财务报表。

项目4.修订煤矿安全信息披露。

我们不再拥有或经营根据《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》(Dodd-Frank Wall Street改革and Consumer Protection Act)的矿山安全披露要求适用报告要求的矿山，但有一个终端在矿山安全与健康管理局处于临时闲置状态。截至2020年12月31日止年度，吾等并无收到任何违反健康及安全规定、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，或根据多德-弗兰克矿场安全披露规定须予披露的类似事件。

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第II部

项目5.修订注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场。

截至2021年2月4日，我们有10,594名P类普通股持有人，其中不包括其股份由被提名人持有的受益所有者，如经纪商或银行。

有关我们的股权薪酬计划的信息，请参阅附注10“基于股份的薪酬和员工福利-基于股份的薪酬到我们的合并财务报表。

项目6.修订选定的财务数据。

下表列出了我们在所示期间和日期的汇总历史财务数据。该表源自我们的合并财务报表及其附注，应与经审计的财务报表一并阅读。《管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析》有关更多信息，请参阅本报告。
五年回顾
金德摩根公司及其子公司
截至2011年12月31日或截至12月31日的年度，
20202019201820172016
(单位：百万，每股除外)
收入和现金流数据：
收入$11,700 $13,209 $14,144 $13,705 $13,058 
营业收入1,560 4,873 3,794 3,529 3,538 
股权投资的收益(亏损)780 101 617 428 (113)
净收入180 2,239 1,919 223 721 
Kinder Morgan，Inc.的净收入。
119 2,190 1,609 183 708 
普通股股东可获得的净收入
119 2,190 1,481 27 552 
P类股份
持续经营的基本每股普通股收益$0.05 $0.96 $0.66 $0.01 $0.25 
基本加权平均流通股2,263 2,264 2,216 2,230 2,230 
该期间宣布的每股普通股股息(A)$1.05 $1.00 $0.80 $0.50 $0.50 
(A)期内支付的每股普通股股息1.0375 0.95 0.725 0.50 0.50 
资产负债表数据(期末)：
财产、厂房和设备、净值$35,836 $36,419 $37,897 $40,155 $38,705 
总资产71,973 74,157 78,866 79,055 80,305 
债务的当期部分2,558 2,477 3,388 2,828 2,696 
长期债务(B)30,838 30,883 33,205 34,088 36,205 
(a)每年第四季度的股息在下一年第一季度宣布和支付。
(b)不包括债务公允价值调整。

项目7.修订管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析。

以下讨论和分析应与我们的综合财务报表及其附注一起阅读。我们根据公认会计准则编制综合财务报表。本报告中应有助于阅读我们的讨论和分析的其他部分包括：(1)在项目1和2中对我们的业务战略的描述。商业和财产--商业的叙事性描述--商业战略“(2)关于2020年期间事态发展的说明，见项目1和2”商业和房地产。商业的一般发展。最新发展；“(3)对影响我们和我们的业务的风险因素的描述，见第1A项 “风险因素；以及(4)关于前瞻性陈述的讨论，见“有关前瞻性陈述的信息在这份报告的开头。
35


我们2019年至2018年经营业绩的比较讨论可在项目7中找到。管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析--经营成果包括在我们于2020年2月7日提交给美国证券交易委员会的截至2019年12月31日的Form 10-K年度报告中。

一般信息

作为美国不同能源行业和市场多个方面的能源基础设施所有者和运营商，我们定期检查一些变量和因素，以评估我们目前的表现和未来的前景。

天然气管道

该部门拥有和运营(I)主要的州际和州内天然气管道和储存系统；(Ii)天然气收集系统和加工处理设施；(Iii)天然气分馏设施和运输系统；以及(Iv)液化天然气再气化、液化和储存设施。

对于我们的州际天然气管道、相关的储存设施和液化天然气终端，这些资产的收入主要是根据长期固定合同获得的。考虑到我们的战略计划和其他因素，在可行和经济可行的范围内，我们通常试图通过谈判合同来降低产量和价格减少的风险，合同期限更长，单位价格更高，并获得更大比例的可用产能。这些长期合同的结构通常是固定费用，保留运输或储存天然气的权利，并规定我们获得的大部分费用是为了提供产能，无论客户是否真正选择利用运力。同样，我们的德克萨斯州内天然气管道业务目前约83%的销售和运输利润率来自长期运输和销售合同。随着合同到期，我们对天然气供需的较长期趋势有额外的敞口。截至2020年12月31日，我们持有的天然气运输合同的剩余加权平均合同期限约为我们拥有和拥有股权的资产(包括州际管道的销售组合)。 六年了。我们的液化天然气再气化和液化及相关储存合同是根据长期协议签订的，加权平均剩余合同寿命约为13年。

我们的中游资产提供天然气收集和加工服务。这些资产主要是收费的，我们从收集天然气、加工天然气以从天然气流中去除天然气以及将天然气分馏到其基础组分中所实现的收入和收益，受到我们系统可用的天然气数量的影响。这样的产量受到生产钻机数量和钻探活动的影响。除了收费安排(其中一些可能包括最低成交量承诺)外，我们还提供一些基于收益百分比、指数百分比和保留完整合同的服务。我们的服务合同可能只依赖于一种类型的安排，但更多的时候，它们结合了上述两种或两种以上的元素，这有助于我们和我们的交易对手管理各自分享商品价格变化的潜在风险和利益的程度。
成品油管道

该部门拥有和运营精炼石油产品、原油和凝析油管道，主要向各个市场输送汽油、柴油和喷气燃料、原油和凝析油等产品。该部门还拥有和/或运营相关的产品终端和石油管道混合设施。
我们成品油管道运输业务的盈利能力通常是由我们运输的成品油数量和我们收到的服务价格推动的。我们在这一业务领域也有49个液体码头，储存燃料，并提供乙醇和生物柴油的混合服务。目前的运输和仓储量水平主要是由对运输或储存的成品油的需求推动的。对成品油的需求在很大程度上倾向于跟踪人口和经济增长，除了产品价格非常高或经济衰退的时期外，需求往往相对稳定。正因为如此，我们寻求拥有位于稳定或增长的市场和人口中心的成品油管道和码头，或者运输到稳定或增长的市场和人口中心的成品油管道和码头。运输价格通常基于受监管的关税，这些关税每年根据美国生产者价格指数和FERC指数的变化进行调整。

我们的原油、凝析油和精炼石油产品运输服务主要是根据(I)FERC或国家关税和(Ii)通常包含最低运量承诺的长期合同提供的。作为这些合同的结果，我们的结算量通常对短期内不断变化的市场状况不敏感；然而，我们从管道和码头实现的收入和收益受到原油、成品油的数量的影响。
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可供我们管道系统使用的产品和凝析油，受我们所服务地区的石油和天然气钻探活动水平和产品需求的影响。我们的石油凝析油处理设施根据与一家大型综合石油公司签订的长期收费协议，将凝析油分离成各种组分，如轻和重石脑油。

终端机

该部门拥有并经营(I)位于美国各地的储存和处理各种商品的液体和散装码头设施，包括汽油、柴油、化学品、乙醇、金属和石油焦；以及(Ii)符合琼斯法案的油轮。

影响我们的终端业务部门的因素通常在液体和散装终端之间有所不同，对于散装终端，则是正在处理或储存的产品的类型。*我们的液体终端业务通常有长期合同，要求客户支付费用，无论他们是否使用产能。因此，与我们的天然气管道业务类似，我们的液体终端业务对供需的短期变化不那么敏感。因此，这些变量的变化在短期内影响我们的终端业务的程度是基础服务合同期限的函数 (平均约为三年)，合同项下的收入在多大程度上取决于储存或运输的产品数量，以及此类合同在任何给定时间段内到期的程度。

与我们的成品油管道运输业务一样，我们散装码头业务的收入通常由我们处理和/或存储的数量以及我们服务的价格推动，而我们的服务价格反过来又受到对正在运输或存储的产品的需求的推动。*虽然我们在散装码头处理和储存各种产品，但主要产品是石油焦、金属和矿石。此外，我们这项业务的大多数合同包含最低数量保证和/或服务独家安排，根据这些安排，客户需要使用我们的码头满足其全部或特定百分比的处理和存储需求。我们最低数量合同的盈利能力通常不受经济状况短期变化的影响；然而，如果我们预计货运量高于最低标准和/或合同是以货量为基础的，我们可能会对不断变化的市场状况敏感。根据我们的战略计划和其他因素，在可行的范围内和经济上可行的情况下，我们通常试图通过谈判更长期的合同、更高的单位价格和更大比例的可用运力来缓解货运量减少和定价的风险。此外，与天气有关的事件，包括飓风，可能会影响我们的设施和使用这些设施，从而在有限的时间内影响某些码头的盈利能力，或者在相对罕见的情况下，设施严重损坏，持续更长的时间。

除了液体和散货码头，我们还在码头业务部门拥有符合琼斯法案的油轮。截至2020年12月31日，我们拥有16艘符合琼斯法案的油轮，这些油轮在美国从事原油、凝析油和成品油的海上运输，主要根据与主要综合石油公司、主要炼油商和美国军事海运司令部签订的多年固定价格租约运营。

公司2

这个部门(I)管理CO的生产、运输和营销2到使用CO的油田2(Ii)拥有及/或经营得克萨斯州西部油田及汽油加工厂的权益；及(Iii)拥有及营运得克萨斯州西部的原油管道系统。

《纽约时报》2来源和运输业务主要有数量要求最低的第三方合同，截至2020年12月31日，剩余平均合同期限约为八年。2销售合同因客户而异，并随着供需状况的变化而随着时间的推移而演变。尽管我们最近的合同通常规定了与原油价格挂钩的交货价格，但有底价。如果以数量加权的基础上计算，对于在2020年交货的第三方合同，并利用我们2021年预算中包含的每桶平均油价，我们大约100%的收入是基于固定费用或底价。我们在CO的这一部分取得的成功2业务细分可能会受到CO需求的影响2。在CO中的地位2业务部门的石油和天然气生产活动，我们监控与我们预计增加的产量相关的资本量。我们从原油和NGL销售中获得的收入受到我们从这些产品的销售中实现的价格的影响。*从长期来看，我们往往会收到由这些产品的需求和整体市场价格决定的价格。然而，从短期来看，市场价格可能并不表明我们将从我们的风险管理或对冲计划中获得收入。其中，我们未来某些销售量要实现的价格是固定的，通过使用金融衍生品合约，特别是原油，实现的价格是固定的，特别是原油。包括分配给石油的对冲，2020年实现的加权平均原油价格为每桶53.78美元，2019年为每桶49.49美元。为什么我们没有使用能源衍生品
37

如果用合约来转移大宗商品价格风险，我们的原油销售价格在2020年平均为每桶38.32美元，2019年为每桶55.12美元。

另请参阅附注15“收入确认”关于我们每个部门的合同类型和确认的收入的更多信息，请参见我们的合并财务报表。

出售科钦管道系统和KML的美国部分

2019年12月16日，我们完成了两项交叉条件交易，将科钦管道系统的美国部分和KML的所有未偿还股权，包括我们70%的权益，出售给Pembina管道公司(Pembina)(合计为“KML和美国科钦出售”)。我们获得了大约2500万股Pembina普通股，以换取我们在KML的权益。2020年1月9日，我们出售了我们在Pembina的股份，获得了约9.07亿美元(税后7.64亿美元)的收益，用于偿还到期债务。出售的资产是我们天然气管道和终端业务部门的一部分。

新冠肺炎

从2020年第一季度开始影响我们的新冠肺炎疫情导致能源需求减少和大宗商品价格大幅下跌，继续造成干扰和波动。原油和天然气产量的急剧下降，以及大流行后经济停摆导致的精炼产品需求减少，影响了我们的业务，并将继续影响我们的业务。尽管我们在下半年看到对我们通过码头运输的成品油的需求出现了一些有意义的复苏，但关于大流行病对能源行业影响的持续时间和程度仍然存在重大不确定性，包括对我们管道、码头、运输船和其他设施处理的产品的需求和价格，尽管我们预计，随着疫苗的分发和更正常的社会活动的恢复，我们将看到进一步的复苏。

上述事件导致我们预期实现的当前和估计长期原油和天然气销售价格和销量下降，并导致许多中游和石油和天然气生产公司的市值大幅下降。这些事件促使我们在年度测试之外，审查我们长期资产的账面价值和中期商誉的可回收性。我们的评估导致在2020年前六个月确认了我们CO中长期资产的3.5亿美元减值2对我们的非监管天然气管道和CO的10亿美元和6亿美元的业务部门和商誉减值2分别为报告单位。关于这些减值和我们未来减值风险的进一步讨论，见附注3，“资产剥离的减值和损失及收益.”

我们优先考虑在此次疫情期间保护我们的员工，同时继续为我们的客户提供基本服务。对于在我们的运营中执行基本任务的员工，我们继续遵循疾病控制中心的指导方针，并采取了谨慎的企业范围的方法，对目前远程工作的员工采取分阶段返回工作场所的流程。在2020年间，我们与新冠肺炎缓解相关的员工安全增量成本约为1,500万美元，主要用于个人防护设备、增强的清洁方案、温度检测和我们为保护员工而采取的其他措施。在这个充满挑战的时期，我们将继续安全高效地运营我们的资产。

2021年股息和可自由支配资本

我们预计2021年宣布的股息为每股1.08美元，比2020年宣布的每股1.05美元增加3%。我们还预计在2021年期间投资8亿美元用于扩建项目和对合资企业的贡献。

上文讨论的对2021年的预期涉及风险、不确定性和假设，并不是业绩的保证。“许多将决定这些预期的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。请阅读我们的第1A条。”风险因素“下方和”有关前瞻性陈述的信息此外，当我们认为之前披露的预期不再具有合理基础时，我们计划提供这些2021年预期的更新。

关键会计政策和估算

会计准则要求在财务报表中提供有关重大估计中固有的风险和不确定性的信息，而GAAP的应用涉及行使不同程度的判断。或
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必须对影响我们合并财务报表和相关披露的信息进行估计，这要求我们对编制财务报表时不能确切知道的价值或条件做出某些假设。这些估计和假设会影响我们报告的资产和负债额、报告期内的收入和费用，以及我们在财务报表日期披露的或有资产和负债。*我们经常利用历史经验、咨询专家和其他我们认为在特定情况下合理的方法来评估这些估计。然而，实际结果可能与我们的估计大不相同，以及对我们业务的任何影响，对这些估计进行修订所产生的财务状况或经营结果记录在引起修订的事实为人所知的期间。

在编制我们的合并财务报表和相关披露时，某些领域需要比其他领域更多的判断，例如我们在确定以下方面时使用估计：(1)收入确认；(2)所得税；(3)我们资产的经济可用年限和相关损耗率；(4)在(A)计算可能的资产和股权投资减值费用，以及(B)计算年度商誉减值测试(或中期测试，如触发)中使用的公允价值；(5)环境索赔、法律费用、运输率案件和其他诉讼债务的准备金；(6)信贷损失准备金；(Vii)计算全部或部分出售资产的损益(如有的话)；及(Viii)根据合约弥偿的风险。

有关我们重要会计政策的摘要，请参阅附注2“重要会计政策摘要”我们认为某些会计政策在我们的合并财务报表编制过程中比其他会计政策更重要，这些政策讨论如下。

环境问题

关于我们的环境风险敞口，我们利用内部员工和外部专家来帮助我们识别环境问题，并估计补救工作的成本和时间。*我们适当地支出与当前运营相关的环境支出或将其资本化，当环境评估和/或补救努力可能时，我们记录环境责任，我们可以合理估计成本。通常，我们不会将环境责任折现为净现值，当预期的相关保险回收被认为是可能的时，我们确认预期相关保险回收的应收账款。我们在适当情况下按公允价值记录在业务合并中承担的环境责任。

我们应计的环境负债通常与我们完成可行性研究或承诺正式行动计划的时间一致，但一般来说，我们在对可能影响我们资产或运营的潜在环境问题和索赔进行季度审查后，如有必要或适当，我们确认和/或调整我们可能的环境负债。在记录和调整环境负债时，我们考虑环境合规的影响、针对我们的未决法律诉讼以及潜在的第三方责任索赔。有关环境问题的更多信息，请参阅第一部分第1项和第2项。商业和财产。商业的叙事性描述。环境问题。“有关我们的环境披露的更多信息，请参阅附注18“诉讼与环境”到我们的合并财务报表。

法律和监管事项

我们的许多业务受到各种美国监管机构的监管，我们的业务运营和交易也会受到法律和监管事项的影响。我们利用内部和外部法律顾问来评估我们对订单、判决或和解可能产生的不利结果的风险敞口。通常，我们会按发生的金额来支付法律费用。*当我们确定可能发生的或有负债时，我们会确定解决问题所需的一系列可能的成本。通常，如果在此范围内没有一个金额比任何其他金额更好的估计，我们记录的负债等于该范围的低端。任何此类记录的负债都会随着获得更好的信息而进行修订。因此，如果实际结果与我们的估计不同，或者其他事实和情况导致我们修改我们的估计，我们的收益将受到影响。有关法律程序的更多信息，请参见附注18“诉讼与环境”到我们的合并财务报表。

长期资产和股权投资减值准备

当事件或环境变化显示我们的资产或投资的账面金额可能无法收回时，我们就评估包括租赁和投资在内的长期资产的减值。当我们使用该资产预计产生的未来现金流量估计，并且其最终处置少于其账面金额时，我们确认减值损失。由于对使用中的长期资产的减值测试是基于未贴现的现金流，因此可能存在资产或资产组不被视为减值的情况，即使当其公允价值可能小于其账面价值时，因为该资产或资产组是基于将在资产的估计寿命内产生的现金流来回收的
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或资产组。如果长期资产或资产组的账面价值超过未贴现现金流，我们通常使用贴现现金流分析来确定是否需要减值。

有关我们长期资产减值以及评估中使用的重大估计和假设的更多信息，请参见附注3。“资产剥离的减值和损益。”

无形资产

无形资产是指那些提供未来经济利益但没有实物的资产。具有无限期可用经济寿命的可识别无形资产，包括商誉，不需要定期定期摊销，此类资产在其寿命被确定为有限之前不得摊销。相反，具有无限期可用年限的已确认无形资产的账面价值必须每年进行减值测试，或者如果事件或情况表明资产的公允价值已降至账面价值以下，则临时进行减值测试。*我们在每年5月31日对商誉进行减值评估。于年终及其他中期期间，我们会评估我们的报告单位是否有可能显示报告单位的公允价值可能少于其账面值的事件及变动。

不包括商誉，我们的其他无形资产包括客户合同、关系和协议。这些无形资产具有确定的寿命，正在以系统和合理的方式在其估计使用寿命内摊销，并在随附的合并资产负债表中单独报告为“其他无形资产，净额”。

有关我们2020年商誉减值评估和可摊销无形资产的更多信息，请参见附注3。“资产剥离的减值和损益”和附注8“善意”到我们的合并财务报表。

对冲活动

我们参与了一项套期保值计划，利用衍生品合约来减轻(抵消)我们对能源大宗商品价格波动的风险敞口、欧元计价债务的外币敞口，直到我们最近剥离我们的加拿大资产、外国业务的净投资，并平衡我们对固定利率和浮动利率的敞口，我们相信这些衍生品合约在实现这些目标方面总体上是有效的，或者就我们的加拿大业务而言，这些衍生品合约总体上有效。根据公认会计原则的规定，衍生品合同的价值或其产生的现金流的变化必须大大抵消对冲风险的价值或现金流的变化。被排除在衍生合同效力计算之外的任何部分，必须使用系统和合理的方法在套期保值工具的有效期内确认为收益。

我们所有的衍生品合约均按估计公允价值入账。我们利用公布的价格、经纪人报价和市场价格估计来估计这些合同的公允价值；然而，由于市场价格的变化，实际金额可能与估计的公允价值大不相同。此外，用于确定这些合同公允价值的方法的变化可能会对我们的运营结果产生实质性影响。我们预计用于确定这些衍生合约公允价值的方法不会在未来发生变化。有关我们套期保值活动的更多信息，请参见附注14“风险管理”到我们的合并财务报表。

员工福利计划

我们根据养老金和其他退休后福利(OPEB)计划的资金过剩或资金不足状况来反映资产或负债。截至2020年12月31日，我们的养老金计划资金不足 6.45亿美元，我们的OPEB计划超支了6200万美元。我们的养老金和OPEB债务和净福利成本主要基于精算计算。我们在执行这些计算时使用各种假设，包括与我们的计划资产预期获得的回报相关的假设、我们预计员工薪酬在计划期限内增加的比率、根据我们的计划提供福利时的医疗保健估计成本以及其他因素。我们使用的一个重要假设是计算福利义务时使用的贴现率。我们使用全收益率曲线方法来估计我们的养老金和OPEB计划的净定期福利成本(信贷)的服务和利息成本部分，该方法将沿着用于确定福利义务的收益率曲线的特定现货利率应用于其基本的预计现金流。这些假设的选择将在注10中进一步讨论“以股份为基础的薪酬和雇员福利到我们的合并财务报表。

实际结果可能与这些计算中的假设不同，因此，我们与养老金和OPEB相关的估计可能会在随后的时期进行修订。损益表对我们相关福利义务假设变化的影响被递延，并在预期期间或期间摊销为收入。
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活跃参与者的未来服务，或非活跃计划参与者的预期未来寿命。截至2020年12月31日，我们已递延了约5.21亿美元的税前净亏损，以及与我们的养老金和OPEB计划相关的其他全面亏损。

以下敏感性分析显示了在截至2020年12月31日的一年中，与我们的养老金和OPEB计划相关的精算计算中使用的主要假设发生1%变化的估计影响：
养老金福利OPEB
净收益成本(收益)资金状况的变化(A)净收益成本(收益)资金状况的变化(A)
(单位：百万)
增长1%：
贴现率$(11)$215 $— $21 
计划资产的预期回报(20)— (3)— 
补偿增值率3 (12)— — 
减少百分之一：
贴现率12 (253)— (24)
计划资产的预期回报20 — 3 — 
补偿增值率(2)11 — — 
(a)包括作为累积其他全面收益(亏损)或作为我们某些受监管业务的监管资产或负债而递延的金额。

所得税

所得税支出是根据对相关期间内生效或将生效的实际税率的估计来入账的。税法的变动计入制定该等变动的期间的有关计算。我们在许多州开展业务，在每个州的税收结构下的收入是如何衡量的，以及这些收入的实际税率是多少，有不同的法律。因此，我们必须估计我们的收入将如何在各州之间分配，以得出总体有效税率。我们的有效税率的变化，包括对以前记录的递延税金的任何影响，都记录在确定需要这种变化的期间。

递延所得税资产和负债在财务报告和税务方面的资产和负债基础之间的暂时性差异被确认。递延税项资产的减值准备是对更有可能不变现的金额计提的。虽然我们在厘定估值免税额时已考虑估计的未来应课税收入及审慎可行的税务筹划策略，但我们预期最终变现的金额的任何变动将计入厘定该等厘定期间的收入。

在确定可归因于我们投资的递延所得税资产和负债余额时，我们采用了一种全面检查我们投资的会计政策。由于实施了这一政策，我们的投资中不可抵扣的商誉部分，包括KMI对其全资子公司KMP的投资，账面和税基之间的差额不再计入递延所得税。

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的GAAP财务衡量标准来评估我们的业绩(如附注16所示)。可报告的细分市场“)、可归因于Kinder Morgan公司的净收入和净收入，以及非GAAP财务指标调整后收益和每股折旧现金流、调整后部门EBDA、调整后EBITDA、净债务和净债务与调整后EBITDA之比。

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GAAP财务指标

截至2020年12月31日及2019年12月31日止年度的综合收益业绩按公认会计原则编制及呈列，包括分部EBDA、净收入及Kinder Morgan，Inc.应占净收入。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

我们下文所述的非GAAP财务指标不应被视为GAAP净收入或其他GAAP指标的替代指标，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，如用于计算我们的非GAAP财务计量的调整，是GAAP要求在净收入中反映的项目，但通常是(I)不会有现金影响(例如资产减值)，或(Ii)其性质与我们的正常业务运营分开识别，在我们看来可能只会零星发生(例如，某些法律和解、新税法的颁布和伤亡损失)。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财务衡量标准--调整后EBITDA的净收入(GAAP)对账”和“-非GAAP财务衡量标准-补充信息”(见下文)。此外，某些项目在“-部门收益结果”和-DD&A，一般及行政及公司收费、利息、净权益及非控股权益下面。

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是可归因于Kinder Morgan，Inc.的净收益。调整后每股收益使用调整后收益，并采用与计算普通股基本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可自由支配的目的，如普通股股息、股票回购、债务报销或扩张资本支出。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，与折现现金流最直接可比的GAAP衡量标准是Kinder Morgan公司的净收入。每股普通股折现现金流除以平均已发行普通股，包括参与普通股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“-调整后的部门EBDA至调整后的EBITDA至折旧现金流”下面。

42

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EBITDA最直接可比的GAAP衡量标准是净收入。看见“-调整后的部门EBDA至调整后的EBITDA至折旧现金流”和“--非公认会计准则财务措施--净收益(GAAP)与调整后EBITDA的对账”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计算中包括的关于合资企业的相同调整(DD&A和所得税支出，以及仅针对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。在KML于2019年12月16日出售期间，DCF和调整后的EBITDA根据我们在KML的非控股权益可归因于某些KML活动进行进一步调整，见-非GAAP财务指标-补充信息-2019年12月16日之前的KML活动下面。

净债务

净债务是根据截至2020年12月31日的数额计算的，方法是从我们346.89亿美元的债务余额中减去以下金额：(1)现金和现金等价物11.84亿美元；(2)债务公允价值调整12.93亿美元；(3)外汇对我们已进行货币互换的1.7亿美元欧元计价债券的影响。净负债是一种非公认会计准则的财务指标，对投资者和其他财务信息使用者评估我们的杠杆率很有用。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。截至2020年12月31日，我们的净债务与调整后EBITDA的比率为4.6。


43

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2013年12月31日的一年，
20202019收益
增加/(减少)
 (单位：百万，百分比除外)
分部EBDA(A)  
天然气管道$3,483 $4,661 $(1,178)(25)%
成品油管道977 1,225 (248)(20)%
终端机1,045 1,506 (461)(31)%
公司2
(292)681 (973)(143)%
金德摩根加拿大— (2)2 100 %
总部门EBDA5,213 8,071 (2,858)(35)%
副署长及助理署长(2,164)(2,411)247 10 %
股权投资超额成本摊销(140)(83)(57)(69)%
一般费用、行政费用和公司费用(653)(611)(42)(7)%
利息，净额(1,595)(1,801)206 11 %
所得税前收入661 3,165 (2,504)(79)%
所得税费用(481)(926)445 48 %
净收入180 2,239 (2,059)(92)%
可归因于非控股权益的净收入(61)(49)(12)(24)%
Kinder Morgan，Inc.的净收入。$119 $2,190 $(2,071)(95)%
(a)包括收入、股权投资收益和其他净减去营业费用、减去减值和资产剥离的损失(收益)、净收益和其他收入净额。营业费用包括销售、运营和维护费用以及除所得税以外的税收成本。

截至2020年12月31日的年度与2019年

与2019年相比，Kinder Morgan，Inc.2020年的净收入减少了20.71亿美元。减少的主要原因是19.5亿美元的非现金商誉减值，与我们的非监管天然气管道和CO2本公司某些油气生产资产的报告单位和非现金减值2业务部门。业绩的下降进一步受到我们所有业务部门盈利下降的影响，这主要是由于新冠肺炎相关能源需求和大宗商品价格影响的减少，以及2019年第四季度KML和美国科钦销售对我们天然气管道和终端业务部门的影响，但由于我们天然气管道业务部门已完成的扩建项目带来的好处，利息支出和DD&A支出减少，以及与KML和美国科钦销售相关的2019年所得税导致的所得税支出减少，这些影响被部分抵消。
44


影响综合收益业绩的若干项目
截至十二月三十一日止的年度：
20202019
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金额
增加/(减少)收入
(单位：百万)
分部EBDA
天然气管道$3,483 $983 $4,466 $4,661 $(51)$4,610 $(144)
成品油管道977 50 1,027 1,225 33 1,258 (231)
终端机1,045 (55)990 1,506 (332)1,174 (184)
公司2
(292)944 652 681 26 707 (55)
金德摩根加拿大— — — (2)2 — — 
分部EBDA合计(A)5,213 1,922 7,135 8,071 (322)7,749 (614)
股权投资超额成本的DD&A和摊销(2,304)— (2,304)(2,494)— (2,494)190 
一般费用、行政费用和公司费用(A)(653)92 (561)(611)13 (598)37 
利息，净额(A)(1,595)(15)(1,610)(1,801)(15)(1,816)206 
所得税前收入661 1,999 2,660 3,165 (324)2,841 (181)
所得税支出(B)(481)(107)(588)(926)299 (627)39 
净收入180 1,892 2,072 2,239 (25)2,214 (142)
可归因于非控股权益的净收入(A)(61)— (61)(49)(4)(53)(8)
Kinder Morgan，Inc.的净收入。$119 $1,892 $2,011 $2,190 $(29)$2,161 $(150)
(a)有关这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，一般和行政及公司费用，利息，净额和非控股权益”下面。
(b)某些项目的综合净影响为某些项目的所得税拨备加上离散的所得税项目。

Kinder Morgan，Inc.经某些项目调整后的净收入(调整后收益)较上年减少15,000,000美元，主要是由于我们所有业务部门的收益下降，主要是由于与新冠肺炎相关的能源需求减少和大宗商品价格影响，以及2019年第四季度出售KML和美国科钦公司对我们天然气管道和终端业务部门的影响，但这一下降被我们天然气管道业务部门已完成的扩建项目的好处以及利息支出和DD&A支出的减少部分抵消。

45

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
截至十二月三十一日止的年度：
20202019
(单位：百万)
Kinder Morgan Inc.(GAAP)的净收入$119 $2,190 
某些项目合计1,892 (29)
调整后收益(A)2,011 2,161 
DCF股权投资超额成本的DD&A和摊销(B)2,671 2,867 
折现现金流量所得税支出(A)(B)670 714 
现金税(C)(68)(90)
持续资本支出(C)(658)(688)
其他(D)项(29)29 
折扣现金流$4,597 $4,993 

将调整后的分段EBDA调整为调整后的EBITDA，再调整为DCF
截至十二月三十一日止的年度：
20202019
(单位：百万，每股除外)
天然气管道$4,466 $4,610 
成品油管道1,027 1,258 
终端机990 1,174 
公司2
652 707 
调整后的分部EBDA(A)7,135 7,749 
一般费用、行政费用和公司费用(A)(561)(598)
合资企业并购和所得税支出(A)(E)449 487 
可归因于非控制性权益的净收入(扣除吉隆坡非控制性权益和某些项目)(A)(61)(20)
调整后的EBITDA6,962 7,618 
利息，净额(A)(1,610)(1,816)
现金税(C)(68)(90)
持续资本支出(C)(658)(688)
KML非控股权益DCF调整(F)— (60)
其他(D)项(29)29 
折扣现金流$4,597 $4,993 
调整后每股普通股收益$0.88 $0.95 
股息加权平均已发行普通股(G)2,276 2,276 
每股普通股DCF$2.02 $2.19 
宣布的每股普通股股息$1.05 $1.00 
(a)金额会针对某些项目进行调整。请参阅中包含的表格“-将净收益(GAAP)调整为调整后的EBITDA”和“-补充信息”下面。
(b)如适用，包括来自合资企业的DD&A或所得税支出。2019年的金额也是扣除DD&A或可归因于KML非控股权益的所得税支出后的净额。请参阅中包含的表格“-补充信息”下面。
(c)包括来自合资企业的现金税或持续资本支出(如适用)。请参阅中包含的表格“-补充信息”下面。
(d)包括养老金缴款和非现金养老金支出，以及与我们的限制性股票计划相关的非现金薪酬。
46

(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。
(f)2019年金额指可归因于KML非控股权益的经某些项目调整的合并净收益、DD&A和所得税支出(如适用)。请参阅中包含的表格“-补充信息”下面。
(g)包括参与普通股分红的限制性股票奖励。

净收益(GAAP)与调整后EBITDA的对账
截至十二月三十一日止的年度：
20202019
(单位：百万)
净收益(GAAP)$180 $2,239 
某些项目：
公允价值摊销(21)(29)
除所得税准备金外的法律、环境和税收26 46 
衍生工具合约的公允价值变动(A)(5)(24)
减值和资产剥离损失(收益)净额(B)327 (280)
商誉减值损失(C)1,600 — 
限制性股票加速归属和分流52 — 
新冠肺炎的成本15 — 
所得税某些项目(107)299 
与某些项目相关的非控制性权益— (4)
其他5 (37)
某些项目合计(%d)1,892 (29)
股权投资超额成本的DD&A和摊销2,304 2,494 
所得税支出(E)588 627 
合资企业并购和所得税支出(E)(F)449 487 
利息净额(E)1,610 1,816 
可归因于非控制性权益的净收入(扣除KML非控制性权益(E))(61)(16)
调整后的EBITDA$6,962 $7,618 
(a)收益或损失在实现时反映在我们的贴现现金流中。
(b)2020年的数额包括：(1)与我们公司的石油和天然气生产资产有关的税前非现金减值损失3.5亿美元2受低油价推动的业务部门和(Ii)我们的产品管道业务部门的资产减值2,100万美元，在随附的综合损益表上的“减值和资产剥离净额”中报告。2019年的金额主要包括：(I)KML和美国科钦销售的12.96亿美元税前收益和3.64亿美元的资产减值，与我们天然气管道业务部门在俄克拉何马州和德克萨斯州北部的收集和处理资产以及我们CO的石油和天然气生产资产有关2该业务部分在附带的综合收益表中的“减值和资产剥离损失(收益)”中报告，以及(Ii)我们在Ruby Pipeline的投资减值的税前亏损6.5亿美元，在随附的综合收益表中的“股权投资收益”中报告。
(c)2020年的金额包括与我们不受监管的天然气管道和我们的CO相关的10亿美元和6亿美元商誉的非现金减值2分别为报告单位。
(d)2020年和2019年的金额分别包括(400万美元)和6.34亿美元，分别在我们附带的综合损益表的“股权投资收益”中报告。
(e)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，一般及行政及公司收费、利息、净权益及非控股权益下面。
(f)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。
47

补充信息
截至十二月三十一日止的年度：
20202019
(单位：百万)
DD&A(GAAP)$2,164 $2,411 
股权投资超额成本摊销(GAAP)140 83 
股权投资超额成本的DD&A和摊销2,304 2,494 
合资企业DD&A367 392 
归因于KML非控股权益的DD&A— (19)
DCF股权投资超额成本的DD&A和摊销$2,671 $2,867 
所得税费用(GAAP)$481 $926 
某些项目107 (299)
所得税支出(A)588 627 
未合并的合资企业所得税支出(A)(B)82 95 
可归因于KML非控股权益的所得税支出(A)— (8)
折现现金流的所得税支出(A)$670 $714 
2019年12月16日之前的KML活动
可归因于KML非控股权益的净收入$— $29 
KML与某些项目相关的非控股权益— 4 
KML非控股权益(A)— 33 
归因于KML非控股权益的DD&A— 19 
可归因于KML非控股权益的所得税支出(A)— 8 
KML非控股权益DCF调整(A)$— $60 
可归因于非控股权益的净收入(GAAP)$61 $49 
减去：KML非控股权益(A)— 33 
可归因于非控制性权益的净收入(扣除KML非控制性权益(A))61 16 
与某些项目相关的非控制性权益— 4 
可归因于非控股权益的净收入(扣除KML非控股权益和某些项目)$61 $20 
更多合资企业信息
未合并的合资企业DD&A$407 $411 
减去：合并后合资伙伴的DD&A40 19 
合资企业DD&A367 392 
未合并的合资企业所得税支出(A)(B)82 95 
合资企业并购和所得税支出(A)$449 $487 
未合并的合资企业现金税(B)$(62)$(61)
未合并的合资企业维持资本支出$(120)$(114)
减去：合并后合资伙伴的持续资本支出(6)(6)
支持资本支出的合资企业$(114)$(108)
(a)金额会针对某些项目进行调整。
(b)金额与我们的Citrus、NGPL和PPL管道股权投资相关。

48

分部收益结果

天然气管道 
 截至2013年12月31日的一年，
 20202019
 (单位：百万，运营统计除外)
收入$7,259 $8,170 
运营费用(3,457)(4,213)
(亏损)减值和资产剥离收益，净额(1,010)677 
其他收入1 3 
股权投资的收益(亏损)679 (29)
其他，净额11 53 
分部EBDA3,483 4,661 
某些项目(A)983 (51)
调整后的分部EBDA$4,466 $4,610 
较上一时期的变化增加/(减少)
调整后的分部EBDA$(144)
体积数据(B)
运输量(bBtu/d)37,487 36,793 
销售量(bBtu/d)2,353 2,420 
正在收集卷(bBtu/d)3,039 3,382 
NGL(MBbl/d)27 32 
影响分部EBDA的某些项目
(a)包括2020年和2019年分别为9.83亿美元和5100万美元的某些项目金额。2020年的金额包括(I)我们的天然气管道非监管报告部门的10亿美元非现金商誉减值；(Ii)监管债务摊销带来的收入增加1900万美元，包括通过股权投资确认的金额；以及(Iii)用于对冲预测天然气和NGL销售的非现金按市值计价衍生品合同收入减少1500万美元。2.019金额包括(1)出售科钦管道系统的9.57亿美元收益；(2)与我们在Ruby的投资有关的6.5亿美元非现金减值损失；(3)分别在德克萨斯州北部和俄克拉何马州的某些采集和加工资产减值造成的1.57亿美元和1.33亿美元的非现金损失；(4)与合资伙伴签订的所有权合同收益带来的收益增加2,300万美元；(5)通过股权投资收益确认的与摊销监管债务有关的收益增加1,600万美元；以及(Vi)与用于对冲预测的天然气和天然气销售的非现金按市值计价的衍生品合约相关的收入减少1200万美元。
其他
(b)合资企业的吞吐量按我们的所有权份额报告。所有列报期间的出售资产数量均不包括在内。

以下是2020至2019年间调整后分部EBDA的变化：

截至2020年12月31日的年度与截至2019年12月31日的年度
 调整后的分部EBDA
增加/(减少)
 (单位：百万，百分比除外)
中游$(254)(18)%
西部地区(47)(4)%
东部地区157 7%
天然气管道总量$(144)(3)%

49

以下对2020年和2019年可比年度调整后分段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分段EBDA的变化：
•Midstream减少2.54亿美元(18%)，主要是由于(I)与2019年12月16日向Pembina出售Cochin管道系统有关的减少1.42亿美元；(Ii)商品价格下降、交易量减少以及与我们的南德克萨斯州资产相关的两起客户破产；(Iii)KinderHawk的交易量减少；以及(Iv)我们德克萨斯州北部资产的合同率下降。这些下降被墨西哥湾沿岸快速管道于2019年9月投入使用带来的更高股权收益部分抵消。总体而言，中游公司的收入减少，主要原因是商品价格下降，但销售成本的相应下降在很大程度上抵消了这一下降；
•West Region的利润减少4,700万美元(4%)，主要是由于(I)Ruby Pipeline Company，L.L.C.的收益减少，这主要是由于其两个客户的破产造成的信贷损失和收入损失；(Ii)CPGPL由于一个托运人的合同到期；以及(Iii)EPNG因运营费用增加而减少；以及
•华东地区增加1.57亿美元(7%)，主要是由于Elba液化项目的液化装置于2019年下半年及2020年前八个月逐步投产，而来自ELC及SLNG的收益增加，以及主要由于收入增加而来自NGPL的权益收益增加。由于FERC 501-G利率结算对其收入的影响，TGP的捐款减少，部分抵消了这些增长。

50

成品油管道
 截至十二月三十一日止的年度：
 20202019
 (单位：百万美元，营业收入统计除外)
收入$1,721 $1,831 
运营费用(779)(684)
减值和资产剥离损失，净额(21)— 
股权投资收益55 72 
其他，净额1 6 
分部EBDA977 1,225 
某些项目(A)50 33 
调整后的分部EBDA$1,027 $1,258 
较上一时期的变化增加/(减少)
调整后的分部EBDA$(231)
体积数据(B)
汽油(C)897 1,041 
柴油375 368 
喷气燃料179 306 
精炼产品总量1,451 1,715 
原油和凝析油552 651 
总投递量(MBbl/d)2,003 2,366 
影响分部EBDA的某些项目
(a)包括2020年和2019年期间分别为5000万美元和3300万美元的某些项目。2020年的金额包括4600万美元的不利汇率情况准备金调整，2100万美元的贝尔顿码头减值非现金亏损，以及1700万美元的所得税以外的税收准备金有利调整。2019年的数额主要与环境准备金和所得税以外的税收准备金的不利调整有关。
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。

以下是2020至2019年间调整后分部EBDA的变化：

截至2020年12月31日的年度与截至2019年12月31日的年度
调整后的分部EBDA增加/(减少)
(单位：百万，百分比除外)
原油和凝析油$(119)(25)%
西海岸精炼产品(63)(12)%
东南成品油(49)(18)%
总产品线$(231)(18)%

我们的产品管道业务部门部门EBDA的变化通过以下对推动2020和2019年可比年度调整后部门EBDA的重要因素的讨论进一步解释：
•原油和凝析油减少1.19亿美元(25%)，主要是由于Kinder Morgan原油和凝析油管道(KMCC)和巴肯原油资产的收益减少。KMCC收益下降的主要原因是销量下降。巴肯原油资产收益减少的主要原因是成交量减少和减少
51

双H管道的重新签约费率。KMCC和Bakken原油资产的减少也受到2020年第一季度大宗商品价格下跌推动的不利库存估值调整的影响；
•西海岸精炼产品减少6,300万美元(12%)，原因是太平洋业务、卡尔内夫管道有限责任公司和西海岸码头的收益下降，原因是新冠肺炎导致产量减少导致服务收入下降；以及
•东南精炼产品减少4,900万美元(18%)，主要是由于东南码头的盈利减少，以及来自PPL管道的权益收益减少，原因是新冠肺炎导致产量和价格下降导致服务收入下降，以及2020年第一季度大宗商品价格下跌导致不利的库存调整导致我们的TransMix加工业务收益下降。

终端机
 截至十二月三十一日止的年度：
 20202019
 (单位：百万美元，营业收入统计除外)
收入$1,722 $2,034 
运营费用(762)(888)
资产剥离和减值收益，净额49 342 
其他收入1 — 
股权投资收益22 23 
其他，净额13 (5)
分部EBDA1,045 1,506 
某些项目(A)(55)(332)
调整后的分部EBDA$990 $1,174 
较上一时期的变化增加/(减少)
调整后的分部EBDA$(184)
体积数据(B)
液体可租赁容量(MMBbl)79.7 79.7 
液体利用率%(C)95.3 %93.2 %
散货转运吨位(公吨)48.0 55.3 
影响分部EBDA的某些项目
(a)包括2020年和2019年的某些项目金额分别为5500万美元和3.32亿美元。2020年与出售我们的斯塔滕岛码头的收益有关，2019年的金额主要与出售KML的3.39亿美元有关。
其他
(b)所有列报期间的出售资产数量均不包括在内。
(c)服务中的油箱容量与可供服务的油箱容量的比率。
52

以下是2020至2019年间调整后分部EBDA的变化：

截至2020年12月31日的年度与截至2019年12月31日的年度
调整后的分部EBDA
增加/(减少)
(单位：百万，百分比除外)
加拿大艾伯塔省$(124)(100)%
海湾液体(23)(7)%
西海岸(22)(100)%
大西洋中部(10)(15)%
墨西哥湾散货(8)(12)%
所有其他(包括区段内消除)3 1%
总站总数$(184)(16)%

以下对推动2020和2019年可比年度调整后部门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：
•2019年12月16日将KML资产出售给Pembina，这是我们的艾伯塔省加拿大码头和我们西海岸码头减少的原因；
•我们的墨西哥湾液体码头减少2,300万美元(7%)，主要原因是货运量下降和与新冠肺炎需求减少相关的辅助费用，以及在主要客户合同终止后过渡到新客户时暂时停租的储罐；
•来自中大西洋码头的收入减少1,000万美元(15%)，主要是由于煤炭市场疲软导致我们九号码头设施的煤炭产量下降，这主要是由于与新冠肺炎相关的需求减少；以及
•我们的海湾散货码头减少了8,000,000美元(12%)，主要是由于煤炭产量减少和2020年1月到期合同的影响。
53

公司2 
 截至十二月三十一日止的年度：
 20202019
 (单位：百万，营业收入统计除外)
收入$1,038 $1,219 
运营费用(404)(496)
减值和资产剥离损失，净额(950)(76)
其他费用— (1)
股权投资收益24 35 
分部EBDA(292)681 
某些项目(A)944 26 
调整后的分部EBDA$652 $707 
较上一时期的变化增加/(减少)
调整后的分部EBDA$(55)
体积数据
SACROC石油生产21.8 23.9 
耶茨石油产量6.6 7.2 
卡茨和戈德史密斯的石油生产2.8 3.8 
塔尔棉油生产1.7 2.3 
石油总产量，净产量(百万桶/日)(B)32.9 37.2 
NGL销售量，净额(MBbl/d)(B)9.5 10.1 
公司2销售额，净额(bcf/d)
0.4 0.6 
已实现加权平均油价(美元/桶)$53.78 $49.49 
已实现加权平均NGL价格(美元/桶)$17.95 $23.49 
影响分部EBDA的某些项目
(a)包括2020年和2019年分别为9.44亿美元和2600万美元的某些项目金额。2020年的金额包括(I)我们CO的6亿美元商誉减值2 报告单位及(Ii)石油及天然气生产资产计提3.5亿美元的非现金减值。2019年的金额包括我们石油和天然气生产资产7500万美元的非现金减值，以及与用于对冲预测大宗商品销售的衍生品合约相关的按市值计价收益相关的收入增加4900万美元。
其他
(b)扣除特许权使用费和外部工作利益的净额。

以下是2020至2019年间调整后分部EBDA的变化：

截至2020年12月31日的年度与截至2019年12月31日的年度
调整后的分部EBDA
增加/(减少)
(单位：百万，百分比除外)
货源和运输活动$(82)(28)%
石油和天然气生产活动27 6%
总一氧化碳2
$(55)(8)%

54


本公司分部EBDA的变化2通过以下对推动2020和2019年可比年度调整后部门EBDA的重要因素的讨论，进一步解释了业务部门：
•我们的来源和运输活动减少了8200万美元(28%)，这主要是因为与降低CO有关减少了1.03亿美元2销售额被2,800万美元的较低运营费用部分抵消；以及
•我们的石油和天然气生产活动增加2,700万美元(6%)，主要是由于(I)运营费用减少6900万美元；(Ii)已实现原油价格上涨，收入增加6200万美元，但因(I)产量下降，收入减少9200万美元；(Ii)天然气价格下降，收入减少2400万美元。

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2020年12月31日，业务部门的对冲未偿还。

2021202220232024
原油(A)
价格(每桶$)$50.37 $50.98 $49.78 $43.50 
音量(MB/d)25.70 10.80 5.45 1.55 
NGL
价格(每桶$)$29.26 
音量(MB/d)4.24 
米德兰至库欣基差
价格(每桶$)$0.26 
音量(MB/d)24.55 
(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
 截至十二月三十一日止的年度：
 20202019
 (单位：百万)
DD&A(GAAP)$(2,164)$(2,411)
一般行政管理(GAAP)$(648)$(590)
公司收费(5)(21)
某些项目(A)92 13 
一般行政费用和公司费用(B)$(561)$(598)
利息净额(GAAP)$(1,595)$(1,801)
某些项目(C)(15)(15)
利息净额(B)$(1,610)$(1,816)
可归因于非控股权益的净收入(GAAP)$(61)$(49)
某些项目— (4)
可归因于非控股股东权益的净收益(B)$(61)$(53)
某些项目
(a)2020年的金额包括限制性股票加速归属和遣散费5,200万美元，与新冠肺炎缓解相关的成本1,500万美元，以及与非现金公允价值调整和彭比纳普通股股息相关的支出增加2,300万美元。2019年的金额包括：(1)与资产出售相关的费用增加1,500万美元；(2)与诉讼事项有关的费用增加1,300万美元；(3)与Pembina普通股的非现金公允价值调整相关的费用减少1,900万美元。
55

(b)金额会针对某些项目进行调整。
(c)2020年和2019年的金额包括：(I)与收购相关的非现金债务公允价值调整相关的利息支出分别减少2,100万美元和2,900万美元，以及(Ii)与利率掉期公允价值变化和对冲债务公允价值变化之间的非现金错配相关的利息支出分别增加8,000,000美元和1,300万美元。

与2019年相比，2020年DD&A费用减少了2.47亿美元，主要是因为与2019年第四季度相比，2020年第一季度对我们的石油和天然气生产资产进行了更大的非现金减值，CO降低2 业务部门石油和天然气生产以及KML的销售部分被我们的Elba液化项目在2019至2020年间逐步投入使用所抵消。

与2019年相比，2020年经某些项目调整的一般和行政费用和公司费用减少了3700万美元，这主要是因为非现金养老金支出减少了4500万美元，KML和美国科钦出售导致的支出减少了3100万美元，以及与提高效率的努力和疫情期间活动减少相关的2000万美元的成本节约，部分被资本化成本降低的5700万美元所抵消，这主要是因为我们的天然气管道减少了资本项目2和产品管道业务部门。

在上表中，我们将我们的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。在我们的合并利息支出中，2020年经某些项目调整的净额与2019年相比减少了2.06亿美元，主要是由于加权平均长期债务余额下降和LIBOR利率下降部分被资本化利率下降所抵消。

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2020年12月31日和2019年12月31日，我们的债务余额中分别约有16%和27%的本金受到浮动利率的影响-无论是作为短期或长期可变利率债务，还是通过使用利率互换转换为可变利率的固定利率债务。有关我们利率互换的更多信息，请参阅附注14。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，指我们应占合并子公司中非我们所有的所有未偿还所有权权益的综合净收益的分配。2020年，经某些项目调整后的非控股权益应占净收益比2019年增加800万美元。

所得税

截至2020年12月31日的年度与截至2019年12月31日的年度

截至2020年12月31日的年度，我们的所得税支出约为4.81亿美元，而2019年同期的所得税支出为9.26亿美元。与2019年相比，2020年所得税支出减少4.45亿美元，主要原因是(I)2020年税前收入减少，(Ii)KML和美国科钦出售导致2019年外国所得税减少，以及(Iii)2020年退还替代最低减税抵免。这些减幅被2020年非税可抵扣商誉的较高减值减值所缺乏的税收优惠以及与我们在2020年对NGPL的投资相关的较低的股息收入扣除部分抵消。

流动性与资本资源

一般信息

截至2020年12月31日，我们拥有11.84亿美元的“现金及现金等价物”，比2019年12月31日增加了9.99亿美元。此外，截至2020年12月31日，我们在40亿美元循环信贷安排下的借款能力约为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2020年和2019年分别提供了45.5亿美元和47.48亿美元的资金来源。同比降幅将在下文中讨论。“-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，以维持资本支出、股息支付和我们的增长资本支出。我们相信，我们目前手头的现金、我们的运营现金以及我们在循环信贷安排下的借款能力足以让我们管理好
56

我们的现金需求，包括到期的债务，到2021年；然而，我们可能会不时进入债务资本市场，为我们即将到期的长期债务进行再融资。

我们的董事会宣布，2020年第四季度的季度股息为每股0.2625美元，与2020年的前几个季度一致。2020年宣布的股息总额为1.05美元，比2019年宣布的股息总额增加5%。我们预计，2021年，我们将在没有资本市场资金的情况下，为我们的股息支付以及可自由支配的支出提供全部资金，并拥有更大的灵活性，可以在机会主义的基础上进行股票回购。

短期流动性

截至2020年12月31日，我们短期流动性的主要来源是(I)来自运营的现金；(Ii)我们40亿美元的循环信贷安排和相关商业票据计划；以及(Iii)现金和现金等价物。我们循环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。信用证和商业票据借款减少了我们的信贷安排所允许的借款。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。我们预计新冠肺炎的持续影响不会对我们通过信贷机制获得资金的能力产生任何重大限制。

截至2020年12月31日，我们25.58亿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2019年12月31日，我们的短期债务余额为24.77亿美元。
 
截至2020年12月31日和2019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18.71亿美元和18.62亿美元。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。总体上较2019年年底略有900万美元的不利变化主要是由于：(I)与2020年1月出售Pembina普通股相关的减少9.25亿美元；(Ii)于未来12个月到期的优先票据增加约2.16亿美元；及(Iii)偿还Kinder Morgan G.P.Inc.的优先权益1亿美元；(I)现金及现金等价物增加9.99亿美元；及(Ii)2020年衍生合约的有利资产公允价值调整1.01亿美元。一般而言，我们的营运资金结余会有所不同，原因包括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的变动(下文讨论)。--长期融资“和”-非经常开支”).

我们对总部设在美国的银行账户实施集中现金管理计划，将我们全资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。这些计划规定，超过我们全资子公司日常需求的资金将集中、合并或以其他方式供合并集团内的其他实体使用。我们对实体之间的现金转移能力、公司间余额的支付或将股息上游至KMI的能力没有实质性限制，但管理这些实体的债务的协议中可能包含的限制除外。

我们的某些全资子公司必须遵守FERC对参与现金管理计划的石油和天然气管道公司的报告要求。受这些规则约束的受FERC监管的实体除其他事项外，必须将其现金管理协议写成书面形式，保存授权和支持其现金管理协议的文件的最新副本，并向FERC提交建立现金管理计划的文件。

信用评级与资本市场流动性

我们相信，我们的资本结构将继续使我们能够实现我们的业务目标。我们预计，我们的短期流动性需求将主要通过运营留存现金或短期借款来满足。一般而言，我们预期会在债务资本市场为即将到期的长期债务进行再融资，因此会受到某些市场情况的影响，而这些市场情况可能会导致成本上升或对我们和/或我们附属公司的信用评级造成负面影响。信用评级的降低可能会对我们的借贷成本产生负面影响，并可能限制我们获得资本的渠道，包括我们以类似条款为现有债务的到期日进行再融资的能力，这反过来可能会减少我们的现金流，并限制我们寻求收购或扩张机会的能力。
57


截至2020年12月31日，我们的短期公司债务评级分别为标准普尔、穆迪投资者服务公司和惠誉评级公司的A-2、Prime-2和F2。

下表代表了KMI和KMP截至2020年12月31日的优先无担保债务评级。
评级机构优先债务评级展望
标准普尔BBB 稳定
穆迪投资者服务公司Baa2稳定
惠誉评级公司BBB稳定

长期融资

我们的股本由面值为每股0.01美元的P类普通股组成。我们预计，在可预见的未来，我们不需要进入股权资本市场为我们的可自由支配资本投资提供资金。另见“-股息和股票回购计划以下是与我们的股息和股票回购计划相关的额外讨论。

我们不时发行长期债务证券，通常被称为优先票据。我们迄今发行的所有优先票据，除了我们某些子公司发行的票据外，通常都有非常相似的条款，除了利率、到期日和提前还款溢价。我们所有的固定利率优先票据都规定，票据可以随时赎回，赎回价格相当于票据本金的100%加上到赎回日的应计利息，在大多数情况下，加上整体溢价。此外，我们的子公司还不时发行长期债务证券。此外，我们和我们几乎所有的直接和间接全资国内子公司都是交叉担保的当事人，在这种担保中，我们每个人都为彼此的债务提供担保。请参阅“--子公司证券担保综合财务信息汇总。截至2020年12月31日和2019年12月31日，我们的各种长期债务(不包括本期债务)的未偿还本金总额分别为308.38亿美元和308.83亿美元。

2020年8月5日，我们在登记发售中发行了两个系列的优先债券，其中本金总额为7.5亿美元的2.00%优先债券将于2031年到期，本金总额为3.25%的优先债券将于2050年到期，并获得总计12.26亿美元的净收益。我们用所得资金偿还了即将到期的债务，包括2021年1月初我们计划于2021年3月到期的7.5亿美元3.50%优先票据。

为再融资近期扩建的建筑成本，2020年2月24日，全资子公司TGP以私募方式发行了本金总额10亿美元的2.90%优先债券，2030年到期，获得净收益9.91亿美元。

我们主要通过发行长期固定利率债券，然后将固定利率支付转换为可变利率支付，以及通过发行商业票据或信贷工具借款来实现可变利率敞口。

有关2020年未偿还优先票据和债务相关交易的更多信息，请参见附注9“债务”我们的合并财务报表。有关我们的利率风险的信息，请参阅第7A项。关于市场风险的定量和定性披露--利率风险。”

交易对手信誉

我们的一些客户或其他交易对手可能会遇到严重的财务问题，这可能会对他们的信誉产生重大影响。这些金融问题可能源于我们目前的全球经济状况、大宗商品价格的持续波动或其他原因。在这种情况下，我们在适用合同允许的范围内，利用关税和条例、预付款和其他安全要求，如信用证，来加强我们与这些交易对手所欠金额有关的信用状况。虽然我们相信我们已采取合理措施防范交易对手信用风险，但我们不能保证我们的一个或多个客户或其他交易对手不会陷入财务困境，也不会拖欠对我们的义务。截至2020年12月31日和2019年12月31日，我们的信贷损失准备金余额为$26百万美元和美元9分别反映在我们综合资产负债表上的“其他流动资产”，其中包括在截至2020年12月31日的年度内记录的交易对手破产准备金。

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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吞吐量或能力的支出，在计算DCF时不扣除(见“-经营业绩-非GAAP财务指标-将Kinder Morgan，Inc.(GAAP)的净收入与调整后的收益调整为折现现金流量“)。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。通常，确定资本支出是归类为维护/维持还是扩建资本支出是在项目层面上进行的。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。
 
截至2020年12月31日的一年，我们的资本支出以及我们预计在2021年为维持我们的资产和发展我们的业务而支出的金额如下：
2020预计2021年
(单位：百万)
持续资本支出(A)(B)$658 $792 
酌情资本投资(B)(C)(D)1,692 794 
(a)2020年和2021年的预期数额分别包括1.14亿美元和1.19亿美元，用于未合并合资企业的持续资本支出，减去合并合资企业合伙人的持续资本支出。请参阅“非GAAP财务衡量标准-补充信息.”
(b)2020年不包括2100万美元，原因是应计资本支出和承包人预留金减少以及其他费用净变化。
(c)2020年的金额包括我们为某些未合并的合资企业提供的5.5亿美元的资金，用于资本投资和小型收购。
(d)金额包括本公司对若干未合并合营企业的实际或估计出资，扣除非全资拥有的合并附属公司的某些合伙人的资本投资实际或估计出资。

表外安排
 
我们投资了没有在我们的财务报表中合并的实体。关于我们对这些投资的义务以及我们对相关信用证的义务的信息，见附注13。“承付款和或有负债”到我们的合并财务报表。关于我们投资的性质和商业目的的更多信息包含在附注7中“投资”到我们的合并财务报表。

59

合同义务和商业承诺
 按期间到期的付款
 总计低于第一个月
年		1-3年3-5年超过5年
 (单位：百万)
合同义务：     
债务借款--本金支付(A)$33,396 $2,558 $5,825 $3,491 $21,522 
利息支付(B)
21,693 1,684 3,077 2,631 14,301 
租赁义务(C)412 53 84 64 211 
养恤金和OPEB计划(D)852 63 36 32 721 
运输、容量和储存协定(E)631 163 223 143 102 
其他义务(F)435 91 132 68 144 
总计$57,419 $4,612 $9,377 $6,429 $37,001 
其他商业承诺：     
备用信用证(G)$147 $74 $73 $— $— 
资本支出(H)$141 $141 $— $— $— 
(a)见附注9“债务”到我们的合并财务报表。
(b)利息支付义务不包括对利率互换协议的调整，并假设可变利率与2020年12月31日生效的利率不变。
(c)代表根据截至2020年12月31日的经营租赁协议条款作出的承诺。
(d)指养恤金和其他计划的退休后福利债务累计超过计划资产公允价值的年终福利债务超过计划资产公允价值的数额。按期间支付的款项包括2021年的预期缴款和其他年份资金不足计划的估计福利付款。
(e)主要包括2.79亿美元的运输协议、2.08亿美元的NGL数量协议和1.31亿美元的容量存储协议。
(f)主要包括(I)路权义务；以及(Ii)与我们拥有的场地有关的环境责任，或与我们将对其负有合同或法律义务的监管机构或物业所有者的环境责任。 执行补救活动。截至2020年12月31日，这些环境负债包括在我们的综合资产负债表中的“其他流动负债”和“其他长期负债和递延信贷”。
(g)截至2020年12月31日，未偿还的1.47亿美元信用证包括：(I)总计4600万美元的信用证，支持我们的国际海运码头合伙企业普莱克明斯、路易斯安那港、海港和码头收入债券；(Ii)7份信用证项下的4600万美元，用于保险目的；(Iii)2400万美元的信用证，支持我们的Kinder Morgan Operating LLC“B”免税债券；(Iv)总计3100万美元的30份信用证，支持我们及其子公司的环境和其他义务。
(h)表示截至2020年12月31日对购买厂房、财产和设备的承诺。

现金流
 
经营活动
与2019年相比，2020年经营活动提供的现金减少了1.98亿美元，主要原因是：
•在对20.59亿美元的净收入减少16.5亿美元进行调整后，现金减少4.09亿美元，这是期间间非现金项目净变化的综合影响，非现金项目包括：(1)减值和资产剥离损失，净额(见上文“--经营业绩”中的讨论)；(2)衍生合同公平市场价值的变化；(3)DD&A费用(包括股权投资超额成本的摊销)；(4)递延所得税；和(V)股权投资收益；部分被
•现金增加1.45亿美元，主要来自2020年期间的2.27亿美元所得税净支付，而2019年期间的净所得税支付3.72亿美元，这两个期间主要是与出售某些加拿大资产相关的外国所得税。2020年期间的所得税支付是扣除与替代最低减税抵免有关的2000万美元退款后的净额；以及
•现金增加6600万美元，与营运资本项目净变化有关，不包括所得税支付以及其他非流动资产和负债。除其他外，这一增长主要是由于贸易应付账款支付时间的有利变化，并被我们在2020年期间比2019年期间更高的养老金计划缴费部分抵消。

60

投资活动

与2019年相比，2020年用于投资活动的现金减少了8.03亿美元，主要原因是：
◦出售物业、厂房和设备、投资和其他净资产所得收益的现金增加9.59亿美元，扣除主要由于2020年期间出售Pembina股票所收到的9.07亿美元收益而产生的搬迁成本。见附注4“资产剥离”关于这项交易的进一步信息，请参阅我们的合并财务报表；
◦2020年期间用于股权投资的现金减少9.13亿美元，原因是与2019年期间相比，对墨西哥湾沿岸快速管道有限责任公司、MEP、柑橘和FEP的捐款减少，但被2020年期间对SNG的捐款部分抵消；以及
◦2020年期间的资本支出比2019年同期减少5.63亿美元，主要是由于厄尔巴岛液化扩建的支出减少，也反映出我们在新冠肺炎之后减少了扩建资本项目；部分抵消了
◦2019年从KML和美国科钦出售收到的收益(扣除处置的现金)导致的现金减少15.27亿美元。见附注4“资产剥离”有关这项交易的进一步资料，请参阅我们的综合财务报表；及
◦与2019年同期相比，2020年期间主要来自Ruby、FEP和SNG的股权投资分配减少了1.79亿美元，超过了累计收益。

融资活动

与2019年相比，2020年用于融资活动的现金减少了35.47亿美元，主要原因是：
•来自净债务活动的现金净增加30.65亿美元，主要是由于长期债务发行量增加，其次是长期债务偿还减少和短期借款信贷安排使用率下降，导致2020年期间与2019年期间相比，我们的总债务发行量和总债务支付大幅下降。关于我们的债务活动的进一步信息，见我们的合并财务报表附注9“债务”；以及
•2019年期间，因向KML限制性投票权股票所有者分配TMPL出售收益而使用的现金减少8.79亿美元；部分抵消了
•向我们的普通股股东支付的股息增加1.99亿美元；
•从投资伙伴收到的捐款和非控股权益减少1.37亿美元，主要是由于2020年期间从EIG收到的捐款比2019年减少。

分红和股票回购计划
下表反映了2020年普通股股息为每股1.05美元的声明：
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
2020年3月31日
$0.26252020年4月22日2020年5月4日2020年5月15日
2020年6月30日
0.26252020年7月22日2020年8月3日2020年8月17日
2020年9月30日
0.26252020年10月21日2020年11月2日2020年11月16日
2020年12月31日
0.26252021年1月20日2021年2月1日2021年2月16日

我们预计在2021年通过之前宣布的股息增加继续为我们的股东带来额外价值。我们计划在2021年将股息增加3%，至每股普通股1.08美元。基于我们对2021年的预期，我们还预计，根据我们董事会于2017年7月批准的20亿美元普通股回购计划，我们还将有能力在年内进行高达4.5亿美元的机会性股票回购。自2017年12月以来，我们根据该计划总共回购了约3200万股P类股票，平均价格约为每股17.71美元，回购金额约为5.75亿美元。有关我们的股权回购计划和股权分配协议的信息，请参阅附注11“股东权益”到我们的合并财务报表。

我们股本的实际普通股股息将取决于许多因素，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1A项“风险因素-我们提供的指导
61

因为我们的预期股息是基于估计的。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。我们的董事会在宣布股息时将考虑所有这些问题。

我们的普通股股息不是累积的。因此，如果我们普通股的股息没有按预期水平支付，我们的普通股股东将无权在未来获得这些股息。我们的普通股股息一般在每年2月、5月、8月和11月的第15天左右支付。

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务(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。

我们没有为附属发行人和担保人提供单独的财务报表，而是根据我们较早于2020年1月1日生效的美国证券交易委员会S-X规则13-01提出了所附的义务集团的补充汇总损益表和资产负债表信息。此外，请参阅本报告的附件10.14KMI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2020年12月31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2020年12月31日和2019年12月31日，义务集团分别有325.63亿美元和324.09亿美元的担保票据未偿还。

负债集团的资产负债表和损益表汇总信息如下：
十二月三十一日，
综合资产负债表信息摘要20202019
(单位：百万)
流动资产$2,957 $1,918 
流动资产-附属公司1,151 1,146 
非流动资产61,783 63,298 
非流动资产-附属公司616 441 
总资产$66,507 $66,803 
流动负债$4,528 $4,569 
流动负债--关联公司1,209 1,139 
非流动负债33,907 33,612 
非流动负债--关联公司1,078 1,325 
总负债40,722 40,645 
可赎回的非控股权益728 803 
金德摩根公司‘S股东权益’25,057 25,355 
总负债、可赎回非控股权益和股东权益$66,507 $66,803 
62

合并损益表汇总信息截至2020年12月31日的年度
(单位：百万)
收入$10,676 
营业收入1,932 
净收入654 

近期会计公告

请参阅附注19“最近的会计公告”有关近期会计声明的信息，请参阅我们的合并财务报表。

第7A项。加强对市场风险的定量和定性披露。

一般而言，我们对市场风险敏感的工具和头寸已被确定为“交易以外的”。以下讨论的我们对市场风险的敞口包括前瞻性陈述，代表对假设未来能源大宗商品价格或利率变动时可能发生的公允价值或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，因为实际损益将与基于能源大宗商品价格或利率的实际波动和交易时间估计的结果不同。

能源商品市场风险

我们在正常业务过程中面临能源大宗商品市场风险和其他外部风险。然而，我们通过执行对冲策略来管理这些风险，该策略寻求在财务上保护我们免受不利价格波动的影响，并将潜在损失降至最低。*我们的战略涉及使用某些能源大宗商品衍生品合约，以减少和最大限度地减少与原油、天然气和NGL市场价格不利变化相关的风险。我们使用的衍生品合约包括交易所交易和场外商品金融工具，包括但不限于期货和期权合约、固定价格掉期和基差掉期。我们可以将这种能源商品衍生品合约的使用归类为现金流对冲，因为衍生品合约用于对冲预期发生但价值不确定的交易的预期未来现金流。

我们的套期保值策略涉及建立一个旨在抵消我们的实物头寸或预期头寸的财务状况，以便将不利价格变化造成的财务损失降至最低。例如，作为原油、天然气和天然气的卖家，我们经常签订固定价格掉期和/或期货合约，以保证或锁定我们原油的销售价格或市场交割时我们天然气买卖的保证金，从而完全或部分抵消价格的任何变化。*为此目的使用衍生品合同有助于提高运营现金流的确定性，这有助于我们进行进一步的资本改善项目、实现预算结果和实现股息目标。

我们的政策要求，只有根据信用评级和其他因素精心挑选的主要金融机构或类似的交易对手才能签订衍生品合同，我们保持与交易对手信用评级相对应的严格的美元和期限限制。尽管我们的政策主要是与投资级交易对手进行衍生品交易并积极监控其信用评级，但未来仍有可能因交易对手信用风险而造成损失。

我们在能源商品衍生品合约交易的主要交易方的信用评级(基于合同市值)如下(标准普尔评级服务的信用评级)：
信用评级
英A+
花旗银行A+
摩根大通A+
丰业银行A+
美国银行A-

63

我们使用敏感性分析模型来衡量衍生工具投资组合中价格变化的风险。适用于每项投资组合的敏感度分析根据相关报价市价的假设10%变动，量度潜在收益或亏损(即衍生工具组合的公允价值变动)。除了这些变量外，每个投资组合的公允价值还受到工具名义金额和用于确定现值的贴现率波动的影响。由于我们订立衍生工具合约主要是为了减低某些业务活动的风险，无论是在敏感度分析模型中，还是在实际情况中，衍生工具合约组合的市场价值的变动，在很大程度上被相关实物交易的价值变动所抵消。假设基础商品价格变动10%，将对相关衍生品合约的估计公允价值产生以下影响：
截至12月31日，
商品衍生品20202019
(单位：百万)
原油$81 $113 
天然气12 8 
NGL
7 7 
总计$100 $128 

我们的敏感度分析代表对假设未来市场利率变动的原油、天然气和NGL衍生品合约组合将确认的合理可能收益和损失的估计，并不一定表明可能发生的实际结果。它不代表可能发生的最大损失或任何预期损失，因为实际的未来损益将与估计的不同。由于市场利率、经营风险及其时机的实际波动，以及年内我们衍生品投资组合的变化，实际损益可能与预期不同。

利率风险

为了维持具成本效益的资本结构，我们的政策是以固定利率债务和浮动利率债务的组合借入资金。我们的债务工具和头寸所固有的市场风险是以下讨论的利率上升或下降所产生的潜在变化。

对于固定利率债务，利率变化一般会影响债务工具的公允价值，但不会影响我们的收益或现金流。相反，对于可变利率债务，利率变化通常不会影响债务工具的公允价值，但可能会影响我们未来的收益和现金流。*一般情况下，不存在提前偿还固定利率债务的义务，因此，公允价值的变化应该不会对固定利率债务产生重大影响。在对到期债务进行再融资时，我们通常会受到利率风险的影响。以下是我们的债务余额，包括债务公允价值调整，以及截至2019年12月31日KMGP持有的于2020年1月15日赎回的KMP优先权益，以及对利率的敏感性：
 2020年12月31日2019年12月31日
 携带
价值		估计数
公允价值(E)		携带
价值		估计数
公允价值(E)
(单位：百万)
固定利率债务(A)$34,376 $39,306 $33,943 $37,588 
可变利率债务$313 $316 $449 $428 
浮动至固定利率掉期协议的名义本金金额(B)(2,750)(250)
固定利率对可变利率掉期协议的名义本金金额(C)7,625 8,725 
受浮动利率限制的债务余额(D)$5,188 $8,924 
(a)假设截至2020年12月31日和2019年12月31日适用于该等债务的平均利率发生10%的变化，将导致这些工具的估计公允价值分别变化约15.41亿美元和15.48亿美元。
(b)2020年12月31日的金额包括2021年到期的25亿美元浮动利率到固定利率掉期协议。
(c)2020年12月31日的金额包括9亿美元的固定利率对可变利率掉期协议，这些协议将于2021年到期。
64

(d)当应用于截至2020年12月31日和2019年12月31日的未偿还浮动利率债务余额时，假设我们所有借款的加权平均利率(2020年和2019年分别约49和53个基点)变化10%，包括上述名义掉期金额的调整，将分别导致我们2020和2019年年度所得税前收入变化约2500万美元和4700万美元。
(e)公允价值是使用二级投入确定的。

签订固定利率至可变利率互换协议的目的是将与长期固定利率债务证券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利率和可变利率债务的组合。*由于固定利率债务的公允价值随着市场利率的变化而变化，因此签订互换协议以获得固定利率并支付可变利率。此类互换协议导致未来现金流随市场利率变化而变化，从而对冲固定利率债务的公允价值因市场利率变化而发生的变化。

如上表所示，我们根据不断变化的市场状况监测固定利率和可变利率债务的组合，并可能不时通过例如用固定利率债务为可变利率债务的未偿还余额进行再融资(反之亦然)，或通过签订利率互换协议或其他利率对冲协议来改变这一组合。截至2020年12月31日，包括通过使用利率互换转换为可变利率的债务，但不包括我们的债务公允价值调整，我们约16%的债务余额受到可变利率的影响。

有关我们的利率风险管理和利率互换协议的更多信息，请参阅附注14“风险管理”到我们的合并财务报表。

伦敦银行同业拆借利率逐步取消

我们的循环信贷安排下提取的金额可能会计入与美元LIBOR(“美元LIBOR”)相关的利率，这取决于我们选择的偿还选项，而我们的某些未偿还利率掉期协议具有相对于一个月LIBOR或三个月LIBOR的浮动利率。2017年7月，英国金融市场行为监管局宣布希望在2021年底之前逐步取消LIBOR作为基准。由美国联邦储备委员会(Federal Reserve Board)和纽约联邦储备银行(Federal Reserve Bank Of New York)召集的由美国大型金融机构组成的指导委员会-另类参考利率委员会(Alternative Reference Rate Committee)建议用有担保的隔夜融资利率(SOFR)取代LIBOR，SOFR是一个由短期财政部回购协议支持的指数。2020年11月30日，洲际交易所基准管理人美元LIBOR管理人宣布，不打算在2023年6月30日之前停止公布剩余的美元LIBOR期限，为依赖LIBOR的现有合约提供更多时间到期。

管理我们循环信贷安排的协议包括在其期限内如有必要确定LIBOR替代率的条款，这要求我们和我们的行政代理根据当时类似协议的普遍市场惯例就替代率达成一致，持有大部分循环承诺的贷款人不反对该利率。国际掉期和衍生工具协会制定了基于SOFR的回落利率的条款，以适用于永久停止LIBOR，并发布了一项协议，使市场参与者能够在现有的掉期协议中包括新的条款。

我们目前预计，从伦敦银行间同业拆借利率过渡不会对我们产生实质性影响。

外币风险

截至2020年12月31日，我们有13.58亿美元的名义本金交叉货币互换协议，这些协议有效地将我们所有的固定利率欧元计价债务，包括年度利息支付和到期本金支付，转换为以美元计价的固定利率债务。这些互换消除了与我们的外币计价债务相关的外币风险。

项目8.修订财务报表和补充数据。

本项目8所要求的资料载于本报告第72页“财务报表索引”。

项目9.决议草案与会计师在会计和财务披露方面的变更和分歧。

没有。

65

第9A项。控制和程序。

关于披露控制和程序的有效性的结论

截至2020年12月31日，我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，已经根据1934年《证券交易法》规则13a-15(B)对我们的披露控制和程序的设计和运行的有效性进行了评估。任何披露控制和程序系统的有效性都存在固有的限制，包括人为错误的可能性以及对控制和程序的规避或凌驾。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。我们的首席执行官和首席财务官总结说，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，确保我们根据1934年证券交易法提交和提交的报告中要求披露的信息得到记录、处理、汇总和报告，并在需要时进行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，以便及时做出有关必要披露的决定。

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。*由于其固有的局限性，对财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。对未来期间的任何有效性评估的预测可能会因为条件的变化而变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。*在我们的管理层(包括首席执行官和首席财务官)的监督和参与下，我们根据以下框架对财务报告内部控制的有效性进行了评估内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。根据这一评估，我们的管理层得出结论，我们对财务报告的内部控制于2020年12月31日生效。

截至2020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进行审计，其审计报告如上所述。

财务报告内部控制的变化

我们对财务报告的内部控制在2020年第四季度没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。

项目9B：其他信息。

没有。

第三部分

项目10.修订董事、高管和公司治理。 
本项目要求的信息通过引用纳入KMI的2021年股东年会的最终委托书中，该委托书应不迟于2021年4月30日提交。

第11项。高管薪酬。
本项目要求的信息通过引用纳入KMI的2021年股东年会的最终委托书中，该委托书应不迟于2021年4月30日提交。

第12项。若干实益拥有人的担保所有权及管理层及相关股东事宜。

本项目要求的信息通过引用纳入KMI的2021年股东年会的最终委托书中，该委托书应不迟于2021年4月30日提交。

66

第13项。某些关系和相关交易，以及董事的独立性。
本项目要求的信息通过引用纳入KMI的2021年股东年会的最终委托书中，该委托书应不迟于2021年4月30日提交。他说：

项目14.修订首席会计费及服务费。

本项目要求的信息通过引用纳入KMI的2021年股东年会的最终委托书中，该委托书应不迟于2021年4月30日提交。

67

第四部分
 
项目15.修订展品、财务报表明细表。
 
(a)(1)财务报表和(2)财务报表附表
见第页“财务报表索引” 72.

(3)陈列品

展品
数                     描述
3.1*
修订和重新签署的KMI公司注册证书(作为KMI公司截至2015年6月30日的10-Q表格季度报告的附件3.1(文件编号001-35081))
3.2*
修订和重新修订了KMI的章程(作为KMI当前报告的附件3.1于2017年10月20日提交的Form 8-K(第001-35081号文件))
4.1*
代表KMI P类普通股的证书格式(作为2011年1月18日提交的KMI注册说明书S-1表格(文件编号333-170773)的附件4.1提交)
4.2*
KMI和某些普通股持有者之间的股东协议(作为KMI截至2011年3月31日的季度10-Q表格(文件编号001-35081)季度报告的附件4.2提交)
4.3*
KMI与某些普通股持有人之间的股东协议第1号修正案(作为KMI于2012年5月30日提交的8-K表格当前报告的附件4.3提交(文件编号001-35081))
4.4*
KMI与某些普通股持有人之间的股东协议第2号修正案(作为KMI于2014年12月3日提交的8-K表格当前报告的附件4.1提交(文件编号001-35081))
4.5*
由Kinder Morgan Finance Company LLC(前身为Kinder Morgan Finance Company，ULC)、Kinder Morgan Kansas，Inc.和美联银行(Wachovia Bank，National Association)作为受托人签署的截至2005年12月9日的契约(作为附件4.1提交给Kinder Morgan Kansas，Inc.的S于2005年12月15日提交的Form 8-K当前报告(文件编号1-06446))
4.6*
Kinder Morgan Finance Company LLC票据的表格(包括在作为附件4.1提交给Kinder Morgan Kansas，Inc.的契约中，S于2005年12月15日提交的Form 8-K最新报告(第1-06446号文件))
4.7*
金德摩根能源合伙公司和作为受托人的第一联合国民银行于2001年1月2日签订的与高级债务证券(包括高级债务证券形式)有关的契约(作为附件4.11提交给金德摩根能源合伙公司，L.P.S截至2000年12月31日的10-K表格年报(第1-11234号档案))
4.8*
金德摩根能源合伙公司副总裁和首席财务官关于确定7.40%债券条款的证书，该债券将于2031年3月15日到期(作为附件4.1提交给金德摩根能源合伙公司S于2001年3月14日提交的8-K表格当前报告(第1-11234号文件))
4.9*
7.40%债券样本，2031年3月15日到期，以簿记形式(作为附件4.3提交给Kinder Morgan Energy Partners，L.P.‘S于2001年3月14日提交的当前报告Form 8-K(第1-11234号文件))
4.10*
金德摩根能源合伙公司副总裁和首席财务官确定2032年3月15日到期的7.750%债券条款的证书(作为附件4.1提交给金德摩根能源合伙公司的S截至2002年3月31日的季度10-Q表季度报告(第1-11234号文件))
4.11*
2032年3月15日到期的7.750厘债券样本(作为附件4.3提交给Kinder Morgan Energy Partners，L.P.‘S截至2002年3月31日的10-Q季度报告(1-11234号文件))
4.12*
2002年8月19日由Kinder Morgan Energy Partners，L.P.和美联银行作为受托人签署的契约(作为附件4.1提交给Kinder Morgan Energy Partners，L.P.的S于2002年10月4日提交的S-4表格注册声明(文件编号333-100346))
4.13*
日期为2002年8月19日的第一份契约补充契约，由Kinder Morgan Energy Partners，L.P.和美联银行作为受托人，于2002年8月23日签署(2002年10月4日提交，作为附件4.2提交给Kinder Morgan Energy Partners，L.P.的S以S-4表格注册声明(档案编号333-100346))
4.14*
于2033年到期的7.30厘债券表格(载于2002年10月4日提交予Kinder Morgan Energy Partners，L.P.‘S的S-4表格登记声明(文件第333-100346号)，作为附件4.1的契约内)
68

4.15*
2003年1月31日金德摩根能源合伙公司和美联银行之间的高级契约(作为附件4.2提交给金德摩根能源合伙公司的S于2003年2月4日提交的S-3表格注册声明(文件第333-102961号))
4.16*
Kinder Morgan Energy Partners，L.P.高级契约表格(载于2003年2月4日提交给Kinder Morgan Energy Partners，L.P.‘S的S-3表格注册声明(档案编号333-102961)的高级契约，作为附件4.2)
4.17*
副司库兼首席财务官总裁和副法律顾问兼金德摩根管理公司秘书总裁代表金德摩根能源伙伴公司出具的证书，确定2035年3月15日到期的5.80%债券的条款(作为附件4.1提交给金德摩根能源伙伴公司的S截至2005年3月31日的10-Q表格季度报告(文件编号1-11234))
4.18*
代表Kinder Morgan Energy Partners L.P.的Kinder Morgan Management，LLC和Kinder Morgan G.P.，Inc.的副总裁兼首席财务官证书，确定2017年到期的6.00%优先债券和2037年到期的6.50%优先债券的条款(作为附件4.28提交给Kinder Morgan Energy Partners，L.P.S截至2006年12月31日的10-K表格年度报告(文件编号1-11234))
4.19*
代表Kinder Morgan Energy Partners，L.P.的Kinder Morgan Management，LLC和Kinder Morgan G.P.，Inc.的副总裁和财务主管以及副总裁和首席财务官的证书，确定2038年到期的6.95%优先债券的条款(作为附件4.2提交给Kinder Morgan Energy Partners，L.P.的S截至2007年6月30日的季度10-Q表季度报告(文件编号1-11234))
4.20*
代表Kinder Morgan Energy Partners，L.P.，Kinder Morgan Management，LLC和Kinder Morgan G.P.，Inc.的副总裁兼首席财务官和副总裁兼财务主管的证书，确定2021年到期的5.80%优先债券和2039年到期的6.50%优先债券的条款(作为附件4.2提交给Kinder Morgan Energy Partners，L.P.的S截至2009年9月30日的10-Q表格季度报告(文件编号1-11234))
4.21*
代表Kinder Morgan Energy Partners，L.P.的Kinder Morgan Management，LLC和Kinder Morgan G.P.，Inc.的副总裁兼首席财务官和副总裁兼财务主管的证书，确定2020年到期的5.30%优先债券和2040年到期的6.55%优先债券的条款(作为附件4.2提交给Kinder Morgan Energy Partners，L.P.的S截至2010年6月30日的季度10-Q表季度报告(文件编号1-11234))
4.22*
代表Kinder Morgan Energy Partners，L.P.，Kinder Morgan Management，LLC和Kinder Morgan G.P.，Inc.的副总裁兼首席财务官和副总裁兼财务主管，确定2041年到期的6.375%优先债券的条款的证书(作为附件4.1提交给Kinder Morgan Energy Partners，L.P.的S截至2011年3月31日的季度10-Q表季度报告(文件编号1-11234))
4.23*
代表Kinder Morgan Energy Partners，L.P.，Kinder Morgan Management，LLC和Kinder Morgan G.P.，Inc.的副总裁兼首席财务官和副总裁兼财务主管的证书，确定2022年到期的4.150%优先债券和2041年到期的5.625%优先债券的条款(作为附件4.1提交给Kinder Morgan Energy Partners，L.P.S截至2011年9月30日的10-Q表格季度报告(文件编号1-11234))
4.24*
财务和投资者关系部副总裁和金德摩根管理有限责任公司和金德摩根管理公司秘书总裁代表金德摩根能源合伙公司，确定2021年到期的3.500%优先债券和2044年到期的5.500%优先债券的条款的证书(作为附件4.1提交给金德摩根能源合伙公司的S截至2014年3月31日的季度10-Q表季度报告(文件编号1-11234))
4.25*
副总裁兼司库和副总裁及金德摩根管理公司秘书代表金德摩根能源合伙公司，确定2024年到期的4.250%优先债券和2044年到期的5.400%优先债券的条款的证书(作为附件4.1提交给金德摩根能源合伙公司的S截至2014年9月30的季度10-Q报表(文件编号1-11234))
4.26*
KMI与美国银行协会之间的契约，日期为2012年3月1日，作为受托人(作为KMI于2012年3月1日提交的S-3表格注册声明的证据4.1提交(第001-35081号文件))
4.27*
副总裁兼司库、总裁副兼KMI秘书证书，确定2017年到期的2.000%优先债券、2019年到期的3.050%优先债券、2025年到期的4.300%优先债券、2034年到期的5.300%优先债券和2045年到期的5.550%优先债券的条款(作为KMI截至2014年12月31日的10-K年报(文件编号001-35081)的附件10.53存档)
4.28*
副总裁兼司库、副总裁兼KMI秘书确定2046年到期的5.050%优先债券条款的证书(作为KMI截至2015年3月31日的Form 10-Q季度报告(文件编号001-35081)的附件4.1存档)
69

4.29*
副总裁兼司库兼总裁副秘书确定2022年到期的1.500%优先债券和2027年到期的2.250%优先债券的条款的证书(作为2015年3月16日提交的KMI表格8-A的附件4.2存档(第001-35081号文件))
4.30*
KMI副总裁兼司库和副总裁兼首席财务官确定2023年1月15日到期的3.150%高级债券条款的证书(作为KMI截至2017年9月30日的Form 10-Q季度报告的证据4.1存档(文件编号001-35081))
4.31*
KMI副总裁兼司库和副总裁兼首席财务官确定浮动利率高级票据条款的证书，2023年1月15日到期(作为KMI截至2017年9月30日的Form 10-Q季度报告的附件4.2存档(文件编号001-35081))
4.32*
KMI副总裁兼司库和副总裁兼首席财务官确定2028年到期的4.300%优先债券和2048年到期的5.200%优先债券的条款的证书(作为KMI截至2018年3月31日的Form 10-Q季度报告的证据4.1存档(文件编号001-35081))
4.33*
金德摩根公司副总裁兼首席财务官和副总裁，投资者关系和财务主管，确定2031年2月15日到期的2.00%债券和2050年8月1日到期的3.25%债券的条款的证书(作为KMI截至2020年9月30日的Form 10-Q季度报告的证据4.1提交(文件编号001-35081))
4.34根据S-K法规，17 C.F.R.美国证券交易委员会第601(B)(4)(Iii)(A)项，关于KMI及其合并子公司的长期债务的某些工具被省略，这些工具涉及的债务不超过KMI及其合并子公司总资产的10%。#229.601。KMI特此同意应要求向证券交易委员会提供每份此类票据的副本作为补充。
4.35*
金德摩根公司根据1934年《证券交易法》第12条注册的股本说明
4.36*
金德摩根公司根据1934年《证券交易法》第12条注册的债务证券说明
10.1*
KMI2015年修订和重新制定的股票激励计划(作为KMI2015年7月1日提交的注册说明书S-8表格(文件编号333-205430)的附件4.5)
10.2*
KMI 2015年修订和重新启动的股票激励计划第1号修正案(作为KMI于2017年1月24日提交的8-K表格当前报告的附件10.2提交(第001-35081号文件))
10.3*
KMI 2015年修订和重新启动的股票激励计划第2号修正案(作为KMI截至2018年6月30日的10-Q表格季度报告的第10.2号文件(第001-35081号文件))
10.4*
KMI 2015年修正案第3号修订和重新启动的股票激励计划(作为KMI于2019年1月22日提交的8-K表格当前报告的附件10.1提交(文件编号001-35081))
10.5*
2015年员工限制性股票单位协议表格(作为2015年7月1日提交的S-8表格登记声明的附件4.6提交(第333-205430号文件))
10.6*
2016年员工限制性股票单位协议表(作为KMI截至2016年6月30日季度10-Q表(文件编号001-35081)的季度报告附件10.2提交)
10.7*
2018年员工限制性股票单位协议表(作为KMI截至2018年6月30日季度10-Q表(文件编号001-35081)的季度报告附件10.3提交)
10.8*
修订和重新制定的非雇员董事股票薪酬计划(作为KMI截至2015年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.5提交(文件编号001-35081))
10.9*
2015年非雇员董事股票薪酬协议表格(作为KMI截至2015年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.6存档(第001-35081号文件))
10.10*
2011年非雇员董事股票薪酬协议表(作为KMI截至2011年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.3存档(第001-35081号文件))
10.11*
KMI员工股票购买计划(作为KMI截至2011年3月31日的10-Q表格季度报告的附件10.5(文件编号001-35081))
10.12*
修订和重新制定KMI年度激励计划(作为KMI当前报告的附件10.1于2021年1月26日提交的8-K表格(文件编号001-35081))
10.13*
KMI于2018年11月16日签订的循环信贷协议，借款人为借款人，巴克莱银行为行政代理，贷款人和开证行为协议当事人(作为KMI截至2018年12月31日的10-K表格年度报告的附件10.15提交(文件编号001-35081))
10.14
KMI及其某些子公司的交叉担保协议，日期为2014年11月26日，时间表更新至2020年12月31日
70

21.1
KMI的子公司
22.1
担保证券的附属担保人及发行人
23.1
普华永道有限责任公司同意
31.1
根据依照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)条颁发的首席执行官证书
31.2
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)条对首席财务官的证明
32.1
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18编第1350条对首席执行官的证明
32.2
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18编第1350条对首席财务官的证明
101
根据S-T法规第405条以iXBRL(内联可扩展商业报告语言)格式的交互数据文件：(I)截至2020年、2020年、2019年和2018年12月31日的综合收益表；(Ii)截至2020年、2019年和2018年12月31日的综合全面收益表；(Iii)截至2020年、2020年和2019年12月31日的综合资产负债表；(Iv)截至2020年、2020年、2019年和2018年12月31日的综合现金流量表；(V)截至2020年12月31日、2019年12月31日及2018年12月31日止年度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。
_______
*星号表示以引用方式并入的证物；除另有说明外，所有其他证物均在此存档。

71



金德摩根公司及附属公司
财务报表和补充季度数据索引
页面
数
   
独立注册会计师事务所报告
73
  
截至2020年、2019年和2018年12月31日止年度的综合损益表
76
  
截至2020年、2019年和2018年12月31日止年度的综合全面收益表
77
   
截至2020年12月31日和2019年12月31日的合并资产负债表
78
   
截至2020年、2019年和2018年12月31日的合并现金流量表
79
   
截至2020年12月31日、2019年12月31日及2018年12月31日止年度的股东权益综合报表
81
   
合并财务报表附注
82
注1。
一般信息
82
注2.
重要会计政策摘要
82
注3.
资产剥离的减值和损失及收益
91
注4.
资产剥离
95
注5.
所得税
96
注6.
财产、厂房和设备、净值
98
注7.
投资
99
注8.
商誉
100
注9.
债务
101
注10.
基于股份的薪酬和员工福利
105
注11.
股东权益
111
注12.
关联方交易
114
注13.
承付款和或有负债
115
注14.
风险管理
116
注15.
收入确认
121
注16.
可报告的细分市场
125
注17.
租契
129
注18.
诉讼与环境
130
注19.
近期会计公告
135
补充季度财务数据(未经审计)
136
72



独立注册会计师事务所报告

发送到 Kinder Morgan，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

我们已审计了Kinder Morgan，Inc.及其子公司(“本公司”)截至2020年12月31日和2019年12月31日的合并资产负债表。 以及截至2020年12月31日止三个年度内各年度的相关合并收益表、全面收益表、股东权益表和现金流量表，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2020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，上述综合财务报表在所有重要方面均公平地反映了本公司截至2020年12月31日和2019年12月31日的财务状况, 以及ITS的结果 运营及其智能交通系统 根据美利坚合众国普遍接受的会计原则，在2020年12月31日终了的三个年度内每年的现金流量。我们还认为，截至2020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。我们的责任是根据我们的审计，对公司的合并财务报表和公司对财务报告的内部控制发表意见。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。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定合并财务报表是否没有重大错报，无论是由于错误还是欺诈，以及是否在所有重大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。这些程序包括在测试的基础上审查关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。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的政策和程序；(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。

73

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

下文所述的关键审计事项是指已向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的本期综合财务报表审计产生的事项，且(I)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露，以及(Ii)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。

某些油气生产性质的减值

如综合财务报表附注2和附注3所述，公司在截至2020年12月31日的年度“减值和资产剥离损失(收益)净额”内确认了3.5亿美元的减值，这些减值与资产负债表中“财产、厂房和设备净额”下的某些石油和天然气生产资产有关。管理层根据成功努力会计方法对其石油和天然气生产资产进行核算，并逐个油田对这些资产进行减值评估，或在某些情况下，如果有重要的共享基础设施，则按资产的逻辑分组对这些资产进行评估。被视为减值的油气生产资产减记至其公允价值，该价值由基于未来油气产量的未来现金流贴现确定。为了计算石油和天然气生产资产的估计未来现金流，管理层使用储量工程师(“专家”)来估计未来的石油和天然气产量。这些对未来石油和天然气产量的估计是基于历史表现以及对预期原油和天然气田开发的调整。

吾等决定执行与减值若干石油及天然气生产资产有关的程序属关键审计事项的主要考虑因素是：(I)管理层在制定石油及天然气生产资产的公允价值时作出重大判断，包括使用专家；这进而导致(Ii)核数师在执行程序及评估与管理层及其专家在制定未来石油及天然气产量估计时所使用的数据、方法及重大假设有关的审核证据时，具有高度的主观性及努力。

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管理层对石油和天然气生产资产的减值评估有关的控制措施的有效性，包括管理层对未来石油和天然气产量的估计。在执行评估未来油气产量合理性的程序时，使用了管理专家的工作。作为使用这项工作的基础，了解了专家的资格，并评估了公司与专家的关系。所执行的程序还包括对专家使用的方法和假设进行评价、对专家使用的数据进行测试以及对专家的结论进行评价。这些程序还包括(I)测试管理层确定石油和天然气生产资产公允价值的过程；(Ii)评估贴现现金流量模型的适当性；(Iii)测试模型中使用的基础数据的完整性和准确性；以及(Iv)评估管理层对未来石油和天然气产量的估计的合理性，这涉及考虑石油和天然气生产属性的当前和过去表现，以及这是否与审计其他领域获得的证据一致。

本公司商誉减值2报告股

如综合财务报表附注2、3及8所述，截至2020年12月31日，本公司的综合商誉余额为198.51亿美元，其中包括在公司会计准则下记录的6亿美元减值2截至2020年12月31日的年度“减值和资产剥离损失(收益)净额”内的报告单位。管理层在每年5月31日评估商誉减值，或在事件或条件表明过渡期内可能出现减值风险的情况下更频繁地评估商誉减值。管理层估计CO的公允价值2报告单位以收益法为基础，利用其石油和天然气生产资产以及来源和运输资产的未来现金流量现值。为了计算石油和天然气生产资产的估计未来现金流，管理层使用储量工程师(“专家”)来估计未来的石油和天然气产量。这些对未来石油和天然气产量的估计是基于历史表现以及对预期原油和天然气田开发的调整。来源和运输资产的未来现金流是基于预测的吞吐量，CO2定价、运营费用和资本支出。

我们确定执行与CO商誉减值有关的程序的主要考虑因素2 报告单位是一个关键的审计事项，是管理层在制定报告单位的公允价值计量时的重大判断，包括使用专家，其中包括：(1)对未来石油和天然气的估计
74

(I)管理层及其专家在编制石油及天然气生产资产未来石油及天然气产量估计时所使用的数据、方法及重大假设；及(Ii)与来源及运输资产的预测吞吐量有关的重大假设；及(Ii)与来源及运输资产的预测吞吐量有关的重大假设。

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管理层商誉减值评估有关的控制措施的有效性。管理专家的工作被用于执行程序，以评估与油气生产性质有关的未来石油和天然气产量的合理性。作为使用这项工作的基础，了解了专家的资格，并评估了公司与专家的关系。所执行的程序还包括对使用的方法和假设进行评价、对专家使用的数据进行测试以及对专家的调查结果进行评价。这些程序还包括(I)测试管理层制定报告单位总体公允价值估计的过程，其中包括对未来石油和天然气产量的估计以及与预测吞吐量相关的重大假设；(Ii)测试模型中使用的基础数据的完整性和准确性；以及(Iii)评估对未来石油和天然气产量的估计以及与预测吞吐量相关的重大假设的合理性。评估管理层对未来石油和天然气产量和预测吞吐量的估计和假设涉及评估管理层使用的假设是否合理，考虑到石油和天然气生产资产以及来源和运输资产的当前和过去表现，以及这些假设是否与审计其他领域获得的证据一致。

天然气管道非规范申报单位商誉减值

如综合财务报表附注2、3及8所述，本公司于2020年12月31日的综合商誉结余为198.51亿美元，其中包括于截至2020年12月31日止年度的“减值及资产剥离损失(收益)净额”内的天然气管道非监管报告单位录得的减值1,000万美元。管理层在每年5月31日评估商誉减值，或在事件或条件表明过渡期内可能出现减值风险的情况下更频繁地评估商誉减值。管理层采用市场法(25%)和收益法(75%)的加权平均值估计天然气管道非监管报告单位的公允价值。市场法是以企业价值为基础，对一些具有类似业务和经济特征的同业集团中游公司，估计2020年息税折旧及摊销前利润(EBITDA)倍数。收益法的基础是对估计的贴现现金流进行分析，并根据管理层对折现率和退出倍数的预期应用退出倍数，理论上市场参与者和可比资产的市场交易将采用这一预期。贴现现金流包括对报告单位内每项基础资产的预测商品吞吐量和合同价格的各种假设。

我们决定执行与天然气管道非监管报告单位商誉减值评估相关的程序是一项关键审计事项的主要考虑因素是：(I)管理层在利用收益法制定报告单位的公允价值计量时的重大判断；以及(Ii)核数师在执行程序和评估管理层关于预测商品吞吐量和预测合同价格的重大假设时的高度判断、主观性和努力。

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管理层商誉减值评估有关的控制措施的有效性，包括对天然气管道非监管报告单位的估值进行控制。这些程序还包括(I)测试管理层制定公允价值估计的程序；(Ii)评估贴现现金流量模型的适当性；(Iii)测试模型中使用的基础数据的完整性和准确性；以及(Iv)评估与预测的商品吞吐量和预测的合同价格相关的重大假设的合理性。评估管理层与预测商品吞吐量和预测合同价格有关的重大假设涉及评估管理层使用的假设是否合理，考虑到(I)报告单位当前和过去的业绩；(Ii)与外部市场和行业数据的一致性；以及(Iii)这些假设是否与审计其他领域获得的证据一致。


/s/普华永道会计师事务所

休斯敦，得克萨斯州
2021年2月5日

自1997年以来，我们一直担任本公司的审计师。
75


金德摩根公司及附属公司
合并损益表
(单位：百万，每股除外)
 截至十二月三十一日止的年度：
 202020192018
收入 
服务$7,618 $8,198 $7,955 
商品销售3,891 4,811 5,987 
其他191 200 202 
总收入11,700 13,209 14,144 
营运成本、开支及其他
销售成本2,545 3,263 4,421 
运营和维护2,475 2,591 2,522 
折旧、损耗和摊销2,164 2,411 2,297 
一般和行政648 590 601 
所得税以外的税项378 426 345 
减值和资产剥离损失(收益)净额(附注3)1,932 (942)167 
其他收入，净额(2)(3)(3)
总运营成本、费用和其他10,140 8,336 10,350 
营业收入1,560 4,873 3,794 
其他收入(费用)
股权投资收益780 101 617 
股权投资超额成本摊销(140)(83)(95)
利息，净额(1,595)(1,801)(1,917)
其他，净额56 75 107 
其他费用合计(899)(1,708)(1,288)
所得税前收入661 3,165 2,506 
所得税费用(481)(926)(587)
净收入180 2,239 1,919 
可归因于非控股权益的净收入(61)(49)(310)
Kinder Morgan，Inc.的净收入。119 2,190 1,609 
优先股分红— — (128)
普通股股东可获得的净收入$119 $2,190 $1,481 
P类股份 
普通股基本收益和稀释后每股收益$0.05 $0.96 $0.66 
基本和稀释加权平均普通股流通股2,263 2,264 2,216 

附注是这些合并财务报表的组成部分。
76


金德摩根公司及附属公司
 综合全面收益表
(单位：百万)
截至2013年12月31日的一年，
 202020192018
净收入$180 $2,239 $1,919 
其他综合(亏损)收入，税后净额   
套期保值衍生工具公允价值变动(扣除税项(支出)利益后净额为$(75), $52、和$(34)，分别)
249 (177)111 
将衍生品公允价值变动重新归类为净收益(扣除税收优惠(费用)#美元)78, $(2)和$(25)，分别)
(255)6 84 
外币换算调整(扣除税费净额#美元—, $27、和$16，分别)
— 108 141 
福利计划调整(扣除税收优惠(费用))$19, $(23)和$(11)，分别)
(68)77 2 
其他综合(亏损)收入合计(74)14 338 
综合收益
106 2,253 2,257 
可归属于非控股权益的全面收益
(61)(66)(328)
可归属于KMI的全面收入
$45 $2,187 $1,929 

附注是这些合并财务报表的组成部分。
77


金德摩根公司及附属公司
合并资产负债表
(百万，不包括每股和每股金额)
 十二月三十一日，
 20202019
资产  
流动资产  
现金和现金等价物$1,184 $185 
受限存款25 24 
按公允价值出售的有价证券— 925 
应收账款1,293 1,379 
衍生工具合约的公允价值185 84 
盘存348 371 
其他流动资产168 270 
流动资产总额3,203 3,238 
财产、厂房和设备、净值35,836 36,419 
投资7,917 7,759 
商誉19,851 21,451 
其他无形资产，净额2,453 2,676 
递延所得税536 857 
递延费用和其他资产2,177 1,757 
总资产$71,973 $74,157 
负债、可赎回的非控制权益和
股东权益		  
流动负债  
债务的当期部分$2,558 $2,477 
应付帐款837 914 
应计利息525 548 
应计税267 364 
应计或有事项307 89 
其他流动负债580 708 
流动负债总额5,074 5,100 
长期负债和递延信贷  
长期债务
杰出的30,838 30,883 
债务公允价值调整1,293 1,032 
长期债务总额32,131 31,915 
其他长期负债和递延信贷2,202 2,253 
长期负债和递延信贷总额34,333 34,168 
总负债39,407 39,268 
承付款和或有事项(附注9、13、17和18)
可赎回的非控股权益728 803 
股东权益  
P类股，美元0.01按面值计算，4,000,000,000授权股份，2,264,257,336和2,264,936,054已发行和已发行的股票分别为
23 23 
额外实收资本41,756 41,745 
累计赤字(9,936)(7,693)
累计其他综合损失(407)(333)
总金德摩根公司‘S股东权益’31,436 33,742 
非控制性权益402 344 
股东权益总额31,838 34,086 
总负债、可赎回非控股权益和股东权益$71,973 $74,157 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
78

金德摩根公司及附属公司
 合并现金流量表
(单位：百万)
 截至2013年12月31日的一年，
 202020192018
经营活动的现金流   
净收入$180 $2,239 $1,919 
将净收入与经营活动提供的现金净额进行调整   
折旧、损耗和摊销2,164 2,411 2,297 
递延所得税345 717 405 
股权投资超额成本摊销140 83 95 
衍生工具合约的公平市价变动(5)(22)77 
资产剥离和减值损失(收益)净额(附注3)1,932 (942)167 
股权投资收益(780)(101)(617)
股权投资收益的分配633 590 499 
养老金(缴费)扣除非现金养老金福利支出后的净额(90)14 (4)
营运资本构成的变动，扣除收购和处置的影响   
应收账款88 98 (45)
应收所得税— — 137 
盘存16 4 15 
其他流动资产49 100 (21)
应付帐款(19)(198)21 
扣除利率掉期后的应计利息净额(51)(43)(22)
应计税(93)(142)241 
应计或有事项和其他流动负债(113)(69)73 
其他，净额154 9 (194)
经营活动提供的净现金4,550 4,748 5,043 
投资活动产生的现金流   
资本支出(1,707)(2,270)(2,904)
出售不动产、厂房和设备、投资和其他净资产，扣除搬迁费用1,069 110 104 
KML和美国科钦出售的收益，扣除出售的现金后的净额(注4)— 1,527 — 
出售TMPL所得款项，扣除出售现金及营运资本调整后的净额(附注4)— (28)2,998 
资产和投资的购置(16)(79)(39)
对投资的贡献(386)(1,299)(433)
股权投资的分派超过累计收益154 333 237 
其他，净额(25)(8)(31)
用于投资活动的现金净额(911)(1,714)(68)
融资活动产生的现金流
债务的发行3,888 8,036 14,751 
偿还债项(3,996)(11,224)(14,591)
债务发行成本(25)(10)(42)
现金股利--普通股(附注11)(2,362)(2,163)(1,618)
现金股利--优先股(附注11)— — (156)
普通股回购(50)(2)(273)
来自投资伙伴和非控股权益的贡献14 151 200 
分配给投资伙伴(79)(11)— 
对非控股权益的分配--TMPL出售收益的KML分配— (879)— 
分配给非控股权益--其他(15)(55)(78)
其他，净额(13)(28)(17)
用于融资活动的现金净额(2,638)(6,185)(1,824)
汇率变动对现金、现金等价物和限制性存款的影响(1)29 (146)
现金、现金等价物和限制性存款净增(减)1,000 (3,122)3,005 
期初现金、现金等价物和受限存款209 3,331 326 
现金、现金等价物和受限存款，期末$1,209 $209 $3,331 

79


金德摩根公司及附属公司
 合并现金流量表(续)
(单位：百万)
 
 截至2013年12月31日的一年，
 202020192018
期初现金和现金等价物$185 $3,280 $264 
受限存款，期初24 51 62 
期初现金、现金等价物和受限存款209 3,331 326 
现金和现金等价物，期末1,184 185 3,280 
受限存款，期末25 24 51 
现金、现金等价物和受限存款，期末1,209 209 3,331 
现金、现金等价物和限制性存款净增(减)$1,000 $(3,122)$3,005 
非现金投融资活动   
已确认的净收益资产和经营租赁债务(附注17)
$20 $399 
作为资产剥离代价获得的有价证券(注4)— 892 $— 
应计分派的非控制性权益减少
— — 905 
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)1,661 1,860 1,879 
期间支付(退还)的所得税现金，净额227 372 (109)

附注是这些合并财务报表的组成部分。
80

金德摩根公司及附属公司
 合并股东权益报表
(单位：百万)
优先股普通股
 已发行股份面值已发行股份面值其他内容
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
向KMI致敬		非控制性
利益		总计
2017年12月31日余额
2 $— 2,217 $22 $41,909 $(7,754)$(541)$33,636 $1,488 $35,124 
采用ASU的影响(注11)175 (109)66 66 
2018年1月1日的余额2 — 2,217 22 41,909 (7,579)(650)33,702 1,488 35,190 
股份回购(15)(273)(273)(273)
强制转换优先股(2)58 1 (1)— — 
限售股2 65 65 65 
净收入1,609 1,609 310 1,919 
分配— (997)(997)
投稿— 33 33 
优先股股息(128)(128)(128)
普通股分红(1,618)(1,618)(1,618)
其他1 1 1 2 
其他综合收益
320 320 18 338 
2018年12月31日的余额
— — 2,262 23 41,701 (7,716)(330)33,678 853 34,531 
采用ASU的影响(4)(4)(4)
2019年1月1日的余额— — 2,262 23 41,701 (7,720)(330)33,674 853 34,527 
股份回购(2)(2)(2)
限售股3 46 46 46 
净收入2,190 2,190 49 2,239 
分配— (55)(55)
投稿— 3 3 
普通股分红(2,163)(2,163)(2,163)
出售吉隆坡的权益68 68 (503)(435)
其他— 1 1 
其他综合损失
(71)(71)(4)(75)
2019年12月31日的余额
— — 2,265 23 41,745 (7,693)(333)33,742 344 34,086 
股份回购(4)(50)(50)(50)
限售股3 61 61 61 
净收入119 119 61 180 
分配— (15)(15)
投稿— 11 11 
普通股分红(2,362)(2,362)(2,362)
其他— 1 1 
其他综合损失
(74)(74)(74)
2020年12月31日余额
— $— 2,264 $23 $41,756 $(9,936)$(407)$31,436 $402 $31,838 

附注是这些合并财务报表的组成部分。
81

金德摩根公司及附属公司

合并财务报表附注

1. 一般信息
 
我们是北美最大的能源基础设施公司之一，除非文意另有所指，否则所指的“我们”、“本公司”或“KMI”意指Kinder Morgan，Inc.及其合并子公司。我们的管道输送天然气、精炼石油产品、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，化学品，金属和石油焦。
 
2. 重要会计政策摘要
 
陈述的基础
 
我们的报告货币是美元，除非另有说明，否则所有对美元的引用都是美元。我们所附的合并财务报表是根据美国证券交易委员会的规章制度编制的。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都已在合并中取消。此外，前几年的某些数额已重新分类，以符合当前的列报方式。

新冠肺炎

从2020年第一季度开始影响我们的新冠肺炎疫情导致能源需求减少和大宗商品价格大幅下跌，继续造成干扰和波动。原油和天然气产量的急剧下降，以及大流行后经济停摆导致的精炼产品需求减少，影响了我们的业务，并将继续影响我们的业务。尽管下半年我们看到对我们通过码头运输的成品油的需求出现了一些有意义的复苏，但关于大流行病对能源行业的影响(包括疫苗的时间和分发)的持续时间和程度，包括对我们管道、码头、运输船和其他设施处理的产品的需求和价格，仍然存在重大不确定性。这些事件以及其他因素导致了2020年的某些非现金减值费用，如附注3中进一步讨论的。

预算的使用

我们的财务报表和相关披露中包含或影响的某些金额必须进行估计，这要求我们对编制财务报表时不能确切知道的价值或条件做出某些假设。这些估计和假设影响我们报告的资产和负债额、报告期内我们的收入和支出以及我们的披露，包括与我们财务报表日期的或有资产和负债有关的披露。我们利用历史经验、咨询专家和其他我们认为在特定情况下合理的方法，不断评估这些估计数。然而，实际结果可能与我们的估计大不相同。这些估计的修订对我们的业务、财务状况或经营结果造成的任何影响，都记录在引起修订的事实为人所知的期间。
 
某些会计政策在我们的财务报表编制过程中比其他会计政策更重要，下面列出的是我们在编制综合财务报表时采用的主要会计政策。

现金等价物和受限存款

我们将现金等价物定义为所有原始到期日不超过三个月的高流动性短期投资。

随附的综合财务报表中的受限存款金额包括监管机构规定拨备的受限现金金额，以支付我们的专属自保子公司的债务，以及我们向与某些能源商品合同头寸相关的交易对手记入的现金保证金存款的组合。

82


信贷损失准备

随着我们采用会计准则更新(ASU)第2016-13号，金融工具--信贷损失2020年1月1日，我们评估我们的金融资产，以摊销成本和表外信贷敞口衡量，以确定资产或敞口的合同期限内预期的信贷损失。我们认为现有的信息与评估现金流的可收集性有关，包括预期的信贷损失风险，即使这种风险很小。当存在类似的风险特征时，我们按集合(集合)基础计量预期信贷损失，并按截至报告日期的金融资产的摊余成本基础反映预期信贷损失。

我们的金融工具主要包括来自客户的应收账款、来自关联公司的应收票据以及或有负债，例如对某些股权被投资人的债务义务的比例担保。我们利用过去五年经历的信贷损失的历史分析以及当前状况和对未来状况的合理和可支持的预测来评估我们的金融资产的可收回性。我们截至2020年12月31日的信贷损失准备包括对与新冠肺炎相关的能源生产和需求因素以及大宗商品价格大幅下跌所造成的估计影响的评估，我们估计这可能对某些子类或池客户产生更重大的影响。

在采用美国会计准则第2016-13号之前，我们对应收账款的适当准备金的评估通常是基于对未收回金额的历史分析，我们记录了针对变化的情况和客户特定信息的调整。

截至2020年12月31日和2019年12月31日，我们的信贷损失拨备为$26百万美元和美元9100万美元，分别包括在我们附带的合并资产负债表中的“其他流动资产”中。
 
盘存
 
我们的库存包括材料、供应品和产品，如天然气、原油、凝析油、精炼石油产品、TransMix和天然气。我们以加权平均成本或可变现净值中的较低者报告产品库存。我们按成本报告材料和用品库存，并定期检查实物变质和陈旧情况。
 
财产、厂房和设备、净值
 
资本化、折旧、耗尽和处置

我们按购置成本报告财产、厂房和设备。在发生的期间内，我们承担日常维护和维修的费用。

我们通常使用基于估计经济寿命的直线折旧法或综合折旧法来计算折旧，综合折旧法对一组资产采用单一折旧率。一般来说，我们将综合折旧率应用于具有相似经济特征的功能组别。费率从0.08%至33.3%，不包括某些短期资产，如车辆。对于受FERC监管的实体，FERC接受的综合折旧率适用于复合集团的总成本，直到账面净值等于残值。对于其他实体，折旧估计基于各种因素，包括年龄(就收购资产而言)、制造规格、技术进步、资产所服务的油田或气田的估计生产寿命、租赁或客户物业资产的合同期限以及有关类似资产使用寿命的历史数据。影响这些估计的不确定因素包括与恢复和废弃要求有关的法律和法规的变化、经济状况以及该地区的供需情况。当这些资产投入使用时，我们对我们认为合理的有用年限(以及适当的残值)进行估计。后续事件可能会导致我们改变估计，从而影响未来折旧和摊销费用的计算。从历史上看，对使用寿命的调整并没有对我们每年的总折旧水平产生实质性影响。

我们的石油和天然气生产活动是在成功努力会计法下核算的。在这种方法下，获得租赁权所产生的成本和随后的开发成本被资本化。如果发现已探明的储量，与成功钻探探井相关的成本将被资本化。与钻探未发现已探明储量的探井相关的成本、地质和地球物理成本以及某些非生产租赁成本的成本计入已发生的费用。我们生产石油和天然气资产的资本化成本按生产单位法折旧和耗尽。其他杂项财产、厂房和设备在资产的估计使用年限内折旧。
83


我们致力于增强回收技术，其中CO2被注入到某些生产油藏中。在某些情况下，CO的成本2当注入时，与增强复苏相关的资本将作为我们开发成本的一部分进行资本化。CO的成本2注水时与油藏管理相关的保压作业费用较高。当CO2在石油生产过程中回收的石油，被开采并重新注入，所有相关成本都计入已发生的费用。探明开发储量用于计算钻井和开发成本的生产率单位，总探明储量用于耗尽租赁成本。

出售在我们的石油和天然气生产活动或我们的液体和散装码头活动中使用的财产、厂房和设备的收益按出售资产的成本、扣除折旧和收到的销售收益之间的差额计算。资产出售的收益在出售结束时在收入中确认。出售物业、厂房及设备的亏损按出售资产的成本扣除折旧后与已收到的销售收益或市场价值之间的差额计算(如该资产为待出售资产)。当资产被出售或持有待售资产的净成本大于该资产的市场价值时，确认损失。对于我们采用综合折旧法的管道系统资产，我们一般将出售或报废的财产的原始成本计入累计折旧和摊销，扣除残值和搬迁成本。经FERC批准的经营实体销售和土地销售的收益和损失被登记，并根据监管会计准则记录到收入或费用账户。

资产报废债务

我们记录与业务中使用的长期资产的报废和移除有关的债务。我们将资产报废债务的公允价值在发生时按折现原则记录为负债，并可以合理估计，这通常是在资产安装或购买时记录的。相关资产的记录金额与这些债务的金额相加。随着时间的推移，负债因其现值的变化而增加，初始资本化成本在相关资产的使用寿命内折旧。当资产退出使用时，负债最终被消灭。

我们在整个业务中都有各种其他义务，即拆除路权上的设施和设备以及其他租赁设施。我们目前无法合理估计这些义务的公允价值，因为相关资产的寿命不确定。这些资产包括管道、某些加工厂和分销设施，以及某些液体和散装码头设施。一旦有足够的信息可用来合理估计该义务的公允价值，我们将确认资产报废义务。

长期资产和其他无形资产减值

当事件或环境变化显示我们的资产或投资的账面金额可能无法收回时，我们就评估包括租赁和投资在内的长期资产的减值。当我们使用该资产预计产生的未来现金流量估计，并且其最终处置少于其账面金额时，我们确认减值损失。

除我们的年度商誉减值测试外，在存在触发事件的范围内，我们完成对我们的长期资产(包括物业、厂房和设备以及其他无形资产)的账面价值的审查，并在适用的情况下记录适当的减值。由于使用中的长期资产的减值测试是基于未贴现的现金流量，因此可能会出现资产或资产组不被视为减值的情况，即使其公允价值可能低于其账面价值，因为该资产或资产组可根据资产或资产组的估计寿命产生的现金流进行回收。如果长期资产或资产组的账面价值超过未贴现现金流，我们通常使用贴现现金流分析来确定是否需要减值。

我们在逐个油田的基础上评估我们的油气生产属性的减值，或者在某些情况下，如果有重要的共享基础设施，则通过资产的逻辑分组来评估我们的石油和天然气生产属性，使用基于估计的未来油气产量的未贴现未来现金流。

被视为减值的石油和天然气生产资产减记至其公允价值，由基于估计未来石油和天然气产量的贴现未来现金流量确定。个别重大的未探明油气资产定期评估减值，并在减值时确认损失。

有关更多信息，请参阅注3。

84

权益会计方法及其基础差异

我们对我们不能控制的投资进行核算，但确实有能力使用权益会计方法施加重大影响。这些投资的账面价值受到我们在被投资人收入或亏损中的份额、分配、摊销或基差的增加以及非临时性减值的影响。

一项投资的账面价值与我们在该投资的基础权益中所占净资产份额之间的差额称为基差。如果将基差分配给可折旧或可摊销的资产和负债，则基差将作为我们在被投资公司收益中的一部分摊销或增加。如果基差涉及商誉，即权益法商誉，则该金额不摊销。

我们评估我们的权益法投资的非临时性减值。当确认非临时性减值时，损失被记录为权益收益的减少。

商誉

商誉是收购一项业务的成本，超过了收购资产和负债的公允价值，并在我们的资产负债表上作为一项资产记录。商誉不需摊销，但必须至少每年进行一次减值测试，如果存在减值指标，则必须在过渡期进行测试。这项测试要求我们将商誉分配给适当的报告单位，并且存在减值，并就报告单位的账面价值超过其公允价值的金额进行记录，但不得超过商誉的账面金额。

我们在每年的5月31日评估减值商誉。为此，我们有六报告单位如下：(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我们也会根据年度测试之间的事件或条件发生变化，以显示过渡期内可能出现减值风险的情况，评估减值商誉。一般来说，商誉减值评估涉及定量测试，尽管在某些情况下，最初的定性评估可能足以得出结论，即商誉在不进行定量测试的情况下没有减值。

在我们通过ASU第2017-04号之前，无形资产-商誉和其他(主题)350：简化商誉减值测试从2020年1月1日起，我们进行了两步量化测试。步骤1涉及根据上述ASU第2017-04号仍然适用的定量测试。如果估计公允价值超过账面价值，报告单位的商誉不被视为减值。如果账面价值超过估计公允价值，则执行步骤2以确定商誉是否减值，如果减值，则确定减值金额。步骤2涉及通过对步骤1中确定的报告单位的估计公允价值分别分配到报告单位的有形和无形净资产的假设分配来计算商誉的隐含公允价值。然后，将剩余的隐含商誉与报告单位的实际商誉账面值进行比较。若商誉账面值超过隐含商誉，则差额为商誉减值金额。

就税务而言，我们的大部分商誉是不可扣除的，因此，只要有减值，减值的全部或部分可能不会产生相应的税收优惠。

有关详细信息，请参阅注8。

其他无形资产

除商誉外，我们的其他无形资产包括客户合同、关系和协议，以及基于技术的资产。 截至2020年12月31日和2019年12月31日，这些无形资产的账面总额为4,074百万美元和美元4,126分别为100万美元，累计摊销为$1,621百万美元和美元1,450分别为100万美元，导致账面净额为#美元2,453百万美元和美元2,676分别为100万美元。这些无形资产主要包括与我们的天然气管道和产品管道业务部门相关的客户合同、关系和协议。

这些合同、关系和协议主要涉及天然气的收集，以及石油、化学和干散货的处理和储存，包括石油、汽油和其他精炼石油产品、石油焦炭、金属和矿石。我们首先通过估计来自客户合同或关系的收入(由履行合同的支持资产的成本和费用抵消)来确定这些无形资产的价值，然后以风险调整贴现率对收入进行贴现。
85


我们以系统和理性的方式将无形资产的成本摊销到估计的使用寿命内的费用。每项无形资产的寿命要么基于相应客户合同或协议的寿命，要么基于客户关系无形(其寿命由对该业务关系的所有可用数据的分析确定)的时间长度，即用于贴现现金流分析以确定客户关系价值的时间长度。根据资产的性质，我们权衡的因素包括过时、新技术和竞争的影响。

截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日止年度，我们无形资产的摊销费用总计为美元212百万，$214百万美元和美元219我们在未来五个财年(2021-2025年)每年为无形资产估计的摊销费用约为5美元。228百万，$227百万，$222百万，$222百万美元，以及$216截至2020年12月31日，我们无形资产的加权平均摊销期限约为十一年.

收入确认

我们的大部分收入是根据ASC 606来计算的，与客户签订合同的收入；然而，在有限的程度上，一些收入是在其他指导下核算的，如ASC 842，租契或ASC 815，衍生工具和套期保值活动.

与客户签订合同的收入

我们审查我们与客户的合同，使用以下步骤，根据向客户转移的商品或服务确认收入，并以反映公司预期从这些商品或服务获得的对价的金额确认收入。这些步骤包括：(1)确定合同；(2)确定合同的履行义务；(3)确定交易价格；(4)将交易价格分配给合同中的履行义务；然后(5)在履行义务得到履行时确认收入。这些步骤中的每一步都涉及管理层的判断和对合同的实质性条款和条件的分析。

我们的客户销售合同主要包括天然气销售、天然气销售、原油销售、CO2销售和TransMix销售合同，如下所述。一般来说，对于这些合同的大多数：(I)每个单位(mcf、加仑、桶等)交易价格是一项独立的履约义务，因为我们承诺在某个时间点出售多个不同的商品单位；(Ii)交易价格主要由可变对价组成，该金额可根据我们在每月末就出售给客户的商品价值开具发票的权利而确定；及(Iii)交易价格根据商品的独立销售价格分配给每项履约义务，并在商品交付时确认为收入，这是客户获得商品控制权并履行我们的履约义务的时间点。

我们的客户服务合同主要包括运输服务、仓储服务、收集加工服务和终止服务合同，如下所述。一般来说，对于大多数此类合同：(I)我们的承诺是在一段时间内转让(或随时准备转让)一系列不同的综合服务，这是一项单一的履约义务；(Ii)交易价格包括固定和/或可变对价，金额可在合同开始时和/或在月末根据我们在月末为客户提供的服务价值开具发票的权利确定；以及(Iii)交易价格被确认为合同中规定的服务期内的收入(可以是一天，包括一系列承诺的每日服务中的每一天、一个月、一年或其他时间增量，包括缺额补充期)，因为服务是使用基于时间(时间流逝)或基于单位(转移的服务单位)的输出方法提供的，用于基于承诺服务的性质来测量服务的控制权的转移和我们履行义务的满足(例如，固定的或非固定的)和合同的条款和条件(例如，有或没有补充权的合同)。

商号服务

公司服务(也称为不间断服务)是指承诺在合同所涵盖的期间(S)内随时向客户提供的服务，有限的例外情况除外。我们的固定服务合同通常具有按需或付费或最低数量条款的结构，其中规定了客户即使在指定的服务期内选择不接收或使用它们(称为“缺货数量”)，也将支付的最低服务数量。我们通常将与此类拨备相关的交易价格部分(包括任何短缺数量)确认为收入，具体取决于合同是否禁止客户在后续期间弥补短缺数量，或者合同是否允许这种做法，如下所示：
86


•没有补充权的合同。如果合同规定客户无法在未来期间弥补数量不足，则履行我们的履约义务，并在每个服务期限到期时确认与任何数量不足相关的收入。由于服务期可能超过报告期，因此我们在合同开始时和每个后续报告期开始时确定我们是否希望客户获得与服务期相关的最低数量。如果我们期望客户在指定的服务期内弥补所有不足(即，我们期望客户接受最低服务量)，则最小数量的拨备被视为不实质性，我们将在指定的服务期内将交易价格确认为收入，因为承诺的服务单位已转移给客户。此外，如吾等预期在指定服务期内有任何客户不能或将不会弥补的不足数量(称为“损坏”)，吾等将根据吾等就服务期内转移至客户的实际服务单位所确认的收入按比例确认估计损坏金额(受可变对价的限制)为该服务期内的收入。对于我们在服务期间内持续提供服务或服务的一部分(例如，预订)的某些按需付费合同，我们通常根据时间的流逝按比例将该按比例计入这段时间内的收入。

•与美妆权签订的合同。如果根据合同，客户可以在未来期间获得承诺的服务，并在该未来期间(“补缺期”)补齐不足的数量，我们有义务应客户的要求(受合同和/或能力的限制)在补缺期内提供该等服务。在合同开始时，以及在随后的每个报告期开始时，我们估计是否会有客户将会或不会弥补的短缺数量。如果我们预期客户将弥补其根据合同有权获得的所有缺陷，则在缺陷补充期内收到的与临时缺陷相关的任何不可退还的代价将作为合同责任递延，当发生以下情况之一时，我们将确认该金额为缺陷补充期内的收入：(I)客户补足数量或(Ii)客户行使其短缺数量权利的可能性变得微乎其微(例如，没有足够的能力来弥补数量，缺陷补充期到期)。或者，如果我们在合同开始时，或在任何后续报告期开始时，预计会有客户不能或不会弥补的任何短缺数量(即损坏)，我们将按比例确认估计的损坏金额(受可变对价的限制)为特定服务期内的收入，比例为我们将在该服务期内为转移给客户的实际服务单位确认的收入。

非公司服务

非公司服务(也称为可中断服务)是与公司服务相反的，因为这种服务是在“可用”的基础上向客户提供的。一般来说，在我们接受客户的定期服务请求之前，我们没有义务执行这些服务。对于我们的大多数非固定服务合同，客户将只为其选择接收或使用的实际服务数量付费，我们通常将交易价格确认为收入，因为这些服务单位在指定的服务期(通常为每日或每月)转移给客户。

合同余额

合同资产和合同负债是收入确认、账单和现金收取之间时间差异的结果。我们在收入确认之后开具账单的情况下确认合同资产，我们向客户开具发票的权利是以时间推移以外的其他条件为条件的。我们的合同资产与我们具有最小承诺量付款义务的公司服务合同以及我们应用收入均衡化的合同(即在合同有效期内增加的每卷固定费率的合同，对于这些合同，我们根据我们的履约义务在合同有效期内通常不变)按比例记录每单位收入有很大关系。我们的合同负债主要与：(I)我们的非监管业务中的某些客户通常预先支付的资本改善，我们随后在相关客户合同的初始期限内以直线基础确认为收入；(Ii)从客户收到的最低数量合同下临时短缺数量的对价，我们预计将在未来期间弥补，当客户补充数量时，我们随后确认为收入，或者客户行使不足数量权利的可能性变得微乎其微(例如，没有足够的能力来弥补数量，短缺补充期到期)；以及(Iii)每卷固定费率的合同，在合同有效期内递减，其中我们对未来履行义务所收到的金额适用收入均衡化。我们在合同修改时重新评估记录为合同资产或负债的金额。

有关详细信息，请参阅附注15。
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销售成本

销售成本主要包括购买已售出的能源商品的成本，包括天然气、原油、天然气和其他精炼石油产品，并根据我们能源商品对冲活动的影响(视情况而定)进行调整。我们的原油、天然气和一氧化碳成本2生产活动，如我们CO中的生产活动2业务分部，不计入销售成本。

运营和维护

运营和维护包括服务成本，主要包括(I)运营人工成本和(Ii)运营、维护和资产完整性、监管和环境成本。与我们的原油、天然气和CO相关的成本2包括在业务和维护范围内的生产活动共计#美元319百万，$382百万美元和美元363截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度分别为100万美元。

环境问题
 
我们将环境支出资本化或酌情支出。我们将获得通行权、监管批准或许可所需的某些环境支出资本化，作为我们在业务运营中使用的设施建设的一部分。我们应计和支出与过去运营造成的现有状况相关的环境成本，这些成本不会对当前或未来的收入产生贡献。我们通常不会将环境负债贴现为净现值，当环境评估和/或补救措施可能发生，并且我们可以合理估计成本时，我们会记录环境负债。通常，我们这些环境负债的应计与我们完成可行性研究或我们对正式行动计划的承诺不谋而合。*当预期的相关保险回收被认为是可能的时，我们确认预期的相关保险回收的应收账款。在适当情况下，我们按估计公允价值记录在企业合并中承担的环境负债。
 
我们经常对可能影响我们的资产或运营的潜在环境问题和索赔进行审查。这些审查有助于我们识别环境问题，估计补救工作的成本和时机。我们还定期调整我们的环境责任，以反映先前估计的变化。*在进行环境责任估计时，我们会考虑环境合规的实质性影响、针对我们的未决法律行动以及我们可能对他人提出的潜在第三方责任索赔。通常，随着补救评估和工作的进展，会获得更多信息，需要对估计成本进行修订。大多数这些修订反映在我们可以合理确定的期间的收入中。

租契

承租人

我们租赁的财产包括公司和外地办事处和设施、车辆、重型工作设备(包括轨道车和大型卡车)、坦克、办公设备和土地。我们的租约剩余的租约条款为一至50几年，其中一些有延长或终止租约的选择权。我们确定一项安排是在开始时还是在修改时是租约。就计算经营租赁负债而言，租赁条款可被视为包括延长或终止租赁的选择权，当我们合理确定我们将行使该选择权时。

自2019年1月1日起，营业ROU资产和营业租赁负债根据开始日租赁期内的租赁付款现值确认。2019年1月1日之前生效的经营租赁按截至2019年1月1日剩余租赁期的剩余付款现值确认。具有可变费率调整的租赁，如消费物价指数(CPI)调整，是根据租赁协议中概述的合同租赁付款反映的，不包括CPI调整。由于我们的大多数租赁不提供明确的回报率，我们使用基于租赁开始日可用租赁期限信息的递增担保借款利率来确定租赁付款的现值。我们有包含租赁和非租赁组成部分的房地产租赁协议，它们被分开核算，而对于我们的协议的其余部分，我们选择了实际的权宜之计，将租赁和非租赁组成部分作为一个单一的租赁组成部分来核算。对于某些设备租赁，如复印机和车辆，我们按组合方法核算租赁。根据主题842的不同部分，如土地地役权，在修改协议时重新评估租约。

有关详细信息，请参阅附注17。

88

基于股份的薪酬
 
我们根据授予日的公允价值按比率确认受限股票奖励归属期间的补偿费用，该公允价值是根据授予日我们的普通单位的市场价格减去估计的没收而确定的。罚没率是根据我们的限制性股票奖励计划下的历史没收来估计的。归属后，限制性股票奖励将以我们的P类普通股支付。
 
养老金和其他退休后福利
 
我们确认我们和我们的合并子公司的养老金和其他退休后福利计划的资产和福利义务作为我们综合资产负债表上的资产或负债的公允价值之间的差异。我们将递延计划成本和收入--未确认的损失和收益、未确认的先前服务成本和信贷以及任何剩余的未摊销过渡债务--扣除所得税后的净额计入“累计其他全面亏损”，并将与不完全拥有的合并子公司相关的比例份额分配和计入“非控股权益”，或作为我们某些受监管业务的监管资产或负债，直到它们作为福利费用的一个组成部分摊销。

递延融资成本

我们将新借款产生的融资成本资本化，并在相关债务的合同期限内摊销成本。

可赎回的非控股权益

可赎回非控股权益指的是我们其中一家合并子公司ELC的权益，该权益并非由我们所有，在某些有限的情况下，合作伙伴有权放弃其在子公司的权益，并赎回其累计贡献，净额为截至赎回日收到的分派。支付给ELC的分派被记录为可赎回非控制权益余额的减少.可赎回非控股权益的净收入为#美元541000万，$111000万美元以下1截至2020年12月31日、2019年12月31日及2018年12月31日止年度的净收益，并于随附的综合损益表中的“非控制权益应占净收益”中列报。

非控制性权益

非控制性权益代表我们合并子公司中不属于我们所有的权益。在我们随附的综合收益表中，我们的非全资拥有的综合子公司净收入中的非控制性权益显示为我们综合净收入的分配，并单独列示为“非控制性权益应占净收益”。在我们随附的合并资产负债表中，非控制性权益在“股东权益”中单独列示为“非控制性权益”。

所得税

所得税支出是根据对相关期间内生效或将生效的实际税率的估计来入账的。税法的变动计入制定该等变动的期间的有关计算。我们在许多州开展业务，在每个州的税收结构下的收入是如何衡量的，以及这些收入的实际税率是多少，有不同的法律。因此，我们必须估计我们的收入将如何在各州之间分配，以得出总体有效税率。我们的有效税率的变化，包括对以前记录的递延税金的任何影响，都记录在确定需要这种变化的期间。

递延所得税资产和负债在财务报告和税务方面的资产和负债基础之间的暂时性差异被确认。递延税项资产减去很可能无法实现的金额的估值准备。虽然我们在厘定估值免税额时已考虑估计的未来应课税收入及审慎可行的税务筹划策略，但我们预期最终变现的金额的任何变动将计入厘定该等厘定期间的收入。

在确定可归因于我们投资的递延所得税资产和负债余额时，我们采用了一种全面检查我们投资的会计政策。由于实施了这一政策，我们的投资中不可抵扣的商誉部分，包括KMI对其全资子公司KMP的投资，账面和税基之间的差额不再计入递延所得税。

89

风险管理活动
 
我们利用能源商品衍生品合约来降低我们因原油、天然气和天然气等商品的市场价格波动而产生的风险。此外，我们签订利率互换协议，以对冲与我们的债务义务相关的利率风险。我们还签订了交叉货币互换协议，以管理我们的外币风险，承担一定的债务义务，并在剥离我们的加拿大资产之前，管理我们在外国业务中的净投资。我们以公允价值衡量我们的衍生品合约，并在我们的资产负债表上将其报告为资产或负债。对于某些实物远期商品衍生品合约，我们适用正常购买/正常销售例外，即与此类交易相关的收入和费用在商品实物交付或接收期间确认。

对于合格的会计套期保值，我们正式记录了套期保值工具和被套期保值项目之间的关系，风险管理目标，以及用于评估和测试有效性的方法。当我们将衍生工具合同指定为现金流量会计对冲时，计入对冲有效性评估的衍生工具的全部公允价值变动在“累计其他综合损失”中递延，并在被套期保值项目影响收益的期间重新分类为收益。当我们将衍生工具合约指定为公允价值会计对冲时，衍生工具的整个公允价值变动被记录为对被套期保值项目的调整。套期保值关系中的任何错配所产生的收益或损失目前在收益中确认。当吾等将衍生工具合约指定为净投资会计对冲时，衍生工具的整个公允价值变动会反映在综合全面收益表上其他全面(亏损)收益的外币换算调整部分。

对于未被指定为会计套期保值的衍生工具，或我们没有为其选择正常购买/正常销售例外，公允价值的变化在当前收益中确认。

公允价值
 
我们的金融工具的公允价值根据我们对可观察市场数据的可用性和用于确定公允价值的不可观察数据的重要性的评估分为三个大致级别(级别1、级别2和级别3)。我们将每个公允价值计量分配到与对整个公允价值计量具有重要意义的最低水平投入相对应的水平。公认的估值技术利用诸如合同价格、报价市场价格或费率以及贴现率等输入。这些输入可能是容易观察到的，也可能是由市场数据证实的。

监管资产和负债

监管资产和负债是指与某些费用和信贷相关的未来可能的收入或支出，这些费用和信贷将通过制定差饷的过程从客户那里收回或返还给客户。在我们收到与处置运营实体损失相关的关税税率回收的情况下，我们记录估计可收回金额的监管资产。我们将监管资产和负债的金额分别计入我们附带的综合资产负债表中的“其他流动资产”、“递延费用和其他资产”、“其他流动负债”和“其他长期负债和递延信贷”。
 
下表汇总了我们截至2020年12月31日和2019年12月31日的监管资产和负债余额：
十二月三十一日，
20202019
(单位：百万)
当前监管资产$25 $55 
非流动监管资产231 212 
监管总资产(A)$256 $267 
目前的监管负债$26 $26 
非流动监管负债169 189 
监管总负债(B)$195 $215 
(a)截至2020年12月31日的监管资产包括(I)美元1311.处置资产的未摊销亏损；(2)美元491,000,000美元的股权所得税总额；以及(3)$761.25亿美元其他资产，包括与燃料追踪器安排有关的数额。大约$1191.8亿美元的监管资产，加权平均剩余回收期为14几年，都是可以收回的
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没有赚取回报，包括股本AFUDC的所得税总额，而FERC利率基数目的存在抵消性递延所得税余额；因此，它不赚取回报。
(b)截至2020年12月31日的监管责任包括贷记托运人的客户预付款或其他超收，预计将退还给托运人或随着时间的推移计入欠收净额。大约$112美元中的1000万美元169在#年的剩余加权平均期间，预计将有100万被归类为非流动资产的托运人。17几年，而剩下的美元57100万美元不受限定期限的限制。

每股收益

我们用两类法计算每股收益。收益被分配给P类股票和参与证券，其基础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，条件是每种证券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。

下表列出了可供P类股票和参与证券的股东分配的净收入：
截至十二月三十一日止的年度：
202020192018
(单位：百万，每股除外)
普通股股东可获得的净收入$119 $2,190 $1,481 
参与证券：
减去：分配给限制性股票奖励的净收入(A)(13)(12)(8)
分配给P类股东的净收入$106 $2,178 $1,473 
基本加权平均流通股2,263 2,264 2,216 
普通股基本每股收益$0.05 $0.96 $0.66 
(a)截至2020年12月31日，大约有13未偿还的百万股限制性股票奖励。

下列最大数量的潜在普通股等价物是反摊薄的，因此不包括在确定稀释后每股收益时：
截至十二月三十一日止的年度：
202020192018
(以百万为单位，加权平均)
未归属的限制性股票奖励13 13 12 
可转换信托优先证券3 3 3 
强制性可转换优先股(A)— — 48 
(a)每一股可转换优先股的持有人通过在2018年10月26日强制性转换日期之前获得优先股股息来分享我们的收益，届时我们的可转换优先股被转换为普通股。

3.扣除资产剥离的减值和损益

在截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日的年度内，我们录得税前净亏损1美元1,922百万美元，收益为$285百万美元和损失$437分别反映商誉、长期资产、无形资产和其他资产以及某些股权投资减值的净亏损，以及剥离资产和股权投资的净亏损和收益。截至2020年12月31日止年度，主要包括税前商誉及长期及无形资产减值损失1美元。1,6001000万美元和300万美元376和截至2019年12月31日的年度，主要包括税前净收益$1,296与KML和美国科钦出售有关的百万美元(见附注4)和减值损失#美元1,014百万美元，如下所述。

2020年第一季度，新冠肺炎相关的能源生产和需求因素以及大宗商品价格的大幅下跌是一个触发事件，要求我们对某些对大宗商品价格敏感的业务进行减值测试。因此，我们对CO内的长期资产进行了减值分析2 并对我们CO的商誉回收进行了中期测试2和天然气管道不受监管
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截至2020年3月31日的报告单位，导致减值#美元350对长期资产的投资为2000万美元，600在我们的CO内部建立100万美元的商誉2 截至2020年3月31日的三个月内的业务部门。

此外，我们还进行了截至2020年5月31日的年度商誉减值测试。对于我们的天然气管道非监管报告单位，虽然截至2020年3月31日不需要商誉减值，但如下文所述，截至2020年5月31日存在的额外市场和经济指标导致该报告单位在截至2020年6月30日的三个月内确认商誉减值。

在截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度内，我们确认了以下资产和股权投资减值和剥离的非现金税前亏损(收益)：
截至十二月三十一日止的年度：
202020192018
(单位：百万)
天然气管道
商誉减值(A)$1,000 $— $— 
长期资产减值(B)— 290 636 
剥离长期资产的收益(C)(1)(967)(6)
股权投资减值(D)— 650 270 
存货减值11 — — 
成品油管道
长期资产和无形资产减值21 — — 
终端机
长期资产和无形资产减值(E)5 — 59 
剥离长期资产的收益(F)(54)(335)(6)
出售股权投资权益的收益(10)— — 
公司2
商誉减值(A)600 — — 
长期资产减值(G)350 74 79 
剥离长期资产的损失— 2 — 
金德摩根加拿大
剥离长期资产的损失(收益)(H)— 2 (595)
剥离长期资产的其他损失(收益)— (1)— 
资产剥离和减值的税前亏损(收益)净额$1,922 $(285)$437 
(a)2020年的金额是与我们的非监管天然气管道和CO相关的非现金商誉减值2报告单位(见“-商誉减值“(下文)。
(b)2019年金额代表与俄克拉荷马州和德克萨斯州北部的某些收集和加工资产相关的非现金减值。2018年金额为与俄克拉荷马州某些收集和加工资产相关的非现金减值，以及与Utica Marcellus德克萨斯州管道相关的项目注销。
(c)2019年的金额包括一美元957与出售科钦管道系统有关的百万美元收益。
(d)股权投资的非现金减值计入截至2019年12月31日和2018年12月31日的年度合并损益表中的“股权投资收益”。2019年金额代表我们在Ruby投资的非现金减值。2018年金额代表我们在海湾液化天然气控股集团(Bay LNG Holdings Group，LLC)的投资的非现金减值，这是由仲裁小组影响客户合同的裁决推动的。我们在各自客户合同上确认的收益份额包括在截至2018年12月31日的年度综合收益表中的“股权投资收益”。
(e)2018年的金额主要涉及某些东北码头资产的非现金减值。
(f)2020年的金额包括55与出售我们的斯塔滕岛航站楼相关的100万美元收益。2019年的金额包括一美元339与出售KML相关的百万美元收益。
(g)2020年、2019年和2018年的金额代表石油和天然气资产的减值。
(h)2019年和2018年的金额分别代表与TMPL出售相关的营运资金调整和销售收益。

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长寿资产

截至2020年3月31日，对于我们的CO2就资产而言，长期资产减值测试包括评估每项资产的账面净值是否可望从估计的未贴现未来现金流中收回。

•为了计算我们石油和天然气生产资产的预计未来现金流，我们使用储备工程师专家来估计未来的石油和天然气产量。这些对未来石油和天然气产量的估计是基于历史表现以及对预期原油和天然气田开发的调整。在计算未来现金流时，管理层利用基于2020年3月31日NYMEX远期曲线的大宗商品价格估计，根据我们现有销售合同的影响进行调整，以确定每个物业适用的原油净额和NGL定价。运营费用是根据估计的固定和可变油田生产需求确定的，资本支出是根据经济上可行的开发项目确定的。

•计算我们CO的预计未来现金流2根据对CO的预测需求制定了来源和运输资产、吞吐量和生产量预测2基于管理层对CO可用性的预测的服务2CO的供应和未来需求2用于强化采油项目。《纽约时报》2定价假设是2020年3月31日NYMEX远期曲线的函数，根据现有销售合同的影响进行调整，以确定适用的净CO2定价。运营费用是根据估计的固定和可变油田生产需求确定的，资本支出是根据经济上可行的开发项目确定的。

某些石油和天然气属性未能通过第一步。对于这些资产，我们使用贴现现金流分析来估计公允价值。我们应用了一种10.5%贴现率，我们认为这代表了理论市场参与者的估计加权平均资金成本。根据我们长期资产减值测试的第二步，我们确认了$350截至2020年3月31日，石油和天然气生产资产的减值总额超过其总估计公平市场价值的减值。

截至2019年12月31日的年度，我们最大的减值为$650在我们的天然气管道业务部门，我们对Ruby的投资出现了100万欧元的非现金减值。我们的投资减值是从我们的从属所有权地位考虑的，并受到期内发现的现金流估计减少的推动，这是由于(I)加拿大天然气供应增加和来自其他天然气管道的竞争，以及(Ii)即将到期的合同。这些情况被确定为非临时性的。我们使用了贴现现金流分析。

额外减值总额为#美元290在截至2019年12月31日的年度内，我们天然气管道业务部门的长期资产确认了100万美元，这是由于第四季度俄克拉何马州和德克萨斯州北部的钻探活动持续减少所推动的。截至2018年12月31日的年度，我们最大的减值为600由于我们决定将重点转向投资组合的其他领域，我们在俄克拉荷马州的一些收集和加工资产的现金流估计减少，导致我们天然气管道业务部门的非现金减值达到100万美元。

关于我们2019年和2018年的减值，对于我们的长期资产，减少的估计在每种情况下都引发了减值分析，因为我们确定我们的账面价值可能不再可以收回。对长期资产的减值分析是根据会计准则规定的两个步骤进行的。第一步是将资产组产生的未贴现的未来现金流量与资产组的账面价值进行比较。根据我们第一步测试的结果，我们确定未贴现的未来现金流低于资产组的账面价值。步骤2涉及使用收益法计算资产组的公允价值，并将其与账面价值进行比较。我们记录的减值代表公允价值和账面价值之间的差额。

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商誉减值

以下是我们在商誉分析和测试中考虑的因素。

•我们2020年5月31日对成品油管道、成品油管道终端、天然气管道和CO的商誉减值测试2 报告单位表示，它们的公允价值超过了账面价值。我们对产品管道、终端和CO的减值分析结果2报告单位，确定三个报告单位的公允价值均比账面价值高出不到10%。对于成品油管道和终端报告单位，我们使用了市场方法，其假设与下文关于天然气管道非监管报告单位的假设类似。对于我们2020年5月31日的CO商誉减值测试2报告单位我们使用收益法，其假设类似于2020年3月31日商誉减值测试所使用的假设。

•至于我们的天然气管道非监管报告部门，它在2020年第二季度经历了客户对其服务需求的急剧下降。这与上游能源行业严重低迷造成的最初经济下滑影响相比存在时间滞后，包括我们的CO2 石油和天然气生产公司在第二季度加快了油井关闭和减产，从而对我们的中游服务需求产生了不利影响。此外，(I)当前和预期的未来商品定价和(Ii)同业集团市值价值的持续减少进一步表明，该报告单位在第二季度发生了商誉减值。

我们于2020年5月31日对天然气管道非监管报告单位进行的商誉减值测试采用了市场方法的加权平均(25%)和收入法(75%)估计其公允价值。我们对收益法给予了更高的权重，因为我们认为它更能代表从市场参与者那里获得的价值。

市场法是基于企业价值(EV)，为选定数量的具有可比运营和经济特征的同业集团中游公司估计2020年EBITDA倍数。我们估计EV对EBITDA的倍数中值约为10X，不考虑任何控制溢价。我们用来确定公允价值的收益法包括对基于以下条件的估计贴现现金流的分析6.5根据管理层对理论市场参与者和可比资产市场交易的贴现率和退出倍数的预期，预测和应用多年的退出倍数。我们应用了一个近似值8未贴现现金流金额的%贴现率，表示我们对理论市场参与者的加权平均资本成本的估计。贴现现金流包括对报告单位内每项基础资产的预测商品吞吐量和合同价格的各种假设。基于市场加权和收益法的公允价值导致到2020年的隐含EV EBITDA倍数估值约为11管理层认为，这是根据可比销售交易对公允价值的合理估计，并认为这意味着合理的控制溢价。

天然气管道非监管报告单位商誉减值分析的结果是部分商誉减值约为#美元。1,000截至2020年5月31日，为1.2亿美元。

•对于我们于2020年3月31日进行的CO中期商誉减值测试2作为报告单位，我们采用收益法，根据预期未来产生的现金流量的现值来评估其公允价值。由于测试日期同业市场状况的不确定性和波动性，我们没有采用市场方法来估计截至2020年3月31日的公允价值。

在确定我们CO的公允价值时2报案组，我们申请了一个9.25折现率为上述长期资产减值分析中计算的未贴现现金流量金额的折现率。我们使用的贴现率代表我们对理论市场参与者的加权平均资本成本的估计。我们商誉分析的结果是我们公司商誉的部分减值2报告单位约为#美元600截至2020年3月31日，为1.2亿美元。

长期资产和商誉测试中使用的公允价值估计主要基于公允价值等级的第三级投入。
新冠肺炎等事件造成的经济中断、普遍的商业环境状况，如原油需求持续低迷和大宗商品价格持续低迷、供应中断或开发或生产成本上升，可能导致对我们管道、码头和其他资产的供应放缓，这将对
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对我们四个业务部门提供的服务的需求。我们的客户或其他交易对手遇到财务困难时，如果他们无法为我们提供的产品或服务向我们付款或以其他方式履行他们对我们的义务，可能会对我们产生不利影响。

在条件允许的情况下，我们定期评估我们的资产是否存在可能引发的事件，如上述可能影响某些资产公允价值或我们收回长期资产账面价值的能力的事件。这类资产包括应收账款、股权投资、商誉、其他无形资产和财产、厂房和设备，包括石油和天然气财产以及在建工程。根据资产的性质，这些评估需要使用重大判断，包括但不限于与客户信用可靠性、未来销量预期、当前和未来大宗商品价格、贴现率、监管环境以及一般经济状况和对我们资产处理或运输的产品的相关需求有关的判断。虽然我们在2020年第三季度或第四季度没有发现其他触发事件，但在当前的全球经济和大宗商品价格环境下，如果情况进一步恶化，我们可能会发现其他触发事件，这些事件可能需要对我们的长期资产、投资和商誉的账面价值的可回收性进行未来评估，这可能会导致进一步的减值费用。由于我们的某些资产已减记为公允价值，或其公允价值接近账面价值，公允价值的任何恶化都可能导致进一步的减值。此类非现金减值可能会对我们的经营业绩产生重大影响，这将在账面价值被确定为不可收回的期间确认。

有关我们商誉变化的更多信息，请参见附注8。

4. 资产剥离

出售科钦管道系统和KML的美国部分

2019年12月16日，我们在二交叉条件交易导致出售科钦管道系统的美国部分和KML的所有未偿还股权，包括我们的70%的权益，卖给Pembina管道公司(Pembina)(合在一起，KML和美国科钦出售)。我们确认税前净收益为#美元。1,296在截至2019年12月31日的年度内，来自这些交易的减值和资产剥离损失(收益)净额在随附的综合收益表中为100万美元。我们收到了现金收益$1,553扣除营运资本调整后的净额，用于偿还债务的科钦管道系统的美国部分。KML普通股股东收到0.3068每股Pembina普通股换1股KML普通股。为我们的70%的权益，我们收到了大约25100万股Pembina普通股，交易日的税前公允价值约为$892百万美元。截至2019年12月31日，彭比纳普通股的公平市场价值为$925截至2019年12月31日，在我们随附的综合资产负债表中报告为“按公允价值出售的有价证券”。公允价值等级中的第一级投入被用来衡量Pembina普通股的公允价值。Pembina普通股于2020年1月9日出售，我们获得了大约$907百万(美元)764税后百万美元)。

跨山管道系统的销售及其扩建工程

2018年8月31日，KML完成了TMPL、TMEP、Puget Sound管道系统的出售，现金净对价为加元4.43亿(美元3.4亿加元)，这是合同购买价加元4.5初步营运资金调整后净额(“TMPL出售”)。这些资产构成了我们的Kinder Morgan加拿大业务部门。我们确认了出售TMPL的税前收益为$595在截至2018年12月31日的年度内，我们随附的综合损益表中的“减值和资产剥离损失(收益)净额”内的百万美元。在2019年第一季度，KML结算了剩余的加元37百万美元(美元28截至2018年12月31日大幅应计的营运资本调整金额)。

2019年1月3日，KML将出售TMPL的净收益作为资本返还给其股东。KML受限投票权股票的公众所有者，被我们反映为非控股权益，获得了大约$0.910亿(加元1.2十亿美元)，而我们大约70净收益的%部分为$1.910亿(加元2.5(加拿大税后)用于偿还我们未偿还的商业票据借款#美元0.410亿美元，并于2019年2月偿还约美元1.3数十亿美元到期的长期债务。

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5. 所得税

“所得税前收入”的构成如下：
 截至2013年12月31日的一年，
 202020192018
(单位：百万)
美国$663 $2,482 $1,739 
外国(2)683 767 
所得税前总收入$661 $3,165 $2,506 

适用于联邦、外国和州税收的所得税规定的组成部分如下：
 截至2013年12月31日的一年，
 202020192018
(单位：百万)
当期税费(福利)   
联邦制$(20)$(2)$(22)
状态9 10 (45)
外国(A)147 201 249 
总计136 209 182 
递延税项支出(福利)   
联邦制440 682 425 
状态49 66 55 
外国(A)(144)(31)(75)
总计345 717 405 
总税额拨备$481 $926 $587 
(a)我们在加拿大的所得税(福利)支出为$(4)，百万，$165百万美元和美元168截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度分别为百万美元。

法定联邦所得税率与我国有效所得税率之间的差额摘要如下：
 截至十二月三十一日止的年度：
 202020192018
(单位：百万，百分比除外)
联邦所得税$139 21.0 %$665 21.0 %$526 21.0 %
因下列原因而增加(减少)：      
扣除联邦福利后的海外收入税2 0.3 %139 4.4 %131 5.2 %
非控制性权益的净影响(13)(2.0)%(10)(0.3)%(65)(2.6)%
州所得税，扣除联邦福利后的净额52 7.9 %68 2.1 %46 1.8 %
收到的股息扣除(27)(4.1)%(39)(1.1)%(31)(1.2)%
对不确定税务状况的调整3 0.5 %(5)(0.2)%(47)(1.9)%
不可抵扣商誉336 50.8 %108 3.4 %58 2.3 %
一般商业信用— — %— — %(64)(2.6)%
联邦退款(20)(3.0)%— — %— — %
其他9 1.4 %— — %33 1.4 %
总计$481 72.8 %$926 29.3 %$587 23.4 %

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递延税项资产和负债的原因如下：
 十二月三十一日，
 20202019
(单位：百万)
递延税项资产  
员工福利$224 $208 
净营业亏损结转1,484 1,261 
税收抵免结转257 258 
其他242 241 
估值免税额(138)(155)
递延税项资产总额2,069 1,813 
递延税项负债  
财产、厂房和设备414 385 
投资1,084 529 
其他35 42 
递延税项负债总额1,533 956 
递延税项净资产$536 $857 

递延税项资产和估值免税额

我们有1美元的递延税金资产1,484与净营业亏损结转有关的百万美元，美元257与一般业务和外国税收抵免有关的百万美元，以及100截至2020年12月31日，与这些递延税项资产相关的估值免税额为100万欧元。截至2019年12月31日，我们的递延税项资产为$1,261与净营业亏损结转有关的百万美元，美元258与一般业务和外国税收抵免有关的百万美元，以及117与这些递延税项资产相关的估值免税额为100万美元。我们预计将在2024年产生应税收入，并开始利用联邦净营业亏损结转和税收抵免。

我们在2020年将我们的估值额度降低了美元17百万美元，主要是由于$9州净运营亏损和美元的法规到期百万美元8外汇净营业亏损造成的汇率波动。

递延税项资产的到期日： 截至2020年12月31日，我们有美国联邦净运营亏损结转$2.6将无限期结转的10亿美元和3.42021-2037年将到期的10亿美元；州损失为3.82021年至2039年将到期的10亿美元；以及海外损失#83百万美元，将无限期结转。我们还有一块钱240将于2021-2039年到期的一般商业信用额度为100万美元；约为17100万的外国税收抵免，这些抵免将于2021-2027年到期。使用我们美国联邦结转的一部分须遵守《美国国税法》第382和383节以及《国税局条例》的单独退货限制规则。如果我们的所有权发生某些重大变化，每年可以利用的结转金额将受到限制。

未确认的税收优惠：我们确认来自不确定税收状况的税收利益，前提是税务机关审查该税收状况的可能性较大，不仅基于税法所依据的税收状况的技术优点，而且还基于税务机关过去的行政做法和先例。财务报表中确认的来自不确定税收状况的税收利益是基于最终解决后实现可能性大于50%的最大利益来计量的。

我们未确认的税收优惠总额，不包括无形的利息和罚款，为#美元。18百万，$16百万美元和美元34分别截至2020年12月31日、2019年12月31日和2018年12月31日。根据与税务当局达成的和解，减少额为#美元。0百万，$21百万美元和美元73截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度分别为百万美元。所有的$18如果确认了100万未确认的税收优惠，将影响我们未来的有效税率。此外，我们认为我们的未确认税收优惠的负债有合理可能减少约$1在下一年达到100万美元到大约100美元17100万美元，主要是由于法规到期的释放，被前几年增加的州备案职位所抵消。
 
我们需要纳税，并在美国有2016-2019年的纳税年度可供审查，其中包括较早几年的净营业亏损使用率，在各州的2006-2019年和2007-2019年在不同的外国司法管辖区。
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6.所有财产、厂房和设备，净额
 
类别和折旧
 
截至2020年12月31日和2019年12月31日，我们的财产、厂房和设备净额包括：
 12月31日，
 20202019
(单位：百万)
管道(天然气、液体、原油和一氧化碳2)
$20,339 $19,856 
设备(天然气、液体、原油、CO2、和终端)
26,142 25,791 
其他(A)5,188 5,360 
累计折旧、损耗和摊销(17,818)(16,950)
 33,851 34,057 
土地和土地通行权1,403 1,356 
在建工程582 1,006 
财产、厂房和设备、净值$35,836 $36,419 
(A)包括一般厂房、一般构筑物和建筑物、计算机和通信设备、无形资产、容器、混合产品、管线填充物和杂项财产、厂房和设备。

截至2020年12月31日和2019年12月31日，不动产、厂房和设备净额包括美元12,160百万美元和美元12,229分别有100万美元的资产受到FERC的监管。计入不动产、厂房和设备的折旧、损耗和摊销费用为#美元。1,928百万，$2,176百万美元，以及$2,057截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度分别为百万美元。

资产报废债务
 
截至2020年12月31日和2019年12月31日，我们确认的资产报废债务总额为$214百万美元和美元218分别为100万美元，其中4在这两个时期，都有100万人被归类为流动人口。我们的大部分资产报废债务与我们的CO相关2业务部门，我们被要求封堵和放弃已停止使用的油气井，并拆除地面井口设备和压缩机。
 
98

7.中国投资
 
我们的投资主要包括股权投资，我们对被投资方的行为有重大影响，并对其采用权益会计方法。下表提供了我们截至2020年12月31日、2019年12月31日和2019年12月31日的投资详情，以及截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度我们分别从这些投资中获得的收益(亏损)：
所有权权益股权投资收益(亏损)来自
股权投资
 十二月三十一日，12月31日，截至十二月三十一日止的年度：
 202020202019202020192018
(单位：百万)
柑橘公司50%$1,849 $1,856 $165 $157 $169 
Sng50%1,532 1,473 129 140 141 
NGPL Holdings LLC(A)50%803 721 116 81 66 
墨西哥湾沿岸快速管道有限责任公司34%638 656 90 37 2 
二叠纪骇维金属加工管道27%632 309 — — — 
MEP50%416 439 (6)15 31 
海湾液化天然气(B)50%361 361 19 17 (61)
Products(SE)管道公司(C)51%357 348 43 58 55 
乌托邦控股有限责任公司50%329 335 20 20 14 
鹰鹰25%275 285 17 17 7 
屈臣氏有限责任公司(d)70 185 16 19 21 
科尔特斯管道公司53%25 26 24 35 36 
FEP50%16 102 70 59 55 
红宝石(Ruby)(f)1 41 15 (609)26 
所有其他人613 622 62 55 55 
总投资$7,917 $7,759 $780 $101 $617 
超额成本摊销$(140)$(83)$(95)
(a)对NGPL Holdings LLC(NGPL Holdings)的投资包括本金为#美元的关联方应收本票。500截至2020年12月31日。2019年10月1日，NGPL控股发行本金为美元的非现金关联方本票。500百万美元作为资本分配。*关联方本票计息于6.75%，按季度支付。截至2020年12月31日和2019年12月31日止年度，我们确认341000万美元和300万美元8在我们所附的综合损益表中，“股权投资收益”中的利息分别为100万英镑。这是一个很大的问题。
(b)截至2018年12月31日的年度，海湾液化天然气的亏损包括我们因仲裁小组的裁决影响客户合同而确认的收益份额。2018年的金额还包括一笔非现金减值费用#美元。270百万美元(税前)由这项裁决推动。有关更多信息，请参见注释3。
(c)前身为种植园管路公司。
(d)我们持有Watco Companies，LLC(Watco)的优先股权投资。50,000B类优先股，并根据投资条款，按以下比率从优先股获得优先股、累计现金和股票分派3.00我们没有任何投票权，但班级确实为我们提供了某些批准权，包括任命其中一名成员进入Watco管理委员会的权利。在2020年第四季度，我们出售了我们在Watco的优先A和普通股投资，并确认了1美元的税前收益10在我们所附的截至2020年12月31日的年度综合损益表中，在“其他，净额”内为1,000,000美元。
(e)截至2019年12月31日止年度的Ruby亏损包括一项非现金减值费用#美元650百万美元(税前)与我们的投资相关。有关更多信息，请参见注释3。
(f)我们经营Ruby，并拥有Ruby的共同权益，Ruby是Ruby管道天然气输送系统的唯一所有者。Pembina管道公司(Pembina)以可转换优先股的形式拥有Ruby的剩余权益。如果Pembina将其优先利益转换为共同利益，我们和Pembina将各自拥有50对Ruby的共同兴趣百分比。

99


我们主要股权投资的综合财务信息汇总如下(金额代表被投资方财务信息的100%)：
截至2013年12月31日的一年，
收益表202020192018
(单位：百万)
收入$5,076 $4,906 $4,898 
成本和开支4,249 3,508 3,245 
净收入$827 $1,398 $1,653 
12月31日，
资产负债表20202019
(单位：百万)
流动资产$1,013 $1,195 
非流动资产25,069 24,743 
流动负债1,787 2,125 
非流动负债9,734 9,670 
合伙人/所有者权益14,561 14,143 

8.国际商誉
 
截至2020年12月31日和2019年12月31日的每一年度，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总计
(单位：百万)
总商誉
$15,892 $5,812 $1,528 $2,125 $221 $1,573 $27,151 
累计减值损失
(1,643)(1,597)— (1,197)(70)(679)(5,186)
2018年12月31日14,249 4,215 1,528 928 151 894 21,965 
资产剥离(A)— (422)— — — (92)(514)
转账(B)— (450)— 450 — — — 
2019年12月31日14,249 3,343 1,528 1,378 151 802 21,451 
减值(C)— (1,000)(600)— — — (1,600)
转接— — — — — — — 
2020年12月31日14,249 2,343 928 1,378 151 802 19,851 
总商誉
15,892 4,940 1,528 2,575 221 1,481 26,637 
累计减值损失
(1,643)(2,597)(600)(1,197)(70)(679)(6,786)
2020年12月31日$14,249 $2,343 $928 $1,378 $151 $802 $19,851 
(a)2019年包括美元514与KML和美国科钦出售有关的100万美元。有关更多信息，请参见注释4。
(b)自2019年1月1日起，出于分部报告的目的，某些资产在我们的业务部门之间转移，导致商誉从天然气管道非监管报告部门转移到成品油管道报告部门。有关更多信息，请参见注释16。
(c)见附注3“资产剥离的减值和损益--商誉减值了解有关我们商誉减值的更多信息。

100

9.美国的债务

下表提供了有关我们未偿债务余额本金的详细信息：
 十二月三十一日，
 20202019
(单位：百万，
除非另有说明，否则)
信贷安排和商业票据借款(A)$— $37 
公司高级票据(B)
6.85%，2020年2月到期
— 700 
6.50%，2020年4月到期
— 535 
5.30%，2020年9月到期
— 600 
6.50%，2020年9月到期
— 349 
5.00%，2021年2月到期
750 750 
3.50%，2021年3月到期(C)
750 750 
5.80%，2021年3月到期
400 400 
5.00%，2021年10月到期
500 500 
4.15%，2022年3月到期
375 375 
1.50%，2022年3月到期(D)
917 841 
3.95%，2022年9月到期
1,000 1,000 
3.15%，2023年1月到期
1,000 1,000 
浮动利率，2023年1月到期(E)250 250 
3.45%，2023年2月到期
625 625 
3.50%，2023年9月到期
600 600 
5.625%，2023年11月到期
750 750 
4.15%，2024年2月到期
650 650 
4.30%，2024年5月到期
600 600 
4.25%，2024年9月到期
650 650 
4.30%，2025年6月到期
1,500 1,500 
6.70%，2027年2月到期
7 7 
2.25%，2027年3月到期(D)
611 561 
6.67%，2027年11月到期
7 7 
4.30%，2028年3月到期
1,250 1,250 
7.25%，2028年3月到期
32 32 
6.95%，2028年6月到期
31 31 
8.05%，2030年10月到期
234 234 
2.00%，2031年2月到期(F)
750 — 
7.40%，2031年3月到期
300 300 
7.80%，2031年8月到期
537 537 
7.75%，2032年1月到期
1,005 1,005 
7.75%，2032年3月到期
300 300 
7.30%，2033年8月到期
500 500 
5.30%，2034年12月到期
750 750 
5.80%，2035年3月到期
500 500 
7.75%，2035年10月到期
1 1 
6.40%，2036年1月到期
36 36 
6.50%，2037年2月到期
400 400 
7.42%，2037年2月到期
47 47 
6.95%，2038年1月到期
1,175 1,175 
6.50%，2039年9月到期
600 600 
6.55%，2040年9月到期
400 400 
7.50%，2040年11月到期
375 375 
6.375%，2041年3月到期
600 600 
5.625%，2041年9月到期
375 375 
5.00%，2042年8月到期
625 625 
4.70%，2042年11月到期
475 475 
5.00%，2043年3月到期
700 700 
5.50%，2044年3月到期
750 750 
5.40%，2044年9月到期
550 550 
5.55%，2045年6月到期
1,750 1,750 
5.05%，2046年2月到期
800 800 
101

--(续)十二月三十一日，
 20202019
5.20%，2048年3月到期
750 750 
3.25%，2050年8月到期(F)
500 — 
7.45%，2098年3月到期
26 26 
三峡工程高级说明(二)
7.00%，2027年3月到期
300 300 
7.00%，2028年10月到期
400 400 
2.90%，2030年3月到期(克)
1,000 — 
8.375%，2032年6月到期
240 240 
7.625%，2037年4月到期
300 300 
EPNG高级说明(B)
8.625%，2022年1月到期
260 260 
7.50%，2026年11月到期
200 200 
8.375%，2032年6月到期
300 300 
CIG高级笔记(B)
4.15%，2026年8月到期
375 375 
6.85%，2037年6月到期
100 100 
EPC大楼，有限责任公司，本票，3.967%，2020年1月至2035年12月
380 395 
Trust I优先证券，4.75%，2028年3月到期(H)
221 221 
KMGP，$1,000清算价值系列A固定利率至浮动利率期限累计优先股，2057年8月到期(I)
— 100 
其他杂项债项(其他杂项债项)254 258 
总债务--KMI和子公司33,396 33,360 
减去：债务的当前部分(K)2,558 2,477 
长期债务总额-KMI及其子公司(L)$30,838 $30,883 
(a)有关未偿还信贷安排和商业票据借款的进一步细节，请参阅下文“债务的当前部分”。
(b)票据规定可以随时赎回，赎回的价格等于100债券本金的%加赎回日的应计利息加全额溢价，并受多项限制和契诺所规限。其中限制最多的包括对留置权产生的限制和对回租交易的限制。
(c)2021年1月4日，我们偿还了我们的美元7502000万优先公司票据。
(d)由以欧元计价的优先票据组成，这些票据已兑换成美元，并分别按2020年12月31日的汇率1.2216美元兑欧元，按2019年12月31日1.1213美元兑欧元。截至2020年12月31日和2019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1美元。102百万美元和美元26百万美元，分别与1.50%序列，并增加$68百万美元和美元18百万美元，分别与2.25%系列。由于汇率变化导致的债务累积增加被我们所附综合资产负债表上的“递延费用和其他资产”和“其他长期负债和递延信贷”所反映的交叉货币掉期价值的相应变化所抵消。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14)。风险管理--外币风险管理”).
(e)于截至2019年12月31日止年度内，吾等订立一项浮动至固定利率掉期协议，该协议被指定为现金流对冲。
(f)2020年8月5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1,000万美元2.002031年到期的优先债券百分比和$500本金总额为1,000万美元3.252050年到期的优先票据的百分比，并收到合并净收益$1,2261000万美元。
(g)2020年2月24日，三峡工程以私募方式发行了美元1,0002,000,000美元的本金总额2.902030年到期的优先票据的百分比，并收到净收益$9911000万美元。
(h)一级资本信托(Trust I)，是一家100截至2020年12月31日拥有%的商业信托，4.4百万美元4.75已发行信托可转换优先证券的百分比(简称信托I优先证券)。Trust I成立的唯一目的是发行优先证券并将收益投资于4.752028年到期的可转换次级债券的百分比。Trust I的唯一收入来源是这些债券赚取的利息。这笔利息收入用于支付优先证券的分配。我们为Trust I优先证券提供全面和无条件的担保。这些证券对我们通过分配、分红或贷款从子公司获得资金的能力没有重大限制。Trust I优先证券是无投票权的(有限情况除外)，按季度支付，年利率为4.75%，清算价值为$50每种担保加上应计和未付的分配。截至2020年12月31日未偿还的信托I优先证券可在2028年3月31日交易结束前的任何时间，根据持有人的选择，转换为以下混合对价：(I)0.7197一股我们的P类普通股；及(Ii)$25.18现金，不带利息。我们有权随时赎回这些Trust I优先证券。
(i)截至2019年12月31日，KMGP有未偿还的100,000其美元的股票1,000清算价值系列2057年到期的固定利率至浮动利率期限累计优先股，于2020年1月15日赎回，包括应计股息。
(j)包括按月分期付款的融资租赁债务。租赁条款在2024年至2061年之间到期。
(k)金额包括KMI未偿还信贷工具借款、商业票据借款及其他12个月内到期的债务。见下文“-债务的当前部分”。
102

(l)不包括我们的“债务公允价值调整”，截至2020年12月31日、2020年和2019年12月31日，我们的总债务余额增加了$1,293百万美元和美元1,032分别为100万美元。除了所有未摊销债务贴现/溢价金额、债务发行成本和债务余额的购买会计外，我们的债务公允价值调整还包括与对冲债务的抵销分录相关的金额，以及提前终止利率互换协议所收到的任何未摊销部分收益。有关我们的债务公允价值调整的更多信息，请参阅下面的“-债务公允价值调整”。

债务的当期部分
下表详细说明了我们综合资产负债表中报告的“当前债务部分”的组成部分：
十二月三十一日，
20202019
(除非另有说明，以百万为单位)
$42023年11月16日到期的10亿美元信贷安排
$— $— 
商业票据(A)— 37 
优先票据的当期部分
6.85%，2020年2月到期
— 700 
6.50%，2020年4月到期
— 535 
5.30%，2020年9月到期
— 600 
6.50%，2020年9月到期
— 349 
5.00%，2021年2月到期
750 — 
3.50%，2021年3月到期(B)
750 — 
5.80%，2021年3月到期
400 — 
5.00%，2021年10月到期
500 — 
Trust I优先证券，4.752028年3月到期的百分比(C)
111 111 
KMGP，$1,000清算价值系列A固定利率至浮动利率期限累计优先股，2057年8月到期(D)
— 100 
其他债务的当期部分47 45 
债务的流动部分总额$2,558 $2,477 
(a)截至2019年12月31日未偿还借款的加权平均利率为1.90%.
(b)2021年1月4日，我们偿还了我们的美元7502000万优先公司票据。
(c)反映如果持有者转换了截至报告所述期间终了的所有未偿还证券，应支付的现金对价部分。
(d)2019年12月，我们通知持有人我们打算赎回这些证券。由于我们的通知是不可撤销的，截至2019年12月31日，未偿还余额在我们附带的资产负债表中被归类为流动余额。我们于2020年1月15日赎回了这些证券，包括应计股息。

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一方，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。

信贷安排和限制性契约
截至2020年12月31日，我们的借款能力约为3.910亿美元以下410亿美元循环信贷安排。我们还继续保持$4亿元商业票据计划通过私募短期票据。这些票据的期限最长可达270自发行日期起计六个交易日内，本行不得赎回或在到期前自愿预付。这些票据以面值减去代表利息因素的折扣出售，如果有利息，则按面值出售。我们的循环信贷安排下的借款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。我们商业票据计划下的借款减少了我们的信贷安排下允许的借款。

根据贷款要求的类型，我们的信贷安排下的信贷安排借款的利息为(I)根据欧洲货币资金储备调整的libor加上适用的保证金，范围为1.000%至2.000年利率基于我们的信用评级或(Ii)最大的(1)联邦基金利率加0.5%；(2)最优惠利率；或(3)根据欧洲货币资金储备调整的一个月期欧洲美元贷款的伦敦银行同业拆借利率，外加1%，在每种情况下，加上适用的边际
103

从0.100%至1.000根据我们的信用评级，年利率为%。信贷安排中未使用部分的备用费用将按以下费率计算：0.100%至0.300%.
 
我们的信贷安排包含适用于我们和我们的子公司的财务和各种其他契约，并且在此类协议中是常见的，包括综合净负债与综合EBITDA的最高比率(如信贷安排中所定义)5.50至1.00，适用于任何四个会计季度。其他负面契约包括限制吾等及若干附属公司产生债务、授予留置权、作出重大改变或与联属公司进行某些交易的能力，或就某些重要附属公司而言，准许限制向吾等或任何担保人派发股息、分配或支付或预付贷款。我们的信贷安排还限制了我们在违约事件(如信贷安排中定义的)已经发生并正在继续或将发生并将继续的情况下进行某些受限付款的能力。

截至2020年12月31日，我们的信贷安排下没有未偿还的借款，不是我们商业票据计划下的未偿还借款和美元82百万美元的信用证。截至2020年12月31日，我们在此设施下的可获得性约为3.9十亿美元。截至2020年12月31日，我们遵守了所有规定的公约。

债务的到期日

截至2020年12月31日，不包括债务公允价值调整的未偿债务余额的预定到期日摘要如下：
年总计
(单位：百万)
2021$2,558 
20222,575 
20233,250 
20241,925 
20251,566 
此后21,522 
总计$33,396 

债务公允价值调整

下表汇总了我们所附合并资产负债表中的“债务公允价值调整”：
十二月三十一日，
20202019
(单位：百万)
采购会计债务公允价值调整$546 $599 
对对冲债务进行账面价值调整702 359 
提前终止利率互换协议所得收益的未摊销部分(A)240 257 
未摊销债务贴现，净额(76)(67)
未摊销债务发行成本(119)(116)
债务公允价值调整总额$1,293 $1,032 
(a) 截至2020年12月31日，利率互换终止未摊销溢价的加权平均摊销期限约为14好几年了。

104

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：
 2020年12月31日2019年12月31日
 携带
价值		估计数
公允价值		携带
价值		估计数
公允价值
(单位：百万)
债务总额$34,689 $39,622 $34,392 $38,016 

我们使用二级输入值来衡量截至2020年12月31日和2019年12月31日的未偿债务余额的估计公允价值。

利率、利率互换和或有债务

我们所有借款的加权平均利率为4.86在2020年和5.272019年。有关我们利率互换的资料载于附注14。有关我们的或有债务协议的资料，请参阅附注13 “承付款和或有负债--或有债务”).

10.增加基于股份的薪酬和员工福利

基于股份的薪酬

P类股份

Kinder Morgan，Inc.修订和重新制定了非雇员董事的股票薪酬计划

我们有一项Kinder Morgan，Inc.修订和重新设定的非员工董事股票薪酬计划，我们的合格非员工董事参与其中。该计划承认，支付给每个符合条件的非员工董事的薪酬由我们的董事会固定，一般为每年一次，并且薪酬以现金形式支付。根据该计划，除了获得部分或全部现金薪酬外，每一位符合条件的非员工董事可以选择领取P类普通股。每一次选举一般在每个历年1月的第一次董事会会议上或前后进行，并在整个日历年有效。每一位符合条件的董事可以在每个日历年度进行一次新的选举。根据该计划授权的P类普通股股份总数为250,000*在2020、2019和2018年间，我们向我们的非雇员董事进行了限制性的P类普通股授予14,570, 23,100和25,800，分别为。这些赠款在发放时的价值为#美元。0.3百万，$0.4百万美元和美元0.5分别为100万美元。所有授予非雇员董事的限制性股票奖励在6-月期间。

Kinder Morgan，Inc.2015年修订和重新制定的股票激励计划

Kinder Morgan，Inc.2015年修订和重新启动的股票激励计划是一项股权奖励计划，适用于符合条件的员工。*根据该计划，授权的P类普通股股票总数为33,000,000. 下表汇总了我们的限制性股票奖励的活动和相关余额，不包括向非雇员董事发放的奖励：
股票加权平均授予日期每股公允价值
(以千为单位，每股除外)
截至2019年12月31日未偿还
12,414 $20.07 
授与4,532 15.10 
既得(4,035)21.71 
被没收(229)18.99 
截至2020年12月31日未偿还
12,682 $17.79 

105

下表列出了与我们的限制性股票奖励相关的其他信息，但不包括向非雇员董事发放的信息：
截至十二月三十一日止的年度：
202020192018
(单位：百万，每股除外)
加权平均授出日每股公允价值$15.10 $20.46 $17.73 
年内归属的赔偿的内在价值59 87 42 

向员工发放的限制性股票奖励的归属期限为1一年到10好几年了。以下是我们未来尚未发行的限制性股票奖励的归属摘要：
年有限制股份的归属
(单位：千)
20214,216 
20223,051 
20234,775 
2024127 
2025513 
未偿债务总额12,682 

在2020年、2019年和2018年，我们记录了73百万，$62百万美元和美元63分别为与限制性股票奖励有关的费用和资本化约$11百万，$12百万美元和美元13我们将劳动力和福利成本分配给我们根据合作伙伴关系协议运营的合资企业。截至2020年12月31日，未确认的限制性股票奖励补偿成本，减去估计的没收，约为$102百万美元，加权平均剩余摊销期限为2.08好几年了。

养老金和其他退休后福利(OPEB)计划

储蓄计划

我们维持一个固定缴费计划，涵盖符合条件的美国员工。我们做出了贡献5大多数计划参与者的合格薪酬的百分比。某些集体谈判参与者根据集体谈判协议获得公司贡献。参与者在以下情况下成为完全归属于公司缴费两年并可在终止受雇或退休时领取分派。我们的储蓄计划的总成本约为$53百万，$50百万美元，以及$48截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度分别为100万美元。

养老金计划

我们的养老金计划是固定的福利计划，覆盖几乎所有的美国员工，并根据现金余额公式提供福利。现金结存公式中的参与人根据年龄和服务年限的组合，通过缴款抵免乘以符合条件的补偿金来应计福利。利息也会计入参与者的计划账户。参与者在以下情况下将完全归属于计划三年并可在终止受雇或退休时领取一次过的款项或年金分配。某些集体谈判和祖辈员工通过职业薪酬或最终薪酬公式累积福利。

OPEB计划

我们和我们的某些子公司提供OPEB福利，包括为封闭的退休员工群体和某些祖辈员工及其家属提供医疗福利，以及为退休员工提供有限的退休后人寿保险福利。这些计划为老年人提供固定的补贴。65联邦医疗保险有资格的参与者通过退休人员联邦医疗保险交换购买保险。这些OPEB计划下的医疗福利可能受到免赔额、共同支付条款、美元上限和其他雇主成本金额的限制，我们保留更改这些福利的权利。



106

福利义务、计划资产和资金状况。下表提供了截至2020年12月31日和2019年12月31日的每一年我们的养老金和OPEB计划的信息：
养老金福利OPEB
2020201920202019
(单位：百万)
福利义务的变化：   
期初的福利义务$2,696 $2,566 $333 $339 
服务成本59 53 1 1 
利息成本71 96 8 12 
精算损失(收益)198 159 (17)10 
已支付的福利(180)(178)(29)(32)
参与者的贡献— — 2 2 
联邦医疗保险D部分补贴收据— — 1 1 
期末福利义务2,844 2,696 299 333 
计划资产变动：   
期初计划资产的公允价值2,076 1,864 333 306 
计划资产的实际回报率178 330 47 49 
雇主供款125 60 7 7 
参与者的贡献— — 2 2 
联邦医疗保险D部分补贴收据— — 1 1 
已支付的福利(180)(178)(29)(32)
计划资产期末公允价值2,199 2,076 361 333 
资金状况--截至12月31日的净(负债)资产，$(645)$(620)$62 $— 

2020年养恤金计划的净精算亏损主要是由于截至2020年12月31日用于确定福利义务的加权平均贴现率下降。OPEB计划2020年的净精算收益主要是由于索赔成本和趋势假设的变化，但被截至2020年12月31日用于确定福利义务的加权平均贴现率的下降部分抵消。2019年养恤金计划的净精算亏损主要是由于截至2019年12月31日用于确定福利义务的加权平均贴现率下降，但被死亡率假设的变化部分抵消。2019年OPEB计划的净精算亏损主要是由于截至2019年12月31日用于确定福利义务的加权平均贴现率下降，但被索赔成本和死亡率假设的变化部分抵消。

资金状况的构成部分。下表详细说明了截至2020年12月31日和2019年12月31日在我们的资产负债表中确认的与我们的养老金和OPEB计划相关的金额：
养老金福利OPEB
2020201920202019
(单位：百万)
非流动福利资产(A)$— $— $269 $231 
当期福利负债— — (19)(18)
非流动福利负债(645)(620)(188)(213)
资金状况--截至12月31日的净(负债)资产，$(645)$(620)$62 $— 
(a)2020年和2019年的OPEB金额包括46百万美元和美元39与我们发起的一项计划相关的非流动福利资产分别为百万美元，该计划与向一家未合并的合资企业提供的员工服务有关，我们已为该计划记录了抵销关联方递延信贷。

107

累计其他综合(亏损)收入的构成。下表详细说明了在2020年12月31日和2019年12月31日与我们的养老金和OPEB计划相关的税前累计其他综合(亏损)收入金额，这些收入包括在我们附带的综合资产负债表中：
养老金福利OPEB
2020201920202019
(单位：百万)
未确认的精算(损失)净收益$(674)$(557)$153 $123 
未确认的先前服务(成本)贷项(2)(3)9 12 
累计其他综合(亏损)收入$(676)$(560)$162 $135 

我们养老金计划的累积福利义务为#美元。2,804百万美元和美元2,659分别为2020年12月31日和2019年12月31日。

我们为OPEB计划累积的退休后福利义务，其累积退休后福利义务超过了计划资产的公允价值，为$255百万美元和美元288分别为2020年12月31日和2019年12月31日。这些计划资产的公允价值约为#美元。48百万美元和美元57分别为2020年12月31日和2019年12月31日。

计划资产。投资政策和战略由我们计划的受托委员会为每个养老金和OPEB计划的资产制定，负责投资决策和计划的管理监督。信托委员会的既定理念是以与设立计划的目的和需要履行计划义务的时间框架一致的方式管理这些资产。投资管理计划的目标是(I)满足或超过长期的计划精算收益假设，(Ii)在既定的风险容忍度准则范围内提供合理的资产回报，并保持计划的流动性需求，目标是在到期时支付福利和费用义务。在寻求实现这些目标时，信托委员会认识到，谨慎的投资需要承担合理的风险，以提高实现目标投资回报的可能性。为了降低投资组合风险和波动性，信托委员会采取了使用多种资产类别的策略。

截至2020年12月31日，我们养老金计划有效的资产分配允许范围为31%至55%股权，37%至57固定收益的百分比，0%至5%现金，0%至2另类投资和0%至10%公司证券(KMI P类普通股和/或债务证券)。截至2020年12月31日，我们的OPEB计划有效的资产配置允许范围为46%至68%股权，25%至50固定收益百分比和0%至22%现金。

以下是我们按类别划分的养老金和OPEB计划资产的详细信息，以及对按公允价值计量的资产所使用的估值方法的说明。

•第一级资产的公允价值是基于该工具在交易活跃的市场上的报价。这一水平包括现金、股票和交易所交易共同基金。这些投资按个别证券交易活跃市场的收盘价估值。

•第2级资产的公允价值主要基于代表活跃市场中类似资产(或不太活跃市场中相同资产)报价的定价数据。这一水平包括短期投资基金、固定收益证券和衍生品。短期投资基金按摊销成本计价，接近公允价值。固定收益证券的公允价值主要基于评估价格，该评估价格基于主要可观察到的市场信息的汇编或非活跃市场的经纪商报价。衍生品通过票据交换所进行交易所交易，并根据这些价格进行估值。

•发行人报告的基于每股资产净值或其等价物(NAV)的公允价值计划资产，是根据标的证券截至估值日期的公允价值确定的，包括共同/集体信托基金、私人投资基金和有限合伙企业。按资产净值计量的计划资产不属于上述公允价值层次结构，但在下表中单独列出。

108

以下是我们的养老金和OPEB计划资产的公允价值，按类别按公允价值记录，并按2020年12月31日和2019年12月31日使用的公允价值计量分类：
养老金资产
20202019
1级2级总计1级2级总计
(单位：百万)
在公允价值层次内计量
短期投资基金$— $77 $77 $— $50 $50 
股票(A)249 — 249 296 — 296 
固定收益证券(B)— 425 425 — 405 405 
衍生品— 11 11 — 12 12 
小计$249 $513 762 $296 $467 763 
以净资产净值(C)量度
共同/集体信托(D)1,184 1,069 
私人投资基金(E)208 200 
私人有限合伙(F)45 44 
小计1,437 1,313 
计划总资产公允价值$2,199 $2,076 
(a)计划资产包括$83百万美元和美元1292020年和2019年的KMI P类普通股分别为100万股。
(b)计划资产包括$12020年和2019年的KMI债务证券均为100万美元。
(c)使用资产净值作为计量公允价值的实际权宜之计的计划资产。
(d)共同/集体信托基金投资于大约29固定收益百分比和712020年的股权百分比以及32固定收益百分比和682019年持股比例。
(e)私人投资基金投资于大约71固定收益百分比和292020年的股权百分比以及73固定收益百分比和272019年持股比例。
(f)包括投资于房地产、风险投资和收购基金的资产。
OPEB资产
20202019
1级2级总计1级2级总计
(单位：百万)
在公允价值层次内计量
现金$— $— $— $1 $— $1 
短期投资基金— 5 5 — 5 5 
股票— — — 25 — 25 
固定收益证券— — — — 17 17 
互惠基金(A)— — — 11 — 11 
小计$— $5 5 $37 $22 59 
以净资产净值(B)量度
共同/集体信托(C)356 274 
小计356 274 
计划总资产公允价值$361 $333 
(a)包括投资于股票和固定收益证券的共同基金。
(b)使用资产净值作为计量公允价值的实际权宜之计的计划资产。
(c)共同/集体信托基金投资于大约65股权百分比和352020年固定收益证券百分比及64股权百分比和362019年固定收益证券的百分比。



109

预期支付未来福利和雇主供款。截至2020年12月31日，我们预计将根据我们的计划支付以下福利：
本财年养老金福利OPEB(A)
(单位：百万)
2021$239 $30 
2022238 28 
2023225 27 
2024219 25 
2025211 23 
2026 - 2030902 94 
(a)包括减少约$12021年至2025年每年为100万美元，约为62026-2030年期间总计100万美元，用于与2003年《医疗保险处方药、改善和现代化法案》有关的预期补贴。

到2021年，我们预计将贡献约美元56百万美元用于我们的养老金计划和7100万美元，扣除预期的补贴，用于我们的OPEB计划。

精算假设与敏感性分析。福利债务和净福利成本是以精算估计和假设为基础的。下表详细说明了在确定我们2020年、2019年和2018年的养老金和OPEB计划的福利义务和净福利成本时使用的加权平均精算假设：
养老金福利OPEB
202020192018202020192018
(单位：百万)
与福利义务相关的假设：
贴现率2.27 %3.17 %4.26 %2.08 %3.03 %4.16 %
补偿增值率3.50 %3.50 %3.50 %不适用不适用不适用
利息贷记利率2.57 %3.71 %3.90 %不适用不适用不适用
与收益成本相关的假设：
福利债务贴现率3.17 %4.26 %3.56 %3.03 %4.16 %3.48 %
福利债务利息贴现率2.71 %3.89 %3.13 %2.63 %3.83 %3.08 %
服务成本贴现率3.24 %4.28 %3.56 %3.48 %4.51 %3.82 %
服务成本利息贴现率2.80 %3.93 %3.14 %3.39 %4.46 %3.76 %
计划资产预期回报率(A)6.75 %7.25 %7.25 %6.50 %6.50 %7.08 %
补偿增值率3.50 %3.50 %3.50 %不适用不适用不适用
利息贷记利率3.71 %3.90 %2.71 %不适用不适用不适用
(a)上表所列计划资产的预期回报率是基于我们的目标投资组合的税前回报率。对于应缴纳非相关业务所得税(UBIT)的OPEB资产，我们利用计划资产的税后预期回报率来确定我们的福利成本，这是基于UBIT税率的27%, 27%和212020年、2019年和2018年分别为%。

我们使用全收益率曲线方法来估算我们的退休福利计划的定期福利净成本(信贷)的服务和利息成本部分，方法是将确定福利义务所使用的收益率曲线上的特定现货利率应用于其基本的预计现金流。计划资产的预期长期回报率是通过综合审查投资组合内实现的历史回报、计划投资政策中包括的投资战略、投资组合所投资的资产类别的资本市场预测以及每一资产类别的目标权重来确定的。

我们的OPEB计划的精算估计假设覆盖的医疗福利的人均成本每年增加；最初的年增长率为5.80%，逐渐下降到4.50到2038年。

110

净收益成本的组成部分和在其他全面收益中确认的其他金额。在截至12月31日的每一年，净福利成本和在与我们的养老金和OPEB计划有关的税前其他全面收入中确认的其他金额的组成部分如下：
养老金福利OPEB
202020192018202020192018
(单位：百万)
净收益成本(信用)的组成部分：
服务成本$59 $53 $52 $1 $1 $1 
利息成本71 96 84 8 12 12 
预期资产收益率(137)(129)(149)(16)(16)(20)
摊销先前服务费用(贷方)1 — — (5)(4)(4)
精算净损失(收益)摊销40 54 40 (13)(11)(6)
净收益成本(信用)34 74 27 (25)(18)(17)
在其他全面(收入)损失中确认的计划资产和福利义务的其他变化：
期间发生的净亏损(收益)157 (42)105 (43)(17)(32)
精算(损失)收益净额摊销或结算确认(40)(54)(87)13 11 3 
摊销先前服务(成本)抵免(1)— (1)3 2 3 
在其他综合损失(收入)总额中确认的总额(A)116 (96)17 (27)(4)(26)
在净收益成本(信贷)和其他综合损失(收入)中确认的总额$150 $(22)$44 $(52)$(22)$(43)

(a)不包括$2在截至2020年12月31日的一年中，与其他计划相关的收入为100万美元。

多雇主计划

为了工会成员员工的利益，我们参加了几个多雇主养老金计划。我们不管理这些计划，并根据谈判的劳动合同的条款向它们缴费。其他福利包括自我保险的健康和福利保险计划，以及员工可以为其家属的医疗保健费用缴费的员工健康计划。这些计划的费用总额约为$6截至2020年12月31日的年度为100万美元，8截至2019年12月31日和2018年12月31日的每一年均为百万美元。我们认为，总体多雇主养老金计划负债敞口相对于其总综合资产和净收入的价值而言并不重要。

11. 股东权益

  强制性可转换优先股

截至2018年10月26日，我们所有已发行和未偿还的1,600,000的股份9.75%系列A强制性可转换优先股，清算优先股为$1,000在2018年10月26日之前，根据持有人的选择或自动将每股转换为普通股。根据转换时我们普通股的市场价格，我们的A系列优先股转换为大约58百万股普通股。我们以现金支付了强制性可转换优先股的所有股息。

111

普通股权益

截至2020年12月31日，我们的普通股由我们的P类普通股组成。

2017年7月19日，我们的董事会批准了一笔22017年12月开始的10亿普通股回购计划。在截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度内，我们回购了大约4百万，0.1百万美元和15百万股我们的P类股票，价格约为$50百万，$2百万美元和美元273分别为100万美元。自2017年12月以来，我们总共回购了大约32根据该计划，我们以平均价格约为$1,000,000,000股的价格购买我们的P类股票17.71每股价格约为$575百万美元。

2014年12月19日，我们签订了一项股权分配协议，授权我们作为销售代理和/或委托人，通过或向经理方发行和销售我们P类普通股的股票，总发行额最高可达$5.0在本协议期限内不时有10亿美元。在截至2020年12月31日、2019年和2018年12月31日的年度内，我们没有根据本协议发行任何P类普通股。
 
KMI普通股分红

我们普通股的持有者参与我们董事会宣布的任何股息，但受任何已发行优先股持有者的权利的限制。下表提供了有关我们每股股息的信息：
截至十二月三十一日止的年度：
202020192018
当期宣布的每股普通股现金股息$1.05 $1.00 $0.80 
期内派发的每股普通股现金股息1.0375 0.95 0.725 

2021年1月20日，我们的董事会宣布现金股息为$0.2625截至2020年12月31日的季度期间的每股普通股，将于2021年2月16日支付给截至2021年2月1日登记在册的股东。


112

累计其他综合损失

报告从累计其他全面损失中重新归类的金额

根据公认会计准则计入我们的全面收益，但不包括在我们的收益中的累计收入、支出、收益和亏损在我们的综合资产负债表的“股东权益”中报告为“累积的其他全面亏损”。现将不包括非控股权益的“累计其他综合损失”构成部分的变动情况汇总如下：
 未实现净额
得/(失)
浅谈现金流
对冲衍生品		外国
货币
翻译
调整		养老金和
其他
退休后
负债调整		总计
累计其他
全面
损失
(单位：百万)
2017年12月31日余额$(27)$(189)$(325)$(541)
重新分类前的其他综合损益111 (89)(31)(9)
从累计其他综合损失中重新分类的损失(A)84 223 22 329 
采用ASU 2018-02的影响(见下文)(4)(36)(69)(109)
累计其他综合(亏损)收入本期净变化191 98 (78)211 
2018年12月31日的余额164 (91)(403)(330)
重新分类前的其他综合(亏损)收益(177)— 77 (100)
从累计其他综合损失中重新分类的损失(A)6 91 — 97 
累计其他综合收益(亏损)当期净变化(171)91 77 (3)
2019年12月31日的余额(7)— (326)(333)
重新分类前的其他综合损益249 — (68)181 
从累计其他综合亏损中重新归类的收益(255)— — (255)
累计其他综合亏损当期净变动(6)— (68)(74)
2020年12月31日余额$(13)$— $(394)$(407)
(a)外币换算调整以及养老金和其他退休后负债调整的金额反映了截至2018年12月31日的收入中确认的与TMPL销售相关的递延亏损。外币换算调整金额反映在截至2019年12月31日的年度内与出售KML有关的收入中确认的递延亏损。

非控制性权益

KML分布

根据其股息政策，我们的前间接子公司KML在截至2019年12月31日和2018年12月31日的年度内，向公众支付了价值美元的受限投票权股票的股息。17百万美元和美元52分别为100万美元，其中17百万美元和美元38分别有100万美元是现金支付的。剩余价值$14截至2018年12月31日的年度分别缴入1,092,791KML有限制投票权的股票。KML还向公众支付了#美元的优先股股息。22百万美元和美元21截至2019年12月31日和2018年12月31日的年度为百万美元。

2019年1月3日，KML分发了大约$0.9出售TMPL给其公众持有的受限投票权股东的净收益的10亿美元，作为资本的回报。

113

采用会计公告

2018年1月1日，我们通过了ASU第2017-05号明确非金融资产部分出售的资产注销指导和核算范围本ASU澄清了ASC 610-20关于向非客户出售或转让非金融资产以及实质上非金融资产的合同的范围和适用范围，包括部分销售。该ASU还澄清，所有业务的取消确认都在ASC 810的范围内，并定义了“实质上的非金融资产”。我们利用修改后的追溯法采纳了本ASU的规定，该规定要求我们将新标准应用于(I)2018年1月1日之后签订的所有新合同，以及(Ii)通过对我们的“累积赤字”余额进行累计调整，截至2018年1月1日仍未完成合同的合同。采用这一ASU的累积效果是$66本ASU还要求我们将EIG Global Energy Partners(EIG)对ELC的累计贡献归类为夹层股权，我们已将其列为截至2020年12月31日和2019年12月31日的综合资产负债表中的“可赎回非控股权益”，因为EIG在某些条件下有权将其权益赎回为现金。

2018年1月1日，我们通过了ASU第2018-02号从累计其他综合所得中重新归类某些税收效应.“我们的会计政策是在累积的其他综合收益中释放搁浅的税收影响，是以综合投资组合为基础的。这个ASU允许公司将2017年税制改革对累积其他全面收入内项目的所得税影响重新归类为留存收益。FASB将这些金额称为“搁浅的税收效应”。只有2017年税制改革产生的搁浅的税收影响才有资格重新分类。109在截至2018年12月31日的年度内，对本公司合并股东权益表上搁置的所得税影响进行了百万美元的重新分类调整，从“累计其他综合亏损”调整为“累计亏损”。

12.其他关联方交易

关联余额

我们与联营公司的交易包括：(I)未合并联营公司，我们持有根据权益会计方法入账的投资(有关这些投资的其他信息，请参阅附注7)；以及(Ii)我们合并的合资企业的外部合作伙伴，以及在出售我们的比例法合资企业KML之前的一段时间内，我们在财务报表中包括我们按比例分摊的余额和活动份额。
114

下表汇总了我们的附属公司资产负债表余额和损益表活动，但在我们的“投资”余额和“股权投资收益”活动中报告的金额除外：
十二月三十一日，
20202019
(单位：百万)
资产负债表位置
应收账款$41 $38 
其他流动资产6 — 
递延费用和其他资产109 86 
$156 $124 
债务的当期部分$6 $6 
应付帐款25 23 
其他流动负债4 3 
长期债务154 157 
其他长期负债和递延信贷48 41 
$237 $230 
截至十二月三十一日止的年度：
202020192018
(单位：百万)
损益表位置
收入$206 $269 $265 
营运成本、开支及其他
销售成本$116 $75 $63 
其他运营费用119 132 91 

13.  承付款和或有负债
 
通行权(ROW)义务

我们的ROW义务主要包括通过主题842时存在的非租赁协议，当时我们选择了一个实际的权宜之计，使我们能够继续我们的历史待遇。我们未来与行债务相关的最低租金承诺为#美元。172截至2020年12月31日，100万。

或有债务

我们的或有债务披露与我们作出的某些类型的担保或赔偿有关，并涵盖债务协议中包括的某些类型的担保，即使要求我们履行此类担保的可能性微乎其微。

截至2020年12月31日和2019年12月31日，我们的或有债务以及与相关信用证有关的债务总额为#美元。217百万美元和美元330分别为100万美元。2020年12月31日和2019年12月31日的金额由我们在以下债务中的比例份额表示三股权被投资人。根据这种担保，我们对这些股权被投资人在其不履行义务时发行的债务中我们所占的百分比所有权份额负有各自的责任。截至2020年12月31日和2019年12月31日的或有债务余额包括#美元122百万美元和美元128百万美元，分别为100我们股权被投资方Cortez管道公司的子公司担保债务的百分比。

115

担保和弥偿

我们的股权投资对象SNG拥有$300预计将于2021年6月到期的2000万美元债务将进行再融资。我们目前向SNG承诺提供资金：150如果SNG无法再融资或以其他方式履行其义务，将获得100万欧元。

我们参与了合资企业和其他所有权安排，有时需要财务和业绩保证。在财务担保中，如果被保方未能根据财务安排付款或违反财务安排的条款，我们有义务付款。在履约保证中，我们保证被保方将按合同条款执行。如果他们不这样做，我们被要求代表他们履行职责。我们还定期提供与我们出售的资产或业务相关的赔偿安排。这些安排包括但不限于所得税赔偿、解决现有争端和环境问题。

虽然其中许多协议可能规定赔偿义务的最大潜在风险或具体期限，但在有些情况下，金额和期限是不受限制的。目前，除上述可量化安排外，我们不受任何实质性要求的约束。我们无法估计我们的其他担保和赔偿协议的最大风险，由于这些风险的不确定性，这些协议没有规定对未来付款金额的限制。

见附注18，说明我们已确定为需要累积负债和/或披露的或有事项，包括根据担保或赔偿协议产生的任何此类事项。

14.金融风险管理

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。*我们还因发行债务义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2020年12月31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(20.4)MMbbl
原油基础(2.2)MMbbl
天然气固定价格(30.1)Bcf
天然气基础(20.0)Bcf
NGL固定价格(1.1)MMbbl
未被指定为对冲合约的衍生工具  
原油固定价格(5.6)MMbbl
原油基础(6.8)MMbbl
天然气固定价格(6.7)Bcf
天然气基础(5.5)Bcf
NGL固定价格(1.0)MMbbl

截至2020年12月31日，出于会计目的，我们对能源大宗商品价格风险相关未来现金流的可变性的最长对冲时间是到2024年12月。

116

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2020年12月31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)$7,625 公允价值对冲2035年3月
浮动至固定利率合约250 现金流对冲2023年1月
未被指定为对冲工具的衍生工具
浮动至固定利率合约2,500 按市值计价2021年12月
(a)对冲优先票据的本金额为$。900百万美元计入“债务的当期部分”和#美元6,725百万美元计入我们随附的综合资产负债表中的“长期债务”。

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2020年12月31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)$1,358 现金流对冲2027年3月
(A)这些sWAPS消除了与我们所有欧元计价债务相关的外币风险。

117

衍生工具合同对我国合并财务报表的影响

下表汇总了我们合并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
资产管理		衍生品
责任：
  十二月三十一日，十二月三十一日，
  2020201920202019
 位置公允价值公允价值
(单位：百万)
衍生品指定为
套期保值工具
     
能源商品衍生品合约
衍生工具合约/(其他流动负债)的公允价值
$42 $31 $(33)$(43)
 
递延费用和其他资产/(其他长期负债和递延信贷)
33 17 (8)(8)
小计75 48 (41)(51)
利率合约
衍生工具合约/(其他流动负债)的公允价值
119 45 (3)— 
 
递延费用和其他资产/(其他长期负债和递延信贷)
575 313 (7)(1)
小计
 
694 358 (10)(1)
外币合同
衍生工具合约/(其他流动负债)的公允价值
— — (6)(6)
递延费用和其他资产/(其他长期负债和递延信贷)
138 46 — — 
小计138 46 (6)(6)
总计
 
907 452 (57)(58)
衍生品未被指定为
*套期保值工具
     
能源商品衍生品合约
衍生工具合约/(其他流动负债)的公允价值
24 8 (21)(7)
总衍生品 $931 $460 $(78)$(65)

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。
 按层级计量的资产负债表资产公允价值
 
1级
2级
3级		总金额可用于净额结算的合同持有的现金抵押品(B)净额
(单位：百万)
截至2020年12月31日   
能源商品衍生品合约(A)$6 $93 $— $99 $(35)$— $64 
利率合约— 694 — 694 (2)— 692 
外币合同— 138 — 138 (6)— 132 
截至2019年12月31日   
能源商品衍生品合约(A)$19 $37 $— $56 $(19)$(21)$16 
利率合约— 358 — 358 — — 358 
外币合同— 46 — 46 (6)— 40 
118

资产负债表负债
按级别计量的公允价值
1级2级3级总金额可用于净额结算的合同已过帐的现金抵押品(B)净额
(单位：百万)
截至2020年12月31日
能源商品衍生品合约(A)$(7)$(56)$— $(63)$35 $(8)$(36)
利率合约— (10)— (10)2 — (8)
外币合同— (6)— (6)6 — — 
截至2019年12月31日
能源商品衍生品合约(A)(3)(55)— (58)19 — (39)
利率合约— (1)— (1)— — (1)
外币合同— (6)— (6)6 — — 
(a)一级主要由NYMEX天然气期货组成，二级主要由场外WTI掉期、NGL掉期和原油基差掉期组成。
(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。

下表汇总了我们附带的综合损益表和全面收益表中衍生工具合同的税前影响：
公允价值对冲关系中的衍生品位置在衍生工具和相关套期项目的收益中确认的收益/(损失)
  截至2013年12月31日的一年，
  202020192018
(单位：百万)
利率合约利息，净额$335 $340 $(122)
对冲固定利率债务(A)利息，净额$(343)$(353)$113 
(a)截至2020年12月31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增加了$702我们的合并资产负债表上的“债务公允价值调整”中包含了100万欧元。
现金流对冲关系中的衍生品在保单中确认的衍生工具损益(A)位置将累积保单的损益重新分类为收入(B)
截至的年度截至的年度
 十二月三十一日， 十二月三十一日，
 202020192018 202020192018
(单位：百万)(单位：百万)
能源商品衍生品合约$240 $(168)$201 收入--商品销售$222 $16 $(59)
   销售成本(14)5 21 
利率合约(C)(8)(1)3 股权投资收益(C)— 2 (4)
外币合同92 (60)(59)其他，净额125 (31)(67)
总计$324 $(229)$145 总计$333 $(8)$(109)
(a)我们预计将重新分类约$9与现金流量对冲价格风险管理活动相关的百万美元收益计入我们截至2020年12月31日的累计其他全面亏损余额，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2019年12月31日的年度内，我们确认了12与对冲库存减记相关的百万美元收益。在截至2018年12月31日的年度内，我们确认了3由于我们的股权投资的预期交易可能不会发生而造成的损失21与对冲库存减记相关的百万美元收益。所有其他重新分类的金额
119

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)。
(c)金额代表我们在股权被投资人累积的其他综合收益(亏损)中的份额。
净投资对冲关系中的衍生品在衍生工具的OCI中确认的收益/(损失)位置收益/(亏损)从累积保单重新分类为收入(A)
 截至的年度截至的年度
十二月三十一日，十二月三十一日，
 202020192018202020192018
(单位：百万)(单位：百万)
外币合同
$— $(8)$91 减值和资产剥离损失(收益)净额$— $83 $26 
总计$— $(8)$91 *总计$— $83 $26 
(a)于截至2019年12月31日止年度内，我们确认83与KML和美国科钦出售相关的百万美元收益。在截至2018年12月31日的年度内，我们确认了26与TMPL出售相关的百万美元收益。请参阅注释4。

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)
 截至十二月三十一日止的年度：
 202020192018
(单位：百万)
能源商品衍生品合约
收入--商品销售
$(1)$33 $(9)
销售成本
25 (7)2 
 
股权投资收益(B)— 3 — 
总计(A)$24 $29 $(7)
(A)截至2020年12月31日的年度, 2019年和2018年包括大约5美元的收益11百万美元和损失$8百万美元和美元4分别与天然气、原油和NGL衍生品合同结算相关的百万美元。
(B)金额代表我们在股权被投资人的收入(亏损)中所占份额。

信用风险

与某些衍生品合同一起，我们被要求向我们的交易对手提供抵押品，其中可能包括过帐信用证或将现金存入保证金账户。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2020年12月31日和2019年12月31日，我们的现金利润率为$3百万美元和美元15分别由我们的交易对手向我们作为抵押品过账，并在随附的综合资产负债表上的“其他流动负债”中报告。截至2020年12月31日的余额是我们最初的保证金要求$11百万美元，被交易对手变动保证金要求$抵消8百万美元。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约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提供额外抵押品的条款。截至2020年12月31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等级，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$6700万美元的额外抵押品。

120

15.企业收入确认

按分部划分的收入性质

天然气管道管段

我们为生产商提供各种类型的天然气运输和储存服务、天然气和天然气销售合同，以及各种类型的收集和加工服务，包括接收、压缩、运输和重新输送生产商向我们提供的大量天然气和/或天然气到指定的交付地点。

天然气运输和储存合同

根据我们的运输和储存合同，我们收到的天然气仍在我们客户的控制之下。根据确定的服务合同，客户通常支付两部分交易价格，其中包括(I)保留在我们的设施中运输或储存天然气的权利的固定费用，最高可达合同规定的容量水平(称为“预留”)和(Ii)实际运输或注入/退出储存的天然气数量的按单位收费。在我们确定的服务合同中，我们通常承诺在合同有效期内每天提供一项综合服务，这基本上是一种随时准备好的义务，即提供达到合同中规定的客户预订能力的服务。我们的客户无论实际运输或存储的数量是多少，都有关于固定预订费部分的按需或付费的付款义务。在通常被描述为可中断服务的其他情况下，不存在与这些运输和存储服务相关的固定费用，因为客户接受我们可以酌情中断服务的可能性，以便为拥有固定服务合同的客户提供服务。在我们接受并安排客户的定期服务请求之前，我们没有义务在可中断的客户安排下履行义务。客户按每单位收费的价格为实际运输或注入/取出的数量支付交易价。

天然气和天然气销售合同

我们对天然气和天然气的销售和购买主要按销售或产品销售(视情况而定)和销售成本的毛数计算。这些客户合同一般规定，客户可以指定特定数量的商品产品，在指定的交货点交付和销售给客户。客户支付的交易价格通常基于销售数量的市场指数每单位费率。

收集和处理合同

我们为生产商提供各种类型的收集和加工服务，包括接收、加工、压缩、运输和再输送生产商向我们提供的大量天然气到指定的交付地点。如果满足最低数量承诺或面积承诺，这种集成服务可以是固定的，如果按要求提供，则可以是非固定的，而不是保证的。在我们的采集合同中，我们通常承诺在合同有效期内每天提供合同规定的综合服务。客户支付的交易价格通常基于实际收集和/或处理的数量的每单位费率，包括可归因于与最小批量合同相关的不足数量的金额。

成品油管道段

我们以固定或非固定的方式提供原油和成品油的运输和储存服务。对于我们公司的运输服务，我们通常承诺随时准备运输客户的最低数量承诺量。客户有义务支付其数量承诺金额，无论是否将数量流入我们的管道。客户支付的交易价格通常基于运输数量的每单位费率，包括可归因于数量不足的金额。我们公司的存储服务通常包括客户预留的存储容量部分的固定月费和实际注入/提取存储容量的单位费率。客户有义务支付固定的每月预订费，无论它是否使用我们的存储设施(即，接受或支付付款义务)。当我们确定我们的管道系统和/或终端存储设施中有所要求的容量时，并在一定程度上向我们的客户提供非固定运输和存储服务。客户通常按单位价格为注入/取出存储和/或运输的实际数量的产品支付费用。

我们销售TransMix、原油或其他大宗商品。客户的合同一般包括在指定的交货点交付和销售给客户的特定数量的商品产品。客户支付的交易价格通常基于销售数量的市场指数每单位费率。
121


端子段

我们提供各种类型的液舱和散货码头服务。这些服务通常包括客户产品的入站、存储和出站处理。

液体储罐服务

确定的储存和搬运合同：我们有液体储罐储存和搬运服务合同，其中包括承诺的储罐存储能力和储存产品的预付费容量吞吐量。在这些合同中，我们有随时准备好的义务，在合同有效期内每天履行这项合同服务。客户通常以固定月费的形式支付交易价格，并且无论其是否使用存储容量和吞吐量服务(即，要么接受要么支付的义务)，都有义务支付。这些合同通常包括我们应客户要求处理的超过预付费容量吞吐量的任何数量的单位费率，还通常包括客户可能定期请求的额外辅助服务的单位费率。

公司处理合同：对于我们公司处理服务合同，我们通常承诺在待命的基础上处理客户最低数量的承诺量。客户有义务支付其最低数量承诺额，无论其是否使用处理服务。客户支付的交易价格通常基于处理数量的每单位费率，包括可归因于数量不足的金额。

散装服务

我们的散装储存和搬运合同一般包括将客户的干散货产品(例如，石油焦、金属、矿石)运入我们的储存设施，以及将这些产品从我们的储存设施运出。这些服务既有固定基础，也有非固定基础。在我们公司的散装储存和搬运合同中，我们承诺随时处理和储存客户签约的散装材料的最低吞吐量。在某些情况下，客户有义务支付其最低数量承诺额，无论其是否使用存储和搬运服务。客户支付的交易价格通常基于处理数量的每单位费率，包括可归因于数量不足的金额。对于非公司存储和搬运服务，客户通常根据按要求、无保证基础上处理的数量的每单位费率支付交易价格。

公司2细分市场

我们的原油，NGL，CO2天然气生产客户销售合同通常包括特定数量和质量的商品产品，将在指定的交货点交付和销售给客户。客户支付的交易价格通常基于销售数量的市场指数每单位费率。

金德摩根加拿大分部

2018年8月31日，构成Kinder Morgan加拿大业务部门的资产已出售；因此，该部门将不会有预期收入(见附注4)。在出售这些资产之前，我们在我们的产品管道业务部门为非固定的、可中断的运输服务提供了如上所述的原油和成品油运输服务。TMPL管制的关税旨在提供足够的收入，以收回向托运人提供运输服务的成本，包括投资资本的回报。TMPL的收入是根据国家能源局(NEB)批准的我们与托运人达成的通行费和解协议中规定的条款进行调整的。根据通行费结算确认的运输收入与实际通行费收据之间的差额被确认为监管资产或负债，并通过未来通行费结算。

122

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2020年12月31日的年度
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)
与客户签订合同的收入(A)
服务
公司服务(B)$3,345 $271 $756 $1 $(3)$4,370 
收费服务714 905 395 42 — 2,056 
总服务量4,059 1,176 1,151 43 (3)6,426 
商品销售
天然气销售2,038 — — 1 (7)2,032 
产品销售562 358 14 735 (30)1,639 
商品销售总额2,600 358 14 736 (37)3,671 
与客户签订合同的总收入6,659 1,534 1,165 779 (40)10,097 
其他收入(C)
租赁服务466 166 557 47 — 1,236 
衍生品对大宗商品销售的调整18 — — 203 — 221 
其他116 21 — 9 — 146 
其他收入合计600 187 557 259 — 1,603 
总收入$7,259 $1,721 $1,722 $1,038 $(40)$11,700 

截至2019年12月31日的年度
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)
与客户签订合同的收入(A)
服务
公司服务(B)$3,549 $319 $1,012 $1 $(4)$4,877 
收费服务780 1,016 560 60 — 2,416 
总服务量4,329 1,335 1,572 61 (4)7,293 
商品销售
天然气销售2,603 — — 1 (9)2,595 
产品销售805 289 20 1,111 (33)2,192 
商品销售总额3,408 289 20 1,112 (42)4,787 
与客户签订合同的总收入7,737 1,624 1,592 1,173 (46)12,080 
其他收入(C)
租赁服务273 182 442 54 — 951 
衍生品对大宗商品销售的调整70 — — (21)— 49 
其他90 25 — 13 1 129 
其他收入合计433 207 442 46 1 1,129 
总收入$8,170 $1,831 $2,034 $1,219 $(45)$13,209 

123

截至2018年12月31日的年度
天然气管道成品油管道终端机
公司2
金德摩根加拿大(D)公司和淘汰总计
(单位：百万)
与客户签订合同的收入(A)
服务
公司服务(B)$3,387 $376 $983 $2 $— $(2)$4,746 
收费服务692 956 584 67 167 — 2,466 
总服务量4,079 1,332 1,567 69 167 (2)7,212 
商品销售
天然气销售3,327 — — 2 — (11)3,318 
产品销售1,190 393 20 1,222 — (37)2,788 
商品销售总额4,517 393 20 1,224 — (48)6,106 
与客户签订合同的总收入8,596 1,725 1,587 1,293 167 (50)13,318 
其他收入(C)
租赁服务220 158 440 48 2 — 868 
衍生品对大宗商品销售的调整(25)— — (108)— — (133)
其他64 4 — 22 1 — 91 
其他收入合计259 162 440 (38)3 — 826 
总收入$8,855 $1,887 $2,027 $1,255 $170 $(50)$14,144 
(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。不包括基于指数化定价的服务合同，这些合同与其他客户服务合同的收入一起报告为收费服务。
(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14。
(d)2018年8月31日，构成Kinder Morgan加拿大业务部门的资产被出售；因此，该部门没有预期的运营结果(见附注4)。

合同余额

截至2020年12月31日和2019年12月31日，我们的合同资产余额为20百万美元和美元27分别为100万美元。截至2019年12月31日的合同资产余额，$24在截至12月31日的年度内，有100万美元转入应收账款。2020年。截至2020年12月31日和2019年12月31日，我们的合同负债余额为239百万美元和美元232分别为100万美元。截至2019年12月31日的合同负债余额为#美元65在截至2020年12月31日的年度内，确认了100万美元的收入。

124

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2020年12月31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)
2021$4,281 
20223,500 
20232,824 
20242,439 
20252,073 
此后13,286 
总计$28,403 

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。

16.两个可报告的细分市场
 
我们需要报告的业务部门包括：

•天然气管道--(1)主要的州际和州内天然气管道和储存系统；(2)天然气收集系统和天然气加工处理设施；(3)天然气分馏设施和运输系统；(4)液化天然气再气化、液化和储存设施；

•成品油管道--主要向不同市场输送汽油、柴油和喷气燃料、原油和凝析油等产品的成品油、原油和凝析油管道的所有权和经营权，以及相关成品油终端和石油管道混合设施的所有权和/或经营权；

•码头-拥有和/或经营(I)位于美国各地和加拿大部分地区(在2019年12月出售KML之前)储存和处理各种商品的液体和散装码头设施，包括汽油、柴油、化学品、乙醇、金属和石油焦；以及(Ii)符合琼斯法案的油轮；

•公司2-(I)CO的生产、运输和销售2到使用CO的油田2作为注水介质，以提高成熟油田的原油采收率和产量；(Ii)德州西部油田和汽油加工厂的所有权权益和/或运营；以及(Iii)德州西部原油管道系统的所有权和运营；以及

•金德摩根加拿大公司(2018年8月31日之前)-跨山管道系统的所有权和运营，该管道系统将原油和成品油从加拿大艾伯塔省埃德蒙顿输送到加拿大不列颠哥伦比亚省、加拿大和华盛顿州的营销终端和炼油厂。作为出售TMPL的结果，这一部门没有预期的运营结果。

我们主要根据每个部门的EBDA来评估业绩，EBDA不包括一般和行政费用以及公司费用、利息费用、净额和所得税费用。*我们的可报告部门是提供不同产品和服务的战略业务单位，它们的结构基于我们的首席运营决策者如何组织其运营，以实现最佳业绩和资源配置。*每个部门单独管理，因为每个部门涉及不同的产品和服务以及营销战略。

我们认为每个时期扣除所有非现金DD&A费用之前的收益是衡量我们报告部门业务部门业绩的重要指标。*我们按市价核算部门间销售，而我们按账面价值核算资产转移。
125


在2020年、2019年和2018年期间，我们没有从任何一个外部客户那里获得超过10占我们合并收入的1%。
 
按部门划分的财务信息如下：
截至2013年12月31日的一年，
202020192018
(单位：百万)
收入   
天然气管道   
来自外部客户的收入$7,222 $8,128 $8,807 
部门间收入37 42 48 
成品油管道1,721 1,831 1,887 
终端机 
来自外部客户的收入1,719 2,031 2,025 
部门间收入3 3 2 
公司2
1,038 1,219 1,255 
金德摩根加拿大— — 170 
公司和部门间抵销(40)(45)(50)
合并总收入$11,700 $13,209 $14,144 
 截至2013年12月31日的一年，
202020192018
(单位：百万)
营运开支(A)   
天然气管道$3,457 $4,213 $5,218 
成品油管道779 684 748 
终端机762 888 823 
公司2
404 496 453 
金德摩根加拿大— — 72 
公司和部门间抵销(4)(1)(26)
合并运营费用总额$5,398 $6,280 $7,288 
 截至2013年12月31日的一年，
 202020192018
(单位：百万)
其他费用(收入)(B)   
天然气管道$1,009 $(680)$629 
成品油管道21 — (2)
终端机(50)(342)54 
公司2
950 77 79 
金德摩根加拿大— 2 (596)
公司— (2)— 
合并其他费用(收入)合计$1,930 $(945)$164 
126

 截至2013年12月31日的一年，
 202020192018
(单位：百万)
副署长及助理署长   
天然气管道$1,062 $1,005 $955 
成品油管道347 338 326 
终端机438 494 489 
公司2
291 548 473 
金德摩根加拿大— — 29 
公司26 26 25 
合并后的DD&A合计$2,164 $2,411 $2,297 
 截至2013年12月31日的一年，
 202020192018
(单位：百万)
股权投资收益(亏损)和股权投资超额成本摊销，包括股权投资减值损失   
天然气管道$551 $(101)$410 
成品油管道45 63 56 
终端机22 23 22 
公司2
22 33 34 
综合股本收益总额$640 $18 $522 
 截至2013年12月31日的一年，
 202020192018
(单位：百万)
其他净收益(费用)   
天然气管道$11 $53 $39 
成品油管道1 6 2 
终端机13 (5)3 
金德摩根加拿大— — 26 
公司31 21 37 
合并其他净收益(费用)合计$56 $75 $107 
 截至2013年12月31日的一年，
 202020192018
(单位：百万)
EBDA分部(C)   
天然气管道$3,483 $4,661 $3,540 
成品油管道977 1,225 1,209 
终端机1,045 1,506 1,175 
公司2
(292)681 759 
金德摩根加拿大— (2)720 
部门合计EBDA5,213 8,071 7,403 
副署长及助理署长(2,164)(2,411)(2,297)
股权投资超额成本摊销(140)(83)(95)
一般费用、行政费用和公司费用(653)(611)(588)
利息，净额(1,595)(1,801)(1,917)
所得税费用(481)(926)(587)
合并净收入合计$180 $2,239 $1,919 
127

 截至2013年12月31日的一年，
 202020192018
(单位：百万)
资本支出   
天然气管道$945 $1,377 $1,565 
成品油管道122 175 199 
终端机433 347 386 
公司2
186 349 397 
金德摩根加拿大— — 332 
公司21 22 25 
合并资本支出总额$1,707 $2,270 $2,904 
12月31日，
 20202019
(单位：百万)
投资  
天然气管道$7,262 $6,991 
成品油管道494 491 
终端机136 251 
公司2
25 26 
合并投资总额为美元、美元、美元。$7,917 $7,759 
12月31日，
 20202019
(单位：百万)
资产  
天然气管道$48,597 $50,310 
成品油管道9,182 9,468 
终端机8,639 8,890 
公司2
2,478 3,523 
公司资产(D)3,077 1,966 
合并总资产包括资产负债表、财务报表、财务报表。$71,973 $74,157 
(a)包括销售、运营和维护费用以及所得税以外的税费。
(b)包括减值和资产剥离的损失(收益)、净收益和其他净收益。
(c)包括收入、股权投资收益和其他净减去营业费用、减值和资产剥离的损失(收益)、净收益和其他净收益。
(d)包括现金和现金等价物、保证金和限制性存款、某些预付资产和递延费用，包括与所得税相关的资产、与债务公允价值调整相关的风险管理资产、位于得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、电信设备和遗留余额)。

我们不会将利息和债务支出归因于我们任何可报告的业务部门。

128


以下是有关我们业务收入和长期资产的地理信息：
 截至2013年12月31日的一年，
 202020192018
(单位：百万)
来自外部客户的收入   
美国$11,625 $12,833 $13,596 
加拿大— 300 447 
墨西哥和其他国家75 76 101 
来自外部客户的综合收入总额$11,700 $13,209 $14,144 
十二月三十一日，
 202020192018
(单位：百万)
长期资产，不包括商誉和其他无形资产  
美国$46,384 $46,709 $47,468 
加拿大1 1 748 
墨西哥和其他国家81 82 83 
合并长期资产总额$46,466 $46,792 $48,299 

17.新租约

承租人

以下是我们租赁成本的组成部分：
截至十二月三十一日止的年度：
20202019
(单位：百万)
经营租约$55 $136 
短期和可变租约101 92 
租赁总成本(A)$156 $228 
(a)2020年和2019年的金额包括美元251000万美元和300万美元46上百万美元的资本化租赁成本。

与我们的经营租赁相关的其他信息如下：
截至十二月三十一日止的年度：
20202019
(单位：百万，
租期和贴现率除外)
来自经营租赁的经营现金流$(131)$(182)
投资经营租赁产生的现金流(25)(46)
为交换经营租赁债务而获得的净收益资产，经货币兑换调整后的报废净额20 102 
ROU资产的摊销46 75 
剔除与KML和美国科钦出售相关的ROU资产和负债— (394)
加权平均剩余租期11.56年份13.40年份
加权平均贴现率4.27 %4.31 %

129

合并资产负债表中确认的金额如下：
十二月三十一日，
租赁活动资产负债表位置20202019
(单位：百万)
ROU资产递延费用和其他资产$303 $329 
短期租赁负债其他流动负债40 40 
长期租赁负债其他长期负债和递延信贷263 289 
融资租赁资产财产、厂房和设备、净值1 2 
融资租赁负债长期债务--未偿债务1 2 

截至2020年12月31日，不可撤销租赁(不包括短期租赁)下的经营租赁负债如下：
年承诺
*(单位：百万)
2021$53 
202246 
202338 
202434 
202530 
此后211 
租赁付款总额412 
减去：利息(109)
租赁负债现值$303 

短期租赁成本对我们并不重要，预计将与本披露中概述的本年度短期租赁支出类似。

18.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，我们就会披露或有事件。
 
FERC对委员会确定股本回报率政策的调查

2019年3月21日，FERC发布了一份调查通知(NOI)，征求对FERC是否应该修改其确定基本股本回报率(ROE)的政策的意见，该政策用于确定辖区公用事业和州际天然气和液体管道收取的服务成本费率。NOI征求意见，就FERC为受监管实体设定净资产收益率所使用的现有方法的任何方面是否应该改变，净资产收益率方法是否应该在所有三个行业都相同，以及是否应该考虑替代方法。行业团体、管道公司和托运人提交了意见，供FERC审查和评估。2020年5月21日，FERC发布了《关于确定天然气和石油管道股本回报率的政策声明》(政策声明)。由于适用于天然气和石油管道，政策声明要求对贴现现金流模型和资本资产定价模型的结果进行平均，对每种模型给予同等的权重，在贴现现金流模型中保留现有的短期和长期增长预测的三分之二/三分之一的权重，并排除风险溢价或预期收益模型。关于本程序中提出的其他问题，联邦能源审查委员会拒绝采取硬性的政策变化，并将解决一些问题，如数据集的适当来源和用于特定代理组的特定公司，因为这些问题在
130

未来的费率诉讼是在逐条管线、逐案的基础上进行的。政策声明不会导致我们任何管道的任何现有费率或净资产收益率立即发生任何变化，未来对管道费率或净资产收益率的任何变化将取决于各种因素，这些因素在提出这些因素并就未来或现有的费率诉讼进行辩论时仍有待确定。

SFPP FERC会议记录

FERC在案卷编号中批准了SFPP East Line和解。IS21-138(“EL定居点”)于2020年12月31日生效，于2021年2月2日正式生效。El和解完全解决了某些案卷(IS09-437和OR16-6)，并解决了与SFPP East Line有关的其他案卷的争端，这些案件仍在进行中(OR14-35/36和OR19-21/33/37)。SFPP根据EL和解协议同意支付的金额于2020年12月31日或之前全额应计。

SFPP收取的关税和费率尚未通过EL和解完全解决，这些关税和费率将受到FERC正在进行的托运人发起的若干诉讼的制约。总体而言，这些投诉和抗议声称，根据州际商法(ICA)，SFPP收取的费率和关税不公平和合理。在其中一些诉讼中，托运人对SFPP收取的总费率提出了质疑，在另一些诉讼中，托运人对SFPP基于指数的费率上调提出了质疑。这些诉讼程序涉及的问题包括，指数化税率上调是否合理，以及SFPP可在其税率中包括的适当回报和所得税免税额水平。如果托运人的论点或索赔胜诉，他们将有权要求赔偿二-在他们提出申诉和/或抗议案件的预期退款之日之前的一年内，自抗议之日起，SFPP可能被要求降低其费率。关于正在FERC由托运人发起的诉讼尚未得到El和解的完全解决，托运人提出索赔至少为#美元。50截至2014年和2018年投诉之日，退税和未指明的降费金额为1.8亿美元。这些诉讼往往是旷日持久的，FERC的决定往往会上诉到联邦法院。管理层认为SFPP有充分的理由支持SFPP的费率，并打算针对这些投诉和抗议大力为SFPP辩护。我们不认为在正在进行的诉讼中最终解决托运人的投诉和要求降低费率或退款的抗议活动将对我们的业务产生重大不利影响。

EPNG FERC会议记录

EPNG收取的关税和税率二FERC诉讼程序(“2008年税率案”和“2010年税率案”)。关于2008年利率案，联邦能源审查委员会于2015年7月发布了其裁决(第517-A号意见)。FERC大体上维持其先前的裁决，命令在60天内退款，并表示其第517-A号意见的调查结果将适用于2010年费率案中的相同问题。与2008年费率案有关的所有退款义务已于2015年得到履行。EPNG寻求对517-A意见的联邦上诉审查关于2010年利率案，FERC于2016年2月18日发布了裁决(第528-A号意见)。FERC大体上维持了其先前的裁决，确认了行政法法官先前的调查结果，即某些托运人有资格获得较低的费率，并要求EPNG提交与意见517-A和528-A一致的重新计算的订正形式费率。2018年5月3日，FERC发布了528-B意见，支持其在528-A意见中的决定，并要求EPNG执行其裁决所要求的费率，并在60天内提供退款。2018年7月2日，EPNG向FERC报告称，已按订单提供退款。同样在2018年7月2日，EPNG启动了对528、528-A和528-B意见的上诉审查。EPNG在2008年和2010年差饷案件中的上诉以及干预者在2010年差饷案件中的上诉被合并。2020年7月24日，美国华盛顿特区巡回上诉法院驳回了所有复审申请，结束了这些费率诉讼。

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。埃尼美国公司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。埃尼美国寻求声明性和金钱救济的依据是：(I)终端使用协议应该终止，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附属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，导致埃尼美国方面有终止协议的合同权利。2018年6月29日，仲裁小组公布了裁决。专家组的裁决要求终止协议，并要求埃尼美国向GLNG支付赔偿。该奖项导致我们在2018年第二季度录得GLNG股权投资的净亏损，这是由于我们在GLNG投资的非现金减值部分被我们在GLNG确认的收益份额所抵消。2月1日，
131

2019年，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。2018年12月12日，埃尼股份有限公司提起反诉，要求GLNG赔偿未指明的赔偿金。这起诉讼仍悬而未决。

2019年6月3日，埃尼美国公司提交了针对GLNG的第二份仲裁通知，声称GLNG在第一次仲裁中提出了同样的违约索赔，并指控GLNG在第一次仲裁中疏忽地歪曲了某些事实或争议。在其第二份仲裁通知中，埃尼美国公司试图追回埃尼美国公司为满足衡平法院的最后命令和判决而支付的部分或全部款项作为损害赔偿。作为对第二份仲裁通知的答复，GLNG向衡平法院提出申诉，并提出一项动议，寻求永久禁止仲裁。2020年1月10日，衡平法院作出命令和最终判决，批准GLNG的动议，要求对疏忽的失实陈述索赔进行仲裁，但驳回了要求对违约索赔进行仲裁的动议。双方当事人对最终判决提出交叉上诉。2020年11月17日，特拉华州最高法院做出了有利于GLNG的裁决，并发布了永久禁令，禁止埃尼美国公司对违约和疏忽的虚假陈述索赔进行重新仲裁。

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基本相同。ALSS还寻求一份声明，即据称由海湾LNG控股集团LLC的附属公司从事的与追求液化天然气出口项目有关的活动，已导致ALSS方面拥有终止协议的合同权利。ALSS还寻求一笔金钱奖励，指示GLNG偿还ALSS在2016年12月31日之后支付的所有预订费和运营费以及利息。此次仲裁的最终裁决预计将在2021年第三季度末之前做出。

GLNG打算继续大力起诉和辩护上述所有诉讼程序。

大陆资源公司诉Hland Partners Holdings，LLC

2017年12月8日，大陆资源公司(CLR)在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日修订的天然气采购协议(GPA)，未能根据GPA接收和购买CLR的所有专用天然气(在北达科他州的三个县生产)。CLR还指控欺诈，坚称Hland Partners承诺在没有建造设施的情况下建造几个额外的设施来处理天然气。Hland Partners否认了这些指控，但双方在2018年6月达成了和解协议，根据该协议，CLR同意释放其所有索赔，以换取Hland Partners的建设。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修改后的请愿书根据GPA和2008年5月8日涵盖北达科他州其他县的天然气购买合同提出了额外的索赔，包括CLR的论点，即Hland Partners不被允许从天然气购买价格中扣除第三方加工费。CLR要求超过$的损害赔偿225百万美元。Hland Partners否认并将对这些指控进行有力辩护。

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。

一般信息
 
截至2020年12月31日和2019年12月31日，我们的法律事务准备金总额为$273百万美元和美元203分别为100万美元。

132

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。尽管我们相信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、码头和CO固有的2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，我们还不时参与有关因精炼石油产品、天然气、天然气或一氧化碳的意外泄漏或泄漏而发生的损害赔偿的民事诉讼。2.

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)。美国环保署估计，最终补救措施的成本约为#美元。1.110亿美元，预计主动清理需要的时间长达13需要数年时间才能完成。KMLT、KMBT和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)参与分配过程二从GATX Terminals Corporation收购的设施)和KMBT(与其拥有或运营二设施)。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。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。除了CERCLA的清理费用，我们正在审查，如果可能的话，我们将尝试解决州和联邦受托人在对PHSS进行自然资源评估后提出的自然资源损害(NRD)索赔。目前，我们无法合理估计我们潜在的NRD责任的程度。

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，环保局和环保局签署了一项关于同意和工作范围的行政命令，根据该命令，环保局正在对矿山和邻近地区进行环境评估。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力的程度。
133

责任。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(EPEC聚合物)和EPEC石油公司清算信托公司(EPEC Oil Trust)，这两家前埃尔帕索公司实体现在由KMI所有，它们参与了根据CERCLA的一项行政行动，该行动被称为下帕塞河研究区域(SITE)，涉及下游17-一英里长的帕塞伊克河。据称，EPEC聚合物和EPEC石油信托公司可能是CERCLA下的PRPS，其基础是位于帕塞伊克河相关河段的财产的先前所有权和/或经营权。EPEC聚合物和EPEC石油信托公司与美国环保局签订了两项同意行政命令(AOCs)，规定他们有义务调查现场的污染情况并确定其特征。他们也是一个约有30人的联合防御小组的成员44合作缔约方，称为合作缔约方小组(CPG)，负责指导和资助环境保护局要求的AOC工作。根据第一份AOC，中央人民政府于2015年向环保局提交了该地点的补救调查和可行性研究(RI/FS)草案，环保局的批准仍在等待中。根据第二个AOC，中央人民政府在帕塞伊克河10.9英里进行了CERCLA清除行动，并有义务在清除区域进行环境保护局指导的补救后监测。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，环保局发布了关于较低排放的决定记录(Rod)八几英里长的场地。当时，美国环保署估计，燃料棒的最终清理计划耗资美元。1.7十亿美元。2016年10月5日，环保局与西方化学公司(OCC)签订了AOC，西方化学公司(OCC)是PRP集团的成员，要求OCC花费估计$165百万美元，用于进行必要的工程和设计工作，以开始清理下游八几英里长的场地。设计工作正在进行中。最初的预期是，设计工作将需要四年来完成。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聚合物在内的许多PRP正在进行分配进程，以实施对较低收入者的补救措施八几英里长的场地。这一过程已于2020年12月28日完成。我们预计PRPS，包括EPEC聚合物，将在2021年与EPA进行进一步讨论。《控制法》规定的补救办法的执行情况和相关费用仍存在很大不确定性。对于EPA FS指令对不受下方8英里棒影响的站点上方9英里的影响，也存在不确定性。在2018年10月10日的一封信中，环保局指示中央人民政府为该地点准备一份简化的FS，以评估该地点上部9英里沉积物的临时补救方案。在PRPS与EPA进行讨论、FS完成以及RI/FS最终敲定之前，我们无法合理估计我们潜在责任的程度。

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。2018年5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，该案被发回普莱克明斯教区州地区法院。与此同时，美国地区法院批准了一个联邦管辖权问题，供美国第五巡回上诉法院审查。2020年8月10日，第五巡回法院确认还押。被告提交了重审动议，目前正在审理中。此案实际上仍在等待上诉法院的最终裁决。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)。我们将继续大力为此案辩护。

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
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附近的土地。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)。我们将继续大力为此案辩护。

路易斯安那州地主海岸侵蚀诉讼

从2015年1月开始，路易斯安那州的几个私人土地所有者作为原告，分别向路易斯安那州地区法院提起诉讼，起诉一些石油和天然气管道公司，包括二针对三峡工程的案件，二针对SNG的案件，以及二针对三峡工程和SNG的案件。在这些案件中，原告声称，被告未能妥善维护其财产上的管道运河和运河堤岸，导致运河侵蚀和拓宽，造成大量土地损失，包括对受影响财产的生态和水文造成重大破坏，以及对木材和野生动物的损害。原告声称，被告的行为构成了对主体通行权协议的违反，不符合审慎的运营做法，违反了路易斯安那州的法律，被告未能维护运河和运河堤岸构成疏忽和侵入。除其他救济外，原告寻求未指明的金钱损害赔偿、律师费、利息和支付必要的费用，以使运河和运河堤岸恢复建成状态，并恢复和补救受影响的财产。原告还寻求一项声明，即被告有义务采取措施维护运河和运河堤岸。 其中一起由Vintage Assets，Inc.和几个土地所有者对SNG、TGP和另一名被告提起的案件于2017年在美国路易斯安那州东区地区法院受审。2018年5月4日，美国地区法院就原告的某些合同索赔作出了有利于原告的判决。随后，法院暂缓判决，等待上诉。双方分别向美国第五巡回上诉法院提出上诉。2018年10月，上诉法院以缺乏主题管辖权为由驳回了上诉。2019年4月，该案被发回路易斯安那州普莱克明斯教区地区法院进行进一步审理。2020年10月2日，该案以一笔对我们的业务不重要的金额达成和解。我们将继续对剩余案件进行有力辩护。

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2020年12月31日和2019年12月31日，我们已累计环境债务准备金总额为#美元。250百万美元和美元259分别为100万美元。此外，截至2020年12月31日和2019年12月31日，我们已记录应收账款$12百万美元和美元15分别用于被认为是可能的预期成本回收。

19. 近期会计公告

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的可选权宜之计和例外，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SOFR)过渡时的财务报告负担。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。
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《指导意见》自发布之日起生效，一般可适用至2022年12月31日。我们目前正在审查主题848对我们财务报表的影响。

ASU编号2020-06

2020年8月5日，FASB发布了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中需要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，修正了对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。ASU第2020-06号将在2022年1月1日开始的下一财年对我们生效，并允许更早采用。我们目前正在审查这一ASU对我们财务报表的影响。


补充季度财务数据(未经审计)
 季度结束
 3月31日6月30日9月30日12月31日
(单位：百万，每股除外)
2020    
收入$3,106 $2,560 $2,919 $3,115 
营业收入(亏损)43 (282)819 980 
净(亏损)收益(291)(624)472 623 
Kinder Morgan，Inc.和普通股股东的净(亏损)收入(306)(637)455 607 
普通股基本收益和摊薄(亏损)收益(0.14)(0.28)0.20 0.27 
2019    
收入$3,429 $3,214 $3,214 $3,352 
营业收入1,018 973 951 1,931 
净收入567 528 517 627 
Kinder Morgan，Inc.和普通股股东的净收入556 518 506 610 
普通股基本收益和稀释后每股收益0.24 0.23 0.22 0.27 

项目16.决议草案表格10-K摘要。

不适用。

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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
  
 /S/David P.米歇尔
 David·P·米歇尔
总裁副总兼首席财务官
日期：2021年2月5日  

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根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已于下列日期以下列人员的身份签署。
签名标题日期
/S/David P.米歇尔副总裁兼首席财务官(首席财务官、首席会计官)2021年2月5日
David·P·米歇尔
/S/史蒂文·J·基恩董事首席执行官(首席执行官)2021年2月5日
史蒂文·J·基恩
/S/理查德·D·金德执行主席2021年2月5日
理查德·D·金德
/S/金伯利·A·当总裁；董事2021年2月5日
金伯利·A·当
/S/TED A.加德纳董事2021年2月5日
泰德·A·加德纳
/S/小安东尼·W·霍尔董事2021年2月5日
小安东尼·W·霍尔
/S/加里·L·胡尔特奎斯特董事2021年2月5日
加里·L·胡尔特奎斯特
/S/小罗纳德·L·奎恩董事2021年2月5日
小罗纳德·L·奎恩
/S/黛博拉·A·麦克唐纳董事2021年2月5日
黛博拉·A·麦克唐纳
/S/迈克尔·C·摩根董事2021年2月5日
迈克尔·C·摩根
/S/Arthur C.Reichstetter董事2021年2月5日
阿瑟·C·赖希施泰特
/S/C.公园成型者董事2021年2月5日
C.公园整形者
/S/威廉·A·史密斯董事2021年2月5日
威廉·A·史密斯
/S/Joel V.工作人员董事2021年2月5日
乔尔·V·斯塔夫
/S/罗伯特·F·瓦格特董事2021年2月5日
罗伯特·F·瓦格
撰稿S/佩里·M·瓦赫塔尔董事2021年2月5日
佩里·M·沃塔尔
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