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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12月31日, 2023
或
| | | | | |
| ☐ | 根据第13或15(D)条提交的过渡报告
1934年《证券交易法》 |
从_到_的过渡期
委托文件编号：001-35081
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 |
| 2.250% 2027年到期的优先票据 | KMI 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☐
如果不要求注册人根据法案第13条或第15（d）条提交报告，则勾选。 是的， 不是 ☑
用复选标记标出登记人是否（1）在过去12个月内（或登记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天内遵守了此类提交要求。 是☑：没有☐
通过勾选标记检查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期限内）以电子方式提交了根据S-T法规第405条（本章第232.405条）要求提交的所有交互数据文件。 是☑：没有☐
通过勾选标记来确定注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型报告公司还是新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12 b-2条中“大型加速备案人”、“加速备案人”、“非加速备案人”、“小型报告公司”和“新兴成长公司”的定义。
大型加速文件服务器加速文件 ☐ 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。☐
通过复选标记检查注册人是否已提交报告，并证明其管理层根据《萨班斯—奥克斯利法案》第404（b）条（15 www.example.com（b））对其财务报告内部控制有效性的评估，由编制或发布审计报告的注册会计师事务所提交。 ☑
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
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☐ 没有预设
根据2023年6月30日纽约证券交易所每日综合交易列表中的收盘价，注册人非关联公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值约为美元33,533,173,723. 截至2024年2月16日，登记人已 2,219,369,970已发行的P类普通股股份。
以引用方式并入的文件
注册人2024年股东年度会议最终委托声明的部分内容应不迟于2024年4月30日提交，已纳入第三部分，具体规定见第三部分。
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| KINGER MORGAN，Inc.和子公司 |
| 目录 |
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数 |
| 词汇表 | 1 |
| 有关前瞻性陈述的信息 | 2 |
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| | 第一部分 | |
项目1.和2. | 企业和物业 | 4 |
| | 商业的总体发展 | 4 |
| | 最新发展动态 | 4 |
| | 企业的叙事性描述 | 6 |
| | 业务战略 | 6 |
| | 业务细分 | 6 |
| 天然气管道 | 7 |
| | 产品管道 | 10 |
| | 终端机 | 12 |
| 公司2 | 14 |
| | 主要客户 | 16 |
| | 行业监管 | 17 |
| | 环境问题和安全监管 | 19 |
| 安全条例 | 21 |
| | 人力资本 | 22 |
| 房产和通行权 | 23 |
| | 可用信息 | 23 |
第1A项。 | 风险因素 | 23 |
项目1B。 | 未解决的员工意见 | 36 |
项目1C。 | 网络安全 | 36 |
第三项。 | 法律诉讼 | 38 |
第四项。 | 矿山安全披露 | 38 |
| | | |
| | 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 | 39 |
第六项。 | [已保留] | 39 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析 | 39 |
| | 一般信息 | 40 |
| | 关键会计估计 | 40 |
| | 经营成果 | 42 |
| 概述 | 42 |
| 合并盈利结果 | 46 |
| 非公认会计准则财务指标 | 48 |
| 分部盈利结果 | 52 |
| | 流动性与资本资源 | 58 |
| 一般信息 | 58 |
| 短期流动性 | 59 |
| | | | | | | | |
| KINGER MORGAN，Inc.和子公司（续） |
| 目录 |
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| | | 页面
数 |
| 长期融资 | 60 |
| 资本支出 | 60 |
| 表外安排 | 63 |
| 合同义务和商业承诺 | 63 |
| 现金流 | 64 |
| 股息和股票回购计划 | 65 |
| 子公司证券担保综合财务信息汇总 | 66 |
| | 近期会计公告 | 67 |
第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 67 |
| | 能源大宗商品市场风险 | 67 |
| | 利率风险 | 68 |
| 外币风险 | 69 |
第八项。 | 财务报表和补充数据 | 70 |
| 财务报表索引 | 70 |
第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 131 |
第9A项。 | 控制和程序 | 132 |
项目9B。 | 其他信息 | 132 |
项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 132 |
| | |
| | 第三部分 | |
第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 133 |
第11项。 | 高管薪酬 | 133 |
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 | 133 |
第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 133 |
第14项。 | 首席会计费及服务 | 133 |
| | | |
| | 第四部分 | |
第15项。 | 展示、财务报表明细表 | 134 |
第16项。 | 表格10-K摘要 | 137 |
签名 | 138 |
KINGER MORGAN，Inc.和子公司
词汇表
公司缩写
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| 卡尔涅夫 | = | 卡尔涅夫管道有限责任公司 | KMP | = | Kinder Morgan Energy Partners，LP及其拥有多数股权和/或控制的子公司 |
| cig | = | 科罗拉多州际天然气公司有限责任公司 |
| CPGPT | = | 夏安平原天然气管道公司，LLC | KMTA | = | 金德摩根德克萨斯管道有限责任公司 |
| Eaglehawk | = | 鹰现场服务有限责任公司 | MEP | = | 中大陆快递管道有限责任公司 |
| 厄尔巴快车 | = | 厄尔巴快递有限责任公司 | NPL | = | 美国天然气管道公司有限责任公司和某些附属公司 |
| ELC | = | 厄尔巴液化公司有限责任公司 |
| EPNG | = | 埃尔帕索天然气公司有限责任公司 | PHP | = | 二叠纪骇维金属加工管道有限责任公司 |
| FEP | = | 费耶特维尔快速管道有限责任公司 | Ruby | = | 红宝石管道控股有限责任公司 |
| 希兰 | = | Hiland Partners，LP | SFPP | = | SFPP、LP |
| KinderHawk | = | KinderHawk Field Services LLC | SLNG | = | 南方液化天然气公司有限责任公司 |
| KMRNG | = | 金德摩根RNG Holdco LLC | Sng | = | 南方天然气公司 |
| KMBE | = | 金德摩根散货码头公司 | Stagecoach | = | 公共马车天然气服务有限责任公司 |
| KMI | = | 金德摩根公司及其拥有多数股权和/或控制的子公司 | TGP | = | 田纳西州天然气管道公司有限责任公司 |
| WIC | = | 怀俄明州际公司有限责任公司 |
| KMLP | = | 金德摩根路易斯安那州管道有限责任公司 | WYCO | = | 怀俄明发展有限责任公司 |
| KMLT | = | 金德摩根液体码头有限责任公司 | | | |
| | | | | |
| 除非上下文另有所要求，否则所提及的“我们”、“我们的”或“公司”旨在指Kinder Morgan，Inc.。及其拥有多数股权和/或控制的子公司。 |
| | | | | |
| 常见行业和其他术语 |
| /d | = | 每天一次 | 伦敦银行同业拆借利率 | = | 伦敦银行间同业拆借利率 |
| AFUDC | = | 施工期间使用的资金拨备 | 有限责任公司 | = | 有限责任公司 |
| Bbl | = | 桶 | 液化天然气 | = | 液化天然气 |
| BBtu | = | 十亿英热单位 | Mbbl | = | 千桶 |
| Bcf | = | 十亿立方英尺 | 百万桶 | = | 百万桶 |
| CERCLA | = | 综合环境响应、赔偿和责任法 | 毫米吨 | = | 万吨 |
| NGL | = | 天然气液体 |
公司2 | = | 二氧化碳或我们的一氧化碳2业务细分市场 | 纽约商品交易所 | = | 纽约商品交易所 |
| 新冠肺炎 | = | 2019年冠状病毒病，一种广泛的传染病，或宣布的相关大流行并导致全球经济衰退 | 纽交所 | = | 纽约证券交易所 |
| 场外交易 | = | 非处方药 |
| PHMSA | = | 美国运输部管道和危险材料安全管理局 |
| CPUC | = | 加州公用事业委员会 |
| 副署长及助理署长 | = | 折旧、损耗和摊销 |
| 潜伏期 | = | 德卡瑟姆 | ROU | = | 使用权 |
| 环境保护局 | = | 美国环境保护局 | RNG | = | 可再生天然气 |
| FASB | = | 财务会计准则委员会 | 美国证券交易委员会 | = | 美国证券交易委员会 |
| FERC | = | 联邦能源管理委员会 |
| 公认会计原则 | = | 美国公认会计原则 | 软性 | = | 有担保的隔夜融资利率 |
| 美国 | = | 美利坚合众国 |
| GTE | = | 气改电 | WTI | = | 西德克萨斯中质油 |
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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否定。尤其是关于未来行动、条件或事件、未来经营结果或产生销售、收入或现金流、偿债或支付股息的能力的明示或隐含陈述，均为前瞻性陈述。本报告中的前瞻性陈述包括，除其他外，与以下内容有关的明示或隐含陈述：对我们资产和服务的长期需求、我们的业务战略，包括与能源转型相关的机会、预期财务结果、股息、持续和可自由支配的资本支出、我们的现金需求以及我们的融资和资本分配战略。诉讼和法律或法规发展的预期影响，以及我们的资本项目，包括这些项目的预期完成时间和收益。
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、可再生燃料的供需变化2电力、石油焦炭、钢铁和其他大宗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；
•我们商业和商业发展努力的时机和成功，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、化工厂或石化厂、天然气加工厂、液化天然气出口设施、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、俄亥俄州、俄克拉何马州、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；
•技术的变化，可能带来新的网络安全风险，以及我们或我们的对手方在发展阶段使用新技术所固有的其他新风险，包括但不限于生成性人工智能；
•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；
•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；
•我们有能力在没有重大自我保留风险的情况下获得保险；
•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，导致我们的财产损失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、通货膨胀和更高的利率；
•世界石油和天然气生产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油井时可能遇到的工程和机械或技术困难；以及
•诉讼的不利结果和我们综合财务报表附注18“诉讼和环境”中提到的或有事项的结果。
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，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，您不应过度依赖我们的任何前瞻性陈述。
关于可能影响我们前瞻性陈述的因素的其他讨论见本报告其他部分，包括项目1A。“风险因素，“第7项。”管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析“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。截至2023年12月31日，我们拥有或运营约长达82,000英里的管道，139个终端LS，702 bcf工作天然气储存能力，RNG发电能力约为每年6.1Bcf总产量的R。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, 可再生燃料和其他产品，我们的码头储存和处理各种商品，包括汽油、柴油、喷气燃料、化学品、石油焦、金属、乙醇和其他可再生燃料和原料。
商业的总体发展
最新发展动态
以下是与我们的主要收购和项目以及融资交易相关的重大发展和更新清单。“资本范围”是对我们在所述项目中所占份额的估计，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) |
已投入使用的收购和项目 | | | | |
STX中游管道系统采购 | | 通过从NextEra Energy Partners，LP购买STX中游管道系统，收购了一套集成的大直径高压天然气管道系统，将Eagle Ford盆地与不断增长的墨西哥和墨西哥湾沿岸需求市场连接起来。这些管道系统包括鹰福特传输系统、Net墨西哥管道有限责任公司90%的权益和多斯卡米诺斯有限责任公司50%的权益。 | | 收购于2023年12月。 | | 18.31亿美元 |
| 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。 | | 2023年11月投入使用。 | | 2.67亿美元 |
鹰福特运输项目 | | 扩建项目包括建设67英里长的42英寸管道，多个收发表，并升级到Kinder Morgan Freer压缩机站，将高达1.88 Bcf/d的精益鹰福特产品输送到墨西哥湾沿岸市场。由长期合同支持。 | | 2023年11月投入使用。 | | 2.31亿美元 |
| PHP扩展 | | 合资项目(我们拥有27.74%的股权)，将PHP的产能扩大了约550,000 DTH/d，增加了从二叠纪到美国墨西哥湾沿岸市场的天然气输送。由长期合同支持。 | | 2023年12月投入使用。 | | 1.59亿美元 |
| RNG设施 | | 为KMRNG额外建造三个基于垃圾填埋场的RNG设施，以便每年提供约3.5Bcf的RNG。 | | 双桥于2023年6月投入使用。Liberty于2023年10月投入使用。Prairie View于2023年12月投入使用。 | | 1.53亿美元 |
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| 资产或项目 | | 描述 | | 活动 | | 大约资本范围(KMI股份) |
| 格林霍利管道-北霍利扩建 | | 合资项目(我们拥有39.25%的股权)，建设38英里长的36英寸管道，提供1.15 Bcf/d的能力，从KinderHawk的Greenwood系统和合作伙伴接收点到KinderHawk的North Holly系统。由长期合同支持。 | | 2023年8月投入使用。 | | 1.25亿美元 |
| 其他公告 | | | | | | |
| 天然气管道 | | | | | | |
| TGP和SNG Evangeline Pass | | 两期2 bcf/d项目，为Venture Global拟议的Plaquemines液化天然气设施(Plaquemines)提供服务。第一阶段，三峡工程将向普莱克明斯提供约0.9Bcf/d的天然气输送能力。第二阶段，TGP和SNG将联合向Plaquemines提供剩余的1.1Bcf/d的产量。 | | 预计第一阶段的启用日期为2024年第三季度，第二阶段为2025年第三季度，等待收到所有必要的许可证。 | | 6.73亿美元 |
| 田纳西州坎伯兰 | | 该项目包括一条新的32英里长的管道，将约0.245 Bcf/d的天然气从现有的TGP系统输送到田纳西州河谷管理局(Tva)拟议的1,450兆瓦发电设施，该设施位于田纳西州坎伯兰市的一个现有地点。 | | 预计服役日期为2025年8月，等待收到所有必要的许可和许可。 | | 1.81亿美元 |
| KMTP系统扩展 | | 扩建项目包括一条新的30英里、30英寸长的管道，向德克萨斯州墨西哥湾沿岸和墨西哥沿线市场输送高达0.5Bcf/d的鹰福特天然气供应。Expansion将为德克萨斯州基默里奇天然气公司和其他第三方提供运输服务，包括治疗。由一份长期合同支持。 | | 预计启用日期为2024年11月。 | | 1.8亿美元 |
| 德克萨斯州中部输油管道 | | 该项目包括安装从PHP到沙山侧线的22英里长的30英寸管道，从沙山侧线到德克萨斯天然气服务公司的1.75英里长的20英寸管道，以及三个计价站和一个调节站。 | | 预计启用日期为2024年第四季度。 | | 1.15亿美元 |
| Tejas南向北扩展 | | 南得克萨斯州至休斯顿市场扩建项目，在Tejas的主线上增加压缩，将向休斯顿市场的天然气输送增加约0.35Bcf/d。 | | 预计启用日期为2024年第三季度。 | | $97
万 |
| 3河流分流二期工程 | | 建造19英里长的16英寸管道和相关的压缩，允许交付27,000 DTH/d的增量收集生产，用于第三方加工。 | | 预计启用日期为2025年第二季度。 | | $96
万 |
公司2 | | | | | | |
| 钻石M扩展 | | 我们最近收购的钻石M油田的石油采收率扩大，将导致石油日产量峰值超过5,000桶。 | | 预计第一阶段的投入使用日期为2024年底，第二阶段为2025年年中，生产高峰期为2026年。 | | 1.8亿美元 |
融资和股份回购
于2023年，我们(I)发行了1,500,000,000美元的新优先票据，以偿还短期借款、到期债务及一般企业用途；(Ii)利用我们信贷安排下的商业票据借款，为以18.31亿美元收购STX Midstream管道系统(STX Midstream)提供资金；及(3)偿还总计32.25亿美元的到期优先票据。2023年1月18日，我们的董事会(董事会)批准将我们的股票回购计划的股票回购授权从20亿美元增加到30亿美元。在2023年期间，我们以每股16.56美元的平均价格回购了约3200万股P类普通股，价格为5.22亿美元。根据该计划，我们还有大约15亿美元的剩余产能。
2024年2月1日，我们发行了22.5亿美元的新优先票据，以偿还短期借款、为到期债务提供资金，并用于一般企业用途。
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；
•在资本分配决策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“在本报告的下方和开头”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。任何此等交易均须协商双方同意的条款及条件，并如适用，须获得公平意见、本公司董事会批准及监管机构批准。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
关于我们的可报告业务部门的财务信息，请参阅我们综合财务报表的附注16“可报告部门”。
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、我们的液化天然气液化和终端设施以及天然气分馏设施，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、落基山、中西部、德克萨斯州、路易斯安那州、东南部和东北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2023年12月31日我们的重要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。
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| 资产 | | 所有权权益 | | 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 |
| 东域 | | | | | | | | |
| 三峡工程(A) | | 100 | % | | 11,755 | | | 12.38 | | | 76 | |
| NPL | | 37.5 | % | | 9,100 | | | 7.84 | | | 288 | |
| KMLP | | 100 | % | | 140 | | | 3.89 | | | — | |
| Stagecoach | | 100 | % | | 185 | | | 3.22 | | | 41 | |
| Sng(A) | | 50 | % | | 6,925 | | | 4.39 | | | 66 | |
| 佛罗里达州天然气传输(柑橘) | | 50 | % | | 5,380 | | | 4.39 | | | — | |
| MEP | | 50 | % | | 515 | | | 1.81 | | | — | |
| 厄尔巴快车 | | 100 | % | | 190 | | | 1.16 | | | — | |
| FEP | | 50 | % | | 185 | | | 2.00 | | | — | |
海湾液化天然气控股公司 | | 50 | % | | 5 | | | 1.50 | | | 7 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 资产 | | 所有权权益 | | 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 |
| SLNG | | 100 | % | | — | | | 1.76 | | | 12 | |
| ELC | | 25.5 | % | | — | | | 0.35 | | | — | |
| 西部地区 | | | | | | | | |
EPNG/莫哈韦 | | 100 | % | | 10,720 | | | 6.39 | | | 44 | |
| CIG（b） | | 100 | % | | 4,300 | | | 6.00 | | | 38 | |
| WIC | | 100 | % | | 850 | | | 3.39 | | | — | |
| CPGPT | | 100 | % | | 415 | | | 1.20 | | | — | |
| 跨科罗拉多州 | | 100 | % | | 310 | | | 0.80 | | | — | |
| | | | | | | | |
| 西里塔 | | 35 | % | | 60 | | | 0.52 | | | — | |
| 年轻的天然气储存 | | 47.5 | % | | 15 | | | — | | | 6 | |
| 基斯通天然气储存 | | 100 | % | | 15 | | | — | | | 6 | |
| 中游 | | | | | | | | |
德克萨斯州和特哈斯管道（c）（d） | | 100 | % | | 5,980 | | 9.50 | | | 138
[0.52] |
| 米尔-蒙特利管道（c） | | 100 | % | | 90 | | 0.65 | | | — | |
| 知识产权北德克萨斯州管道（c） | | 100 | % | | 80 | | 0.33 | | | — | |
| 墨西哥湾海岸快车管道 | | 34 | % | | 530 | | 2.00 | | | — | |
| PHP | | 27.74 | % | | 435 | | 2.65 | | | — | |
| 俄克拉荷马州 | | | | | | | | |
| 俄克拉荷马州体系 | | 100 | % | | 3,175 | | 0.73 | | | [0.09] |
| 雪松湾 | | 70 | % | | 120 | | 0.03 | | | — | |
| 南得克萨斯州 | | | | | | | | |
| 南德克萨斯系统 | | 100 | % | | 1,130 | | 1.90 | | | [1.02] |
| 韦伯/杜瓦尔天然气收集系统 | | 91 | % | | 140 | | 0.15 | | | — | |
| Camino Real | | 100 | % | | 75 | | 0.15 | | | — | |
| Eaglehawk | | 25 | % | | 555 | | 1.20 | | | — | |
| 阿尔塔蒙特知识 | | 100 | % | | 1,605 | | 0.13 | | | [0.10] |
| 红雪松 | | 49 | % | | 860 | | 0.33 | | | — | |
| 落基山 | | | | | | | | |
| 联合堡 | | 50 | % | | 315 | | | 1.25 | | | — | |
| 大角兽 | | 51 | % | | 290 | | | 0.60 | | | — | |
| KinderHawk | | 100 | % | | 570 | | | 2.40 | | | — | |
| 格林冬青聚会 | | 39.25 | % | | 40 | | | 1.15 | | | — | |
| 治疗知识 | | 100 | % | | — | | | — | | | — | |
| 希兰-威利斯顿-天然气 | | 100 | % | | 2,200 | | | 0.62 | | | [0.33] |
Eagle Ford变速箱系统 | | 100 | % | | 160 | | | 1.05 | | | — | |
| NET墨西哥 | | 90 | % | | 120 | | | 2.15 | | | — | |
| Dos Caminos | | 50 | % | | 75 | | | 1.20 | | | — | |
| 使命天然气 | | 100 | % | | 1 | | | — | | | — | |
| 利伯蒂管道 | | 50 | % | | 85 | | | [140] | | — | |
德克萨斯州南部液化天然气管道（e） | | 100 | % | | 340 | | | [115] | | — | |
| 乌托邦管道 | | 50 | % | | 265 | | | [50] | | — | |
| 丝柏管道 | | 50 | % | | 105 | | | [56] | | — | |
DeliverleHawk-凝结水（f） | | 25 | % | | 410 | | | [220] | | — | |
(a)包括我们的Bear Creek存储合资企业按比例分享的存储容量。
(b)包括租赁的管道里程以及我们的怀俄明合资企业的设计和储存能力的比例份额。
(c)统称为德克萨斯州州内天然气管道运营。
(d)包括与我们收购STX Midstream相关的LaSalle、Mission Valley、Red Gate和South Shore资产。
(e)包括我们的Liberty管道合资企业的设计能力的比例份额。
(f)ASSET还具有60MBbl的存储容量。
天然气管道管段合同
我们从州际天然气管道、相关储存设施和液化天然气终端获得的收入主要是根据长期固定合同获得的。根据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。这些长期合同通常采用固定费用的结构，保留运输或储存天然气的权利，并规定我们获得提供产能的大部分费用，无论客户是否实际选择使用该产能。同样，我们的德克萨斯州内天然气管道业务目前约有74%的销售和运输利润率来自长期运输和销售合同。随着合同的到期，我们对天然气供需的长期趋势有了更多的敞口。截至2023年12月31日，由我们拥有或拥有股权的资产(包括州际管道的销售组合)持有的我们的天然气运输合同的剩余加权平均合同期限约为六年，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认购的，加权平均剩余合同期限约为11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成基础组分所实现的收入和收益，受到我们系统可用天然气的数量的影响。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。我们的天然气营销活动从直接从生产商或从公开市场上的其他公司购买的天然气的销售和交付中获得收入。
天然气管道管段竞赛
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的管道所服务的国内外市场的天然气需求。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。
我们通过天然气管道运输的客户与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。
产品管道
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、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2023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 | | 所有权权益 | | 管道的里程数 | | 总站数目(A)或地点 | | 码头容量
(MMbbl) | | |
| 原油和凝析油 | | | | | | | | | | |
| 公里原油和凝析油管道 | | 100 | % | | 266 | | | 5 | | | 2.6 | | | |
| 卡米诺真正的聚会 | | 100 | % | | 68 | | | 1 | | | 0.1 | | | |
| 希兰-威利斯顿盆地-石油(B) | | 100 | % | | 1,645 | | | 7 | | | 0.8 | | | |
| 双H管路(B) | | 100 | % | | 512 | | | — | | | — | | | |
| 双鹰管道 | | 50 | % | | 204 | | | 2 | | | 0.6 | | | |
| KM凝析油处理设施(分离器) | | 100 | % | | — | | | 1 | | | 2.1 | | | |
| 东南成品油 | | | | | | | | | | |
| 产品(SE)管道 | | 51 | % | | 3,187 | | | — | | | — | | | |
| 佛罗里达州中部输油管道 | | 100 | % | | 206 | | | 2 | | | 2.6 | | | |
| 东南码头 | | 100 | % | | — | | | 25 | | | 9.3 | | | |
| 转码操作 | | 100 | % | | — | | | 5 | | | 0.6 | | | |
| 西海岸精炼产品 | | | | | | | | | | |
| 太平洋(SFPP) | | 99.5 | % | | 2,806 | | | 13 | | | 15.9 | | | |
| 卡尔涅夫 | | 100 | % | | 566 | | | 2 | | | 2.1 | | | |
| 西海岸码头 | | 100 | % | | 44 | | | 8 | | | 10.1 | | | |
(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。
成品油管道分段合同
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。上述码头数量包括成品油和液体码头，这些码头储存燃料，并提供乙醇和生物柴油的混合服务。目前的运输和存储数量水平主要是由对运输或储存的成品油的需求推动的。对成品油的需求往往跟随人口和经济增长的趋势，除了产品价格非常高或衰退条件下的一段时间外，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或州关税(不需要合同承诺)或(Ii)通常包含最低数量承诺的长期合同提供的。在我们拥有长期合同的情况下，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，我们从管道和终端实现的收入和收益受到我们管道系统可用的原油、成品油和凝析油数量的影响，而这些数量又受到我们服务的各个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。我们的原油营销活动通过直接从生产商或从公开市场上的其他公司购买的原油和凝析油的销售和交付获得收入。一般而言，基础购销合同中参考的销售价格是以市场为基础的，并包括交货地点或原油质量等因素的定价差异。
成品油管道细分市场竞争
我们的成品油管道和终端业务与主要石油公司拥有和运营的专有管道和终端、其他独立的成品油管道和终端、卡车运输和海运公司(短途运输产品)展开竞争。我们的TransMix业务与大型石油公司拥有的炼油厂和独立的TransMix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、可再生燃料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，我们的码头业务包括符合琼斯法案的成品油油轮，提供美国港口之间的原油、凝析油、成品油和可再生燃料的海运。
以下是截至2023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 | 47 | | 78.7 |
| 散货码头 | 27 | | — | |
琼斯法案油轮 | 16 | | 5.3 |
码头分段合同
影响我们终端业务部门的因素通常在液体终端和散装终端之间有所不同。由于我们的液体终端业务通常签订长期合同，要求客户支付我们的费用，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，供需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剩余期限的函数(截至2023年12月31日，加权平均约为两年)。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，而价格反过来又是
在运输或储存产品需求的推动下，虽然我们在散装码头处理和储存各种各样的产品，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都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来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。
我们的符合琼斯法案的油轮主要是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固定价格定期租约运营的。
终端细分市场竞争
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拥有的独立液体码头和石油、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。我们还拥有和运营石油和天然气生产油田，以及RNG、LNG和垃圾填埋场GTE设施。2管道和相关资产使我们能够营销一整套CO2为我们的客户提供供应和运输服务。
来源和运输活动
公司2资源利益
我们对CO的所有权2截至2023年12月31日的资源包括：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 所有权
利息 | | 压缩
容量（BCF/d） | | |
| 麦克尔莫圆顶单位 | | 45 | % | | 1.5 | | | |
| Doe Canyon Deep部队 | | 87 | % | | 0.2 | | | |
| 布拉沃圆顶单元（a） | | 11 | % | | 0.3 | | | |
(a)我们不运营该单位。
公司2和原油管道
行业对我们CO运输的需求2预计管道在可预见的未来将保持稳定。
我们对CO的所有权2截至2023年12月31日的原油管道包括：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 资产 | | 所有权权益 | | 管道的里程数 | | 运输能力（BCF/d）
[(百万美元/日)] | | |
公司2管道 | | | | | | | | |
Cortez | | 53 | % | | 569 | | 1.5 | | |
中央盆地 | | 100 | % | | 337 | | 0.7 | | |
棒极了（a） | | 13 | % | | 218 | | 0.4 | | |
峡谷礁航母 | | 97 | % | | 163 | | 0.3 | | |
中心线 | | 100 | % | | 113 | | 0.3 | | |
| 东部大陆架 | | 100 | % | | 98 | | 0.1 | | |
佩科斯 | | 95 | % | | 25 | | 0.1 | | |
| 原油管道 | | | | | | | | |
Wink | | 100 | % | | 434 | | [145] | | |
(a)我们不运营Bravo。
石油、天然气和天然气生产活动
石油和天然气生产利益
截至2023年12月31日，我们在石油和天然气产区的所有权权益包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 工作利益 | | KMI总开发面积 |
| SACROC | | 97 | % | | 50,316 | |
| 耶茨 | | 50 | % | | 9,676 | |
| 戈德史密斯·兰德雷斯圣安德烈斯 | | 99 | % | | 6,166 | |
| 卡茨·斯特朗 | | 99 | % | | 7,194 | |
钻石M | | 88 | % | | 5,396 | |
| Reinecke | | 70 | % | | 3,793 | |
| 莎朗里奇（a） | | 14 | % | | 2,619 | |
| 高棉 | | 100 | % | | 641 |
| | | | |
| MidCross（a） | | 13 | % | | 320 |
(a)我们不经营这些领域。
我们的石油和天然气生产活动对KMI整体来说并不重要;因此，我们不会在会计准则编码主题932下包含有关石油和天然气生产活动的补充信息， 开采活动-石油和天然气.
天然气厂利益
截至2023年12月31日，我们对天然气工厂的所有权和运营包括：
| | | | | | | | | | | | | | |
| 资产 | | 所有权权益 | | 来源 |
| 斯奈德天然气厂（a） | | 22 | % | | SACROC单位和邻近的CO2项目，特别是Sharon Ridge和Cogdell单位 |
| Diamond M天然气厂 | | 51 | % | | 斯奈德天然气厂 |
| 北斯奈德天然气厂 | | 100 | % | | 斯奈德天然气厂 |
(a)这是一项工作权益;此外，我们还有28%的净利润权益。
RNG、LNG和GTE设施
截至2023年12月31日，我们对RNG、LNG和GTE设施的所有权和运营包括：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 资产 | | 所有权权益 | | 生产[存储]发电能力（a） | | 产品 | | |
| 液化天然气印地 | | 100 | % | | [2 BCF] | | 液化天然气 | | |
| 印地高BTU | | 50 | % | | 1.0 BCF/年 | | RNG | | |
| 双桥 | | 100 | % | | 1.5 BCF/年 | | RNG | | |
| 自由 | | 100 | % | | 1.5 BCF/年 | | RNG | | |
| 草原视图 | | 100 | % | | 0.8 BCF/年 | | RNG | | |
| 阿灵顿RNG | | 100 | % | | 1.3 BCF/年 | | RNG | | |
| 什里夫波特RNG（b） | | — | % | | 0.7 BCF/年 | | 中等btu | | |
| 维多利亚RNG | | 100 | % | | 0.4 BCF/年 | | 中等btu | | |
| 伯里恩东南部 | | 100 | % | | 4.8兆瓦/小时 | | GTE | | |
| 秋季小山 | | 100 | % | | 4.0兆瓦/小时 | | GTE | | |
| 中环 | | 100 | % | | 4.0兆瓦/小时 | | GTE | | |
| 威尼斯公园 | | 100 | % | | 6.4兆瓦/小时 | | GTE | | |
| 莫尔黑德 | | 100 | % | | 1.6兆瓦/小时 | | GTE | | |
| 蓝岭 | | 100 | % | | 1.6兆瓦/小时 | | GTE | | |
(a)GTE发电容量以兆瓦/小时（MW/h）衡量。 RNG和中英热单位（BTU）天然气容量以BCF每年衡量（BCF/y）.
(b)我们收费运营什里夫波特，并从RNG销售中获得特许权使用费。
公司2分部合同
我们的CO2货源和运输业务主要有数量要求最低的第三方合同，截至2023年12月31日，剩余平均合同期限约为七年了。我们的CO2销售合同因客户而异，在某些情况下，销售合同通常规定与原油价格挂钩的交货价格。 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销售中实现的价格的影响。*从长期来看，我们往往收到由这些产品的需求和整体市场价格驱动的价格。然而，从短期来看，市场价格通常不能表明我们将通过对冲计划获得的收入，其中，我们未来某些销售量的变现价格是通过使用金融衍生品合约固定或加上括号的，特别是原油。见第7项。管理层对财务状况和经营结果的讨论与分析-经营结果-分部收益结果了解更多有关原油销售价格的信息。
公司2细分市场竞争
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2023年12月31日、2022年和2021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
我们的业务运营受到广泛的联邦、州和地方法律法规的约束。请阅读第1A项。“风险因素-与监管相关的风险“讨论我们面临的与监管相关的风险。有关未决监管程序的信息，请参阅我们综合财务报表的附注18“诉讼和环境”。
州际天然气运输和储存法规
我们的州际天然气管道和储存设施的运营受FERC和1938年《天然气法》(NGA)、1978年《天然气政策法》(NGPA)和2005年《能源政策法》(《能源政策法》)的管辖。这些法律赋予FERC建造和运营此类设施的权力，包括对其进行改装、扩建、扩建和废弃。
根据NGA，FERC还有权决定州际天然气管道和储存公司收取的费率以及提供服务的条款和条件。FERC的监管权力扩展到为服务制定最低和最高费率，并允许运营商在非歧视性的基础上打折或谈判费率。费率、服务条款和条件在FERC批准的每家州际天然气管道和储存公司的张贴价目表中列出。公布的费率被认为是公正和合理的，未经FERC授权，不得在证据听证会或和解后更改。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。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。协商的费率协议必须向FERC提交，或以摘要形式包含在管道的费率中。
FERC的条例还包括一个全面的市场透明度和非歧视框架，以及FERC禁止市场操纵的规定。根据《能源政策法》和相关条例，任何直接或间接与联邦能源监管委员会管辖的天然气购买或销售有关的实体，或与联邦能源监管委员会管辖的运输服务的购买或销售有关的任何实体，从事欺诈行为都是非法的。除其他事项外，FERC行为标准还规定了州际天然气管道与其营销附属公司互动的方式。FERC的市场监管和透明度规定要求，满足某些门槛和标准的天然气购买或销售的年度报告，以及某些关于预定产量的信息的公开发布。
FERC有权对每一次违规行为处以每天超过140万美元的民事罚款。如果我们不遵守FERC管理的所有适用的法规、规则、法规和命令，我们可能会受到实质性的民事处罚和罚款。
除了对州际天然气管道和储存公司拥有管辖权外，FERC还对根据NGPA第311条由州内天然气管道和储存公司提供的州际运输和储存服务拥有管辖权。我们有许多州际管道和储存公司，它们根据《国家石油法》第311条提供州际服务。根据第311条以及FERC的实施条例，州际管道可以“代表”州际管道公司或由州际管道服务的任何地方分销公司运输天然气，而不受FERC根据NGA规定的更广泛监管机构的约束。这些服务必须在公开和非歧视性的基础上提供，对这些服务收取的费率不得超过FERC在定期费率程序中确定的“公平和公平”水平。
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共同运输液体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，州际公共运输液体管道的费率必须是“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FERC在完成调查后发现新的或改变的费率是非法的，它有权要求承运人向托运人退还在调查悬而未决期间收取的收入与根据FERC认为公平合理的费率本应收取的收入之间的差额。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。
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。通常，石油产品或原油管道将利用FERC的索引方法来调整其费率，因为索引是默认的费率调整机制。基于服务成本的费率、基于市场的费率和结算费率是默认指数化机制的替代办法，可在某些特定情况下用于改变费率。
CPUC费率监管
我们在加利福尼亚州的成品油管道的州内公共承运人业务受到CPUC的监管，该方法基于原始的投资成本衡量标准，采用了折旧书厂的方法。我们向CPUC提交的州内关税是根据适用于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抗议或CPUC的独立行动的挑战。
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。
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、管道安全、环境保护以及人类健康和安全。
海上作业
根据《海商法》，油轮和海洋设备的经营须承担涉及财产、人员和货物的海事义务，并涉及各种风险，其中除其他外包括碰撞风险，这可能导致对人身伤害、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。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航行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，这往往会导致悬挂美国国旗的运营商的监管合规成本高于以外国便利旗帜注册的船舶的船东。《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。
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-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案(多德-弗兰克法案)要求美国商品期货交易委员会和美国证券交易委员会颁布规则和条例，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，包括对在受监管交易所交易的场外掉期和期货及期权的广泛总头寸限制。这些规定包括对冲头寸的豁免。
环境问题和安全监管
我们的业务运营受到与环境保护以及人类健康和安全相关的广泛的联邦、州和地方法律法规的约束。例如，如果在我们的管道、存储或其他设施发生液体石油产品、化学品或其他危险物质的泄漏、泄漏或泄漏，我们可能会经历重大的运营中断，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失、安装污染控制设备或这些措施和其他措施的组合。此外，新项目可能需要根据联邦和州法律进行许可、批准和环境分析，这些法律包括《清洁水法》、《清洁空气法》、《国家环境政策法》和《濒危物种法》，以及侧重于环境正义考虑的行政命令。由此产生的成本和负债对我们来说可能是实质性的，根据联邦和州环境法，增加新设施和现有设施的合规成本可能需要我们进行巨额资本支出。总体而言，遵守环境法规的成本正在增加。这些成本有可能限制资本项目的回报和经济上可行的资本项目的数量。请阅读第1A项。“风险因素--与监管有关的风险。”
根据公认会计原则，当可能已产生债务且金额可合理估计时，我们会记录与环境事项有关的负债。有关未决环境事项的资料，包括我们的环境储备应计项目，请参阅我们综合财务报表附注18“诉讼与环境”。
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均受《联邦资源保护和回收法案》(RCRA)和类似的州法规的要求。RCRA制定了固体废物，包括危险废物的产生、处理、储存、运输和处置的标准。
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，授权第三方采取行动，以应对对公共卫生或环境的威胁，并寻求从责任人类别中追回他们所招致的费用，包括补救费用。此外，《经济、社会、文化权利国际公约》允许追回自然资源损害赔偿，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该定义的材料。如果根据《环境、环境、危害及危害法案》的法律运作，我们被确定为潜在的责任人，我们可能负责评估和补救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，也被称为清洁水法，以及类似的州法律对填埋物的排放施加限制和控制
禁止向受管制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。
美国环保局修订国家环境空气质量标准
根据《清洁空气法》的要求，环保局建立了国家环境空气质量标准(NAAQS)，设定了臭氧、颗粒物和二氧化硫等常见污染物的可接受水平。然后，要求各国通过国家实施计划，确保其空气质量符合适用的NAAQS。环保局审查这些sip，以确保它们符合NAAQS和《清洁空气法》的其他条款，包括睦邻条款。见第7项。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--流动性和资本资源--资本支出--监管的影响、“及附注18”诉讼与环境-环境问题--对联邦“睦邻计划”的挑战到我们的合并财务报表。
对于地面臭氧，环保局在2015年10月发布了一项规则，将NAAQS从百万分之75降低到更严格的70ppb标准。这一变化引发了一个程序，根据该程序，环保局指定了该国符合或不符合2015年标准的地区。2020年12月，环保局完成了对臭氧NAAQS的审查，并发布了一项保留2015年标准的规则。
实施NAAQS的州规则，包括科罗拉多州和新墨西哥州现有或拟议的规则，要求在新安装的设备上安装更严格的空气污染控制，并可能要求对现有的KMI设施进行空气污染控制改造。这些规定将对我们的天然气管道业务部门产生财务影响。未来州或联邦有关环保局为臭氧或其他标准空气污染物建立NAAQS的规定可能会对多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，也是燃烧天然气的副产品，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此类温室气体的排放，包括要求减少、监测和报告温室气体排放水平的环境保护局计划，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。
从2009年开始，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。我们的某些设施受到这些要求的约束。现有设施的运行或实际变化可能要求这些设施符合这些要求。此外，EPA最近的监管变化要求许多现有的石油和天然气设施减少温室气体排放，PHMSA提出了法规，要求适用于天然气设施的大规模泄漏检测和修复要求。见第1A项。“风险因素-与监管相关的风险-新的法律、政策、法规、规则制定和监督，以及对现行法律、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。“和”-增加与我们管道的安全和完整性有关的监管要求，可能需要我们产生大量资本和运营费用支出来遵守.”
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，例如通过建立温室气体减排目标或区域温室气体“总量管制与交易”计划，无论是单独还是通过多个州的区域倡议。我们的天然气压缩机和加工厂等来源可能会受到国家温室气体减排法规的约束。各州还在提议或已经实施了更严格的法规，以报告、监测或减少超出环保局要求的温室气体。遵守州规定可能需要额外的支出，超过遵守环保局关于新来源和现有来源的温室气体规定的支出。
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运营和维护我们的设施相关的成本。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产生大量额外的运营或资本成本，以便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、更换某些温室气体排放设备或技术、支付与温室气体相关的税款。
以及管理和管理一个更全面的温室气体排放计划。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，可能取决于我们无法控制的事件，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。
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，旨在减少温室气体的限额与交易立法或EPA监管举措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。
《管道安全条例》
我们受制于PHMSA发布的管道安全法规，以及经PHMSA认证的任何州，以规范各自州内管道的管道安全。本条例适用于管道和管道设施，包括相关的地下天然气储存、终端和液化天然气设施。PHMSA的规定尤其要求我们开发和维护管道完整性管理计划，以评估我们的管道，并采取额外措施保护位于气体和液体管道的高后果区(HCA)的管道段，在这些区域，泄漏可能会产生最不利的后果。此外，PHMSA最近发布了要求我们进行额外评估的要求，以确定被称为天然气管道中等后果区(MCAS)的风险。
自2019年以来，PHMSA实施了几项规则，规定了额外的管道安全要求，包括但不限于：(I)将某些完整性管理计划要求扩大到HCA之外(一些例外情况除外)；(Ii)扩大与危险液体管道相关的完整性管理要求的适用范围，以包括更多区域，包括某些沿海水域；(Iii)要求在2035年之前重新确认最大允许操作压力(MAOP)，并要求对某些天然气管道进行材料核查；(Iv)要求在某些新建或更换的气体和液体管道上安装远程控制或自动关闭阀门(或替代同等技术)；(V)增加对天然气管道腐蚀控制的要求；(Vi)提供额外的规范性要求，以增加对已发现的异常情况及其相关天然气管道修复标准的评估的保守性和特殊性；以及(Vi)将某些法规扩大到以前不受监管的天然气收集资产。
《员工健康和安全条例》
我们受到联邦和州机构的要求，在适当的情况下，包括职业安全和健康管理局(OSHA)，这些机构涉及员工的健康和安全等问题。
安全条例
高风险设施
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。
网络安全
为了应对持续影响管道行业的网络安全威胁，国土安全部运输安全管理局(TSA)发布了一系列安全指令，列出了某些“关键”管道的所有者和运营商在网络安全规划和报告任何事件时必须包括的具体内容。这些安全指令要求，除其他事项外，已确定的管道所有者遵守强制性报告措施；指定
网络安全协调员；提供漏洞评估；确保遵守某些网络安全要求；建立和实施TSA批准的网络安全实施计划；制定和维护网络安全事件响应计划，其中应包括被确认为CIRP演习积极参与者的个人，并每年测试至少两项CIRP目标；以及建立网络安全评估计划，并每年将更新的CAP提交TSA审查和批准，其中应包括评估和审计具体网络安全措施有效性的时间表。
此外，PHMSA要求报告涉及管道释放或关闭的某些事件，包括可能由网络攻击造成的事件。2023年7月26日，美国证券交易委员会在网络安全风险管理、战略、治理和事件等方面提出了新的披露要求。请阅读1C项。“网络安全“还在制定法规，以实施《2022年关键基础设施网络事件报告法案》(CIRCIA)的报告要求，该法案是一部关于报告网络事件和勒索软件付款的法律，预计将于2024年生效。
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。我们的领导团队已经制定了计划，以加强招聘、发展和晋升方面的多样性和机会平等。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。
截至2023年12月31日，我们雇用了10,891名全职人员，包括2024年至2028年期间到期的集体谈判协议涵盖的某些码头和管道的约891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的文化。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，但我们还有三个非零的员工安全绩效目标，如下：
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非零员工安全绩效目标 | | 2023全公司范围内的TRIR |
表现优于年度行业平均总可记录事故率(TRIR) | | 0.8 |
| 表现优于我们自己的三年TRIR平均值 | |
| 将全公司员工的TRIR从2019年的基准年的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。
我们董事会的提名和治理委员会(NOM/GOV委员会)负责规划我们高级管理层的继任，包括我们的首席执行官。我们的首席执行官每年向NOM/GOV委员会报告继任计划和程序，以确定公司内外的人才以接替高级管理职位，潜在继任者的发展机会，以及根据这些程序在当时的日历年度内开发的信息。作为我们年度继任规划过程的一部分，我们确定要包括在高级职位计划中的少数族裔和女性候选人。
我们认为员工多样性是一种资产，支持平等机会就业。我们采取平权措施，雇用和促进所有人的就业，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。作为我们要求的培训的一部分，员工和主管每两年审查一次我们的骚扰和歧视预防政策。
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。我们通过几个计划支持员工的持续职业目标和发展，包括劳动力培训、学费报销、
领导力和其他发展项目。这些计划有助于改善招聘、发展和留住员工，并通过提供机会获得他们进一步提升职业生涯所需的技能，帮助最大限度地发挥我们员工的潜力。
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。
房产和通行权
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。我们的航站楼、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不动产上。此外，在某些情况下，我们租赁的不动产位于联邦、州或地方政府土地上。
我们通常不拥有建造管道的土地。相反，我们获得并维护在他人土地上建造和运营管道的权利，通常是根据永久协议或规定更新权的协议。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，已经获得通行权的土地受优先留置权的约束，而这些优先留置权并不从属于通行权授予。*在某些情况下，并不是所有明显的记录所有者都加入了路权授予，但在几乎所有这样的情况下，大多数权益的所有者都已经获得了签名。他们从公共当局获得了在水道、县道、市政街道和国道上或沿线穿越或铺设设施的许可证，在某些情况下，这种许可证可以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。还从铁路公司获得了沿着或穿越土地或通行权的许可证。其中许多许可证在授予人选举时也可以撤销。但是，一些这样的许可证需要每年或其他定期付款。在少数几个小案例中，我们购买了用于管道用途的房产。
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。美国证券交易委员会维护着一个互联网网站，其中包含以电子方式向美国证券交易委员会提交的报告、委托书和信息声明以及其他有关发行人的信息，网址为http://www.sec.gov.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.基础设施危险因素
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。
与我们的业务相关的风险
我们的业务依赖于我们经手的产品的供求。
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。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。我们服务的地区的生产商可能无法成功勘探和开发额外的储量，或者他们这样做的成本可能变得不经济。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。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。
天然气、原油和其他产品的供应或需求减少可能会对我们资产的利用产生不利影响。
经济中断，如新冠肺炎疫情期间发生的中断，或一般商业环境的状况，如大宗商品价格下降或持续低位，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。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，公众对气候变化构成的潜在风险的担忧导致对能源效率的需求增加，并转向使用可再生能源而不是化石燃料提供的能源、混合动力汽车和电动汽车等节油替代能源，以及追求其他减少温室气体排放的技术，如碳捕获和封存。我们已经看到并可能看到这些趋势进一步加剧。
上述供需问题中的每一个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，这反过来可能对我们在运输、终止或其他中游服务、续签现有合同或我们的客户和托运人履行合同承诺方面的新合同的前景产生负面影响。此外，这种不利条件可能会加剧更大中断的不利影响，如新冠肺炎。请参阅“-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，则他们遇到的财务困境可能会对我们产生不利影响。“下面。
我们无法预测未来经济状况、节油措施、替代燃料要求、政府监管和/或税收优惠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。
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，如果寻求开发碳捕获和封存技术的公司取得成功，他们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业务产生不利影响。
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)原油和天然气生产国的武装冲突或政治不稳定；(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咫尺和可用性；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。请阅读“-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。此外，大宗商品价格的大幅波动可能会影响我们预算过程中使用的假设的准确性。
如果大宗商品价格大幅下跌或持续处于低位，而我们没有通过套期保值安排获得足够的保护，我们可能无法从这些业务中实现利润，并将亏损运营。
原油、天然气或天然气价格的大幅下跌，或长期不利的价格环境，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由于新冠肺炎导致的大宗商品价格下跌之后，我们记录了与我们的非监管天然气管道和CO公司相关的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。
有关我们的能源和大宗商品市场风险的更多信息，请参见项目7A。“关于市场风险的定量和定性披露.”
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存储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坏；信息和控制系统的损坏；码头和枢纽的泄漏；与铁路设施装卸有害物质有关的泄漏；不利的海况(包括风暴和海平面上升)；我们的运输船或在海运码头装载的船只的泄漏或泄漏；操作员失误；劳资纠纷/停工；与相互连接的设施和承运人的纠纷；我们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、网络安全漏洞以及其他类似事件，其中许多事件都不是我们所能控制的。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员伤亡、财产和自然资源的重大损失、环境污染、重大声誉损害、业务受损或暂停、罚款或其他监管处罚、与刑事责任指控相关的费用、与回应政府机构提起的调查或执行行动有关的费用以及撤销监管批准或实施新的要求，这些情况中的任何一项也可能造成重大的经济损失，包括收入和现金流的损失，条件是事件造成服务中断。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。
不利条件，如全球或美国经济普遍放缓、金融市场的不确定性和波动性，或通胀和利率上升，可能会对我们的经营业绩产生重大不利影响。例如，新冠肺炎在2020年导致了全球经济低迷。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和价格竞争加剧。虽然全球经济活动在2021年基本回升，但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，大流行后的经济状况包括通胀压力，这导致我们的运营费用和项目成本增加，以及利率上升。
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，则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。请参阅“-原油、NGL和天然气价格的波动可能会对我们的业务产生不利影响。
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）变得更加波动或恶化，我们的业务、财务状况和运营业绩可能会受到重大影响。
如果我们的客户或其他交易对手无法就我们提供的产品或服务向我们付款或以其他方式履行对我们的义务，他们经历的财务困境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。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，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，一些交易对手已经、正在经历或未来可能会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。此外，我们能够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。
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。如果一个或多个客户或交易对手申请破产保护，我们可能无法收回他们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公众对我们的行业部门、我们处理的产品或我们自己的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，特定于我们的事件可能会导致我们在关键利益相关者中的声誉恶化。
我们认为，声誉风险不能与其他形式的风险分开管理，必须有效地管理信贷、市场、运营、保险、监管和法律等风险，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(通常包括碳氢化合物的生产、运输和使用)的负面影响可能包括监管监督和成本增加，难以获得通行权，以及在获得或挑战与增长项目有关的监管批准方面的延误，封锁，项目取消，难以获得融资，收入损失，客户基础减少，以及我们证券和业务的价值缩水。此外，政府机构对环境正义的关切做出了回应，在许可证审批过程中实施了更严格的审查，并采取了可能加剧负面声誉影响的执法行动。
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，包括当产量低于预期时，当套期保值合同的对手方违约时，或当套期保值标的价格之间的预期差额发生变化时。
协议和收到的实际价格。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，限制我们以对我们经济有利的条款对冲大宗商品价格敞口的能力。
当我们从事我们认为在经济上有效的套期保值交易(例如，为了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)，这些交易可能不被视为会计目的有效。因此，我们的合并财务报表可能会反映这些对冲造成的波动，即使在这些合并财务报表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。有关我们的套期保值活动的更多信息，请参见项目7A。“关于市场风险的定量和定性披露和附注14“我们的综合财务报表中的风险管理”。
信息安全遭到破坏或一个或多个关键信息技术(IT)或运营(OT)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流程。
根据政府的要求，我们实施并维护了一项网络安全计划-包括内部和整合行业专业知识-旨在保护我们的IT、OT和数据系统免受攻击，然而，我们不能保证我们的网络安全计划将完全有效。我们经历了外部各方未经授权访问我们的网络或公司数据的尝试次数的增加。虽然我们已经采取了额外的措施来保护我们的网络和系统，以专门应对与远程工作相关的新的和更高的风险，但当我们的大量员工正在远程工作时，我们可能更容易受到成功的网络攻击或信息安全事件的影响。随着包括恐怖主义行为或网络破坏在内的未遂攻击在世界各地的复杂性和数量上的进步，我们的操作系统被破坏或被破坏的风险，或者与我们的行动相关的处理数据的安全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费用。我们还可能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，可能是由于勒索软件、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造成的，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损失。我们和我们的供应商开发、实施和维护安全措施(包括恶意软件和防病毒软件及控制)的努力可能无法成功防止这些事件，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的补救资源。未来，我们可能需要花费大量额外资源来继续加强我们的信息安全措施，遵守法规，制定和实施政府授权的计划，和/或调查和补救信息安全漏洞。
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，2021年5月，美国一条主要成品油管道遭到勒索软件攻击，迫使运营商暂时关闭管道，导致东海岸燃料供应中断。潜在的目标包括我们的管道系统、码头、加工厂、数据库或操作系统。攻击的发生可能会导致收入和现金流大幅下降，增加应对成本
或其他财务损失、重大报告要求、对我们声誉的损害、加强监管或诉讼或从我们的运营报告的不准确信息。如果发生此类事件，我们可能需要留住网络安全专家，以帮助我们阻止、诊断攻击并从攻击中恢复。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。攻击的可能性可能会使我们的业务面临更高的风险和成本，并根据其最终规模对我们的业务、运营结果、财务状况和/或商业声誉产生重大不利影响。
开发新技术可能会带来额外的风险，或者我们可能没有足够的资源来管理我们的技术。
我们或我们的对手方严重依赖的定制或新技术(包括潜在的生成性人工智能)可能会由于资源限制或其他因素而无法适当维护和更新，这些因素可能会导致技术故障或引发额外的运营或安全风险。生成性人工智能或其他新技术也可能造成额外的监管审查，并在知识产权所有权和/或许可或使用方面产生不确定性。技术(包括人工智能)也容易被故意滥用(被罪犯、恐怖分子或其他不良行为者)。技术故障或误用事件可能会对我们的运营、运营结果、财务状况和现金流造成重大不利影响。
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。这些自然灾害可能会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，全球变暖可能导致海平面上升，冬季风暴、飓风和热带风暴、极端降水和洪水等天气事件的频率和严重性增加。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。自然灾害同样会影响我们客户的设施。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。
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。
在某些飓风和其他自然灾害之后，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。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，可能会导致我们遭受重大损失。保险公司可能会减少或取消他们愿意提供的保险能力，或者可能要求大幅提高保费或免赔额以覆盖我们的资产。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。没有足够的保险覆盖我们遭受重大损失的事件，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以下因素的限制：难以获得许可和通行权、公众反对、建筑材料成本增加、成本超支、恶劣天气和其他延误。如果我们通过与他人合资来开展项目，我们将分享这些项目的控制权和任何利益。
我们定期承接建设项目，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、资金可获得性和行业、市场和需求状况以及环境正义考虑等因素的制约。我们无法控制的各种因素，例如在获得通行权和许可证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。监管机构可能会修改他们的许可政策，使我们的建设项目处于不利地位，例如FERC正在对其过程进行评估
审批天然气基础设施建设申请。联邦监管机构还可能扩大现有的监管要求，例如PHMSA最近扩大了对天然气收集管道的监管，以及PHMSA考虑监管气体CO的运输2。公众对我们项目的反对可能会加剧这些因素。请参阅“-我们面临声誉风险和与舆论有关的风险。恶劣天气、天灾和第三方承建商延误工程亦已导致，并可能继续导致工程成本增加或延误。此外，我们可能会遇到建筑材料成本上升的问题。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。
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，进而可能影响合资企业的财务预期和我们预期的收益。
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。我们不能保证我们将能够找到互补的收购目标或完成此类收购，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。
我们可能无法实现预期的运营优势和成本节约。收购业务或资产的整合涉及多项风险，包括(I)被收购业务的主要客户流失；(Ii)与我们规模扩大有关的管理需求；(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。
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，这涉及可能导致投资完全损失的风险。
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量，或有必要
今后将为这些活动提供资金。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。
开发和运营油气资产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。与油气资产有关的收购和开发决策包括主观判断和假设，尽管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、运营和与市场有关的因素可能会大大推迟或阻止任何油井的完工，或者以其他方式阻止物业或油井盈利。
我们的业务需要留住和招聘一支熟练的高管团队和员工队伍，而招聘和留住高管和其他关键人员的困难可能会削弱我们制定和实施业务战略的能力。
我们的成功在一定程度上取决于我们吸引、留住和有效管理一支经验丰富的高管团队的表现和能力。我们依赖我们的高管来制定和执行我们的业务战略。如果我们不能成功地留住或更换高管，我们的业务、财务状况或运营结果可能会受到不利影响。我们不维持关键人员的保险。
此外，我们的业务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。
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2023年12月31日，我们的合并债务约为319亿美元(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。有关我们的债务的更多信息，请参阅我们合并财务报表的附注9“债务”。
我们的业务、财务状况和经营业绩可能会受到资金供应、条款和成本的不利变化或信贷供应减少的不利影响。
我们可能需要依赖外部融资来源，包括商业借款和发行债务和股权证券，为收购、资本项目或债务期限再融资提供资金。资金的可获得性、条款和成本、利率或我们的信用评级的不利变化(这将对我们的信用评级产生相应的影响
通过限制我们获得资本的渠道，包括我们以类似条款对现有债务的到期日进行再融资的能力，可能会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，并可能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我们的运营和战略融资的能力。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。
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。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2023年12月31日，在我们约319亿美元的合并债务(不包括债务公允价值调整)中，约有83亿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。为了应对日益加剧的通胀，美国联邦储备委员会(Federal Reserve)在2022年3月上调了利率，这是三年多来的首次加息，此后又多次加息。随着利率上升，偿还可变利率债务所需的现金量也会增加，我们为现有债务的到期进行再融资的成本也会增加，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，请参见第7A项。“关于市场风险的定量和定性披露--利率风险。”
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受到投诉或抗议的挑战。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，要求降低预期的费率，并在
对差饷申请提出抗议，要求大幅退还有关年度内据称的多收费用的案件。此外，FERC已经开始并可能继续开始调查，以确定我们的州际天然气管道费率是否公平和合理。请阅读我们合并财务报表的附注18“诉讼和环境”，以了解对我们在管道上收取的费率面临挑战的重大问题的描述。我们无法预测这些诉讼将在多大程度上导致我们的管道运输费率下降，在抗议的情况下，将退还所谓的多收费。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广泛监管和监督。法律的改变，以及这些当局采取的监管行动，可能会对我们的盈利能力产生不利影响。如果制定更严格的能源、环境和管道安全政策，将造成额外的监管负担和不确定性。总体而言，我们看到监管部门加大了努力，发布新的法规和指导意见，以促进使用可再生能源和进一步保护环境的方式解释现有法律法规，呼吁企业加大监测和减排力度，并增加对潜在违反环境法的调查和执法行动。例如，2023年12月，环保局敲定了一项规则，其中包含温室气体排放的表现标准，其形式为甲烷限制，以及原油和天然气来源的挥发性有机化合物排放，包括生产、加工以及传输和储存部分。
这些类型的规则和目前提议的其他规则如果最终敲定，将间接影响我们的资产和业务，例如增加与我们运输的天然气和液体的生产相关的成本，或直接影响我们的资产和业务，例如大幅增加我们与受影响设备相关的资本和运营成本，或使我们可能因无法在分配的时间框架内遵守规则而受到监管处罚。
环保局的最终规则被称为“好邻居计划”(“计划”)，于2023年8月4日生效，但在计划生效日期之前获得环保局不批准其SIPs的州除外。在该计划生效日期之后，其他几个州也获得了类似的逗留。作为该计划的前身，环保局否决了21项sips，并发现另外两个州未能根据《清洁空气法》的州际运输(好邻居)条款为2015年的臭氧NAAQS提交sips。自那以后，环保局提议不批准另外五个州的sip，并将该计划或计划的部分应用于这些州的消息来源，其中包括一个会影响我们运营的州。该计划为几个部门规定了规定的排放标准，包括用于天然气管道运输的一定尺寸的新的和现有的往复式内燃机。该计划的排放标准将要求在我们的天然气管道业务部门使用的数百台现有内燃机上安装更严格的空气污染控制。该计划要求所有受影响的发动机在2026年5月1日之前达到严格的排放限制，除非得到EPA批准延长合规时间表，这需要得到我们的支持并得到EPA逐个发动机的批准。如果该计划继续以目前的形式有效(包括在2026年5月1日合规截止日期之前完全遵守，并假设对SIP不批准的所有悬而未决的挑战失败，以及对该计划的成功挑战没有成功)，我们目前估计该计划将对我们产生实质性的不利影响。见第7项。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析--流动性和资本资源--资本支出--监管的影响“包括我们在内，已经提出了多项法律挑战。见附注18，“诉讼与环境--环境问题--对联邦“睦邻计划”的挑战在我们的合并财务报表中。我们无法预测任何法律挑战是否最终会导致该计划的变化，或者这些变化(如果有的话)将如何影响我们。
监管当局的这些举措和其他举措可能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，或扩大对现有基础设施或目前不受监管的新来源的监管。
监管几乎影响到我们业务的每一个部分。除环境和管道安全事项外，我们还受制于以下事项的法规：(I)联邦、州和地方税；(Ii)费率(包括预订、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)设施和运营的完整性、安全性和安全性(包括防止网络攻击)；(Vii)收购其他业务；(Viii)收购、扩建、处置或放弃服务或设施；(Ix)报告及资料张贴规定；(X)维持账目及记录；及(Xi)与涉及天然气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、法规和此类监管机构的命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款，并可能失去政府合同。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，或对现有法律或法规的不同解释，包括意外的政策变化，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。有关详细信息，请参见第1和第2项。商业和财产。商业的叙事性描述。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。
我们的业务受到广泛的联邦、州和地方法律、法规的约束，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产生或与之相关的潜在责任。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。由于监管当局将重点放在环境保护和环境正义方面，与遵守上述法律有关的费用可能会增加。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产生的过错，此类法律和法规下的责任可能发生，而不考虑《环境影响报告法》、《资源保护和恢复法》、《联邦清洁水法》、《石油污染法》或类似的州法律下的过错，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负责。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/或业务中断，这可能会损害我们的业务、财务状况、运营结果和前景。例如，如果液体石油产品、化学品或其他有害物质在我们的管道、运输船只或储存或其他设施发生泄漏、泄漏或溢出，我们可能会经历重大的运营中断，我们可能不得不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害，安装昂贵的污染控制设备或采取上述及其他措施的组合。
我们拥有和/或经营许多财产和设备，这些财产和设备多年来一直在我们的商业活动中使用，并含有碳氢化合物或其他危险物质。虽然我们相信我们采用了符合当时行业惯例的运营、处理和处置做法，但碳氢化合物或其他危险物质可能是在我们或我们的前任拥有、运营或使用的物业和设备，或在我们或我们的前任的废物被处理的物业释放出来的。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。这些财产和在这些财产中释放的任何危险物质和处置的废物可能受美国法律的约束，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，我们可能被要求清除以前处置的废物，补救财产污染，或两者兼而有之，包括先前所有者或经营者造成的污染。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。
环境、健康和安全法律法规可能会发生变化。环境监管的长期趋势是对可能影响环境、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，包括但不限于石油和天然气的勘探、开发、储存和运输。例如，《联邦清洁空气法》和其他类似的联邦和州法律法规会受到定期审查和修订，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。近年来，几个州和联邦机构也增加了每日和最高罚款金额。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。
新的或修订的法规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，以及对意外违规行为(如管道泄漏)的罚款金额增加，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。有关详细信息，请参见第1和第2项。商业和财产。商业的叙事性描述。环境问题。”
与我们管道的安全和完整性相关的监管要求增加，可能需要我们产生巨额资本和运营费用。
我们在联邦和州一级遵守与管道安全和完整性有关的广泛法律和法规。例如，PHMSA为管道运营商在设计、操作、维护、完整性管理、资格和培训、应急反应、控制室管理和公众意识等领域发布了法规。我们预计，遵守这些法规的成本，包括诚信管理规则，将继续是巨大的。大部分合规费用与管道完整性管理条例有关，其中包括评估和维修要求。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HCA或MCAS中的管道数量的变化可能会对完整性测试和修复成本产生重大影响。我们计划继续我们的完整性管理计划，按照PHMSA规则的要求评估和维护我们现有和未来管道的完整性。为处理完整性评估和其他测试的结果和/或确保我们的管道和管道设施的持续安全可靠运行而被认为是必要的维修或升级可能会导致我们产生大量和意想不到的资本和运营支出。这类支出将视诚信评估和其他测试确定为必要的修理次数而有所不同。我们还预计，与PHMSA要求重新确定某些天然气管道的最大允许运行压力相关的巨额成本。我们预计未来将增加支出，以符合PHMSA的规定。
此外，未来可能颁布的额外法律法规或对现有法律法规的新解释可能会显著增加我们的合规支出。管道安全法规或此类法规的更改可能需要额外的泄漏检测、报告、更换某些管道段、增加监测设备以及对我们的管道设施进行更频繁的监测、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。随着时间的推移，管道安全监管有所增加，包括我们必须及时执行的最近修订的气体和危险液体监管规定，现有义务可能会随着目前正在审议的新拟议规则的增加而增加。例如，PHMSA发布了一项拟议的规则制定，提出了广泛的管道泄漏检测和修复要求，建议适用于天然气管道、液化天然气设施和地下天然气储存设施。此外，PHMSA正在制定一些拟议的规则，预计将于2024年公布，其中包括与以下内容有关的规则：(1)更新液化天然气设施的法规；(2)闲置气体和液体管道的要求；(3)修订一氧化碳运输的要求2以及建立气态CO的输运规律2(4)对气体管道等级位置变化的反应要求。国会正在努力重新授权《管道安全法》，预计该法案将于2024年颁布，并进一步扩大PHMSA目前的规则制定议程和/或某些领域的法定权力。无法保证未来管道安全和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。
气候相关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，PHMSA现有的和预期的泄漏检测和修复要求，以及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。提出的进一步应对温室气体排放的方法包括建立温室气体“总量管制与交易”计划、对石油和天然气系统的甲烷排放收取费用、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2。商业和财产。商业的叙事性描述。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、扩建现有设施或建造新设施的成本。我们可能被要求在我们的设施上安装新的排放控制，获得我们的温室气体排放额度，支付与我们的温室气体排放相关的税款，并管理和管理温室气体排放计划，这样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。此类法律或法规还可能导致对被认为导致温室气体排放的碳氢化合物产品的需求减少，或对其使用进行限制，这反过来可能对我们的产品和服务的需求产生不利影响。另请参阅“-商业风险-我们受到声誉风险和与舆论有关的风险的影响。“和”-业务风险-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，可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响.”
2022年3月，美国证券交易委员会提出了新的气候相关披露规则，如果按提议采用，将要求在美国证券交易委员会备案文件中进行大量新的气候相关披露，包括某些与气候相关的指标和温室气体排放数据，以及第三方认证要求。目前，我们无法预测如果按提议采用新规则，遵守新规则的成本，或新规则可能产生的任何不利影响。
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，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。国会的政策和监管举措或立法可能会减少获得联邦管理的土地的机会，或者增加与使用这些土地生产原油或天然气相关的监管负担，或者两者兼而有之。自2021年以来，联邦政府取消了陆上租赁及其对钻探许可申请的审查。第三方利益集团和石油和天然气行业成员已提起诉讼，对批准或禁止在联邦管理的土地上进行石油和天然气活动的决定提出质疑。
此外，石油和天然气的开发和生产活动在联邦、州和地方各级受到越来越多的监管。例如，联邦和州一级已采取主动行动，管制或以其他方式限制某些水力压裂活动的使用，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行业的压缩机站和其他设施。这些活动须遵守有关钻探前获得许可证、限制钻探活动和地点、向环境排放、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。
通过立法或法规限制我们业务领域内的这些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。这些法律法规也可能对我们自己的石油和天然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。
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按预期水平派发股息，而这一行动将使我们没有足够的现金及时利用增长机会(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，解决此类业务需求的决定可能会导致股息支付低于预期水平。随着事件本身出现或变得合理可预见，决定我们业务战略和股息的董事会可能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1C.项目2网络安全。
网络安全风险管理与策略
我们采用全面的战略来识别和应对网络安全风险，该战略与美国商务部的国家标准与技术研究所改善关键基础设施网络安全框架保持一致。该框架概述了促进保护关键基础设施的标准和做法。我们采用基于风险的方法，重点关注关键系统，在这些系统中，故障或漏洞可能会影响我们关键资产或运营的安全性或可靠性。网络安全风险被整合到我们的整体风险管理流程中，例如，包括与高级管理层的季度安全简报，与运营、财务和其他公司人员的桌面演习，以及通过采用与国土安全部的国家基础设施保护计划风险管理框架保持一致的网络保护战略的持续改进模式。
我们的管理团队聘请了第三方专家提供与供应链网络安全风险管理相关的指导。我们的战略包括加强资产周围安全的短期和长期举措，并辅之以第三方威胁监控、严格的安全协议和政府合作伙伴关系。我们对提供关键服务或有权访问或存储关键机密数据的第三方进行网络安全评估。
我们没有发现任何对我们的运营或财务状况造成重大损害或合理可能造成重大损害的网络安全威胁。请阅读第1A项。“风险因素-与我们的业务相关的风险-信息安全的违反或一个或多个关键信息技术(IT)或运营(OT)系统或第三方系统的故障，可能会对我们的业务、运营结果或商业声誉产生不利影响。“和”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。“讨论我们面临的网络安全威胁带来的风险。
我们采取的监控措施和应对数据泄露或网络攻击的程序
我们已经进行了投资，以应对数据和网络安全风险。这些投资包括对我们的网络周边使用持续的第三方安全监控，高级持续威胁组监控以使我们随时了解新出现的严重威胁，我们的网络安全架构标准化，该架构将业务和监控控制与数据采集(SCADA)网络分开，以及安全信息和事件管理软件系统。
我们的关键业务系统是完全冗余的，并且备份在不同的位置。独立的业务和SCADA网络可以隔离潜在威胁，并增强这些系统的安全性。我们的安全系统将安全事件关联起来，并汇总与安全相关的事件数据，例如恶意软件活动和其他可能的恶意活动。如果数据分析显示某个活动可能存在潜在的安全问题，则此系统会发送警报。安全功能由我们的网络运营中心持续监控，并通过由国土安全部网络安全和基础设施安全局和第三方安全运营中心管理的CyberSentry计划分析我们的网络流量是否存在恶意活动的迹象。我们在IT部门内有一个专门的SCADA小组，以评估和应对可能影响我们运营的重大事件和事件。防病毒解决方案部署在我们数据中心和控制中心的SCADA系统和工作站上。
我们的流程和网络安全计划是我们整体应急计划的一部分，我们进行模拟演习，包括与多个美国政府机构和同行公司进行演习，以加强我们的准备并提供持续的流程改进。
如果绕过数据和网络防御，我们的网络事件响应计划中详细说明的流程将有助于识别、遏制和消除威胁，并在需要时使我们的系统恢复在线。此外，该计划要求我们的适当管理层了解事件，并在情况需要时进行更新。
脆弱性评估和渗透测试
我们聘请了一家独立的第三方网络安全公司每年进行渗透测试。第三方检查我们外部和内部网络边界上的漏洞。如果发现漏洞，将实施纠正措施以补救任何问题。
政府和行业团体的参与
我们与各种各样的政府机构和行业团体接触，以实现信息的交叉共享，并确定改善我们安全的机会，包括积极参与IT部门协调委员会，并出席由美国能源部、美国联邦调查局和国土安全部主办的机密简报和安全架构审查。与这些机构的伙伴关系为我们提供了有关各种关键基础设施保护和网络安全问题的情报，并提供了交流最佳做法的机会。
员工培训
我们的员工被要求参加旨在帮助员工保护我们的网络和物理数据的年度网络和物理安全培训。员工在此培训中接受测试，网络安全绩效将在年度员工绩效评估中考虑。
网络安全治理结构
管理人员在管理网络安全风险中的作用
我们致力于保护敏感信息，在我们的IT部门内有一个专门的网络安全小组，由我们的首席信息官监督。该小组向我们的高级管理层提供季度网络安全报告，包括首席执行官总裁、首席财务官、首席运营官、首席执行官
行政官、首席信息官、总法律顾问、业务部门总裁和总裁副总裁-企业安全。这一高级管理团队参与了所有重要的网络安全决策，包括为遵守TSA发布的安全指令所做的努力。我们的首席执行官、总法律顾问和首席信息官出席了在华盛顿特区举行的关于网络安全的机密简报会。除了向高级管理层提交的季度报告外，网络安全团队还准备了更广泛的管理简报会，其中包括全公司范围内网络安全事项和倡议的最新情况，并为讨论数据安全风险解决方案和制定行动计划提供了一个论坛。
我们网络安全团队的管理层在网络安全事务方面拥有丰富的经验和培训。这些领导人持有美国联邦政府的绝密许可，并出席了相关联邦机构的机密简报。截至2023年底，我们的网络安全团队拥有超过120年的综合网络安全经验，团队成员拥有与网络安全相关的各种专业认证，包括与渗透测试和信息系统审计相关的培训。
委员会在网络安全风险监督中的作用
我们董事会的审计委员会负有与网络安全风险相关的监督责任，我们的首席信息官每季度向我们的首席信息官通报网络安全风险、我们的网络安全管理计划和举措，以及如果适用，重要的网络安全事件。如果发生重大网络安全事件，我们的首席执行官将通知董事会主席，或在董事长缺席的情况下，通知董事会独立的首席董事。
项目3.修订法律诉讼。
见我们合并财务报表的附注18“诉讼和环境”。
项目4.修订煤矿安全信息披露。
除一个在矿山安全与健康管理局处于临时闲置状态的终端设施外，我们不拥有或经营根据《多德-弗兰克法案》的矿山安全信息披露要求适用的矿山。截至2023年12月31日止年度，我们并未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-弗兰克法案》的矿山安全披露要求须予披露的类似事件。
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。
我们的P类普通股在纽约证券交易所挂牌交易，代码为“KMI”。
截至2024年2月15日，我们有9,540名P类普通股持有人，其中不包括受益所有者，其股份由被提名人持有，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。有关我们对分红的预期的信息，请参阅第7项。“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析-一般-2024年股息和可自由支配资本.”
我们购买我们的P类股票
(截至2023年12月31日的季度)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 结算期 | | 买入证券总数(A) | | 每种证券支付的平均价格(B) | | 作为公开宣布的计划的一部分购买的证券总数(A) | | 根据计划或方案可能尚未购买的证券的大约美元价值(A) |
| 2023年10月1日至10月31日 | | 5,706,428 | | | $ | 16.41 | | | 5,706,428 | | | $ | 1,574,253,794 | |
| 2023年11月1日至11月30日 | | 2,386,705 | | | 16.26 | | | 2,386,705 | | | 1,535,434,677 | |
| 2023年12月1日至12月31日 | | — | | | — | | | — | | | 1,535,434,677 | |
| | | | | | | | |
| 总计 | | 8,093,133 | | | $ | 16.37 | | | 8,093,133 | | | $ | 1,535,434,677 | |
(a)2017年7月19日，我们的董事会批准了一项20亿美元的普通股回购计划。2023年1月18日，我们的董事会批准将股票回购授权从20亿美元增加到30亿美元。一个回购后，股票被注销，不再流通。
(b)金额包括回购股票的任何佣金或其他成本。
从2023年12月31日到2024年2月16日，我们以16.50美元的平均价格回购了不到100万股，回购了700万美元。
项目6.修订[已保留]
项目7. 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)项目1和2中关于我们的业务战略的说明。“商业和财产--商业的叙事性描述--商业战略“(2)关于2023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)关于我们提供的服务和商品的条款说明，见第1项和第2项。
“商业和财产--商业的叙事性描述--商业细分；”(4)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；和(V)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。
关于我们2022年至2021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2022年2月7日提交给美国证券交易委员会的截至2022年12月31日的Form 10-K年度报告中。
一般信息
收购
以下是我们在报告所述期间进行的收购。请参阅注释3。在我们的合并财务报表中加入“收购和资产剥离”，以获得有关这些交易的进一步信息。
| | | | | | | | |
| 事件 | 描述 | 业务细分市场 |
STX中流收购 18.31亿美元 (2023年12月) | 我们收购了位于Eagle Ford盆地的STX中游管道系统，该系统由一套完整的大口径高压天然气管道组成，包括Eagle Ford传输系统、Net墨西哥管道有限责任公司90%的权益和Dos Caminos，LLC的50%权益。大约75%的业务是通过按需付费合同来支持的。 | 天然气管道 (中游活动) |
钻石M场采集 1300万美元 (2023年6月) | 我们收购了钻石M油田资产，该资产直接毗邻我们现有的SACROC油田。该油田目前处于注水状态，但预计将非常容易接受CO2由于靠近SACROC，洪水泛滥。我们预计将于2024年开始实施提高采收率。 | 公司2 (石油和天然气生产活动) |
2024年股息和可自由支配资本
我们预计2024年宣布的股息为每股1.15美元，比2023年宣布的每股1.13美元增加2%。我们还预计在2024年期间投资23亿美元用于扩建项目和对合资企业的贡献，或可自由支配的资本支出。
上文讨论的对2024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声明。”有关前瞻性陈述的信息“在本报告和项目1A的开头。“风险因素“了解更多信息。”
关键会计估计
关键会计估计和假设涉及重大程度的主观性和复杂的判断，以说明高度不确定的事项或高度易受变化影响的事项，并可能对我们的财务报表造成重大影响。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方面更多的判断，例如我们在确定(I)收入确认；(Ii)所得税；(Iii)我们资产的经济可用年限和相关的损耗率；(Iv)在(A)企业收购的购买价格分配中使用的公允价值；(B)计算可能的资产和股权投资减值费用；(C)计算年度商誉减值测试(如果触发，则为中期测试)，以及(D)记录衍生合同资产和负债；(V)环境索赔、律师费、运输费案件和其他诉讼责任准备金；(Vi)信贷损失准备金；(Vii)合同赔偿风险。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有很大不同，对这些估计的修订对我们的业务、财务状况或运营结果产生的任何影响都记录在引起修订的事实已知的期间。
有关我们重要会计政策的摘要，请参阅我们综合财务报表的附注2“重要会计政策摘要”，以及有关编制财务报表时使用的关键会计估计和假设的进一步信息，请参阅以下讨论。有关我们的套期保值活动和对我们估计的相关敏感性的讨论，请参阅附注14“风险管理”。 列入我们的合并财务报表和项目7A。“关于市场风险的定量和定性披露，分别是。
减值
除了我们的年度商誉减值测试外，我们还会在触发事件发生时评估我们长期资产的减值。管理层运用判断来确定是否存在减值指标。公允价值是为了测试我们的长期资产，包括无形资产、商誉和权益法投资而计算的。
减值准备涉及使用关于未来现金流入和流出的时间和金额、折现率、市场价格和资产寿命等项目的重大估计和假设。估计和假设可能会受到各种因素的影响，包括行业和经济趋势等外部因素，以及我们的业务战略和内部预测的变化等内部因素。考虑到许多可能对我们的估计产生重大影响的假设，对公允价值计算的基本假设变化的敏感性进行估计是不可行的。
有关我们的减值以及在减值评估中使用的重大估计和假设的更多信息，请参见附注4“资产剥离、减值和其他减记的损失和收益”。
环境问题
关于我们的环境暴露，我们利用内部员工和外部专家来帮助我们确定环境问题，并估计补救工作的成本和时间。我们的环境责任应计通常与我们完成可行性研究或我们对正式行动计划的承诺相吻合，但通常情况下，我们会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，在必要或适当的情况下确认和/或调整我们可能的环境责任。在记录和调整环境责任时，我们会考虑环境合规的影响、针对我们的未决法律行动以及潜在的第三方责任索赔。关于环境事项的更多信息，见第一部分第1项和第2项。商业和财产。商业的叙事性描述。环境问题。有关我们环境披露的更多信息，请参阅我们合并财务报表的附注18“诉讼和环境”。
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，由于我们的业务运营和交易，我们受到法律和监管事项的约束。我们利用内部和外部律师来评估我们可能因命令、判决或和解而产生的不利后果。随着获得更好的信息，记录的任何此类负债都会进行修订。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。关于监管事项的更多信息，见第一部分第1项和第2项。商业和财产。商业的叙事性描述。行业监管。有关法律程序的更多信息，请参阅我们合并财务报表的附注18“诉讼与环境”。
员工福利计划
我们的养老金和OPEB债务和净福利成本主要基于精算计算。我们使用的一个重要假设是计算福利义务时使用的贴现率。在我们的养老金和OPEB计划的精算计算中使用的假设的选择在附注10中进一步讨论 “以股份为基础的薪酬和员工福利“计入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债务相关的估计可能会在随后的期间进行修订。对我们相关福利义务的假设的变化对损益表的影响将在在职参与者的预期未来服务期间或非在职计划参与者的预期未来生活期间递延并摊销为收入。
以下敏感性分析显示了在截至2023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(信用) | | 资金状况 | | 净收益成本(信用) | | 资金状况(A) |
| | (单位：百万) |
| 增长1%： | | | | | | | | |
| 贴现率 | | $ | (9) | | | $ | 133 | | | $ | — | | | $ | 10 | |
| 计划资产的预期回报 | | (17) | | | — | | | (3) | | | — | |
| 补偿增值率 | | 2 | | | (10) | | | — | | | — | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 减少百分之一： | | | | | | | | |
| 贴现率 | | 11 | | | (155) | | | — | | | (11) | |
| 计划资产的预期回报 | | 17 | | | — | | | 3 | | | — | |
| 补偿增值率 | | (2) | | | 9 | | | — | | | — | |
| | | | | | | | |
(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
我们在确定所得税拨备时作出重大判断和估计，包括我们对我们所得税状况的评估，因为在不同的税收司法管辖区对复杂税收法律和法规的解释和应用涉及不确定性。在确定估值免税额时，在估计未来应纳税所得额时，有许多复杂的判断和假设，包括诸如未来经营状况和各州的收入分配等因素。有关更多信息，请参阅我们合并财务报表的附注5“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Kinder Morgan，Inc.应占净收益和未计DD&A费用的分部收益来评估我们的业绩，包括摊销股权投资超额成本(EBDA)(如附注16“报告分部”所示)，以及调整后普通股净收入和每股可分配现金流量(DCF)的非GAAP财务衡量指标，调整后分部EBDA，Kinder Morgan，Inc.调整后净收入，调整后息前收益，所得税，DD&A费用，包括股权投资超额成本摊销，(EBITDA)和净债务。
GAAP财务指标
截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度的综合收益结果显示，Kinder Morgan，Inc.的净收入是根据公认会计原则编制和列报的，部分EBDA根据FASB ASC 280在附注16“可报告部分”中披露。分部EBDA的构成既不涉及也不受公认会计原则的规定。分部EBDA是衡量我们经营业绩的有用指标，因为它衡量的是我们分部在DD&A之前的经营业绩，以及我们的业务分部运营经理通常无法控制的某些费用，如一般和行政费用以及公司费用、利息费用、净额和所得税。我们的一般和行政费用以及公司费用包括未分配的员工福利、保险、租金、未分配的诉讼和环境费用，以及会计、信息技术、人力资源和法律服务等共享公司服务。
非公认会计准则财务指标
我们下面描述的非GAAP财务指标不应被视为可归因于Kinder Morgan公司或其他GAAP指标的GAAP净收入的替代指标，作为分析工具具有重要的局限性。我们对这些非公认会计准则财务指标的计算可能与其他公司使用的类似名称的指标不同。您不应孤立地考虑这些非GAAP财务指标，也不应将其作为根据GAAP报告的我们业绩分析的替代品。管理层通过审查我们的综合非GAAP财务措施来弥补我们的局限性
以下综合非公认会计原则措施说明中确定的可比公认会计原则措施，了解这些措施之间的差异，并在其分析和决策过程中考虑到这一信息。
某些项目
某些项目，作为用于计算我们的非GAAP财务衡量标准的调整，是GAAP要求反映在Kinder Morgan，Inc.应占净收益中的项目，但通常是(I)不具有现金影响(例如，未结算的商品对冲和资产减值)，或(Ii)其性质与我们的正常业务运营分开识别，并且在大多数情况下可能只会零星发生(例如，某些法律和解、新税法的颁布和意外伤害损失)。(请参阅中的表格“-非GAAP财务指标-可归因于Kinder Morgan公司的净收入与可归因于Kinder Morgan公司的调整后净收入的对账”-非GAAP财务指标-可归因于Kinder Morgan公司的净收入与DCF的对账“和”-非GAAP财务指标-可归因于Kinder Morgan，Inc.的净收入与调整后EBITDA的对账“(见下文)。我们还包括与合资企业相关的调整(见下文“合资企业的金额”)。下表汇总了截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度的某些项目，这些项目也在“-部门收益结果”下面。
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| |
| 某些项目 | | | |
| 公允价值摊销 | $ | — | | | $ | (15) | |
| 法律、环境和其他储备 | — | | | 51 | |
| 衍生工具合约的公允价值变动(A) | (126) | | | 57 | |
| 减值损失 | 67 | | | — | |
| | | |
| 所得税某些项目(B) | 33 | | | (37) | |
| 其他（c） | 45 | | | 32 | |
| 某些项目合计(D)(E) | $ | 19 | | | $ | 88 | |
(a)收益或损失在变现时反映出来。
(b)表示某些项目加上离散所得税项目的所得税拨备。包括KMI所得税拨备对某些影响股权投资收益的项目的影响，并独立于合营企业的被投资人，也是应纳税单位。
(c)2023年金额代表与我们的养老金计划进行的结算相关的养老金成本调整。
(d)2023年和2022年的金额包括在所附综合损益表的“股权投资收益”中报告的下列金额：(1)不计入“衍生产品合同公允价值变动”内；(2)仅计入2023年期间的“减值损失”内的6,700万美元，用于与我们在双鹰管道公司的产品管道业务部门的投资有关的非现金减值(见附注4“资产剥离、减值和其他减值的损失和收益”)。-减值-投资”).
(e)2023年和2022年的总额分别包括(700万美元)和(1100万美元)，分别包含在所附综合损益表的“利息、净额”内，其中分别包括“公允价值摊销”的无项和(1500万)美元，以及分别包括(700万)美元和400万美元的“衍生合同的公允价值变动”。
可归因于Kinder Morgan，Inc.的调整后净收入。
调整后的可归属于Kinder Morgan公司的净收入(以前称为“调整后收益”)是通过调整某些项目的归属于Kinder Morgan公司的净收入来计算的。可归因于Kinder Morgan公司的调整后净收入被我们、投资者和我们财务报表的其他外部用户用作补充指标，提供有关我们在一段时期内的业绩和产生收益的能力的决策有用信息，这些信息对我们的持续运营至关重要。我们认为，与Kinder Morgan，Inc.调整后净收入最直接可比的GAAP衡量标准是Kinder Morgan，Inc.的净收入。-非公认会计准则财务指标--将Kinder Morgan，Inc.的净收入与Kinder Morgan，Inc.的调整后净收入进行调节。
调整后普通股和调整后每股收益应占净收益
调整后的普通股净收入是通过调整某些项目的可归属于Kinder Morgan公司的净收入来计算的，Kinder Morgan公司是最具可比性的公认会计原则衡量标准，此外还包括分配给参与证券的净收入，以及超过参与证券分配的调整后的净收入。我们采用调整后的净收入可归因于
普通股，因为我们认为它允许在与每股收益最具可比性的基础上计算调整后每股收益(调整后每股收益)，这是与调整后每股收益最具可比性的GAAP衡量标准。调整后每股收益的计算方法为普通股的调整后净收益除以我们的加权平均流通股。调整后的每股收益采用与计算基本每股收益相同的两类方法。调整后的每股收益被我们的财务报表的投资者和其他外部用户用作每股收益的补充指标，提供有关我们的期间业绩和产生收益的能力的决策有用信息，这些信息是我们持续运营的核心。看见-非公认会计准则财务指标-Kinder Morgan，Inc.应占净收入与调整后普通股应占净收入的对账下面。
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，以及进一步调整DD&A和股权投资的超额成本摊销、所得税支出、现金税、持续资本支出和其他项目来计算的。我们还调整来自合资企业的所得税、DD&A、现金税和持续资本支出的金额(见下文“合资企业的金额”)。贴现现金流是我们、投资者和我们财务报表的其他外部使用者用来评估我们的业绩以及衡量和估计我们的资产在支付利息支出、支付现金税和支出持续资本后产生经济收益的能力的重要业绩衡量标准。DCF提供了对本期与我们的资产相关的具体成本的更多洞察，并促进了我们对持续业务活动的业绩进行逐期比较。我们、投资者和其他外部用户也使用DCF来比较我们整个行业的公司业绩。在我们的年度激励薪酬计划下的年度奖金和我们的长期激励薪酬计划下的基于业绩的股权薪酬授予中，每股DCF是主要的财务业绩目标。贴现现金流不应用作根据公认会计准则计算的经营活动所提供的现金净额的替代办法。我们认为，与DCF最直接可比的GAAP衡量标准是Kinder Morgan，Inc.的净收入。每股DCF是DCF除以平均流通股，包括参与分红的限制性股票奖励。看见-非公认会计准则财务措施-将Kinder Morgan，Inc.的净收入对账至折现现金流下面。
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，因为它为管理层、投资者和我们财务报表的其他外部用户提供了对我们业务部门的业绩趋势、我们部门对我们综合业绩的相对贡献以及我们部门持续创造收益的能力的进一步洞察。调整后的部门EBDA也被用作我们为业务部门总裁和其他业务部门员工制定的年度激励薪酬计划下的薪酬决定因素。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。看见“--非公认会计准则财务措施--调整后的分部EBDA与分部EBDA的对账”下面。
调整后的EBITDA
调整后的EBITDA是通过调整某些项目的Kinder Morgan公司应占净收入以及DD&A和股权投资超额成本、所得税支出和利息的摊销计算得出的。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、投资者和其他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，以评估我们的杠杆率。管理层和外部用户也使用调整后的EBITDA作为比较我们整个行业公司估值的重要指标。我们的净债务与调整后EBITDA的比率被用作我们年度激励薪酬计划的补充业绩目标。我们认为，与调整后的EBITDA最直接可比的GAAP衡量标准是Kinder Morgan，Inc.的净收入。见-非公认会计准则财务措施-对Kinder Morgan，Inc.应占净收入与调整后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。与我们的未合并和合并的合资企业有关的DCF和调整后的EBITDA的计算包括与我们的全资合并子公司的DCF和调整后的EBITDA计算中包括的项目相同的项目(DD&A和所得税费用，以及仅就DCF而言，还包括现金税和持续资本支出)；此外，我们剔除了可归因于
非控制性权益。(请参阅“-非GAAP财务衡量标准-可归因于Kinder Morgan，Inc.的净收入与折现现金流的核对”和“-非GAAP财务衡量标准-可归因于Kinder Morgan，Inc.的净收入与调整后EBITDA的核对”(如下所示。)虽然与我们未合并的合资企业相关的这些金额已计入折现现金流和调整后EBITDA，但此类计入不应被理解为意味着我们对此类未合并的合资企业的运营和由此产生的收入、支出或现金流拥有控制权。
净债务
净债务是根据截至2023年12月31日的数额计算的，方法是从我们321.16亿美元的债务余额中减去以下金额：(1)现金和现金等价物8,300万美元；(2)债务公允价值调整1.87亿美元；(3)外汇对欧元计价债券的影响价值900万美元或者我们已经进行了货币互换，将债务转换为美元。净债务本身与我们作为净债务与调整后EBITDA比率的一部分的调整后EBITDA一起，是管理层、投资者和我们财务信息的其他外部用户用来评估我们的杠杆率的非GAAP财务指标。我们的净债务与调整后EBITDA的比率也被用作我们年度激励薪酬计划的补充业绩目标。我们认为，衡量净债务最具可比性的指标是总债务。
合并盈利结果
下表总结了我们综合收益结果的主要组成部分。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| 2023 | | 2022 | | 收益
增加/(减少) |
| (单位：百万，百分比除外) |
| 收入 | $ | 15,334 | | | $ | 19,200 | | | $ | (3,866) | | | (20) | % |
| 营运成本、开支及其他 | | | | | | | |
| 销售成本(不包括下面单独列出的项目) | (4,938) | | | (9,255) | | | 4,317 | | | 47 | % |
| 运营和维护 | (2,807) | | | (2,655) | | | (152) | | | (6) | % |
| 副署长及助理署长 | (2,250) | | | (2,186) | | | (64) | | | (3) | % |
| 一般和行政 | (668) | | | (637) | | | (31) | | | (5) | % |
| 所得税以外的税项 | (421) | | | (441) | | | 20 | | | 5 | % |
| 资产剥离和减损收益，净 | 15 | | | 32 | | | (17) | | | (53) | % |
| 其他(费用)收入，净额 | (2) | | | 7 | | | (9) | | | (129) | % |
| 总运营成本、费用和其他 | (11,071) | | | (15,135) | | | 4,064 | | | 27 | % |
| 营业收入 | 4,263 | | | 4,065 | | | 198 | | | 5 | % |
| 其他收入(费用) | | | | | | | |
| 股权投资收益 | 838 | | | 803 | | | 35 | | | 4 | % |
| 股权投资超额成本摊销 | (66) | | | (75) | | | 9 | | | 12 | % |
| 利息，净额 | (1,797) | | | (1,513) | | | (284) | | | (19) | % |
| 其他，净额 | (37) | | | 55 | | | (92) | | | (167) | % |
| 其他费用合计 | (1,062) | | | (730) | | | (332) | | | (45) | % |
| 所得税前收入 | 3,201 | | | 3,335 | | | (134) | | | (4) | % |
| 所得税费用 | (715) | | | (710) | | | (5) | | | (1) | % |
| 净收入 | 2,486 | | | 2,625 | | | (139) | | | (5) | % |
| 可归因于非控股权益的净收入 | (95) | | | (77) | | | (18) | | | (23) | % |
| 归属于Kinder Morgan，Inc.的净利润 | $ | 2,391 | | | $ | 2,548 | | | $ | (157) | | | (6) | % |
| 基本每股收益和稀释后每股收益 | $ | 1.06 | | | $ | 1.12 | | | $ | (0.06) | | | (5) | % |
| 基本和稀释后加权平均流通股 | 2,234 | | | 2,258 | | | (24) | | | (1) | % |
| 宣布的每股股息 | $ | 1.13 | | | $ | 1.11 | | | $ | 0.02 | | | 2 | % |
我们的合并收入包括我们提供的运输和其他中游服务的费用。 我们综合服务收入的波动在很大程度上反映了业务量和/或费率的变化。 我们的综合销售成本和销售收入还包括天然气和产品（统称为NGL、原油、CO）的购买和销售2 和转音)和相关的衍生活性。我们的综合销售收入将随着商品价格和数量的变化而波动，相关的销售成本通常会产生相应的抵消影响，但CO除外2生产而不是购买原油和CO的部门2它卖得很好。此外，销售收入和成本的波动可能会进一步受到我们用来管理大宗商品价格风险的衍生品合约收益或亏损的影响。
以下是对截至2023年和2022年的可比年度合并收益结果的重大变化的讨论：
收入
收入S律令2023年与2022年相比，ED为38.66亿美元。减少的主要原因是天然气销售额下降36.16亿美元，产品销售额下降10.29亿美元，主要是由于大宗商品价格下降，部分抵消了用于对冲大宗商品销售额5.32亿美元的衍生品合约的影响，其中包括这两项衍生工具的已实现和未实现损益。这些收入的减少被我们销售成本的相应减少所抵消，如下所述“营业成本、费用和其他--销售成本.”
营运成本、开支及其他
销售成本
销售成本S减少了2023年为43.17亿美元，而2022年为43.17亿美元。减少的主要原因是天然气的销售成本下降了35.87亿美元，产品的销售成本下降了6.22亿美元，这主要是由于大宗商品价格的下降。销售成本是进一步减少7300万美元用于对商品购买进行对冲的衍生品合同的影响，包括已实现和未实现的衍生品损益。
运营和维护
运营和维护增量2023年为1.52亿瑞典元，而2022年为1.25亿瑞典元。增长的主要原因是劳动力和其他费用的增加，包括诚信成本和服务s, 燃料费用、材料和用品，相关由于更高的活动水平和通货膨胀，由于2022年期间与EPNG管道破裂相关的法律准备金设立，法律费用的下降部分抵消了这一影响。
其他收入(费用)
利息，净额
在上表中，我们将利息支出报告为“净额”，这意味着我们从总利息支出中减去利息收入和资本化利息，得出一个利息金额。T增量2023年为2.84亿瑞典元，而2022年为2.84亿瑞典元。这主要是由於与固定利率对浮动利率掉期有关的利率上升。
其他，净额
其他方面，与2022年相比，2023年净变化9200万美元。不利的变化主要是由于更高的利率导致的养老金成本增加，养老金资产表现下降，以及与我们的养老金计划进行的和解相关的调整，部分被2022年期间与涉及我们的前股权被投资人Ruby的破产和解相关的付款所抵消。
非公认会计准则财务指标
对Kinder Morgan，Inc.的净收入与Kinder Morgan，Inc.的调整后净收入进行核对。
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：百万，每股除外) |
| Kinder Morgan，Inc.的净收入。 | $ | 2,391 | | | $ | 2,548 | |
| 某些项目（a） | | | |
| 公允价值摊销 | — | | | (15) | |
| 法律、环境和其他储备 | — | | | 51 | |
| 衍生品合同公允价值变化 | (126) | | | 57 | |
| 减值损失 | 67 | | | — | |
| | | |
| 所得税某些项目 | 33 | | | (37) | |
| 其他 | 45 | | | 32 | |
| 某些项目总计 | 19 | | | 88 | |
可归因于Kinder Morgan，Inc.的调整后净收入。 | $ | 2,410 | | | $ | 2,636 | |
| | | |
| 归属于Kinder Morgan，Inc.的净利润对账调整后归属于普通股的净利润 |
| 归属于Kinder Morgan，Inc.的净利润 | $ | 2,391 | | | $ | 2,548 | |
某些项目总计（b） | 19 | | | 88 | |
分配给参与证券的净利润（c） | (14) | | | (13) | |
其他（d） | — | | | (1) | |
调整后归属于普通股的净利润 | $ | 2,396 | | | $ | 2,622 | |
| | | |
| 归属于Kinder Morgan，Inc.的净利润对账至DCF |
| 归属于Kinder Morgan，Inc.的净利润 | $ | 2,391 | | | $ | 2,548 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
某些项目总计（b） | 19 | | | 88 | |
| 副署长及助理署长 | 2,250 | | | 2,186 | |
| 股权投资超额成本摊销 | 66 | | | 75 | |
| 所得税费用（e） | 682 | | | 747 | |
| 现金税 | (11) | | | (13) | |
| 维持性资本支出 | (868) | | | (761) | |
| 来自合资企业的金额 | | | |
| 未合并合资企业DD & A | 323 | | | 323 | |
| 删除合并合资伙伴的DD & A | (63) | | | (50) | |
未合并合资企业所得税费用（f）（g） | 89 | | | 75 | |
未合并合资企业现金税（f） | (76) | | | (70) | |
| 维持资本支出的未合并合资企业 | (163) | | | (148) | |
| 删除合并后的合资伙伴的持续资本支出 | 9 | | | 8 | |
其他项目（h） | 67 | | | (38) | |
| 折扣现金流 | $ | 4,715 | | | $ | 4,970 | |
| | | |
调整后每股收益 | $ | 1.07 | | | $ | 1.16 | |
用于派息的加权平均股数（i） | 2,247 | | | 2,271 | |
| 每股DCF | $ | 2.10 | | | $ | 2.19 | |
| 宣布的每股股息 | $ | 1.13 | | | $ | 1.11 | |
(a)请参阅“中包含的表格- 概述-非GAAP财务指标-上面的某些物品”。
(b)请参阅”-非GAAP财务指标-归因于Kinder Morgan，Inc.的净利润对账至调整后归属于普通股的净利润”以获取详细列表。
(c)分配给普通股和参与证券的净收入是根据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，如果每种证券参与收益或超额分配超过收益，视情况而定。
(d)调整后的净收益超过参与证券的分派。
(e)为避免重复，2023年和2022年所得税支出调整不包括3300万美元和(3700万)美元，其中金额已经包括在“某些项目”中。请参阅“- 概述-非GAAP财务指标-上面的某些物品”。
(f)与我们的柑橘、NGPL控股和产品(SE)管道(SE)股权投资相关。
(g)包括被投资方确认的属于应税实体的某些项目的税收准备。KMI的所得税规定对某些影响股权投资收益的项目的影响被包括在“某些项目”中。请参阅“- 概述-非GAAP财务指标-上面的某些物品”。
(h)包括非现金养老金支出、与我们的限制性股票计划相关的非现金薪酬和养老金缴款。
(i)包括参与分红的限制性股票奖励。
Kinder Morgan，Inc.应占净收入与调整后EBITDA的对账
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：百万) |
| Kinder Morgan，Inc.的净收入。 | $ | 2,391 | | | $ | 2,548 | |
| 某些项目（a） | | | |
| 公允价值摊销 | — | | | (15) | |
| 法律、环境和其他储备 | — | | | 51 | |
| 衍生品合同公允价值变化 | (126) | | | 57 | |
| 减值损失 | 67 | | | — | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 所得税某些项目 | 33 | | | (37) | |
| | | |
| | | |
| 其他 | 45 | | | 32 | |
| 某些项目总计 | 19 | | | 88 | |
| 副署长及助理署长 | 2,250 | | | 2,186 | |
| 股权投资超额成本摊销 | 66 | | | 75 | |
| 所得税费用（b） | 682 | | | 747 | |
| 利息，净额（c） | 1,804 | | | 1,524 | |
| 来自合资企业的金额 | | | |
| 未合并合资企业DD & A | 323 | | | 323 | |
| 删除合并合资伙伴的DD & A | (63) | | | (50) | |
| 未合并合资企业所得税费用（d） | 89 | | | 75 | |
| 调整后的EBITDA | $ | 7,561 | | | $ | 7,516 | |
(a)请参阅“中包含的表格- 概述-非GAAP财务指标-上面的某些物品”。
(b)为了避免重复，2023年和2022年所得税费用的调整不包括3，300万美元和（3，700万）美元，这些金额已包含在“某些项目”中。 请参阅“中包含的表格- 概述-非GAAP财务指标-Cer保留上面的物品”。
(c)为了避免重复，2023年和2022年净利息调整分别不包括（70万美元）和（11）万美元，这两个数字h金额已包含在“某些物品”中。 请参阅“中包含的表格- 概述-非GAAP财务指标-某些物品，”上图。
(d)包括与我们的Citrus、NGL Holdings和Products（SE）Pipe Line股权投资相关的应税实体被投资方确认的某些项目的税收拨备。 KMI所得税拨备对影响股权投资收益的某些项目的影响包含在上述“某些项目”中。
以下是对Kinder Morgan，Inc.的调整后净利润的重大变化的讨论，DCF和调整后EBITDA:
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：百万) |
可归因于Kinder Morgan，Inc.的调整后净收入。 | $ | 2,410 | | | $ | 2,636 | |
| 折扣现金流 | 4,715 | | | 4,970 | |
| 调整后的EBITDA | 7,561 | | | 7,516 | |
| | | |
| 较前期的变化 | 增加/(减少) | | |
可归因于Kinder Morgan，Inc.的调整后净收入。 | $ | (226) | | | |
| 折扣现金流 | $ | (255) | | | |
| 调整后的EBITDA | $ | 45 | | | |
归属于Kinder Morgan，Inc.的调整后净利润降低 2.26亿美元与2022年相比，2023年的离子。 这一下降主要是由于利息费用增加。 较高的利息费用也影响了DCF。 的 255美元英里与2022年相比，2023年DCF的下降幅度为进一步受到持续资本支出增加的影响。 尤利西斯EBITDA增加收入4500万美元 与2022年相比，2023年。 涨幅 由于天然气管道业务部门结算衍生品的有利利润率被我们业务部门整体较低的大宗商品价格部分抵消。
一般费用、行政费用和企业费用
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：百万) |
| 一般和行政 | $ | (668) | | | $ | (637) | |
| 企业（费用）福利，净 | (91) | | | 44 | |
| 某些项目 | 45 | | | 6 | |
| 一般费用、行政费用和企业费用 | $ | (714) | | | $ | (587) | |
| | | |
| 较前期的变化 | 收益增加/（减少） | | |
| 一般和行政 | $ | (31) | | | |
企业（费用）福利，净 | (135) | | | |
总计 | $ | (166) | | | |
与2022年相比，2023年一般和行政费用增加了3100万美元，企业（收费）福利增加了1.35亿美元。 综合变化是主要的y是由于利率上升和养老金资产表现下降导致养老金成本增加9500万美元，以及劳动力和福利相关成本增加3900万美元。 此外，综合变化还包括与我们的养老金计划和解相关的2023年养老金成本增加4500万美元的影响，以及与Ruby破产相关的2022年成本增加600万美元（我们将其视为某些项目）。
分部EBDA与调整后分部EBDA的对账
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：百万) |
| 分部EBDA（a） | | | |
| 天然气管道部门EBDA | $ | 5,282 | | | $ | 4,801 | |
| 某些项目（b） | | | |
| 法律、环境和其他储备 | — | | | 51 | |
| 衍生品合同公允价值变化 | (122) | | | 64 | |
| | | |
| 其他 | — | | | 26 | |
| | | |
| 天然气管道调整后分部EBDA | $ | 5,160 | | | $ | 4,942 | |
| | | |
| 产品管道部门EBDA | $ | 1,062 | | | $ | 1,107 | |
| 某些项目（b） | | | |
| 衍生品合同公允价值变化 | (1) | | | — | |
| 减值损失 | 67 | | | — | |
| | | |
| 产品管道调整后分部EBDA | $ | 1,128 | | | $ | 1,107 | |
| | | |
| 终端部门EBDA | $ | 1,040 | | | $ | 975 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
公司2分部EBDA | $ | 689 | | | $ | 819 | |
| 某些项目（b） | | | |
| 衍生品合同公允价值变化 | 4 | | | (11) | |
| | | |
| | | |
公司2调整后的分部EBDA | $ | 693 | | | $ | 808 | |
(a)包括收入、股权投资收益、运营费用s，资产剥离和减损收益，净，其他（费用）收入，净，和其他，净。 运营费用包括销售成本、运营和维护费用以及税收（收入除外）e税。 见“- 概述-GAAP财务指标“上图。
(b)请参阅“- 概述-非GAAP财务指标-上面的某些物品”。
分部盈利结果
天然气管道
| | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
| | (单位：百万，运营统计除外) |
| 收入 | $ | 9,168 | | | $ | 12,686 | |
| 销售成本 | (3,258) | | | (7,171) | |
| 其他运营费用 | (1,442) | | | (1,391) | |
| | | |
| 资产剥离和减损收益，净 | 10 | | | 10 | |
| | | |
| 其他收入 | 2 | | | 3 | |
| 股权投资收益 | 776 | | | 683 | |
| | | |
| 其他，净额 | 26 | | | (19) | |
| | | |
| 分部EBDA | 5,282 | | | 4,801 | |
| 某些物品： | | | |
| 法律、环境和其他储备 | — | | | 51 | |
| 衍生品合同公允价值变化 | (122) | | | 64 | |
| 其他 | — | | | 26 | |
| 某些项目（a） | (122) | | | 141 | |
| 调整后的分部EBDA | $ | 5,160 | | | $ | 4,942 | |
| | | |
| 较前期的变化 | 增加/(减少) | | |
| 分部EBDA | $ | 481 | | | |
| 调整后的分部EBDA | $ | 218 | | | |
| | | |
| 体积数据（b） | | | |
| 运输量（BBtu/d） | 40,282 | | | 38,657 | |
| 销量（BBtu/d） | 2,346 | | | 2,482 | |
| 收集卷（BBtu/d） | 3,562 | | | 2,994 | |
| NGL（MBBL/d） | 34 | | | 30 | |
(a)请参阅“中包含的表格- 概述-非GAAP财务指标-上面的某些项目。2023年和2022年分别为1.22亿美元和6300万美元的某些项目分别与我们的中游业务相关；(Ii)没有和100万美元分别与我们的东部业务相关；以及(Iii)没有和7700万美元分别与我们的西部业务相关。有关某些重要项目的更多细节，请参阅下面关于部分EBDA变化的讨论。
(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。
以下为天然气管道段EBDA的变动情况：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| | 2023 | | 2022 | | 增加/(减少) |
| | (单位：百万) |
| 中游 | $ | 1,697 | | | $ | 1,441 | | | $ | 256 | |
| 东 | 2,637 | | | 2,502 | | | 135 | |
| 西 | 948 | | | 858 | | | 90 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 天然气管道总量 | $ | 5,282 | | | $ | 4,801 | | | $ | 481 | |
| | | | | |
| | | | | |
天然气管道段EBDA在2023年和2022年可比年度的变化情况，通过以下讨论进行解释：
•2.56亿美元(18%)的增长于中游业务的收入及销售成本下降，与非现金未实现衍生工具合约的按市值计价影响有关，而非现金未实现衍生工具合约用于对冲预期商品销售及购买，我们将其视作某些项目。
此外，Midstream还受到以下有利因素的影响：(I)销售利润率增加导致我们德克萨斯州内天然气管道业务的收益增加，这主要是由于销售对冲的实现收益，但由于大宗商品价格和销售量下降，以及管道完整性成本降低；(Ii)我们的Hland Midstream系统收益增加，主要是因为运量和费率增加导致服务费用增加；(Iii)我们的KinderHawk资产收益增加，部分是由于运营费用增加而减少的。这部分被以下因素所抵消：(I)由于我们的南得克萨斯资产以较低的利率重新谈判合同，导致服务费收入下降；(Ii)大宗商品销售利润率下降，这主要是由于我们的俄克拉荷马州资产交易量减少所致。
奥维Rall，Midstream的收入变化被销售成本的相应变化部分抵消。
•EAST的1.35亿美元(5%)增长主要是由于(I)在2022年下半年签订的新客户合同的有利定价的推动下，中洲快递管道有限责任公司的股权收益增加；(Ii)由于对其服务的需求增加和有利的定价，我们的Stagecoach资产的收入增加；(Iii)由于运力销售率增加、对其服务的需求增加、服务的有利定价以及2023年11月投入使用的扩建项目，TGP的收入增加，这部分被更高的管道维护成本抵消。
•West的9,000万美元(10%)的增长主要是由于tO EPNG的收益增加，原因是(I)其服务的优惠定价和管道部分于2023年2月恢复服务的收入增加，以及(Ii)天然气销售利润率的增加，但被(I)EPNG管道完整性成本增加和(Ii)主要由于合同于2022年12月到期而导致的夏延平原天然气管道公司和怀俄明州州际公司收入下降所部分抵消。
此外，西部地区还受到与EPNG管道破裂相关的成本和相关诉讼准备金以及与涉及我们的前股权投资公司Ruby的破产和解相关的付款的影响，仅限于2022年期间，我们将其视为某些项目。
产品管道
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| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
| | (In数百万，除了 运营统计） |
| 收入 | $ | 3,066 | | | $ | 3,418 | |
| 销售成本 | (1,588) | | | (1,972) | |
| 其他运营费用 | (436) | | | (419) | |
| 资产剥离和减损收益，净 | — | | | 12 | |
| 其他费用 | (4) | | | — | |
| 股权投资收益 | 23 | | | 68 | |
| | | |
| 其他，净额 | 1 | | | — | |
| | | |
| 分部EBDA | 1,062 | | | 1,107 | |
| 某些物品： | | | |
| 衍生品合同公允价值变化 | (1) | | | — | |
| 减值损失 | 67 | | | — | |
| 某些项目（a） | 66 | | | — | |
| 调整后的分部EBDA | $ | 1,128 | | | $ | 1,107 | |
| | | |
| 较前期的变化 | 增加/(减少) | | |
| 分部EBDA | $ | (45) | | | |
| 调整后的分部EBDA | $ | 21 | | | |
| | | |
| 体积数据（b） | | | |
| 汽油（c） | 980 | | | 978 | |
| 柴油 | 351 | | | 367 | |
| 喷气燃料 | 285 | | | 264 | |
| 精炼产品总产量 | 1,616 | | | 1,609 | |
| 原油和凝析油 | 483 | | | 471 | |
| 总交付量（MBBL/d） | 2,099 | | | 2,080 | |
(a)请参阅“中包含的表格- 概述-非GAAP财务指标-上面的某些物品”。 2023年和2022年（i）的某些项目 （1）万美元d分别与我们的东南精炼产品业务无关和（ii）6700万美元和均与我们的原油和凝析油业务无关。 有关重要某些项目的更多详细信息，请参阅下文分部EBDA中的变更讨论。
(b)合资企业的吞吐量按我们的所有权份额报告。
(c)数量包括乙醇管道量。
以下是产品管道部门EBDA的变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| | 2023 | | 2022 | | 增加/(减少) |
| | (单位：百万) |
| 原油和凝析油 | $ | 265 | | | $ | 331 | | | $ | (66) | |
| 东南成品油 | 278 | | | 265 | | | 13 | |
| 西海岸精炼产品 | 519 | | | 511 | | | 8 | |
| 总产品线 | $ | 1,062 | | | $ | 1,107 | | | $ | (45) | |
| | | | | |
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2023年和2022年可比年度成品油管道段EBDA的变化通过以下讨论解释：
•原油和凝析油减少了6600万美元(20%)，这是由于与我们对双鹰管道有限责任公司的投资有关的非现金减值导致的股本收益减少了6700万美元，我们被当作某一物品对待的。
此外，原油和凝析油受到以下影响：(I)来自巴肯资产的收益增加，主要是由于产量和收集率增加，以及产品损益的有利净变化部分抵消了不利产品定价的有利净变化导致的运营成本下降，以及(Ii)不包括上述减值在内的来自Double Eagle Pipeline LLC的股权收益增加，原因是产量增加和收入不足，但被Kinder Morgan原油和凝析油管道收益下降所抵消，这主要是由于以较低的费率重新收缩和减少收入导致收入下降。我们的原油和凝析油业务的收入也较低，销售成本也相应下降，这主要是由于大宗商品定价和产量下降所致。
•东南亚成品油价格上涨1300万美元(5%)收入增长的主要原因是(I)产品(SE)管道的权益收益增加，这主要是由于较高的产量、产量和混合活动带来的收入增加，部分被不利的产品损益净变化所抵消；(Ii)佛罗里达州中部管道有限责任公司的收入增加，主要是因为产量和费率增加，但主要是由于不利的产品定价，TransMix加工业务的收益下降部分抵消了这一增长。
•西海岸成品油增加了800万美元(2%)，这是由于可再生柴油增长项目导致我们太平洋业务的收入增加，以及更高的费率部分抵消了运营成本的增加，这是由于产品损益的不利净变化、更高的燃油率以及劳动力成本的增加，以及更高的费率推动的Calnev管道有限责任公司收入的增加，部分被2022年期间的土地销售收益所抵消。
终端机
| | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
| | (单位：百万，但不包括)
经营状况(统计数字) |
| 收入 | $ | 1,917 | | $ | 1,792 |
| 销售成本 | (33) | | (26) |
| 其他运营费用 | (863) | | (827) |
| 资产剥离和减损收益，净 | 1 | | 9 |
| 其他收入 | 1 | | 5 |
| 股权投资收益 | 9 | | 14 |
| | | |
| 其他，净额 | 8 | | 8 |
| | | |
| 分部EBDA | $ | 1,040 | | $ | 975 |
| | | |
| | | |
| | | |
| 较前期的变化 | 增加/(减少) | | |
| 分部EBDA | $ | 65 | | | |
| | | |
| | | |
| 体积数据（a） | | | |
| 液体打底容量（MMBBL） | 78.7 | | | 78.2 | |
| 液体利用率%（b） | 93.6 | % | | 91.3 | % |
| 散货转运吨（毫米吨） | 53.3 | | | 53.2 | |
(a)在所列的所有期间，不包括被撤资、闲置和/或持有待售的设施的通知。
(b)我们的油罐容量与液体滞留容量的比率。
我们的码头业务分部的分组已从前期更新，以反映码头分部EBDA的更简洁的呈现。 出于下表和相关讨论的目的，我们码头的运营业绩在所有期间从历史业务分组中重新分类。 持作出售或撤资的终端，包括任何相关的出售损益，均包括在其他组中。
以下是码头部门EBDA的变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| | 2023 | | 2022 | | 增加/(减少) |
| | (单位：百万) |
| 琼斯法案油轮 | $ | 177 | | | $ | 146 | | | $ | 31 | |
| 液体 | 601 | | | 573 | | | 28 | |
| 散装 | 256 | | | 243 | | | 13 | |
| 其他 | 6 | | | 13 | | | (7) | |
| 终端总数 | $ | 1,040 | | | $ | 975 | | | $ | 65 | |
| | | | | |
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以下讨论解释了2023年和2022年可比年度码头分部EBDA的变化：
•琼斯法案油轮增加3100万美元（21%）主要是由于r平均包租费率。
•Liquids增加2800万美元（5%）主要是由于与扩建项目贡献相关的收入增加、合同费率升级、以更高的费率重新承包以及利用率增加部分被劳动力和维护费用增加所抵消。
•Bulk增加1300万美元（5%）主要是由于与扩建项目贡献相关的收入增加、合同费率升级、石油焦产量增加以及汽油产量和辅助产品增加煤炭处理活动的收入减少以及劳动力和其他运营费用增加部分抵消了电力处理活动。
公司2
| | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 |
| | (In数百万，除了
经营状况(统计数字) |
| 收入 | $ | 1,209 | | | $ | 1,334 | |
| 销售成本 | (77) | | | (109) | |
| 其他运营费用 | (473) | | | (445) | |
| 资产剥离和减损收益，净 | 1 | | | 1 | |
| 其他费用 | (1) | | | — | |
| 股权投资收益 | 30 | | | 38 | |
| | | |
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| 分部EBDA | 689 | | | 819 | |
| 某些物品： | | | |
| 衍生品合同公允价值变化 | 4 | | | (11) | |
| 某些项目（a） | 4 | | | (11) | |
| 调整后分部EBDA | $ | 693 | | | $ | 808 | |
| | | |
| 较前期的变化 | 增加/(减少) | | |
| 分部EBDA | $ | (130) | | | |
| 调整后的分部EBDA | $ | (115) | | | |
| | | |
| 体积数据（b） | | | |
| SACROC石油生产（c） | 20.22 | | | 20.29 | |
| 耶茨石油生产 | 6.63 | | | 6.52 | |
| 其他 | 2.32 | | | 2.75 | |
| 石油总产量，净（MBBL/d）（d） | 29.17 | | | 29.56 | |
| NGL销量，净（MBBL/d）（d） | 8.97 | | | 9.40 | |
公司2销量，净（BCF/d） | 0.336 | | | 0.358 | |
| RNG销量（BBtu/d） | 6 | | | 3 | |
| 已实现加权平均油价（每桶美元） | $ | 67.42 | | | $ | 66.78 | |
| 已实现的加权平均NGL价格（每桶美元） | $ | 30.84 | | | $ | 39.59 | |
(a)请参阅“中包含的表格- 概述-非GAAP财务指标-上面的某些物品”。 2023和 2022某些物品与我们的石油和天然气生产活动相关。 对于m有关重要某些项目的详细信息，请参阅下文分部EBDA中的变更讨论。
(b)所购资产的发票均包含在所有期间d然而，收购产生的EBDA贡献仅计入收购后的时期。
(c)包括Diamond M的体积数据。
(d)扣除特许权使用费和外部工作利益。
以下是CO的变化2 分部EBDA：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： | | |
| | 2023 | | 2022 | | 增加/(减少) |
| | (单位：百万) |
| 石油和天然气生产活动 | $ | 473 | | | $ | 553 | | | $ | (80) | |
| 来源和运输活动 | 187 | | | 247 | | | (60) | |
| | | | | |
| 小计 | 660 | | | 800 | | | (140) | |
| 能源转型风险投资活动 | 29 | | | 19 | | | 10 | |
总一氧化碳2 | $ | 689 | | | $ | 819 | | | $ | (130) | |
| | | | | |
| | | | | |
CO的变化2 以下讨论解释了2023年和2022年可比年度的分部EBDA：
•石油和天然气生产活动减少8,000万美元(14%)是由于已实现天然气价格下降和产量下降、原油产量下降和运营费用增加部分抵消了已实现原油价格上升导致的收入减少。
此外，石油和天然气生产活动受到与非现金未实现衍生工具对冲合约的按市值计价影响有关的收入不利变化的影响，我们将这些合约视为某些项目。
•来源和运输活动减少6000万美元(24%)，主要是因为与降低CO有关的收入减少2销售价格和销售量。
•能源转换风险投资活动增加了1,000万美元(53%)，主要是由于2023年额外投入使用的三座工厂导致更高的RNG利润率，这是产量增加的结果，但部分被更高的运营费用所抵消。
我们相信，我们现有的对冲合同在我们的CO内到位2企业S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在较小程度上缓解价格敞口。以下是我们的CO摘要2 截至2023年12月31日，业务部门的对冲未偿还。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | 2028 |
| 原油(A) | | | | | | | | | |
| 价格(每桶$) | $ | 65.27 | | | $ | 63.91 | | | $ | 65.16 | | | $ | 64.38 | | | $ | 61.40 | |
| 音量(MB/d) | 21.00 | | | 12.85 | | | 8.60 | | | 3.60 | | | 0.10 | |
| NGL | | | | | | | | | |
| 价格(每桶$) | $ | 51.58 | | | | | | | | | |
| 音量(MB/d) | 3.20 | | | | | | | | | |
(a)包括西德克萨斯中质油对冲。
流动性与资本资源
一般信息
截至2023年12月31日，我们拥有8300万美元的“现金及现金等价物”，比2022年12月31日减少了6.62亿美元。此外，截至2023年12月31日，我们的信贷安排下的借款能力约为14亿美元(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，2023年和2022年分别提供了64.91亿美元和49.67亿美元的资金来源。同比增幅将在下文中讨论。-现金流-经营活动。我们主要依靠业务部门提供的现金为我们的运营和偿债提供资金，维持资本支出、股息支付和我们的增长资本支出；然而，我们可能会不时进入债务资本市场，为我们即将到期的长期债务再融资，并为增量投资融资(如果有的话)。不时地，
短期借款被用来为我们的扩张资本支出提供资金，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支付。
我们的董事会宣布2023年第四季度的季度股息为每股0.2825美元，与2023年的前几个季度一致。2023年宣布的股息总额为1.13美元，比2022年宣布的股息总额增加2%。
我们使用商业票据借款为第四季度收购STX Midstream提供资金。
2023年1月31日，我们在登记发行中发行了本金总额为15亿美元、2033年到期的5.20%优先债券，净收益14.85亿美元，用于偿还短期借款、到期债务和一般企业用途。
于截至2023年12月31日止年度内，于到期时，我们已偿还3.15%优先票据、浮动利率优先票据、3.45%优先票据、3.50%优先票据及5.625%优先票据。
2024年2月1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12.5亿美元的5.00%优先债券将于2029年到期，本金总额5.40%的优先债券将于2034年到期，综合净收益22.3亿美元，用于偿还短期借款、为到期债务提供资金以及用于一般企业用途。
短期流动性
截至2023年12月31日，我们短期流动性的主要来源是(I)运营现金；(Ii)我们35亿美元的信贷安排，可用能力约为14亿美元，以及相关的35亿美元商业票据计划。我们的信贷安排下的贷款承诺可用于营运资金和其他一般企业用途，并作为我们商业票据计划的备份。商业票据借款和信用证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。
截至2023年12月31日，我们的40.49亿美元短期债务主要由商业票据借款和未来12个月到期的优先票据组成。我们打算在债务到期时为其提供资金，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。截至2022年12月31日，我们的短期债务余额为33.85亿美元。
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022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46.79亿美元和31.27亿美元。与2022年年底相比，总的15.52亿美元的不利变化主要是由于(I)经常债务增加6.64亿美元，主要与用于为我们收购STX Midstream提供资金的商业票据借款有关；(Ii)现金和现金等价物减少6.62亿美元，原因是截至2022年12月31日使用手头现金偿还2023年第一季度到期的部分优先票据；(Iii)我们的应收账款和应付款净变化1.74亿美元；(Iv)库存减少1.09亿美元，主要是产品库存；以及(V)其他流动资产减少9,700万美元，主要是交换气体应收账款和监管资产；部分被2023年衍生品合同资产和负债的1.55亿美元的有利短期公允价值调整所抵消。一般而言，我们的营运资本会有所不同，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化，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余额的变化(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。
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。
下表代表了我们截至2023年12月31日的债务评级。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 评级机构 | 短期评级 | | 长期评级 | | 展望 |
| 标准普尔 | A-2 | | BBB | | 稳定 |
| 穆迪投资者服务公司 | Prime-2 | | Baa2 | | 稳定 |
| 惠誉评级公司 | F2 | | 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。我们迄今发行的优先票据，除了我们某些子公司发行的票据外，通常有非常相似的条款，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直接和间接全资拥有的国内子公司都是交叉担保的当事人，在这种担保中，每一方都为对方的债务提供担保。请参阅“--子公司证券担保综合财务信息汇总“截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，我们各种长期债务(不包括本期债务)的未偿还本金总额分别为278.8亿美元和282.88亿美元。
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2023年12月31日和2022年12月31日，约为82.53亿美元(26%)和63.14亿美元(20%)我们的债务余额的本金金额分别为浮动利率--作为短期或长期浮动利率债务，或通过使用利率互换转换为浮动利率的固定利率债务。这个2023年12月31日的金额包括19.89亿美元的商业票据。截至2022年12月31日的百分比包括12.5亿美元的浮动利率至固定利率衍生品合约，这些合约于2023年12月到期。
有关我们2023年未偿还优先票据和债务相关交易的更多信息，请参阅我们综合财务报表的附注9“债务”。附注14“风险管理-利率风险管理“为我们的综合财务状况ENTS和项目7A。“关于市场风险的定量和定性披露--利率风险。”
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。此外，我们将资本支出区分如下：
| | | | | | | | |
| 开支类别 | | 实际支出的确定 |
| 维持性资本支出 | | •投资以维持营运的完整性和延长资产的使用寿命 |
| 扩张性资本支出(可自由支配资本支出) | | •在进行或获得附加或改进之前的基础上进行投资，以扩大吞吐量或产能 |
维护资本支出的预算，我们称为持续资本支出，是每年自下而上进行的。对于我们的每一项资产，我们为维持资本支出做预算并使其成为必要的资本支出
维护安全和高效的运营，满足客户需求，并遵守我们的运营政策和适用法律。我们可能会为预期会产生经济效益的额外持续资本支出编制预算，例如提高效率和/或降低未来的开支。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。随着时间的推移，包括扩建资本项目的资产可能会导致额外的持续资本支出。与新建资产有关的维持资本支出的需要往往微乎其微，但随着时间的推移，随着这些资产的老化和磨损，需要的资本支出往往会增加。无论资产是来自持续资本支出还是扩张资本支出，一旦完成，将此类资产加入我们的折旧资产基础将影响我们对受影响或由此产生的资产在剩余使用年限内的折旧、损耗和摊销的计算。
一般情况下，资本支出是否被归类为持续资本支出或扩展资本支出的确定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持续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在计算折现现金流时不被扣除，而被归类为持续资本支出的资本支出被扣除。
我们截至2023年12月31日的年度资本支出，以及我们预计在2024年维持资产和扩大业务的支出金额如下：
| | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 预计2024年 |
| (单位：百万) |
| 资本支出： | | | |
| 维持性资本支出 | $ | 868 | | | $ | 990 | |
| 扩张资本支出 | 1,594 | | | 2,086 | |
| 应计资本支出、承包人聘用费和其他 | (145) | | | — | |
| 资本支出 | $ | 2,317 | | | $ | 3,076 | |
| 添加： | | | |
| 维持未合并合资企业的资本支出(A) | $ | 163 | | | $ | 192 | |
| 对未合并的合资企业的投资(B) | 238 | | | 214 | |
| 减去：合并后合资伙伴的持续资本支出 | (9) | | | (11) | |
| 减去：合并合资伙伴的扩张资本支出 | (20) | | | (24) | |
收购 | 1,843 | | | — | |
| 应计资本支出、承包人聘用费和其他 | 145 | | | — | |
| 资本投资总额 | $ | 4,677 | | | $ | 3,447 | |
(a)维持合资企业的资本支出通常不需要我们支付现金。
(b)反映对未合并合资企业的现金贡献。 还包括对未合并合资企业的贡献，净扣除在合资企业申报向我们分配的金额内。
我们的资本投资包括以下内容：
| | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 预计2024年 |
| (单位：百万) |
| 可持续资本投资 | | | |
| 不动产、厂房和设备的资本支出 | $ | 868 | | | $ | 990 | |
| 维持未合并合资企业的资本支出(A) | 163 | | | 192 | |
| 减去：合并后合资伙伴的持续资本支出 | (9) | | | (11) | |
| 持续资本投资总额 | 1,022 | | | 1,171 | |
| | | |
| 扩张资本投资 | | | |
| 不动产、厂房和设备的资本支出 | 1,594 | | | 2,086 | |
| 对未合并的合资企业的投资(B) | 238 | | | 214 | |
| 减去：合并合资伙伴的扩张资本支出 | (20) | | | (24) | |
收购 | 1,843 | | | — | |
| 扩张资本投资总额 | 3,655 | | | 2,276 | |
| 资本投资总额 | $ | 4,677 | | | $ | 3,447 | |
(a)维持合资企业的资本支出通常不需要我们支付现金。
(b)反映对未合并合资企业的现金贡献。 还包括对未合并合资企业的贡献，净扣除在合资企业申报向我们分配的金额内。
监管的影响
监管日益严格的趋势使我们的资本和运营支出要求在较长期内存在不确定性。例如，2023年6月5日，美国环保署的最终规则--《睦邻计划》(The Plan)在联邦登记簿上公布。作为该计划的前身，环保局否决了21项sips，并发现另外两个州未能根据《清洁空气法》的州际运输(好邻居)条款为2015年的臭氧NAAQS提交sips。该计划规定了几个部门的排放标准，包括用于天然气管道运输的一定尺寸的新内燃机和现有内燃机。环保局随后提议不批准另外五个州的sip，并将该计划或计划的部分应用于这些州的消息来源，其中包括一个会影响我们运营的州。
已经提出了多项法律挑战，包括我们。见附注18，“诉讼与环境--环境问题--对联邦“睦邻计划”的挑战在我们的合并财务报表中。虽然我们无法预测任何法律挑战是否会导致该计划的变化，或者这些变化(如果有的话)将如何影响我们，但我们认为，环境保护局对SIPs的不批准是不适当的，该计划存在严重缺陷，存在挑战该计划的众多和实质性的依据。我们影响到资产的几个州，包括阿肯色州、肯塔基州、路易斯安那州、密西西比州、密苏里州、俄克拉何马州和德克萨斯州，已就环保局对sip的不批准提出上诉，并要求暂停上诉。暂缓上诉的标准包括要求申请人根据案情证明胜诉的可能性。对于环境保护局不批准阿拉巴马州、阿肯色州、肯塔基州、路易斯安那州、明尼苏达州、密西西比州、密苏里州、内华达州、俄克拉何马州、德克萨斯州、犹他州和西弗吉尼亚州提交的SIP，暂缓上诉已被批准，这意味着(只要暂缓执行继续存在)环境保护局就不再有在这些州执行该计划的法律依据。作为对这些暂停的回应，2023年7月31日和2023年9月29日，环保局发布了临时最终规则，承认这些州的计划要求被暂停，并表示这些州的计划遵守期限可能会延长。环保局在临时最终规则中提供的指导是不确定的，因此我们提交了请愿书，要求审查临时最终规则。如果该计划得到全面实施，其排放标准将要求我们的天然气管道业务部门使用的数百台现有内燃机安装更严格的空气污染控制。该计划将要求所有受影响的发动机在2026年5月1日之前达到严格的排放限制，除非合规时间表得到EPA的批准，这将需要得到我们的支持并得到EPA逐个发动机的批准。如果本计划继续以目前的形式有效(包括在2026年5月1日合规截止日期之前完全合规，并假设对SIP不批准的所有悬而未决的挑战失败，以及对该计划的成功挑战没有成功的挑战)，我们目前估计它将对我们产生实质性影响，包括遵守该计划所需的估计成本在15亿至18亿美元之间(包括我们运营的合资企业的成本，扣除我们在此类合资企业中的利益)，潜在的设备短缺导致我们无法遵守该计划，以及运营中断。然而，鉴于大量悬而未决的诉讼，影响很难预测。这些众多诉讼的结果可能会显著减少我们的风险敞口。例如，我们目前估计，遵守与环境保护局不批准其SIPs有关的州的暂缓执行计划所需的成本从2亿美元到300美元不等
百万美元。然而，对该计划的成功挑战将影响到所有受影响的州。此外，我们将寻求减轻影响，并通过调整我们受监管资产的税率(如有)来收回支出。
上文讨论的费用估计数是初步估计数，基于若干假设，可能会有很大差异，包括超出所提供的范围。成本是根据历史上对普通发动机进行典型改造而产生的平均成本来假定的。这些估计数仅反映需要执行的预期升级(对于合资企业，仅针对我们运营的资产)，没有考虑潜在的复杂情况，如升级过程中可能确定的额外维护要求。
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。有关我们对这些投资的债务以及我们对相关信用证的债务的信息，请参阅我们合并财务报表的附注13“承诺和或有负债”。关于我们投资的性质和业务目的的其他信息包括在我们的综合财务报表的附注7“投资”中。
合同义务和商业承诺
下表概述了我们的现金需求情况。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 按期间到期的付款 |
| | 总计 | | 不到15岁 1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) | $ | 31,929 | | | $ | 4,049 | | | $ | 2,668 | | | $ | 2,773 | | | $ | 22,439 | |
利息支付(B) | 20,362 | | | 1,573 | | | 2,933 | | | 2,717 | | | 13,139 | |
| 租赁义务(C) | 366 | | | 67 | | | 96 | | | 58 | | | 145 | |
| 养恤金和OPEB计划(D) | 457 | | | 64 | | | 28 | | | 25 | | | 340 | |
| 运输、容量和储存协定(E) | 660 | | | 158 | | | 266 | | | 116 | | | 120 | |
| 其他义务(F) | 297 | | | 84 | | | 81 | | | 31 | | | 101 | |
| 总计 | $ | 54,071 | | | $ | 5,995 | | | $ | 6,072 | | | $ | 5,720 | | | $ | 36,284 | |
| 其他商业承诺： | | | | | | | | | |
| 备用信用证(G) | $ | 157 | | | $ | 85 | | | $ | 72 | | | | | |
| 资本支出(H) | $ | 469 | | | $ | 469 | | | | | | | |
(a)见本公司合并财务报表附注9“债务”。
(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2023年12月31日生效的利率不变。
(c)代表根据截至2023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2024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)主要是3.1亿美元的运输协议、1.89亿美元的容量储存协议和1.09亿美元的天然气运量协议。
(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2023年12月31日，这些环境负债被计入我们综合资产负债表中的“其他流动负债”和“其他长期负债及递延信贷”。
(g)截至2023年12月31日，未偿还的1.57亿美元信用证包括：(I)六份用于保险目的信用证项下的5,100万美元；(Ii)支持我们的国际海运码头合伙公司Plaquemines债券的4,600万美元信用证；(Iii)支持我们的Kinder Morgan营运有限责任公司“B”免税债券的2,400万美元信用证；以及(Iv)支持我们及其子公司的环境和其他义务的34份信用证共计3,600万美元。
(h)表示截至2023年12月31日对购买厂房、财产和设备的承诺。
现金流
下表汇总了2023年至2022年期间由运营、投资和融资活动提供(用于)的净现金流。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日的一年， | | |
| 2023 | | 2022 | | 变化 |
| (单位：百万) |
| 现金净额提供人(用于) | | | | | |
| 经营活动 | $ | 6,491 | | | $ | 4,967 | | | $ | 1,524 | |
| 投资活动 | (4,175) | | | (2,175) | | | (2,000) | |
| 融资活动 | (3,014) | | | (3,145) | | | 131 | |
| | | | | |
| 现金、现金等价物和受限存款净减少 | $ | (698) | | | $ | (353) | | | $ | (345) | |
经营活动
以下讨论解释了2023年和2022年两个可比年度的业务活动多提供了15.24亿美元的现金。
•现金增加8.94亿美元，主要是由于在2023年期间收到了8.43亿美元的预付款，用于长期运输和终止合同项下的某些固定预订费，导致递延收入发生变化。有关这笔预付款的进一步信息，请参阅我们合并财务报表附注15“收入确认”；以及
•现金增加8.96亿美元，与营运资本项目和其他非流动资产和负债的净变化相关，不包括上文讨论的递延收入变化。增长的主要原因是(I)2023年天然气库存的销售和与地下储气库的天然气对冲相关的更高结算；(Ii)与2022年相比，2023年期间的诉讼付款减少；(Iii)与应收账款和贸易应付款项的时间安排有关的有利净变化，主要是在我们的天然气管道业务部门；以及(Iv)2023年养老金福利支出增加，这是由于精算估值调整和与我们的养老金计划结算相关的一次性养老金成本调整导致的。
投资活动
在2023年和2022年的可比年度中，用于投资活动的现金增加了20亿美元，其解释如下。
•收购资产和投资的支出增加13.55亿美元，扣除收购现金后，主要是由于2023年用于收购STX Midstream的18.29亿美元现金净额，而2022年我们用于收购Mas Ranger、LLC和NANR的现金净额合计为4.87亿美元；有关这些收购的进一步信息，请参阅我们合并财务报表的附注3“收购和剥离”；以及
•资本支出增加6.96亿美元，主要是由于我们的天然气管道和终端业务部门的扩建项目，但部分被我们的产品管道业务部门的扩建项目减少所抵消。
融资活动
以下讨论解释了2023年和2022年可比年份融资活动中使用的现金减少1.31亿美元。
•与2022年的净债务支付相比，2023年的净发行导致与债务活动相关的现金净增加9.16亿美元。 2023年的净债务发行主要是由于利用我们的信贷安排项下的借款为STX中游收购提供资金而推动的;部分被，
•由于2022年出售ELC 25.5%所有权权益收到的净收益，现金减少5.57亿美元;以及
•根据我们的股票回购计划，用于股票回购的现金增加了1.54亿美元。
股息和股票回购计划
下表反映了2023年每股1.13美元的股息宣布：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至三个月 | | 本期每股季度股息总额 | | 声明日期 | | 记录日期 | | 股息日期 |
2023年3月31日 | | $0.2825 | | 2023年4月19日 | | 2023年5月1日 | | 2023年5月15日 |
2023年6月30日 | | 0.2825 | | 2023年7月19日 | | 2023年7月31日 | | 2023年8月15日 |
2023年9月30日 | | 0.2825 | | 2023年10月18日 | | 2023年10月31日 | | 2023年11月15日 |
2023年12月31日 | | 0.2825 | | 2024年1月17日 | | 2024年1月31日 | | 2024年2月15日 |
我们预计在2024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。我们计划扩大我们的分歧ND增加2%至1美元2024年每股普通股0.15欧元。2023年1月18日，我们的董事会批准将我们的股票回购计划从20亿美元增加到30亿美元。S自2017年12月以来，我们根据该计划总共回购了约8600万股P类普通股，平均价格为每股17.09美元14.72亿美元，剩余容量为大约15亿美元。有关我们的股票回购计划的信息，请参阅我们合并财务报表的附注11“股东权益”。
我们股本的实际派息金额将取决于许多因素，包括我们的财务状况和经营结果、流动性要求、业务前景、资本要求、法律、法规和合同约束、税法、特拉华州法律和其他因素。见第1A项。“风险因素-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。” 本公司董事会在宣布派息时将考虑所有这些事项。
我们的股息不是累积的。因此，如果我们股票的股息没有按预期水平支付，我们的股东没有资格在未来收到这些付款。我们的股息一般在每年2月、5月、8月和11月的第15天左右支付。
子公司证券担保综合财务信息汇总
KMI和某些子公司(附属发行人)是某些债务证券的发行人。KMI和几乎所有KMI全资拥有的国内子公司(附属担保人)是交叉担保协议的当事方，根据该协议，协议各方无条件地共同和分别担保协议另一方的特定债务的偿付。因此，除若干指定为附属非担保人(附属非担保人)的附属公司外，母发行人、附属发行人及附属担保人(“责任集团”)均为本公司每一系列担保债券(担保票据)的担保人。作为交叉担保协议的结果，KMI或附属发行人发行的任何担保票据的持有人在KMI与附属发行人和担保人的净资产和收入方面处于相同的地位。每张担保票据的持有人不能用来偿还该等证券的唯一金额是附属非担保人的净资产和收入。
我们没有为责任集团提供单独的财务报表，而是根据美国证券交易委员会规则S-X的第13-01条，提交了附带的补充汇总合并损益表和资产负债表信息。另见本报告附件10.11KMI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2023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，于所附的补充综合财务资料中分别列载。
不包括公允价值调整，截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，义务集团分别有311.67亿美元和308.86亿美元的未偿还担保票据。
负债集团的资产负债表和损益表汇总信息如下：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 综合资产负债表信息摘要 | 2023 | | 2022 |
| (单位：百万) |
| | | |
| 流动资产 | $ | 2,246 | | | $ | 3,514 | |
| 流动资产-附属公司 | 760 | | | 618 | |
| 非流动资产 | 62,877 | | | 61,523 | |
| 非流动资产-附属公司 | 903 | | | 516 | |
| 总资产 | $ | 66,786 | | | $ | 66,171 | |
| | | |
| | | |
| 流动负债 | $ | 6,907 | | | $ | 6,612 | |
| 流动负债--关联公司 | 734 | | | 707 | |
| 非流动负债 | 31,681 | | | 30,668 | |
| 非流动负债--关联公司 | 1,306 | | | 1,096 | |
| 总负债 | 40,628 | | | 39,083 | |
| | | |
| 金德摩根公司‘S股东权益’ | 26,158 | | | 27,088 | |
| 总负债和股东权益 | $ | 66,786 | | | $ | 66,171 | |
| | | | | | | | | | |
| 合并损益表汇总信息 | | 截至2023年12月31日的年度 | | |
| (单位：百万) | | |
| 收入 | | $ | 14,131 | | | |
| 营业收入 | | 3,832 | | | |
| 净收入 | | 2,032 | | | |
近期会计公告
有关近期会计公告的信息，请参阅本公司合并财务报表附注19“近期会计公告”。
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。
能源大宗商品市场风险
我们订立若干能源商品衍生合约，以减少及尽量减少在正常业务过程中因原油、天然气及天然气市场价格的不利变动而遇到的风险。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包括建立一个旨在抵消我们的实物头寸或预期头寸的财务头寸，以便将不利价格变化造成的财务损失风险降至最低。例如，作为原油、天然气和天然气的卖方，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在市场交割时我们天然气的买卖保证金，从而全部或部分抵消价格的任何变化，无论是积极的还是消极的。为此目的使用衍生品合约有助于提高运营现金流的确定性，从而帮助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，衍生品合同只能根据信用评级和其他因素与精心挑选的主要金融机构或类似交易对手签订，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。虽然我们的政策主要是与投资级别的交易对手进行衍生工具交易，并积极监察他们的信贷评级，但未来仍有可能因交易对手的信贷风险而蒙受损失。
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 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：百万) |
| 原油 | | $ | 127 | | | $ | 157 | |
| 天然气 | | 28 | | | 49 | |
NGL | | 4 | | | 5 | |
| 总计 | | $ | 159 | | | $ | 211 | |
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衍生品合约投资组合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
为了维持符合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。签订固定利率对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。订立浮动至固定利率掉期协议主要是为了管理我们的债务余额(受浮动利率影响)的利率变化风险，并根据市场状况的变化短期调整我们的固定利率债务和可变利率债务的组合。我们的债务工具和头寸所固有的市场风险是因利率上升或下降而产生的潜在变化，如下所述。
对于固定利率债务，利率的变化通常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，利率的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。一般而言，没有义务在到期前提前偿还固定利率债务，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，以及对利率的敏感性：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| | 携带
价值 | | 估计数
公允价值(A) | | 携带
价值 | | 估计数
公允价值(A) |
| (单位：百万) |
| 固定利率债务(B) | $ | 30,063 | | | $ | 29,317 | | | $ | 31,474 | | | $ | 29,756 | |
| | | | | | | |
| 可变利率债务 | $ | 2,053 | | | $ | 2,053 | | | $ | 314 | | | $ | 314 | |
| 浮动至固定利率掉期协议的名义本金金额(C) | — | | | | | (1,500) | | | |
| 固定利率对可变利率掉期协议的名义本金金额 | 6,200 | | | | | 7,500 | | | |
| 受浮动利率限制的债务余额(D) | $ | 8,253 | | | | | $ | 6,314 | | | |
(a)公允价值是使用二级投入确定的。
(b)假设截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日适用于此类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18.89亿美元和18.82亿美元。
(c)2022年12月31日的金额包括2023年12月到期的12.5亿美元。
(d)假设我们所有借款的加权平均利率(2023年和2022年分别约58和48个基点)变化10%，当应用于我们截至2022年12月31日、2023年和2022年的未偿还浮动利率债务余额时，包括对上表所述名义掉期金额的调整，将分别导致约4800万美元和3000万美元的变化。
如上表所示，我们会因应不断变化的市场情况，监察固定利率及浮动利率债务的组合，并可不时透过例如以固定利率债务为浮动利率债务的未偿还余额进行再融资(反之亦然)，或订立利率互换协议或其他利率对冲协议来改变这一组合。截至2023年12月31日，包括通过使用利率互换转换为浮动利率的债务，但不包括我们的债务公允价值调整，我们约26%的债务余额受到浮动利率的影响。
有关我们的利率风险管理和利率互换协议的更多信息，请参阅我们的综合财务报表的附注14“风险管理”。
外币风险
截至2023年12月31日，我们有5.43亿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，转换为以固定利率计价的美元债务。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。
KINGER MORGAN，Inc.和子公司
财务报表索引
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独立注册会计师事务所报告 | (PCAOB ID：238) | 71 |
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截至2023年、2022年和2021年12月31日终了年度的综合损益表 | 74 |
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截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度的综合全面收益表 | 75 |
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截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表 | 76 |
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截至2023年、2022年和2021年12月31日终了年度的合并现金流量表 | 77 |
| | | |
截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度合并股东权益表 | 79 |
| | | |
合并财务报表附注 | 80 |
注1。 | 一般信息 | 80 |
注2. | 重要会计政策摘要 | 80 |
注3. | 收购和资产剥离 | 90 |
注4. | 资产剥离、减损和其他减记的损益 | 93 |
注5. | 所得税 | 94 |
注6. | 财产、厂房和设备、净值 | 97 |
注7. | 投资 | 98 |
注8. | 商誉 | 99 |
注9. | 债务 | 100 |
注10. | 股份薪酬和员工福利 | 104 |
注11. | 股东权益 | 110 |
注12. | 关联方交易 | 112 |
注13. | 承付款和或有负债 | 112 |
注14. | 风险管理 | 113 |
注15. | 收入确认 | 118 |
注16. | 可报告的细分市场 | 121 |
注17. | 租契 | 125 |
注18. | 诉讼与环境 | 126 |
注19. | 近期会计公告 | 130 |
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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
我们审计了Kinder Morgan，Inc.随附的合并资产负债表。及其子公司（“公司”）截至2023年12月31日和2022年12月31日， 以及截至2023年12月31日止三年各年的相关合并利润表、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”）。我们还根据中规定的标准审计了公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制 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都公平地反映了本公司截至2023年12月31日和2022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 截至2023年12月31日的三个年度每年的现金流量符合美利坚合众国普遍接受的会计原则。我们还认为，截至2023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。
正如管理层《财务报告内部控制报告》中所述，截至2023年12月31日，管理层已将STX Midstream排除在其财务报告内部控制评估之外，因为该公司在2023年期间以收购业务合并的形式收购了STX Midstream。我们还将STX Midstream排除在财务报告内部控制审计之外。STX Midstream的总资产和总收入不包括在管理层评估和我们对财务报告的内部控制审计之外，在截至2023年12月31日的年度相关合并财务报表金额中所占比例均不到3%。
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包括下列政策和程序：(1)与保存合理详细、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)根据普遍接受的会计原则，提供必要的交易记录以允许编制财务报表的合理保证；以及公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行
及(Iii)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产提供合理保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
关键审计事项
下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。
商誉减值评估-天然气管道受监管，天然气管道不受监管，2、成品油管道、成品油管道终端和终端报告单位
如综合财务报表附注2及附注8所述，截至2023年12月31日，公司的综合商誉余额为201亿美元，其中200亿美元涉及受监管的天然气管道、不受监管的天然气管道、CO2、成品油管道、成品油管道终端和终端报告单位(统称为报告单位)。管理层于每年5月31日评估商誉减值，或在年度测试之间发生事件或条件变化的情况下更频繁地评估商誉减值，这将表明过渡期可能存在减值风险。管理层基于市场法估计报告单位的公允价值，利用预测的利息、所得税、折旧、损耗和摊销前收益，包括股权投资超额成本(EBITDA)的摊销，以及每个报告单位的企业价值与估计EBITDA可比公司的倍数之比。
我们确定与报告单位商誉减值评估相关的程序是一项重要审计事项的主要考虑因素是：(I)管理层在编制报告单位的公允价值估计时的重大判断；(Ii)核数师在执行程序和评估管理层的重大假设时的高度判断、主观性和努力，这些假设与每个报告单位的预测EBITDA和企业价值估计EBITDA倍数有关；以及(Iii)审计工作涉及使用具有专业技能和知识的专业人员。
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，包括对报告单位公允价值估计的制定控制。这些程序还包括(I)测试管理层制定报告单位公允价值估计的程序；(Ii)评估管理层使用的市场法的适当性；(Iii)测试市场法使用的基础数据的完整性和准确性；以及(Iv)评估管理层使用的与预测EBITDA和企业价值相关的重大假设的合理性，以及评估每个报告单位的可比公司的估计EBITDA倍数。评估管理层对各报告单位的预测EBITDA及企业价值与可比公司的估计EBITDA倍数的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。具有专业技能和知识的专业人员被用来协助评估(I)市场方法的适当性和(Ii)与每个报告单位的可比公司的估计EBITDA倍数有关的企业价值假设的合理性。
收购STX Midstream-物业、厂房和设备的估值
如合并财务报表附注3所述，2023年12月28日，公司完成了对STX Midstream的收购，收购价格为18亿美元。此次收购的结果是确认了12亿美元的财产、厂房和设备(PP&E)。对于被收购的业务，本公司确认收购的可识别资产、承担的负债和被收购方于收购日的估计公允价值的任何非控股权益，超过收购净资产公允价值的任何收购价格计入商誉。管理层采用重置成本法确定PP&E的公允价值。确定该项目的公允价值需要管理层的判断和独立估值专家的使用，并涉及使用重大估计和假设。在进行这一估值时做出的重要假设包括用于对PP&E进行估值的重置成本。
我们决定执行与收购STX Midstream收购的PP&E的估值相关的程序是关键审计事项的主要考虑因素是(I)管理层在制定收购PP&E的公允价值估计时的重大判断；(Ii)核数师在执行程序和评估管理层与用于对收购的PP&E进行估值的重置成本相关的重大假设时的高度判断、主观性和努力；及(Iii)审计工作涉及使用具有专业技能和知识的专业人员。
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购置会计有关的控制的有效性，包括对管理层对收购的PP&E的估值的控制。这些程序还包括：(I)阅读采购协议；(Ii)测试管理层为收购的PP&E制定公允价值估计的过程；(Iii)评估管理层使用的重置成本法的适当性；(Iv)测试重置成本法使用的基础数据的完整性和准确性；以及(V)评估管理层使用的与用于评估收购的PP&E的重置成本相关的重大假设的合理性。具有专门技能和知识的专业人员被用来协助评估(I)重置成本方法的适当性和(Ii)用于评估所收购的PP&E的重置成本假设的合理性。
/s/ 普华永道会计师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2024年2月20日
自1997年以来，我们一直担任本公司的审计师。
KINGER MORGAN，Inc.和子公司
合并损益表
(单位：百万，每股除外)
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| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 收入 | | | | | |
| 服务 | $ | 8,371 | | | $ | 8,145 | | | $ | 7,757 | |
| 商品销售 | 6,786 | | | 10,897 | | | 8,714 | |
| 其他 | 177 | | | 158 | | | 139 | |
| 总收入 | 15,334 | | | 19,200 | | | 16,610 | |
| | | | | |
| 营运成本、开支及其他 | | | | | |
| 销售成本(不包括下面单独列出的项目) | 4,938 | | | 9,255 | | | 6,493 | |
| 运营和维护 | 2,807 | | | 2,655 | | | 2,368 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 2,250 | | | 2,186 | | | 2,135 | |
| 一般和行政 | 668 | | | 637 | | | 655 | |
| 所得税以外的税项 | 421 | | | 441 | | | 426 | |
| 资产剥离和减损（收益）损失，净（注4） | (15) | | | (32) | | | 1,624 | |
| 其他费用(收入)，净额 | 2 | | | (7) | | | (7) | |
| 总运营成本、费用和其他 | 11,071 | | | 15,135 | | | 13,694 | |
| | | | | |
| 营业收入 | 4,263 | | | 4,065 | | | 2,916 | |
| | | | | |
| 其他收入(费用) | | | | | |
| 股权投资收益 | 838 | | | 803 | | | 591 | |
| | | | | |
| 股权投资超额成本摊销 | (66) | | | (75) | | | (78) | |
| 利息，净额 | (1,797) | | | (1,513) | | | (1,492) | |
| 其他，净值（注3） | (37) | | | 55 | | | 282 | |
| 其他费用合计 | (1,062) | | | (730) | | | (697) | |
| | | | | |
| 所得税前收入 | 3,201 | | | 3,335 | | | 2,219 | |
| | | | | |
| 所得税费用 | (715) | | | (710) | | | (369) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 净收入 | 2,486 | | | 2,625 | | | 1,850 | |
| | | | | |
| 可归因于非控股权益的净收入 | (95) | | | (77) | | | (66) | |
| | | | | |
| 归属于Kinder Morgan，Inc.的净利润 | $ | 2,391 | | | $ | 2,548 | | | $ | 1,784 | |
| | | | | |
| | | | | |
| P类普通股 | | | | | |
| 基本每股收益和稀释后每股收益 | $ | 1.06 | | | $ | 1.12 | | | $ | 0.78 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 基本和稀释加权平均未偿还股份 | 2,234 | | | 2,258 | | | 2,266 | |
| | | | | |
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附注是这些合并财务报表的组成部分。
KINGER MORGAN，Inc.和子公司
综合全面收益表
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2013年12月31日的一年， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 净收入 | $ | 2,486 | | | $ | 2,625 | | | $ | 1,850 | |
| 其他综合收益(亏损)，税后净额 | | | | | |
衍生工具未实现净收益（损失）（扣除税款美元（47), $92、和$131，分别) | 155 | | | (312) | | | (432) | |
将衍生工具净损失（收益）重新分类为收益净利润（扣除税款美元）12, $(95)和$(83)，分别) | (35) | | | 320 | | | 273 | |
| | | | | |
福利计划调整（扣除税款$（20), $(1)和$(47)，分别) | 65 | | | 1 | | | 155 | |
| 其他全面收益(亏损)合计 | 185 | | | 9 | | | (4) | |
| | | | | |
综合收益 | 2,671 | | | 2,634 | | | 1,846 | |
可归属于非控股权益的全面收益 | (95) | | | (77) | | | (66) | |
归属于KMI的综合收益 | $ | 2,576 | | | $ | 2,557 | | | $ | 1,780 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
KINGER MORGAN，Inc.和子公司
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， |
| | 2023 | | 2022 |
| 资产 | | | |
| 流动资产 | | | |
| 现金和现金等价物 | $ | 83 | | | $ | 745 | |
| 受限存款 | 13 | | | 49 | |
| | | |
| 应收账款 | 1,588 | | | 1,840 | |
| 衍生工具合约的公允价值 | 126 | | | 231 | |
| 盘存 | 525 | | | 634 | |
| | | |
| 其他流动资产 | 207 | | | 304 | |
| 流动资产总额 | 2,542 | | | 3,803 | |
| | | |
| 财产、厂房和设备、净值 | 37,297 | | | 35,599 | |
| 投资 | 7,874 | | | 7,653 | |
| 商誉 | 20,121 | | | 19,965 | |
| 其他无形资产，净额 | 1,957 | | | 1,809 | |
| 递延费用和其他资产 | 1,229 | | | 1,249 | |
| 总资产 | $ | 71,020 | | | $ | 70,078 | |
| | | |
| 负债和股东权益 | | | |
| 流动负债 | | | |
| 债务的当期部分 | $ | 4,049 | | | $ | 3,385 | |
| 应付帐款 | 1,366 | | | 1,444 | |
| 应计利息 | 513 | | | 515 | |
| 应计税 | 272 | | | 264 | |
| 衍生工具合约的公允价值 | 205 | | | 465 | |
| | | |
| 其他流动负债 | 816 | | | 857 | |
| 流动负债总额 | 7,221 | | | 6,930 | |
| | | |
| 长期负债和递延信贷 | | | |
| 长期债务 | | | |
| 杰出的 | 27,880 | | | 28,288 | |
| | | |
| 债务公允价值调整 | 187 | | | 115 | |
| 长期债务总额 | 28,067 | | | 28,403 | |
| 递延所得税 | 1,388 | | | 623 | |
| 其他长期负债和递延信贷 | 2,615 | | | 2,008 | |
| 长期负债和递延信贷总额 | 32,070 | | | 31,034 | |
| 总负债 | 39,291 | | | 37,964 | |
| | | |
| 承诺和或有事项（注9、13、17和18） | | | |
| 股东权益 | | | |
| | | |
P类普通股，美元0.01 面值， 4,000,000,000授权股份，2,219,729,644和2,247,681,626分别已发行和发行股份 | 22 | | | 22 | |
| 额外实收资本 | 41,190 | | | 41,673 | |
| 累计赤字 | (10,689) | | | (10,551) | |
| 累计其他综合损失 | (217) | | | (402) | |
| 道达尔金德摩根公司股东权益 | 30,306 | | | 30,742 | |
| 非控制性权益 | 1,423 | | | 1,372 | |
| 股东权益总额 | 31,729 | | | 32,114 | |
| 总负债和股东权益 | $ | 71,020 | | | $ | 70,078 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| KINGER MORGAN，Inc.和子公司 |
| 合并现金流量表 |
| (单位：百万) |
| | 截至2013年12月31日的一年， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 经营活动的现金流 | | | | | |
| 净收入 | $ | 2,486 | | | $ | 2,625 | | | $ | 1,850 | |
| 调整以调节净利润与经营活动提供的净现金 | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 2,250 | | | 2,186 | | | 2,135 | |
| 递延所得税 | 710 | | | 692 | | | 355 | |
| 股权投资超额成本摊销 | 66 | | | 75 | | | 78 | |
| 衍生品合同公平市场价值的变化 | (126) | | | 56 | | | 20 | |
| | | | | |
| 资产剥离和减损（收益）损失，净（注4） | (15) | | | (32) | | | 1,624 | |
| 出售股权投资权益收益（注3） | — | | | — | | | (206) | |
| 股权投资收益 | (838) | | | (803) | | | (591) | |
| 股权投资收益分配 | 755 | | | 725 | | | 720 | |
| 扣除非现金养老金福利费用的养老金缴款 | 77 | | | (50) | | | (39) | |
| 扣除收购和处置影响后，营运资本组成部分的变化 | | | | | |
| 应收账款 | 301 | | | (220) | | | (265) | |
| | | | | |
| 盘存 | 188 | | | (183) | | | (202) | |
| 其他流动资产 | 108 | | | (51) | | | (109) | |
| 应付帐款 | (201) | | | 161 | | | 387 | |
| 应计利息，扣除利率掉期 | (13) | | | 50 | | | (17) | |
| | | | | |
| 其他流动负债 | (58) | | | 6 | | | 165 | |
递延收入变化（注15） | 870 | | | (24) | | | (28) | |
| 费率赔偿、退款和其他诉讼准备金调整 | (19) | | | (190) | | | (57) | |
| 其他，净额 | (50) | | | (56) | | | (112) | |
| 经营活动提供的净现金 | 6,491 | | | 4,967 | | | 5,708 | |
| | | | | |
| 投资活动产生的现金流 | | | | | |
| 收购资产和投资，扣除收购现金（注3） | (1,842) | | | (487) | | | (1,547) | |
| 资本支出 | (2,317) | | | (1,621) | | | (1,281) | |
| | | | | |
| 出售不动产、厂房和设备、投资和其他净资产，扣除搬迁成本 | (28) | | | 6 | | | 406 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 对投资的贡献 | (212) | | | (229) | | | (38) | |
| 超过累计收益的股权投资分配 | 228 | | | 156 | | | 163 | |
| | | | | |
| 其他，净额 | (4) | | | — | | | (8) | |
| 用于投资活动的现金净额 | (4,175) | | | (2,175) | | | (2,305) | |
| | | | | |
| 融资活动产生的现金流 | | | | | |
| 债务的发行 | 7,590 | | | 9,058 | | | 5,959 | |
| 偿还债项 | (7,356) | | | (9,735) | | | (6,831) | |
| 债务发行成本 | (20) | | | (25) | | | (27) | |
| 股息（注11） | (2,529) | | | (2,504) | | | (2,443) | |
| | | | | |
| 股份回购（注11） | (522) | | | (368) | | | — | |
| 出售非控股权益所得款项（注3） | — | | | 557 | | | — | |
| 非控制性权益的贡献 | 3 | | | 2 | | | 4 | |
| | | | | |
| 向投资合作伙伴的分配 | — | | | — | | | (82) | |
| | | | | |
| 对非控股权益的分配 | (151) | | | (116) | | | (20) | |
| 其他，净额 | (29) | | | (14) | | | (25) | |
| 用于融资活动的现金净额 | (3,014) | | | (3,145) | | | (3,465) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 现金、现金等价物和受限存款净减少 | (698) | | | (353) | | | (62) | |
| 现金、现金等值物和限制性存款，期末 | 794 | | | 1,147 | | | 1,209 | |
| 现金、现金等值物和限制性存款，期末 | $ | 96 | | | $ | 794 | | | $ | 1,147 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| KINGER MORGAN，Inc.和子公司（续） |
| 合并现金流量表 |
| (单位：百万) |
| | 截至2013年12月31日的一年， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 现金及现金等价物，期初 | $ | 745 | | | $ | 1,140 | | | $ | 1,184 | |
| 限制存款，期末 | 49 | | | 7 | | | 25 | |
| 现金、现金等值物和限制性存款，期末 | 794 | | | 1,147 | | | 1,209 | |
| 现金及现金等价物，期末 | 83 | | | 745 | | | 1,140 | |
| 限制存款，期末 | 13 | | | 49 | | | 7 | |
| 现金、现金等值物和限制性存款，期末 | 96 | | | 794 | | | 1,147 | |
| 现金、现金等价物和受限存款净减少 | $ | (698) | | | $ | (353) | | | $ | (62) | |
| | | | | |
| 非现金投融资活动 | | | | | |
| 入股股权投资的资产 | $ | 16 | | | $ | — | | | $ | — | |
应计费用和承包商保留金导致不动产、厂房和设备净增加 | 120 | | | 72 | | | 74 | |
| 确认的ROU资产和经营租赁义务（注17） | 56 | | | 22 | | | 59 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 现金流量信息的补充披露 | | | | | |
| 本期支付的利息现金（扣除资本化利息） | 1,844 | | | 1,460 | | | 1,529 | |
| 期间支付的所得税现金，净额 | 11 | | | 13 | | | 10 | |
| | | | | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
KINGER MORGAN，Inc.和子公司
合并股东权益报表
(单位：百万)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 普通股 | | 其他内容
已缴费
资本 | | 累计
赤字 | | 累计
其他
全面
损失 | | 股东的
股权
可归因性
给印尼战士组织 | | 非控制性
利益 | | 总计 |
| | | | | | 已发行股份 | | 面值 | | | | | | |
2020年12月31日余额 | | | | | 2,264 | | | $ | 23 | | | $ | 41,756 | | | $ | (9,936) | | | $ | (407) | | | $ | 31,436 | | | $ | 402 | | | $ | 31,838 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 限售股 | | | | | 3 | | | | | 50 | | | | | | | 50 | | | | | 50 | |
| 净收入 | | | | | | | | | | | 1,784 | | | | | 1,784 | | | 66 | | | 1,850 | |
| 分红 | | | | | | | | | | | (2,443) | | | | | (2,443) | | | | | (2,443) | |
| 分配 | | | | | | | | | | | | | | | — | | | (20) | | | (20) | |
| 投稿 | | | | | | | | | | | | | | | — | | | 4 | | | 4 | |
| 可赎回非控股权益的重新分类 | | | | | | | | | | | | | | | — | | | 646 | | | 646 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他综合损失 | | | | | | | | | | | | | (4) | | | (4) | | | | | (4) | |
2021年12月31日的余额 | | | | | 2,267 | | | 23 | | | 41,806 | | | (10,595) | | | (411) | | | 30,823 | | | 1,098 | | | 31,921 | |
采用ASO 2020-06的影响（注11） | | | | | | | | | (11) | | | | | | | (11) | | | | | (11) | |
2022年1月1日的余额 | | | | | 2,267 | | | 23 | | | 41,795 | | | (10,595) | | | (411) | | | 30,812 | | | 1,098 | | | 31,910 | |
| 股份回购 | | | | | (21) | | | (1) | | | (367) | | | | | | | (368) | | | | | (368) | |
| EP Trust I首选证券转换 | | | | | | | | | 1 | | | | | | | 1 | | | | | 1 | |
| 限售股 | | | | | 2 | | | | | 54 | | | | | | | 54 | | | | | 54 | |
| 净收入 | | | | | | | | | | | 2,548 | | | | | 2,548 | | | 77 | | | 2,625 | |
| 分红 | | | | | | | | | | | (2,504) | | | | | (2,504) | | | | | (2,504) | |
| 分配 | | | | | | | | | | | | | | | — | | | (116) | | | (116) | |
| 投稿 | | | | | | | | | | | | | | | — | | | 2 | | | 2 | |
| 子公司所有权权益变更的影响 | | | | | | | | | 190 | | | | | | | 190 | | | 311 | | | 501 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他综合收益 | | | | | | | | | | | | | 9 | | | 9 | | | | | 9 | |
2022年12月31日的余额 | | | | | 2,248 | | | 22 | | | 41,673 | | | (10,551) | | | (402) | | | 30,742 | | | 1,372 | | | 32,114 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 股份回购 | | | | | (32) | | | | | (522) | | | | | | | (522) | | | | | (522) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 限售股 | | | | | 4 | | | | | 44 | | | | | | | 44 | | | | | 44 | |
| 净收入 | | | | | | | | | | | 2,391 | | | | | 2,391 | | | 95 | | | 2,486 | |
| 分红 | | | | | | | | | | | (2,529) | | | | | (2,529) | | | | | (2,529) | |
| 分配 | | | | | | | | | | | | | | | — | | | (151) | | | (151) | |
| 投稿 | | | | | | | | | | | | | | | — | | | 3 | | | 3 | |
| 收购（附注3） | | | | | | | | | | | | | | | — | | | 104 | | | 104 | |
| 其他 | | | | | | | | | (5) | | | | | | | (5) | | | | | (5) | |
| 其他综合收益 | | | | | | | | | | | | | 185 | | | 185 | | | | | 185 | |
2023年12月31日的余额 | | | | | 2,220 | | | $ | 22 | | | $ | 41,190 | | | $ | (10,689) | | | $ | (217) | | | $ | 30,306 | | | $ | 1,423 | | | $ | 31,729 | |
附注是这些合并财务报表的组成部分。
KINGER MORGAN，Inc.和子公司
合并财务报表附注
我们是北美最大的能源基础设施公司之一。 除非上下文另有要求，否则所提及的“我们”、“我们的”、“公司”或“KMI”旨在指Kinder Morgan，Inc.。及其合并子公司。 我们的管道运输天然气、精炼石油产品、原油、凝析油、一氧化碳2、可再生燃料和其他产品，我们的终端存储和处理各种商品，包括汽油、柴油、喷气燃料、化学品、金属、石油焦和乙醇以及其他可再生燃料和原料。
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。
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、报告期内的收入和支出以及我们的披露，包括与财务报表日期的或有资产和负债相关的披露。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。
在随附的综合财务报表中的受限存款中包含的金额是监管机构要求预留的受限现金金额的组合，用于支付我们的专属自保子公司的义务，我们向我们的交易对手提交的与某些能源商品合同头寸相关的现金保证金存款和托管存款。
信贷损失准备
我们评估按摊余成本和表外信贷风险计量的金融资产，以确定资产或风险敞口在合同期限内的预期信贷损失。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和或有负债，例如对股权投资对象的债务债务的比例担保。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。
截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们的信贷损失拨备为$1并计入随附的综合资产负债表中的“其他流动资产”。
盘存
我们的库存包括材料、供应和产品，如天然气、天然气、原油、凝析油、精炼石油产品和TransMix。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。下表总结了我们与物业、厂房和设备相关的重要政策。这些政策的应用可能涉及大量估计。
| | | | | | | | | | | | | | |
| 资产 | | 会计区 | | 政策 |
| 直线资产 | | 折旧率 | | •折旧寿命是根据估计的经济寿命计算的。这包括年龄、制造规格、技术进步、资产所服务的油田或气田的估计生产年限、租赁或客户物业资产的合同条款以及有关类似资产使用年限的历史数据。 |
| | 得失 | | •出售物业、厂房及设备的收益或亏损按出售资产的成本(扣除折旧)与所收到的出售收益或持有以供出售时的资产市值之间的差额计算。 •资产出售的收益在出售结束时在收入中确认。 •当资产被出售或被归类为持有待售时，确认损失。 •损益记入营业成本、费用和其他费用。 |
| 复合资产 | | 折旧率 | | •单一折旧率适用于具有相似经济特征的功能资产组的总成本，直到复合组的账面净值等于残值。 •受FERC监管的州际天然气实体使用FERC批准的折旧率。 •其他综合资产的折旧率是基于估计的经济寿命。这包括年龄、制造规格、技术进步、资产所服务的油田或气田的估计生产年限、租赁或客户物业资产的合同条款以及有关类似资产使用年限的历史数据。 |
| | 得失 | | •损益计入累计折旧，扣除残值和拆迁费用后记入累计折旧。 •FERC批准的经营单位销售和土地销售的收益和亏损计入运营成本、费用和其他。 |
| 石油和天然气生产活动(A) | | 成功努力法会计 | | •取得租赁权所产生的成本及随后的开发成本均予以资本化。 •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。 |
| | 增强的采油技术 | | •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。 |
| | | | |
(a)我们在石油和天然气生产活动中与资产相关的损益与与我们的直线资产相关的收益和损失有着相似的处理方式。
情况可能会发展，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。
资产报废债务
我们记录了与业务中使用的长期资产的报废和移除相关的债务。我们的大部分资产报废债务与我们的CO相关2在某些业务中，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，但我们也有义务处理某些集输和长距离管道以及某些加工厂。我们将资产报废债务发生时的公允价值按折现原则记录为负债，并可合理估计，这通常是在资产安装或购买时。公允价值估计主要基于公允价值等级的第三级投入。这些投入包括与和解和退休成本的时间相关的估计和假设，我们基于历史的退休成本、未来的通货膨胀率和信贷调整后的无风险利率。为相关资产记录的金额增加了这些债务的金额。随着时间的推移，负债增加以反映其现值的变化，初始资本化成本在相关资产的使用年限内折旧。当资产停止使用时，这些负债最终会被消灭。我们对退休费用的估计可能会因费用估计和/或债务时间的变化而改变。
下表汇总了合并资产负债表中包括的资产报废债务的变化：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：百万) |
| 期初余额 | $ | 204 | | | $ | 196 | |
| 吸积费用 | 12 | | | 12 | |
新的义务 | 22 | | | 2 | |
| 聚落 | (7) | | | (6) | |
| | | |
(A)期末余额 | $ | 231 | | | $ | 204 | |
(a)2023年12月31日和2022年12月31日的余额包括$3百万美元计入随附的综合资产负债表中的“其他流动负债”。
对于某些资产，我们目前无法合理估计资产报废债务的公允价值，因为相关资产的寿命不确定。这些资产包括某些管道、加工厂和配送设施，以及液体和散装码头设施。基于碳氢化合物在国内和国际出口中的广泛使用，管理层预计在可预见的未来将存在供需关系。因此，由于预期需求延长，这些资产的剩余使用寿命是不确定的。此外，这些资产还可能受益于未来潜在的转换机会。例如，某些资产可以转换为运输、处理或储存传统碳氢化合物以外的产品。根据我们的诚信计划，个别资产部分将定期更换。虽然一些单独的资产部分可能会被替换，但资产本身可能会无限期地保持不变。对于这些资产，一旦有足够的信息可以合理地估计债务的公允价值，资产报废债务(如果有的话)将被确认。
长期资产减值准备
当事件或环境变化显示我们的资产或投资的账面价值可能无法收回时，我们就评估包括租赁和投资在内的长期资产的减值。
除下文进一步讨论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，并采用两步法记录适当的减值。为了确定长期资产是否可回收，我们将资产的估计未贴现现金流与其账面价值进行比较(步骤1)。由于对持有的长期资产的减值测试是基于估计的未贴现现金流，因此可能会出现以下情况
即使一项资产或资产组的公允价值可能低于其账面价值，该资产或资产组也不被视为减值，因为该资产或资产组可根据该资产或资产组的估计寿命产生的现金流量进行回收。如果长期资产或资产组的账面价值超过估计的未贴现现金流量，我们通常使用贴现现金流量分析来计算长期资产的公允价值，以确定是否需要减值和应确认的减值损失金额(步骤2)。
我们以逐个油田为基础，或在某些情况下，如果有重要的共享基础设施，使用基于估计未来石油和天然气产量的未贴现未来现金流，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的减值。
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。
有关详细信息，请参阅注释4。
权益会计方法及其基础差异
对于我们不能控制，但我们有能力对其施加重大影响的投资，我们使用权益法进行会计处理。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，损失记为权益收益减少。
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，并将报告单位的公允价值与其账面价值进行比较。如果报告单位的账面价值(包括已分配商誉)超过其公允价值，则按报告单位的账面价值超过其公允价值的金额计量和记录减值。
我们在每年的5月31日评估减值商誉，或者更频繁地评估减值商誉，如果事件发生或年度测试之间的条件变化表明过渡期可能存在减值风险。*为了我们2023年5月31日的评估，我们将我们的业务归类为七报告单位如下：(一)受管制的天然气管道；(二)不受管制的天然气管道；(三)CO2；(Iv)成品油管道(不包括相关终端)；(V)成品油管道终端(出于商誉目的与产品管道分开评估)；(Vi)终端；及(Vii)能源转换合资企业。一般而言，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，即商誉在不进行量化测试的情况下没有减值。
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以及其他关系和协议。
我们的无形资产主要涉及处理和储存石油、化学和干散货材料的客户合同或其他关系，包括石油、汽油和其他精炼石油产品、石油焦炭、金属和
矿石、天然气的收集和RNG的生产和供应。我们通过以下方法确定这些无形资产的价值：第一，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)，第二，按风险调整后的贴现率对收入进行贴现。
我们以系统和理性的方式将无形资产的成本摊销至其预计使用寿命内的支出。每项无形资产的存续期均以相应客户合约或协议的存续期为基准，或如属客户关系无形资产(其存续期由分析有关该业务关系的所有可得数据而厘定)，则以贴现现金流量分析所用的时间长度来厘定客户关系的价值。在我们权衡的因素中，根据资产的性质，包括过时、新技术和竞争的影响。
下表汇总了截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的其他无形资产以及截至2023年12月31日、2023年2022年和2021年12月31日的年度的摊销费用：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 加权平均摊销期 | | 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 |
| (年) | | (单位：百万) |
| 毛收入 | 11.3 | | $ | 3,543 | | | $ | 3,382 | |
| 累计摊销 | | | (1,586) | | | (1,573) | |
| 账面净额 | | | $ | 1,957 | | | $ | 1,809 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | (单位：百万) |
| 摊销费用 | | $ | 202 | | | $ | 253 | | | $ | 237 | |
在接下来的五个财年中，我们对无形资产的摊销费用估计为：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2024 | | 2025 | | 2026 | | 2027 | | 2028 |
| | (单位：百万) |
| 预计摊销费用 | | $ | 198 | | | $ | 193 | | | $ | 191 | | | $ | 191 | | | $ | 190 | |
收入确认
我们的大部分收入都是在主题606下实现的，与客户签订合同的收入；但是，在有限的程度上，一些收入是在其他指导下核算的，如专题842，租契或主题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、天然气、原油、CO的销售2和混音，如下所述。一般来说，对于这些合同的大多数，(I)每个单位(bcf、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是运输服务、仓储服务、收集和加工服务以及终止服务，如下所述。一般来说，对于这些合同中的大多数：(I)我们的承诺是转让(或随时待命
转让)一段时间内的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，该金额可在合同开始时和/或在每月结束时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：
•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。
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393百万，$367百万美元和美元180截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。
环境问题
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。我们计入和支出与过去业务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。我们一般不会将环境责任折算为净现值，当可能进行环境评估和/或补救工作，并且我们可以合理估计成本时，例如在完成可行性研究或承诺正式行动计划之后，我们会记录环境责任。当预期相关保险赔偿被视为可能收回时，我们确认预期相关保险赔偿的应收账款。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。
我们经常对潜在的环境问题和索赔进行审查，以帮助我们确定环境问题，并估计补救工作的成本和时机。我们还定期调整我们的环境负债，以反映先前估计的变化。在进行环境责任评估时，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，随着补救评估和努力的进展，会获得更多信息，需要对估计成本进行修订。
租契
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47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。
我们的营业ROU资产和营业租赁负债是根据开始日租赁期内的租赁付款现值确认的。如消费物价指数(CPI)调整等利率变动调整的租赁，根据租赁协议中概述的合同租赁付款反映，而不会根据CPI的任何增减进行调整。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。我们有房地产租赁协议，包括租赁和非租赁部分，它们是分开核算的。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的不同部分而衍生的租约,例如土地地役权，在修改协议时重新评估。
有关详细信息，请参阅附注17。
基于股份的薪酬
我们根据授予日的公允价值按比例确认受限股票奖励归属期间的补偿费用，公允价值是根据授予日我们P类普通股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。在归属后，限制性股票奖励将以我们P类普通股的股票支付。
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
截至2021年12月14日，我们拥有一项可赎回的非控股权益，代表我们其中一家合并子公司的权益，而该子公司并非由我们所有，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。在此日期之前支付给合伙人的分配被记录为可赎回非控制权益余额的减少，并包括在我们所附综合现金流量表的“分配给投资伙伴”中。2021年12月14日，所有权协议被修改，非控股权益不再可或有赎回，余额重新分类为“非控股权益”。可赎回非控股权益的净收入为#美元58本公司于截至2021年12月31日止年度的收入为1,000万元，并计入随附的综合损益表中的“非控股权益应占净收益”。
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合并子公司的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”。在我们附带的综合资产负债表中，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会有多高
在各州之间分摊，以达到一个整体的有效税率。我们实际税率的变化，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。当递延税项资产的全部或部分很可能不会变现时，递延税项资产减值准备。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。所得税影响从累计其他全面亏损到留存收益(如适用)，在这些项目重新归类为收入时，以个别项目为基础予以释放。
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。
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是为了管理与我们的债务相关的利率风险。我们还签订交叉货币互换协议，以管理与某些债务义务相关的外币风险。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。当吾等指定衍生工具合约为公允价值会计对冲时，该套期保值项目的公允价值变动被记录为对该对冲项目的账面价值的调整，并于当前于收益项目中确认该衍生工具的公允价值变化当前于收益中确认。因此，被套期保值项目的公允价值变动与衍生合约之间的任何差异将导致当前在收益中确认的套期保值关系的损益。
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。
与影响收入的衍生产品活动相关的未实现收益和亏损在随附的综合现金流量表中反映为“衍生产品合同公允市场价值的变化”，作为非现金加回到净收入中，从而得出该期间我们衍生产品活动的现金流量。我们的应收和应付利息余额的净变化代表了我们利率掉期的应计和定期利息结算，包括在我们所附的综合现金流量表上的“应计利息，利率掉期净额”。
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。在我们收到与处置经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的监管资产
我们将监管资产和负债的金额分别计入“其他流动资产”、“递延费用及其他资产”、“其他流动负债”及“其他长期负债及递延信贷”内。
下表汇总了截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月的监管资产和负债余额：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：百万) |
| 当前监管资产 | $ | 26 | | | $ | 73 | |
| 非流动监管资产 | 214 | | | 183 | |
| 监管总资产(A) | $ | 240 | | | $ | 256 | |
| | | |
| 目前的监管负债 | $ | 45 | | | $ | 50 | |
| 非流动监管负债 | 188 | | | 175 | |
| 监管总负债(B) | $ | 233 | | | $ | 225 | |
(a)截至2023年12月31日的监管资产包括(I)美元1001.处置资产的未摊销亏损；(2)美元431,000,000美元的股权所得税总额；以及(3)$971.25亿美元其他资产，包括与燃料追踪器安排有关的数额。大约$1381.8亿美元的监管资产，加权平均剩余回收期为10年度收入可在不赚取回报的情况下收回，包括股本的所得税总额AFUDC，就FERC利率基数而言，有抵销的递延所得税余额；因此，不赚取回报。
(b)截至2023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$104美元中的1000万美元188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。13几年，而剩下的美元84100万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类普通股和参与证券，其依据是当期支付的股息数额加上未分配收益或超额分配对收益的分配，前提是每种证券都参与收益或超额分配。我们的非既得性限制性股票奖励，可能是向员工和非雇员董事发行的限制性股票或限制性股票单位，包括股息等值支付，不参与超过收益的超额分配。
下表说明了P类普通股和参与证券的股东可获得的净收入分配情况：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万，每股除外) |
| 可供股东使用的净收入 | $ | 2,391 | | | $ | 2,548 | | | $ | 1,784 | |
| 参与证券： | | | | | |
| 减去：分配给限制性股票奖励的净收入(A) | (14) | | | (13) | | | (14) | |
| 分配给普通股股东的净收入 | $ | 2,377 | | | $ | 2,535 | | | $ | 1,770 | |
| | | | | |
| 基本加权平均已发行股份 | 2,234 | | | 2,258 | | | 2,266 | |
| 基本每股收益 | $ | 1.06 | | | $ | 1.12 | | | $ | 0.78 | |
(a)截至2023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的范围内。由于我们没有其他普通股等价物，我们的稀释后每股收益与我们所有期间的基本每股收益相同。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (以百万为单位，加权平均) |
| 未归属的限制性股票奖励 | 13 | | | 13 | | | 13 | |
| 可转换信托优先证券 | 3 | | | 3 | | | 3 | |
企业合并
对于被收购的业务，我们确认收购的可识别资产、承担的负债和被收购方于收购日的估计公允价值的任何非控股权益，超过收购净资产公允价值的任何收购价格计入商誉。确定这些项目的公允价值需要管理层的判断和独立估值专家的使用(如适用)，并涉及使用重大估计和假设。
我们在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内完成的收购的收购价格分配如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | 采购价格的分配 | | |
| 参考 | | 采办 | 收购价 | | 流动资产 | | 物业、厂房和设备 | | 其他长期资产 | | 流动负债 | | 长期负债 | | 非控制性权益 | | 产生的善意 |
| | | (单位：百万) |
| (1) | | STX中游（a） | $ | 1,831 | | | $ | 41 | | | $ | 1,199 | | | $ | 552 | | | $ | (11) | | | $ | (2) | | | $ | (104) | | | $ | 156 | |
| (2) | | 钻石M | 13 | | | — | | | 25 | | | — | | | — | | | (12) | | | — | | | — | |
| (3) | | 北美自然资源 | 132 | | | 2 | | | 5 | | | 64 | | | — | | | — | | | — | | | 61 | |
| (4) | | Mas Ranger，LLC | 358 | | | 9 | | | 31 | | | 320 | | | (2) | | | — | | | — | | | — | |
| (5) | | Kinetrix Energy | 318 | | | 18 | | | 49 | | | 272 | | | (6) | | | (68) | | | — | | | 53 | |
| (6) | | Stagecoach | 1,258 | | | 53 | | | 1,187 | | | 24 | | | (6) | | | — | | | — | | | — | |
(a)STX中游收购的收购价格分配是初步的。
(1)STX中游管道系统（STX中游）收购
2023年12月28日，我们完成了从NextEra Energy Partners手中收购STX Midstream，收购价格为美元1,831百万美元，包括营运资金的初步收购价格调整。其他长期资产包括357与客户关系有关的百万美元，加权平均摊销期限为15年份和美元192100万美元与50Dos Caminos，LLC的%股权投资权益。此次收购包括一项90Net墨西哥管道有限责任公司的%权益。商誉主要包括预期从业务合并中产生的协同效应，并可扣税。收购的资产包括在我们的天然气业务部门。
公允价值的厘定采用估值方法，包括客户关系无形资产的贴现现金流量及物业、厂房及设备的权益法投资及重置成本法。在进行该等估值时所作的重大假设包括用以评估客户关系的折现率无形资产及用于评估物业、厂房及设备的权益法投资及重置成本。
(2)钻石M收购
2023年6月1日，我们完成了对并行石油有限责任公司钻石M油田的收购，收购价格为#美元。13百万美元，包括营运资金的收购价格调整。收购的资产与我们的SACROC油田相邻，包括在我们的CO中2业务部门。
(3)北美自然资源收购
2022年8月11日，我们完成了对七垃圾填埋场资产，收购北美自然资源公司及其姊妹公司北美生物燃料有限责任公司和北美中央有限责任公司(NANR)，由位于密歇根州和肯塔基州的GTE设施组成，价格为美元1321000万美元，包括营运资金的收购价格调整。收购价分配内的其他长期资产包括与气体权和客户合同有关的无形资产，加权平均摊销期限约为13好几年了。与此次收购相关的商誉是可抵税的。收购的资产符合我们投资低碳能源的战略，并作为我们新的能源过渡风险投资集团的一部分纳入我们的CO2业务部门。在2023年11月，卖方行使了以微不足道的金额回购其中一项垃圾填埋场资产的选择权。
(4)收购Mas Ranger
2022年7月19日，我们完成了对三垃圾填埋场资产，从Mas CanAm，LLC收购Mas Ranger，LLC及其子公司，包括位于德克萨斯州阿灵顿的RNG设施，以及位于路易斯安那州什里夫波特和德克萨斯州维多利亚的Medium Btu设施358100万美元，包括营运资金的收购价格调整。收购价格分配内的其他长期资产反映了与客户合同有关的无形资产，其摊销期限约为17好几年了。收购的资产符合我们投资低碳能源的战略，并作为我们新的能源过渡风险投资集团的一部分纳入我们的CO2业务部门。
(5) 收购Kinetrex
2021年8月20日，我们完成了对总部位于印第安纳波利斯的Kinetrex Energy(Kinetrex)的收购，收购价格为1美元318百万美元，包括营运资金的收购价格调整。收购价分配内的其他长期资产包括$63与股权投资有关的100万美元和199100万美元与客户关系有关，摊销期限约为10好几年了。Kinetrex是中西部的液化天然气供应商，也是与运输服务提供商签订长期合同的RNG生产商和供应商。在收购之日，Kinetrex拥有50在印第安纳州最大的RNG设施中拥有%的权益，我们于三2021年9月增加基于垃圾填埋场的RNG设施。收购的资产符合我们投资低碳能源的战略，并作为我们新的能源过渡风险投资集团的一部分纳入我们的CO2业务部门。
(6)收购Stagecoach
2021年7月9日和2021年11月24日，我们完成了对Stagecoach及其子公司的收购，Stagecoach及其子公司是联合爱迪生公司和Crestwood Equity Partners，LP成立的一家天然气管道和储存合资企业，价格约为美元1,2581000万美元，包括营运资金的收购价格调整。收购价格分配内的其他长期资产涉及加权平均摊销期限小于二好几年了。公允价值的确定采用了包括贴现现金流量和成本法在内的估值方法。在执行这些估值时所作的重要假设包括大约12%、未来收入和重置成本。为了计算Stagecoach的估计未来现金流，根据东北市场地区服务的预测需求和未来费率，制定了运输和存储收入预测。
备考资料
有关上述收购的预计综合损益表资料不会在每宗交易进行前一年的1月1日呈列，因为该等资料与随附的综合损益表所载的资料并无重大分别。
资产剥离
出售ELC的权益
2022年9月26日，我们完成了一笔25.5ELC的%所有权权益。我们收到了净收益#美元。5571000万美元，用于减少短期借款。由于我们继续拥有ELC的控股权，我们录得增加$190我们在ELC的所有权权益变化的影响，这反映在我们所附的截至2022年12月31日的年度综合股东权益表上。我们继续拥有一家25.5拥有并运营ELC的%权益。
我们继续巩固ELC。我们已确定ELC是一个可变利益实体，由我们间接控制的南方液化公司(SLC)是主要受益者，因为它有能力指导对ELC的经济表现最重要的活动，并有权获得利益和承担损失。除了作为ELC的运营商外，对ELC作为可变利益实体和SLC作为主要受益者的评估还包括以下考虑：(I)ELC与其客户之间的液化服务协议旨在由ELC收回运营和维护ELC设施的实际成本，这降低了所有股权所有者吸收因成本变动而造成的损失的风险；(Ii)ELC的几乎所有活动都涉及共同控制下的KMI子公司，这些子公司为ELC的运营提供服务并从中受益。
下表显示了ELC的资产和负债在我们综合资产负债表中的账面金额和分类：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：百万) |
| 资产 | | | |
| 流动资产 | $ | 46 | | | $ | 34 | |
| 财产、厂房和设备、净值 | 1,162 | | | 1,197 | |
| 递延费用和其他资产 | 5 | | | 6 | |
| | | |
| 负债 | | | |
| 流动负债 | $ | 15 | | | $ | 15 | |
| 其他长期负债和递延信贷 | 25 | | | 5 | |
| | | |
我们通过我们在SLC的权益间接从ELC获得分配，但否则ELC的资产不能用于偿还我们的债务。ELC的债权人对我们的一般信用没有追索权，ELC的债务只能用ELC的资产来清偿。ELC不为我们的债务或其他类似承诺提供担保。
出售NGPL Holdings LLC的权益
2021年3月8日，我们和Brookfield Infrastructure Partners L.P.(Brookfield)完成了一项合并销售25将我们的合资企业NGPL Holdings LLC(NGPL Holdings)的%权益转让给ArcLight Capital Partners，LLC(ArcLight)控制的一只基金。我们收到了净收益#美元。4122000万美元，作为我们按比例分配的出售权益，其中包括转移$125我们的300万美元500应收NGPL Holdings向ArcLight的关联方本票100万张，季度利息支付为6.75%。我们确认了1美元的税前收益。206为我们的比例份额，这是包括在我们所附的综合收益表截至2021年12月31日的年度的“其他，净额”。在随后的第三方权益转移之后，我们和Arclight现在分别持有37.5NGPL Holdings的%权益。
4.扣除资产剥离、减值和其他减记的损益
在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，我们录得税前净亏损(收益)$52百万，$(32)百万元及$1,535分别反映资产剥离、减值和其他减记的净亏损(收益)，详情如下。截至2021年12月31日的年度金额主要包括税前长期资产减值$1,634万.
在截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度内，我们确认了以下资产和股权投资资产剥离、减值或其他减记的非现金税前亏损(收益)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万) |
| 天然气管道 | | | | | |
| 长期资产的减损（a） | $ | — | | | $ | — | | | $ | 1,600 | |
| | | | | |
| 出售NGL Holdings权益的收益（b） | — | | | — | | | (206) | |
| 应收关联方票据减记损失（c） | — | | | — | | | 117 | |
| 长期资产剥离的收益 | (10) | | | (10) | | | (1) | |
| | | | | |
| | | | | |
| 产品管道 | | | | | |
| | | | | |
| 股权投资减损（d） | 67 | | | — | | | — | |
| 剥离长期资产的收益 | — | | | (12) | | | — | |
| | | | | |
| 终端机 | | | | | |
| 长期资产减值准备 | — | | | — | | | 34 | |
| 长期资产剥离（收益）损失 | (1) | | | (9) | | | 2 | |
| | | | | |
公司2 | | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 长期资产剥离的收益 | (1) | | | (1) | | | (8) | |
| | | | | |
| 长期资产剥离的其他收益 | (3) | | | — | | | (3) | |
| 资产剥离、减损和其他减记的税前损失（收益），净 | $ | 52 | | | $ | (32) | | | $ | 1,535 | |
(a)2021年金额代表与我们南德克萨斯州采集和加工资产相关的非现金损失。
(b)见注3。
(c)见“-投资Ruby”下面进行进一步讨论。
(d)见“-投资”下面进行进一步讨论。
减值
投资
在2023年第一季度，我们确认了减值$671000万美元与我们对双鹰管道有限责任公司(Double Eagle)的投资有关。减值的原因是2023年下半年到期的合同预期续约率较低。减值在我们附带的截至2023年12月31日的年度综合收益表中在“股权投资收益”中确认。我们对双鹰的投资和相关收益包括在我们的产品管道业务部门。
长寿资产
在2021年第二季度，我们对天然气管道业务部门中的南得克萨斯州收集和加工资产进行了减值评估，这是由于对与2024年到期的重新合同相关的数量和费率的预期较低所致。为了计算估计的未贴现的未来现金流，我们使用了根据即将到来的合同到期调整的预期收入预测。这一分析表明，我们南得克萨斯州收集和处理资产的第一步失败了。在第二步中，我们使用收益法来估计公允价值，并将其与账面价值进行比较。在计算公允价值时作出的重大假设包括对未来现金流和贴现率的估计。我们应用了一个近似值8.5%贴现率，3级投入，我们认为它代表了理论市场参与者的估计加权平均资本成本。作为我们评估的结果，我们确认了一项非现金、长期资产减值#美元。1,600在截至2021年12月31日的年度内，
投资Ruby
在2021年第一季度，我们确认了一项税前费用为1171百万美元与我们从我们的前股权被投资人Ruby那里应收的附属票据的减记有关，这笔票据包括在我们所附的截至2021年12月31日的年度综合收益表中的“股权投资收益”中。此次减记是由Ruby对其资产确认的减值推动的。
Ruby破产法第11章申请破产
Ruby Pipeline，L.L.C.S 2022无担保票据的余额于2022年4月1日到期，本金为美元4751000万美元。尽管Ruby有足够的流动性来运营其业务，但它缺乏足够的流动性来偿还2022年4月1日到期日的2022年无担保票据下的债务。因此，2022年3月31日，Ruby根据美国破产法第11章向特拉华州地区美国破产法院提交了自愿救济请愿书。Ruby作为债务人，继续作为在美国破产法院管辖下占有财产的债务人在正常程序中运作。我们在2019年第四季度完全减值了对Ruby的股权投资，并在2021年第一季度完全减值了对Ruby附属票据的投资。我们有不是截至2022年12月31日，在与Ruby相关的合并资产负债表中，我们的“投资”中包含的金额。
2023年1月13日，破产法院确认了一项令所有感兴趣的各方满意的Ruby重组计划，其中包括用将Ruby出售给Tallgras的收益支付Ruby的未偿还优先票据，KMI和Pembina就与破产有关的某些潜在诉讼原因达成和解，以及手头现金。我们向破产财产支付的款项，扣除从Ruby收到的长期次级票据的付款后，约为#美元28.5 百万，该金额于2022年12月31日应计，并计入我们随附的截至2022年12月31日止年度综合损益表的“其他，净额”中。 和解协议达成并将Ruby出售给Tallgrass于2023年1月13日完成。
“所得税前收入”的组成部分如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日的一年， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万) |
| 美国 | $ | 3,192 | | | $ | 3,318 | | | $ | 2,217 | |
| 外国 | 9 | | | 17 | | | 2 | |
| 所得税前总收入 | $ | 3,201 | | | $ | 3,335 | | | $ | 2,219 | |
适用于联邦、外国和州税收的所得税准备金的组成部分如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日的一年， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万) |
| 当期税费 | | | | | |
| | | | | |
| 状态 | $ | 5 | | | $ | 14 | | | $ | 11 | |
| 外国 | — | | | 4 | | | 3 | |
| 总计 | 5 | | | 18 | | | 14 | |
| 递延税费 | | | | | |
| 联邦制 | 619 | | | 642 | | | 334 | |
| 状态 | 91 | | | 50 | | | 21 | |
| | | | | |
| 总计 | 710 | | | 692 | | | 355 | |
| 总税额拨备 | $ | 715 | | | $ | 710 | | | $ | 369 | |
法定联邦所得税率与我们的有效所得税率之间的差异总结如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万，百分比除外) |
| 联邦所得税 | $ | 672 | | | 21.0 | % | | $ | 700 | | | 21.0 | % | | $ | 466 | | | 21.0 | % |
| 由于以下原因增加（减少）： | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 州所得税，扣除联邦福利后的净额 | 64 | | | 2.0 | % | | 69 | | | 2.0 | % | | 50 | | | 2.2 | % |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 收到的股息扣除 | (34) | | | (1.1) | % | | (36) | | | (1.1) | % | | (46) | | | (2.1) | % |
| | | | | | | | | | | |
| 发放估值免税额 | — | | | — | % | | — | | | — | % | | (38) | | | (1.7) | % |
| | | | | | | | | | | |
| 一般商业信用 | (1) | | | — | % | | — | | | — | % | | (36) | | | (1.6) | % |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 其他 | 14 | | | 0.4 | % | | (23) | | | (0.7) | % | | (27) | | | (1.2) | % |
| 总计 | $ | 715 | | | 22.3 | % | | $ | 710 | | | 21.2 | % | | $ | 369 | | | 16.6 | % |
递延所得税资产和负债由以下因素产生：
| | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 |
| (单位：百万) |
| 递延税项资产 | | | |
| 员工福利 | $ | 114 | | | $ | 116 | |
| | | |
| 净营业亏损结转 | 2,024 | | | 2,007 | |
| 税收抵免结转 | 300 | | | 303 | |
| | | |
| 利息支出限额 | 266 | | | 82 | |
| 其他 | 181 | | | 192 | |
| 估值免税额 | (77) | | | (79) | |
| 递延税项资产总额 | 2,808 | | | 2,621 | |
| 递延税项负债 | | | |
| 财产、厂房和设备 | 215 | | | 163 | |
| | | |
投资（a） | 3,951 | | | 3,056 | |
| 其他 | 30 | | | 25 | |
| 递延税项负债总额 | 4,196 | | | 3,244 | |
| 递延税项净负债 | $ | (1,388) | | | $ | (623) | |
| | | |
| | | |
| | | |
(a)截至2023年和2022年12月31日的金额主要与KMI对KMP的投资有关。
递延税项资产和估值免税额
截至2023年12月31日止年度的估值拨备对账如下：
| | | | | | | | | | | | |
| | 年终了 2023年12月31日 | | | | |
| | (单位：百万) |
| 期初余额 | | $ | 79 | | | | | |
州NOL和外国税收抵免的法规废除 | | (5) | | | | | |
| 货币波动 | | 3 | | | | | |
| | | | | | |
| 期末余额 | | $ | 77 | | | | | |
下表提供了截至2023年12月31日与我们的递延所得税资产和估值拨备相关的详细信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 未使用的金额 | | 递延税金资产 | | 评税免税额 | | 有效期 |
| | (单位：百万) | | |
| 净营业亏损 | | | | | | | | |
| 美国联邦政府净营业亏损 | | $ | 6,565 | | | $ | 1,379 | | | $ | — | | | 不定 |
| 美国联邦政府净营业亏损 | | 1,716 | | | 360 | | | — | | | 2035 - 2037 |
| 国家亏损 | | 5,293 | | | 254 | | | (46) | | | 2024 - 2043 |
| 国外损失 | | 90 | | | 31 | | | (31) | | | 不定 |
| 税收抵免 | | | | | | | | |
| 一般商业信贷 | | 300 | | | 300 | | | — | | | 2036 - 2042 |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
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(不包括利息和罚款)的对账如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2013年12月31日的一年， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | (单位：百万) |
| 期初余额 | | $ | 23 | | | $ | 21 | | | $ | 18 | |
| 根据法规废除进行的削减 | | (5) | | | (5) | | | — | |
| 审计结算 | | (1) | | | — | | | — | |
| 往年增加的国家储备 | | 1 | | | 7 | | | 3 | |
| 期末余额 | | $ | 18 | | | $ | 23 | | | $ | 21 | |
| | | | | | |
| 如果确认将影响实际税率的金额 | | $ | 18 | | | | | |
此外，我们相信我们对未确认的税收优惠的负债有可能增加美元4 明年将增加100万美元，主要是由于前几年增加了州申报职位，但被法规废除的释放所抵消。
下表总结了我们开放纳税年度的信息：
| | | | | | | | |
| 管辖权 | | 开放纳税年度 |
| 美国 | | 2019 - 2023 |
| 各个州 | | 2012 - 2023 |
| 外国 | | 2008 - 2023 |
6. 财产、厂房和设备，净值
截至2023年和2022年12月31日，我们的财产、厂房和设备净值包括以下内容：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 直线 预计使用寿命 | | 复合材料
折旧率 | | 12月31日， |
| | | | 2023 | | 2022 |
| (年) | | (%) | | (单位：百万) |
| 州际天然气FERC监管 | | | | | | | |
| 管道（天然气） | | | 0.80-6.67 | | $ | 12,019 | | | $ | 11,793 | |
| 设备（天然气） | | | 0.80-6.67 | | 9,190 | | | 8,839 | |
| 其他(A) | | | 0.00-25 | | 823 | | | 833 | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | | | | | (10,301) | | | (9,883) | |
| 可折旧资产 | | | | | 11,731 | | | 11,582 | |
土地和土地通行权（b） | | | | | 399 | | | 388 | |
| 在建工程 | | | | | 394 | | | 258 | |
| FERC监管的州际天然气总量 | | | | | 12,524 | | | 12,228 | |
| | | | | | | |
| 其他 | | | | | | | |
管道（天然气、液体、原油和二氧化碳2) | 5-40 | | 0.09-33.33 | | 9,631 | | | 8,329 | |
设备（天然气、液体、原油、一氧化碳2和终端） | 5-40 | | 0.09-33.33 | | 19,974 | | | 18,645 | |
| 其他(A) | 3-10 | | 0.00-33.33 | | 4,773 | | | 4,791 | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | | | | | (11,774) | | | (10,529) | |
| 可折旧资产 | | | | | 22,604 | | | 21,236 | |
土地和土地通行权（c） | | | | | 1,518 | | | 1,350 | |
| 在建工程 | | | | | 651 | | | 785 | |
| 总计其他 | | | | | 24,773 | | | 23,371 | |
| | | | | | | |
| 财产、厂房和设备、净值 | | | | | $ | 37,297 | | | $ | 35,599 | |
(a)包括一般工厂、一般结构和建筑物、计算机和通信设备、无形资产、船舶、混合产品、线填充和杂项财产、工厂和设备。
(b)截至2023年12月31日和2022年12月31日的余额包括土地通行权美元346 百万可折旧。
(c)截至2023年12月31日和2022年12月31日的余额包括土地通行权美元7201000万美元和300万美元551 分别为百万，可折旧。
不动产、厂房和设备的折旧、损耗和摊销费用为美元2,020百万，$1,905百万美元和美元1,873截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度分别为100万美元。
7. 投资
我们的投资主要包括股权投资，我们对被投资公司的行为具有重大影响力，并且我们对此应用权益会计法。 下表提供了截至2023年和2022年12月31日我们的投资以及截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度我们这些各自投资的收益（亏损）的详细信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 所有权权益 | | 股权投资 | | 收益（损失）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： |
| | 2023 | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | (单位：百万) |
| 柑橘公司 | 50% | | $ | 1,789 | | | $ | 1,781 | | | $ | 143 | | | $ | 145 | | | $ | 151 | |
| Sng | 50% | | 1,668 | | | 1,669 | | | 140 | | | 145 | | | 128 | |
| PHP | 27.74% | | 763 | | | 666 | | | 70 | | | 70 | | | 63 | |
| NGL Holdings（a） | 37.5% | | 623 | | | 610 | | | 121 | | | 111 | | | 94 | |
| 墨西哥湾海岸快速管道有限责任公司 | 34% | | 566 | | | 597 | | | 93 | | | 91 | | | 86 | |
| 产品（SE）管道公司 | 51.17% | | 369 | | | 348 | | | 65 | | | 51 | | | 48 | |
| MEP | 50% | | 342 | | | 371 | | | 87 | | | 10 | | | (17) | |
| 乌托邦控股有限责任公司 | 50% | | 322 | | | 325 | | | 22 | | | 20 | | | 20 | |
| 海湾液化天然气控股集团有限责任公司 | 50% | | 275 | | | 311 | | | 25 | | | 24 | | | 22 | |
| Eaglehawk | 25% | | 273 | | | 273 | | | 18 | | | 13 | | | 8 | |
Dos Caminos，LLC | 50% | | 192 | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 红雪松采摘公司 | 49% | | 155 | | | 155 | | | 15 | | | 17 | | | 10 | |
| Watco Companies，LLC | (b) | | 84 | | | 79 | | | 10 | | | 9 | | | 9 | |
| 科尔特斯管道公司 | 52.98% | | 30 | | | 31 | | | 25 | | | 30 | | | 29 | |
双鹰（c） | 50% | | 14 | | | 90 | | | (42) | | | 18 | | | 9 | |
| 红宝石（d） | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (116) | |
| 所有其他人 | | | 409 | | | 347 | | | 46 | | | 49 | | | 47 | |
| 总投资 | | | $ | 7,874 | | | $ | 7,653 | | | $ | 838 | | | $ | 803 | | | $ | 591 | |
| 超额成本摊销 | | | | | | | $ | (66) | | | $ | (75) | | | $ | (78) | |
(a)我们对NPGL Holdings的投资包括一张从NGPL Holdings应收的关联方本票，每季度支付利息为6.75%。截至2023年12月31日，我们和Arclight各自持有37.5%的权益，Brookfield持有25NGPL Holdings的%权益。本公司于2023年12月31日及2022年12月31日的关联方应收本票的未偿还本金金额为$3751000万美元。截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日止年度，我们确认251000万，$25百万美元和美元27在我们随附的综合损益表中，分别计入“股权投资收益”内的利息。
(b)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。
(c)截至2023年12月31日的年度亏损包括美元67我们在非现金减值费用(税前)中所占份额的80万美元。详情见附注4“资产剥离、减值和其他减记的损益-投资。”
(d)从2023年1月13日起，我们不再拥有Ruby的权益。截至2021年12月31日止年度，我们在Ruby的投资亏损包括非现金减值费用#美元。1171,000,000美元与Ruby因其资产减值而减记我们从Ruby获得的附属应收票据有关。有关我们在Ruby的投资的更多信息，请参见附注4：资产剥离、减值和其他减记的损益-对Ruby的投资。”
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 | | 2023 | | 2022 | | 2021(a) |
| | (单位：百万) |
| 收入 | | $ | 5,981 | | | $ | 5,953 | | | $ | 5,521 | |
| 成本和开支 | | 4,149 | | | 4,193 | | | 6,137 | |
| 净收益(亏损) | | $ | 1,832 | | | $ | 1,760 | | | $ | (616) | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| 资产负债表 | | 2023 | | 2022 |
| | (单位：百万) |
| 流动资产 | | $ | 1,844 | | | $ | 1,461 | |
| 非流动资产 | | 23,193 | | | 23,360 | |
| 流动负债 | | 1,534 | | | 1,617 | |
| 非流动负债 | | 10,102 | | | 10,206 | |
| 合伙人/所有者权益 | | 13,401 | | | 12,998 | |
(a)2021年金额包括非现金减损费用美元2.2 Ruby记录了10亿美元。
8. 商誉
截至2023年和2022年12月31日止年度，我们的声誉金额变化按报告单位总结如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 天然气管道受到监管 | | 天然气管道不受监管 | | 公司2 | | 产品管道 | | 产品管道终端 | | 终端机 | | 能源转型风险投资 | | 总计 | |
| (单位：百万) | |
商誉毛额 | $ | 15,892 | | | $ | 4,940 | | | $ | 1,528 | | | $ | 2,575 | | | $ | 221 | | | $ | 1,481 | | | $ | 63 | | | $ | 26,700 | | |
累计减值损失 | (1,643) | | | (2,597) | | | (600) | | | (1,197) | | | (70) | | | (679) | | | — | | | (6,786) | | |
| 2021年12月31日 | 14,249 | | | 2,343 | | | 928 | | | 1,378 | | | 151 | | | 802 | | | 63 | | | 19,914 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 收购（a） | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 51 | | | 51 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2022年12月31日 | 14,249 | | | 2,343 | | | 928 | | | 1,378 | | | 151 | | | 802 | | | 114 | | | 19,965 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 收购STX Midstream | — | | | 156 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 156 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | 14,249 | | | 2,499 | | | 928 | | | 1,378 | | | 151 | | | 802 | | | 114 | | | 20,121 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
商誉毛额 | 15,892 | | | 5,096 | | | 1,528 | | | 2,575 | | | 221 | | | 1,481 | | | 114 | | | 26,907 | | |
累计减值损失 | (1,643) | | | (2,597) | | | (600) | | | (1,197) | | | (70) | | | (679) | | | — | | | (6,786) | | |
| 2023年12月31日 | $ | 14,249 | | | $ | 2,499 | | | $ | 928 | | | $ | 1,378 | | | $ | 151 | | | $ | 802 | | | $ | 114 | | | $ | 20,121 | | |
(a)包括收购NANR产生的善意和美元10 与我们2021年收购Kinetrix相关的百万美元收购价格调整归因于长期递延所得税负债。
我们2023年5月31日的年度减损测试结果表明，对于我们的每个报告单位，报告单位的公允价值超过了其公允价值，而我们的终端报告单位的公允价值超过其公允价值不到 10%，受市场倍数下降的影响。 在今年剩余时间内，我们没有发现任何需要进一步进行减损分析的触发因素。
在我们的商誉减值测试中使用的公允价值估计包括公允价值等级的第三级投入。对于除能源转换风险投资公司以外的所有报告单位，我们基于市场方法估计公允价值，利用我们每个报告单位的利息、所得税、DD&A费用(包括股权投资超额成本摊销前的预测收益)和企业价值的估计EBITDA倍数。每个报告单位的价值是从市场参与者在测量日期的有序交易中的角度确定的。对于能源转换风险投资公司，我们基于收益法估计公允价值，其中包括主要基于产量增长假设、终端价值和贴现率的关于未来现金流的假设。
这些因素的任何一个或组合的变化将导致报告单位公允价值的变化，这可能导致未来的减值费用。这种潜在的非现金减值可能会对我们的运营业绩产生重大影响。
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， |
| | 2023 | | 2022 |
| (单位：百万) |
信贷安排和商业票据借款(A) | $ | 1,989 | | | $ | — | |
公司高级票据(B) | | | |
3.15%，2023年1月到期 | — | | | 1,000 | |
| 浮动利率，2023年1月到期(C) | — | | | 250 | |
3.45%，2023年2月到期 | — | | | 625 | |
3.50%，2023年9月到期 | — | | | 600 | |
5.625%，2023年11月到期 | — | | | 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 | |
1.75%，2026年11月到期 | 500 | | | 500 | |
6.70%，2027年2月到期 | 7 | | | 7 | |
2.25%，2027年3月到期(D) | 552 | | | 535 | |
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 | 750 | | | 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 | |
4.80%，2033年2月到期 | 750 | | | 750 | |
5.20%，2033年6月到期 | 1,500 | | | — | |
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 | |
5.20%，2048年3月到期 | 750 | | | 750 | |
3.25%，2050年8月到期 | 500 | | | 500 | |
3.60%，2051年2月到期 | 1,050 | | | 1,050 | |
5.45%，2052年1月到期 | 750 | | | 750 | |
7.45%，2098年3月到期 | 26 | | | 26 | |
TGP高级票据（b） | | | |
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 | 1,000 | | | 1,000 | |
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 |
8.375%，2032年6月到期 | 240 | | | 240 | |
7.625%，2037年4月到期 | 300 | | | 300 | |
EPNG高级注释（b） | | | |
7.50%，2026年11月到期 | 200 | | | 200 | |
3.50%，2032年2月到期 | 300 | | | 300 | |
8.375%，2032年6月到期 | 300 | | | 300 | |
CIG高级注释（b） | | | |
4.15%，2026年8月到期 | 375 | | | 375 | |
6.85%，2037年6月到期 | 100 | | | 100 | |
Epc Building，LLC，期票， 3.967%，2022年1月至2035年12月到期 | 330 | | | 348 | |
信托我优先证券， 4.75%，2028年3月到期（e） | 221 | | | 220 | |
其他杂项债务（f） | 234 | | | 242 | |
| 债务总额- KMI及其子公司 | 31,929 | | | 31,673 | |
| 减去：债务的当前部分 | 4,049 | | | 3,385 | |
长期债务总额- KMI及其子公司（g） | $ | 27,880 | | | $ | 28,288 | |
(a)2023年12月31日借款加权平均利率为 5.68%.
(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)截至2022年12月31日，我们尚未完成一项被指定为现金流对冲的相关浮动至固定利率掉期协议。
(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2023年12月31日的汇率1.1039美元兑欧元，按2022年12月31日的1.0705美元兑欧元。截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，美元兑欧元汇率自发行以来的累计变动导致美元升值1美元。9百万美元，减少了$8分别为100万美元。截至2023年12月31日，我们有未偿还的关联交叉货币互换协议，这些协议被指定为现金流对冲。
(e)一级资本信托(Trust I)，是一家100截至2023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2023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。
(f)包括按月分期付款的融资租赁债务。租赁条款在2026年至2070年之间到期。
(g)不包括我们的“债务公允价值调整”，截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月，我们的总债务余额增加了$187百万美元和美元115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“-债务公允价值调整“下面。
2023年1月31日，我们在注册发行中发行了$1,500本金总额为1,000万美元5.202033年到期的优先票据，净收益为$1,4852000万美元，用于偿还短期借款、到期债务和一般企业用途。
2024年2月1日，我们在登记发售中发行了两个系列的优先债券，面值为$1,250本金总额为1,000万美元5.002029年到期的优先票据%和美元1,000本金总额为1,000万美元5.402034年到期的优先票据的百分比，并收到合并净收益$2,2301000万美元。
吾等及我们几乎所有全资拥有的国内附属公司均为交叉担保协议的一方，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。
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， |
| | 2023 | | 2022 |
| | | | |
| | (单位：百万) |
$3.52027年8月20日到期的10亿美元信贷安排 | | — | | | — | |
$5002023年11月16日到期的百万信贷额度 | | — | | | — | |
| 商业票据 | | 1,989 | | | — | |
| 优先票据的当期部分 | | | | |
3.15%，2023年1月到期（a） | | — | | | 1,000 | |
| 浮动利率，2023年1月到期（b） | | — | | | 250 | |
3.45%，2023年2月到期 | | — | | | 625 | |
3.50%，2023年9月到期 | | — | | | 600 | |
5.625%，2023年11月到期 | | — | | | 750 | |
4.15%，2024年2月到期（c） | | 650 | | | — | |
4.30%，2024年5月到期 | | 600 | | | — | |
4.25%，2024年9月到期 | | 650 | | | — | |
信托我优先证券， 4.752028年3月到期%（d） | | 111 | | | 111 | |
| 其他债务的流动部分 | | 49 | | | 49 | |
| 债务的流动部分总额 | | $ | 4,049 | | | $ | 3,385 | |
| | | | |
(a)2023年1月17日，我们使用手头现金和短期借款偿还了这些优先票据。
(b)这些优先票据有一项相关的浮动利率至固定利率掉期协议，该协议被指定为现金流对冲。
(c)2024年2月1日，我们使用手头现金和短期借款偿还了这些优先票据。
(d)反映了如果截至报告期末所有未偿证券已由持有人兑换，则应付现金对价的部分。
信贷便利和限制性可卡因
我们有一美元3.52027年8月与贷款人组成的银团提供的10亿美元循环信贷安排，最高可增加美元1.030亿美元，如果满足某些条件，包括收到额外的贷款人承诺。我们的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。我们有一块钱5002023年11月16日到期的100万美元信贷安排。
我们维持一美元3.5通过私募2027年8月到期的短期票据，实施10亿商业票据计划。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。
根据贷款申请的类型，我们的信贷安排下的借款按(I)SOFR加(X)信用利差调整和(Y)适用的保证金计息，范围为1.000%至1.750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)1个月期欧洲美元贷款的SOFR，加上(X)信用利差调整，(Y)1%，以及(Z)在每种情况下，适用的边距范围为0.100%至0.750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0.250%.
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(如信贷安排中经修订的定义)：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2023年12月31日，我们拥有 不是我们信贷安排项下的未偿还借款，$1,989在我们的商业票据计划下，未偿还的借款为百万美元81百万信用证。 截至2023年12月31日，我们在信贷安排下的可用性约为美元1.4 亿 截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，我们遵守了所有要求的契约。
债务的到期日
截至2023年12月31日，未偿债务余额的预定到期日（不包括债务公允价值调整）汇总如下：
| | | | | | | | |
| 年 | | 总计 |
| | (单位：百万) |
| 2024 | | $ | 4,049 | |
| 2025 | | 1,566 | |
| 2026 | | 1,102 | |
| 2027 | | 906 | |
| 2028 | | 1,867 | |
| 此后 | | 22,439 | |
| 总计 | | $ | 31,929 | |
债务公允价值调整
下表总结了我们随附的合并资产负债表中包含的“债务公允价值调整”：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 |
| | (单位：百万) |
| 购买会计债务公允价值调整 | | $ | 430 | | | $ | 472 | |
| 对冲债务的公允价值调整 | | (236) | | | (367) | |
| 提前终止利率互换协议收到的收益的未摊销部分（a） | | 185 | | | 204 | |
| 未摊销债务折扣，净值 | | (67) | | | (68) | |
| 未摊销债务发行成本 | | (125) | | | (126) | |
| 债务公允价值调整总额 | | $ | 187 | | | $ | 115 | |
(a)截至2023年12月31日，终止利率掉期未摊销溢价的加权平均摊销期约为 11好几年了。
金融工具的公允价值
我们未偿债务余额的公允价值披露如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| | 携带
价值 | | 估计数
公允价值(A) | | 携带
价值 | | 估计数
公允价值(A) |
| (单位：百万) |
| 债务总额 | $ | 32,116 | | | $ | 31,370 | | | $ | 31,788 | | | $ | 30,070 | |
(a)估计公允价值中包括我们的信托I优先证券金额为美元2071000万美元和300万美元195截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日。
我们使用第2级输入值来衡量截至2023年12月31日和2022年12月31日我们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 5.842023年和4.762022年期间的%。 有关我们的利率掉期的信息载于附注14。 有关我们或有债务协议的信息，请参阅注13 “承诺和或有负债- 或有债务”).
10. 股份薪酬和员工福利
基于股份的薪酬
P类普通股
以下是我们的股票补偿计划摘要：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 董事计划 | | 长期激励计划 |
| 参与个人 | | 符合资格的非雇员董事 | | 符合条件的员工 |
| 授权的P类普通股股份总数 | | 1,190,000 | | | 63,000,000 | |
| 归属期间 | | 6月份 | | 1年份至10年份 |
金德摩根公司第二次修订和重述非员工董事股票薪酬计划
我们有Kinder Morgan，Inc.第二次修订和重新修订的非员工董事股票薪酬计划(董事会计划)。该计划承认，支付给每一位符合条件的非员工董事的薪酬通常是由我们的董事会(董事会)每年确定的，并且薪酬以现金支付。根据该计划，每一位符合条件的非员工董事可以选择每年接受P类普通股，而不是接受部分或全部现金薪酬。在截至2023年12月31日的年度内，我们向我们的非员工董事的非员工董事授予了限制性的P类普通股11,220.
Kinder Morgan，Inc.2021年修订和重新启动的股票激励计划
我们还有Kinder Morgan，Inc.2021修订和重新调整的股票激励计划(长期激励计划)。下表列出了我们长期激励计划下的活动和相关余额的摘要：
| | | | | | | | | | | |
| |
| |
| 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) |
在2022年12月31日未偿还 | 13,288 | | | $ | 16.87 | |
| 授与 | 5,253 | | | 17.41 | |
| 既得 | (5,226) | | | 16.09 | |
| 被没收 | (454) | | | 17.03 | |
截至2023年12月31日未偿还债务 | 12,861 | | | $ | 17.41 | |
下表列出了与我们的长期激励计划相关的其他信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万，每股除外) |
| 加权平均授出日每股公允价值 | $ | 17.41 | | | $ | 17.31 | | | $ | 17.44 | |
| 年内归属的赔偿的内在价值 | 93 | | | 47 | | | 77 | |
| 限制性股票奖励支出(A) | 63 | | | 60 | | | 59 | |
| 资本化的限制性股票奖励(A) | 10 | | | 9 | | | 9 | |
(a)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。 |
| | | | | |
| | | 2023年12月31日 |
未被承认的限制性股票奖励补偿费用，减去估计的没收(单位：百万) | | $ | 117 | |
加权平均剩余摊销期 | | | | 2.06年份 |
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，$51百万美元和美元48截至2023年、2022年和2021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。
2023年，我们达成了大约美元的和解179通过购买年金，为我们的养老金计划支付400万美元的退休福利义务。购买年金的影响反映在我们养老金计划的2023年12月31日福利义务中。
OPEB计划
我们和我们的某些子公司提供OPB福利，包括为封闭的退休员工群体和某些祖父员工及其家属提供的医疗福利，以及为退休员工提供的有限退休后人寿保险福利。 这些计划为老年人提供固定补贴 65符合医疗保险资格的参与者通过退休人员医疗保险交易所购买保险。 这些OPB计划下的医疗福利可能受到免赔额、自付条款、金额上限和雇主成本金额的其他限制，我们保留更改这些福利的权利。
福利义务、计划资产和资助状况. 下表提供了有关截至2023年和2022年12月31日各年度的养老金和OPB计划的信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 养老金福利 | | OPEB |
| 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| (单位：百万) |
| 福利义务的变化： | | | | | | | |
| 期初的福利义务 | $ | 2,077 | | | $ | 2,658 | | | $ | 195 | | | $ | 257 | |
| 服务成本 | 55 | | | 55 | | | 1 | | | 1 | |
| 利息成本 | 107 | | | 57 | | | 10 | | | 5 | |
| 精算损失(收益) | 14 | | | (503) | | | (6) | | | (44) | |
| 已支付的福利 | (132) | | | (190) | | | (25) | | | (26) | |
| 参与者的贡献 | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 聚落 | (219) | | | — | | | — | | | — | |
| 其他 | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 期末福利义务 | 1,902 | | | 2,077 | | | 177 | | | 195 | |
| | | | | | | |
| 计划资产变动： | | | | | | | |
| 期初计划资产的公允价值 | 1,741 | | | 2,231 | | | 302 | | | 382 | |
| 计划资产的实际回报率 | 122 | | | (350) | | | 44 | | | (63) | |
| 雇主供款 | 50 | | | 50 | | | — | | | 7 | |
| 参与者的贡献 | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 已支付的福利 | (132) | | | (190) | | | (25) | | | (26) | |
| | | | | | | |
| 聚落 | (219) | | | — | | | — | | | — | |
| 其他 | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 计划资产期末公允价值 | 1,562 | | | 1,741 | | | 323 | | | 302 | |
| 资金状况-12月31日净（负债）资产， | $ | (340) | | | $ | (336) | | | $ | 146 | | | $ | 107 | |
| | | | | | | |
| 在综合资产负债表中确认的金额： | | | | | | | |
| 非流动福利资产（a） | $ | — | | | $ | — | | | $ | 263 | | | $ | 239 | |
| 当期福利负债 | — | | | — | | | (14) | | | (15) | |
| 非流动福利负债 | (340) | | | (336) | | | (103) | | | (117) | |
| 资金状况-12月31日净（负债）资产， | $ | (340) | | | $ | (336) | | | $ | 146 | | | $ | 107 | |
| | | | | | | |
| 综合资产负债表中确认的税前累计其他全面（亏损）收入金额： | | | | | | | |
| 未确认的精算（损失）净收益 | $ | (384) | | | $ | (455) | | | $ | 149 | | | $ | 135 | |
| 未确认的先前服务（成本）抵免 | — | | | (1) | | | 3 | | | 4 | |
| 累计其他综合(亏损)收入 | $ | (384) | | | $ | (456) | | | $ | 152 | | | $ | 139 | |
| | | | | | | |
与累计福利义务超过计划资产公允价值的计划相关的信息： | | | | | | | |
| 累积利益义务 | $ | 1,870 | | | $ | 2,047 | | | $ | 119 | | | $ | 167 | |
| 计划资产的公允价值 | 1,562 | | | 1,741 | | | 2 | | | 34 | |
(a)2023年和2022年OPB金额包括美元531000万美元和300万美元45分别与我们发起的一项计划相关的非流动福利资产，该计划与向一家未合并的合资企业提供的员工服务相关，我们已为该计划记录了抵销关联方递延信贷。
2023年养恤金计划的净精算损失主要是由于截至2023年12月31日用于确定福利义务的加权平均贴现率下降。业务流程管理处计划2023年的净精算收益主要是由于索赔费用假设的变化。2022年养恤金计划的净精算收益主要是由于截至2022年12月31日用于确定福利义务的加权平均贴现率增加。2022年净精算
OPEB计划的收益主要是由于截至2022年12月31日用于确定福利义务的加权平均贴现率的增加以及索赔成本假设的变化。
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2023年12月31日，我们的计划按资产类别划分的有效资产分配允许范围如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 养老金福利 | | OPEB |
| 现金 | | | | 0%至23% |
| 股票 | | 42%至52% | | 43%至71% |
| 固定收益证券 | | 37%至47% | | 26%至50% |
| 房地产 | | 2%至12% | | |
| 公司证券(KMI P类普通股和/或债务证券) | | 0%至10% | | |
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。
•发行人报告的以每股资产净值或其等价物(NAV)为计量公允价值的实际权宜之计的公允价值计划资产，是根据标的证券在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、房地产和有限合伙企业。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。
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2023年12月31日和2022年12月31日使用的公允价值计量分类：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 养老金资产 |
| 2023 | | 2022 |
| 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 | $ | — | | | $ | 32 | | | $ | 32 | | | $ | — | | | $ | 27 | | | $ | 27 | |
| 股票(A) | 143 | | | — | | | 143 | | | 152 | | | — | | | 152 | |
| 固定收益证券 | — | | | 410 | | | 410 | | | — | | | 421 | | | 421 | |
| | | | | | | | | | | |
| 小计 | $ | 143 | | | $ | 442 | | | 585 | | | $ | 152 | | | $ | 448 | | | 600 | |
| 以净资产净值测量 | | | | | | | | | | | |
| 共同/集体信托（b） | | | | | 976 | | | | | | | 1,138 | |
| | | | | | | | | | | |
| 私人有限合伙企业（c） | | | | | 1 | | | | | | | 3 | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 小计 | | | | | 977 | | | | | | | 1,141 | |
| 计划资产公允价值共计 | | | | | $ | 1,562 | | | | | | | $ | 1,741 | |
(a)计划资产包括美元107及$110分别为2023年和2022年KMI P类普通股。
(b)共同/集体信托基金投资于约 64%股票，23固定收益证券和132023年房地产百分比和 66%股票，22固定收益证券和122022年%房地产。
(c)包括投资于房地产、风险投资和收购基金的资产。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| OPEB资产 |
| 2023 | | 2022 |
| 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 | $ | — | | | $ | 5 | | | | | $ | 5 | | | $ | — | | | $ | 3 | | | | | $ | 3 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 以净资产净值测量 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 共同/集体信托（a） | | | | | | | 318 | | | | | | | | | 299 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 计划资产公允价值共计 | | | | | | | $ | 323 | | | | | | | | | $ | 302 | |
(a)共同/集体信托基金投资于约 62%股票和382023年固定收益证券%和 61%股票和392022年固定收益证券%。
雇主缴款和未来福利的预期支付. 截至2023年12月31日，我们预计计划下的现金流如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 养老金福利 | | OPEB |
| | (单位：百万) |
预计2024年的捐款 | | $ | 50 | | | $ | — | |
| | | | |
| 预计将在以下时间支付福利： | | | | |
| 2024 | | $ | 190 | | | $ | 24 | |
| 2025 | | 187 | | | 22 | |
| 2026 | | 185 | | | 21 | |
| 2027 | | 179 | | | 19 | |
| 2028 | | 175 | | | 18 | |
| 2029 - 2033 | | 777 | | | 67 | |
精算假设和敏感性分析. 福利义务和净福利成本基于精算估计和假设。 下表详细介绍了用于确定截至2023年和2022年12月31日的福利义务以及2023年、2022年和2021年养老金和OPB计划的净福利成本时使用的加权平均精算假设：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 养老金福利 | | OPEB |
| | | | | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 与福利义务相关的假设： | | | | | | | | | | | | |
| 贴现率 | | | | | | 5.13 | % | | 5.41 | % | | 5.08 | % | | 5.38 | % |
| 补偿增值率 | | | | | | 3.50 | % | | 3.50 | % | | 不适用 | | 不适用 |
| 利息贷记利率 | | | | | | 3.85 | % | | 3.50 | % | | 不适用 | | 不适用 |
| | | | | | | | | | | | |
| | 养老金福利 | | OPEB |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 与福利成本相关的假设： | | | | | | | | | | | | |
| 贴现率 | | 5.41 | % | | 2.74 | % | | 2.27 | % | | 5.38 | % | | 2.56 | % | | 2.08 | % |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 计划资产的预期回报 | | 7.00 | % | | 6.50 | % | | 6.25 | % | | 6.00 | % | | 5.75 | % | | 5.75 | % |
| 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 | | 3.50 | % | | 3.01 | % | | 2.57 | % | | 不适用 | | 不适用 | | 不适用 |
我们使用全收益率曲线方法来估算我们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，方法是将特定的现货汇率沿着用于确定福利义务的收益率曲线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。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。
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5.60%，逐渐下降到4.00到2047年。
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 |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | (单位：百万) |
| 净收益成本(信用)的组成部分： | | | | | | | | | | | | |
| 服务成本 | | $ | 55 | | | $ | 55 | | | $ | 53 | | | $ | 1 | | | $ | 1 | | | $ | 1 | |
| 利息成本 | | 107 | | | 57 | | | 45 | | | 10 | | | 5 | | | 4 | |
| 预期资产收益率 | | (117) | | | (142) | | | (133) | | | (13) | | | (17) | | | (16) | |
| 摊销先前服务费用(贷方) | | 1 | | | 1 | | | — | | | (3) | | | (3) | | | (5) | |
| 精算净损失(收益)摊销 | | 35 | | | 29 | | | 52 | | | (16) | | | (18) | | | (17) | |
结算损失 | | 46 | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 净收益成本(信用) | | 127 | | | — | | | 17 | | | (21) | | | (32) | | | (33) | |
| | | | | | | | | | | | |
| 在其他全面（收益）亏损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) | | 10 | | | (11) | | | (127) | | | (30) | | | 24 | | | (40) | |
| | | | | | | | | | | | |
| 精算（损失）净收益的摊销或结算确认 | | (81) | | | (29) | | | (52) | | | 16 | | | 17 | | | 17 | |
| 摊销先前服务(成本)抵免 | | (1) | | | (1) | | | — | | | 1 | | | 2 | | | 3 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 在其他全面（收益）亏损总额中确认的总额（a） | | (72) | | | (41) | | | (179) | | | (13) | | | 43 | | | (20) | |
| 在净收益成本（抵免）和其他全面（收益）损失中确认的总额 | | $ | 55 | | | $ | (41) | | | $ | (162) | | | $ | (34) | | | $ | 11 | | | $ | (53) | |
(a)不包括$4百万美元和美元3 截至2022年和2021年12月31日止年度，与其他计划相关的金额分别为百万美元。
P类普通股
2017年7月19日，董事会批准了一项$22017年12月开始的10亿美元股票回购计划。 2023年1月18日，董事会批准将股份回购授权增加至美元3 亿 我们回购的所有股票均已被取消，不再流通。 回购计划下的活动如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万，每股除外) |
| 回购股份的总价值 | | $ | 522 | | | $ | 368 | | | $ | — | |
| 回购股份总数 | | 32 | | | 21 | | | — | |
| 每股平均回购价格 | | $ | 16.56 | | | $ | 16.94 | | | $ | — | |
从2023年12月31日到2024年2月16日，我们回购了不到14,000,000股，平均价格为1美元。16.50为$71000万美元。自2017年12月以来，我们总共回购了86我们在该计划下的100万股票，平均价格为17.09每股$1,472100万，在计划下留下产能$1.5十亿.
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，通过或向其管理方发行和出售总发行价高达$5在本协议期限内不时有10亿美元。在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度内，我们没有根据本协议发行任何股票。
分红
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： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 当期宣布的每股现金股息 | $ | 1.13 | | | $ | 1.11 | | | $ | 1.08 | |
| 期内派发的每股现金股息 | 1.1250 | | | 1.1025 | | | 1.0725 | |
2024年1月17日，我们的董事会宣布现金股息为$0.2825截至2023年12月31日的季度期间的每股收益，于2024年2月15日支付给截至2024年1月31日登记在册的股东。
会计公告的采纳
2022年1月1日，我们通过了会计准则更新(ASU)第2020-06号，债务--带有转换和其他期权的债务(分专题470-20)和衍生工具和套期保值--实体自有权益中的合同(分专题815-40)：实体自有权益中可转换票据和合同的会计。本ASU(I)简化了发行人对可转换工具的会计核算，省略了470-20小节中需要对嵌入的转换功能进行单独核算的三种模式中的两种，(Ii)通过要求使用IF转换方法来修正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有股本的合同的结算评估。采用修正的追溯法，采用这一特别提款法，税前调整数为#美元。141,000,000美元，用于在综合资产负债表上的“债务公允价值调整”内取消剩余的未摊销债务贴现，并调整#美元。118,000,000,000美元，以解除截至2022年12月31日的年度我们的综合股东权益表上分类为“额外实收资本”的转换功能的余额。
累计其他综合损失
不包括非控股权益的“累计其他综合损失”的构成部分的变化摘要如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 未实现净额
得/(失)
浅谈现金流
对冲衍生品 | | | | 养老金和
其他
退休后
负债调整 | | 总计
累计其他
全面
损失 |
| (单位：百万) |
| 2020年12月31日余额 | $ | (13) | | | | | $ | (394) | | | $ | (407) | |
| 重新分类前的其他综合(亏损)收益 | (432) | | | | | 155 | | | (277) | |
| 从累计其他综合亏损中重新分类的亏损 | 273 | | | | | — | | | 273 | |
| 累计其他综合亏损当期净变动 | (159) | | | | | 155 | | | (4) | |
| 2021年12月31日的余额 | (172) | | | | | (239) | | | (411) | |
| 重新分类前的其他综合(亏损)收益 | (312) | | | | | 1 | | | (311) | |
| 从累计其他综合亏损中重新分类的亏损 | 320 | | | | | — | | | 320 | |
| 累计其他综合亏损当期净变动 | 8 | | | | | 1 | | | 9 | |
| 2022年12月31日的余额 | (164) | | | | | (238) | | | (402) | |
| 改叙前的其他综合收益 | 155 | | | | | 65 | | | 220 | |
| 从累计其他综合亏损中重新归类的收益 | (35) | | | | | — | | | (35) | |
| 累计其他综合亏损当期净变动 | 120 | | | | | 65 | | | 185 | |
| 2023年12月31日的余额 | $ | (44) | | | | | $ | (173) | | | $ | (217) | |
12.其他关联方交易
关联企业余额和活动
吾等与联营公司有交易，交易包括(I)未合并联营公司，吾等持有根据权益会计方法入账的投资(有关该等投资的额外资料，请参阅附注7)；及(Ii)我们合并的合资企业的外部合作伙伴。
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， |
| 2023 | | 2022 |
| (单位：百万) |
| 资产负债表位置 | | | |
| 应收账款 | $ | 45 | | | $ | 39 | |
| 其他流动资产 | 2 | | | 3 | |
| | | |
| | | |
| $ | 47 | | | $ | 42 | |
| | | |
| 债务的当期部分 | $ | 5 | | | $ | 6 | |
| 应付帐款 | 16 | | | 19 | |
| 其他流动负债 | 3 | | | 8 | |
| 长期债务 | 137 | | | 142 | |
| 其他长期负债和递延信贷 | 54 | | | 47 | |
| | | |
| $ | 215 | | | $ | 222 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万) |
| 损益表位置 | | | | | |
| | | | | |
| 收入 | $ | 172 | | | $ | 172 | | | $ | 164 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 营运成本、开支及其他 | | | | | |
| 销售成本 | $ | 132 | | | $ | 134 | | | $ | 145 | |
| | | | | |
| 其他运营费用 | 57 | | | 50 | | | 52 | |
13. 承担及或然负债
路权
我们的通行权义务主要由主题842时存在的非租赁协议组成、租赁、 采用，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处理。 我们未来与路权义务相关的最低租金承诺为美元98截至2023年12月31日，为1.2亿美元。
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2023年12月31日和2022年12月31日，我们的或有债务总额为$154百万美元和美元163分别为100万美元。这些数额代表我们在以下债务义务中的比例份额一股权投资方，Cortez管道公司(Cortez)。根据这种担保，如果Cortez的债务不履行，我们有责任承担我们在Cortez债务中所占的百分比所有权份额。截至2023年12月31日和2022年12月31日的或有债务余额分别包括#美元。1201000万美元用于100Cortez的一家子公司的担保债务义务的百分比。
担保和弥偿
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。除上文所述的通行权义务和或有债务外，我们目前不受根据可量化安排履行的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2023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购买和销售：
| | | | | | | | |
| | 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 | (16.9) | | 百万桶 |
| | |
| 天然气固定价格 | (61.0) | | Bcf |
| 天然气基础 | (35.4) | | Bcf |
| NGL固定价格 | (0.6) | | 百万桶 |
| 未指定为对冲合同的衍生品 | | |
| 原油固定价格 | (1.2) | | 百万桶 |
| 原油基础 | (4.1) | | 百万桶 |
| 天然气固定价格 | (7.5) | | Bcf |
| 天然气基础 | (101.6) | | Bcf |
| NGL固定价格 | (0.7) | | 百万桶 |
截至2023年12月31日，出于会计目的，我们对冲与能源大宗商品价格风险相关的未来现金流变异性的最长期限为2028年12月。
利率风险管理
我们利用利率衍生品来对冲固定利率债务工具公允价值变化以及可变利率付款导致的预期未来现金流量可变性的风险。 下表汇总了截至2023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)(B) | | $ | 6,200 | | | 公允价值对冲 | | 2035年3月 |
国库锁(C) | | 1,000 | | | 现金流对冲 | | 2024年3月 |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
(a)对冲优先票据的本金额为$。1,450百万美元计入“债务的当期部分”和#美元4,750百万美元计入我们随附的综合资产负债表中的“长期债务”。
(b)于截至2023年12月31日止年度内，主题848-参考汇率改革所载若干可选权宜之计已于若干该等合约上获选，以保留公允价值对冲会计处理。关于主题848的进一步信息，见附注19“最近的会计声明”。
(c)资金锁定协议于2024年1月29日终止，同时发行于2024年2月1日截止的优先票据(见附注9“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2023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掉期合约（a） | | $ | 543 | | | 现金流对冲 | | 2027年3月 |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
(a)这些sWaps消除了与我们的欧元计价债务相关的外币风险。
衍生品合同对我们合并财务报表的影响
下表总结了随附的综合资产负债表中包含的衍生品合同的公允价值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 衍生工具合约的公允价值 |
| 位置 | | 衍生品资产 | | 衍生品责任 |
| | | 十二月三十一日， | | 十二月三十一日， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| | | (单位：百万) |
| 指定为对冲工具的衍生工具 | | | | | | | | |
| 能源商品衍生品合约 | | | | | | | | |
| 衍生品合同的公允价值/（衍生品合同的公允价值） | | $ | 77 | | | $ | 150 | | | $ | (75) | | | $ | (156) | |
| 递延费用和其他资产/（其他长期负债和递延信贷） | | 12 | | | 6 | | | (29) | | | (91) | |
| 小计 | | 89 | | | 156 | | | (104) | | | (247) | |
| 利率合约 | | | | | | | | |
| 衍生品合同的公允价值/（衍生品合同的公允价值） | | — | | | — | | | (120) | | | (144) | |
| 递延费用和其他资产/（其他长期负债和递延信贷） | | 37 | | | 39 | | | (158) | | | (261) | |
| 小计 | | 37 | | | 39 | | | (278) | | | (405) | |
| 外币合同 | | | | | | | | |
| 衍生品合同的公允价值/（衍生品合同的公允价值） | | — | | | — | | | (2) | | | (3) | |
| 递延费用和其他资产/（其他长期负债和递延信贷） | | — | | | — | | | (2) | | | (32) | |
| 小计 | | — | | | — | | | (4) | | | (35) | |
| 总计 | | 126 | | | 195 | | | (386) | | | (687) | |
| | | | | | | | | |
| 未被指定为对冲工具的衍生工具 | | | | | | | | |
| 能源商品衍生品合约 | | | | | | | | |
| 衍生品合同的公允价值/（衍生品合同的公允价值） | | 49 | | | 80 | | | (8) | | | (162) | |
| 递延费用和其他资产/（其他长期负债和递延信贷） | | 3 | | | 23 | | | (1) | | | (19) | |
| 小计 | | 52 | | | 103 | | | (9) | | | (181) | |
| 利率合约 | | | | | | | | |
| 衍生品合同的公允价值/（衍生品合同的公允价值） | | — | | | 1 | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 总计 | | 52 | | | 104 | | | (9) | | | (181) | |
| 总衍生品 | | $ | 178 | | | $ | 299 | | | $ | (395) | | | $ | (868) | |
以下两个表格总结了我们基于ASC制定的三个级别的衍生品合同的公允价值计量。 该表还确定了我们选择在随附的合并资产负债表上按毛额列报的衍生品合同的影响，这些合同符合根据主净结算协议进行净结算的资格。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 按级别划分的资产负债表资产公允价值计量 | | | | |
| |
1级 | |
2级 | |
3级 | | 总金额 | | 可进行净结算的合同 | | 持有的现金抵押品（a） | | 净额 |
| (单位：百万) |
| 截至2023年12月31日 | | | | | | | | | | | | | |
| 能源商品衍生品合约（b） | $ | 65 | | | $ | 75 | | | $ | — | | | $ | 140 | | | $ | (16) | | | $ | — | | | $ | 124 | |
| 利率合约 | — | | | 38 | | | — | | | 38 | | | — | | | — | | | 38 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日 | | | | | | | | | | | | | |
| 能源商品衍生品合约（b） | $ | 115 | | | $ | 144 | | | $ | — | | | $ | 259 | | | $ | (186) | | | $ | — | | | $ | 73 | |
| 利率合约 | — | | | 40 | | | — | | | 40 | | | — | | | — | | | 40 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 资产负债表债务
按级别划分的公允价值计量 | | | | |
| 1级 | | 2级 | | 3级 | | 总金额 | | 可进行净结算的合同 | | 已张贴的现金抵押品（a） | | 净额 |
| (单位：百万) |
| 截至2023年12月31日 | | | | | | | | | | | | | |
| 能源商品衍生品合约（b） | $ | (17) | | | $ | (96) | | | $ | — | | | $ | (113) | | | $ | 16 | | | $ | (85) | | | $ | (182) | |
| 利率合约 | — | | | (278) | | | — | | | (278) | | | — | | | — | | | (278) | |
| 外币合同 | — | | | (4) | | | — | | | (4) | | | — | | | — | | | (4) | |
| 截至2022年12月31日 | | | | | | | | | | | | | |
| 能源商品衍生品合约（b） | (23) | | | (405) | | | — | | | (428) | | | 186 | | | (30) | | | (272) | |
| 利率合约 | — | | | (405) | | | — | | | (405) | | | — | | | — | | | (405) | |
| 外币合同 | — | | | (35) | | | — | | | (35) | | | — | | | — | | | (35) | |
(a)任何已支付或收到的现金抵押品均反映在此表中，但仅限于其代表变动利润率。 任何与衍生品预付款或初始保证金相关的金额，如果不受衍生品资产或负债金额影响，或者仅根据其名义金额确定的金额，都将排除在此表之外。
(b)1级主要包括NYMEX天然气期货。 第2级主要包括场外WTI掉期、NGL掉期和原油基差掉期。
下表总结了我们衍生品合同在随附的综合收益表和全面收益表中的税前影响：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 公允价值套期关系中的衍生工具 | | 位置 | | 在衍生品和相关对冲项目的收入中确认的收益/（损失） |
| | | | | 截至2013年12月31日的一年， |
| | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | (单位：百万) |
| 利率合约 | | 利息，净额 | | $ | 138 | | | $ | (738) | | | $ | (322) | |
| | | | | | | | |
| 对冲固定利率债务（a） | | 利息，净额 | | $ | (132) | | | $ | 743 | | | $ | 326 | |
(a)截至2023年12月31日，我们对对冲固定利率债务的公允价值对冲调整累计金额减少了美元236百万美元包含在我们随附的合并资产负债表上的“债务公允价值调整”中。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 现金流对冲关系中的衍生品 | | 衍生品在OCI中确认的收益/（损失）（a） | | 位置 | | 收益/（亏损）从累计其他全面收入重新分类至收入（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， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | (单位：百万) | | | | (单位：百万) |
能源商品衍生品合约 | | $ | 182 | | | $ | (338) | | | $ | (475) | | | 收入-商品销售 | | $ | 103 | | | $ | (491) | | | $ | (271) | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | 销售成本 | | (73) | | | 144 | | | 20 | |
| 利率合约 | | (10) | | | 7 | | | 5 | | | 利息，净额 | | — | | | — | | | — | |
| 外币合同 | | 30 | | | (73) | | | (93) | | | 其他，净额 | | 17 | | | (68) | | | (105) | |
| 总计 | | $ | 202 | | | $ | (404) | | | $ | (563) | | | 总计 | | $ | 47 | | | $ | (415) | | | $ | (356) | |
(a)我们预计将重新分类约为美元10与现金流对冲价格风险管理活动相关的百万损失包括在截至2023年12月31日的累计其他全面损失余额中，计入未来12个月的盈利（届时相关的预测交易预计也将影响盈利）;然而，重新分类为盈利的实际金额可能会因市场价格变化而发生重大变化。
(b)截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，我们确认收益为零、美元121百万美元和美元41与对冲库存减记相关的金额分别为百万美元。所有其他重新分类的金额是由于实际影响盈利的对冲预测交易（即，当预测的销售和购买实际发生时）。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 未指定为会计套期的衍生工具 | | 位置 | | 在衍生品收入中确认的收益/（损失） |
| | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | | | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | (单位：百万) |
能源商品衍生品合约 | | 收入-商品销售 | | $ | 75 | | | $ | 137 | | | $ | (652) | |
| | | | | | | | |
| | 销售成本 | | 100 | | | (190) | | | 152 | |
| | 股权投资收益 | | 2 | | | (11) | | | (5) | |
| 利率合约 | | 利息，净额 | | 1 | | | (10) | | | 12 | |
| 共计（a） | | | | $ | 178 | | | $ | (74) | | | $ | (493) | |
(a)截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的年度包括大约美元的收益(亏损)58百万，$(11)百万元及(479)，分别与天然气、原油和NGL衍生品合同结算相关。
信用风险
与某些衍生品合同一起，我们被要求向我们的交易对手提供抵押品，其中可能包括过帐信用证或将现金存入保证金账户。不是未偿还信用证支持我们的商品价格风险管理计划。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们的现金利润率为1美元。63百万美元和美元1分别由我们的交易对手向我们作为抵押品过账，并在随附的综合资产负债表上的“其他流动负债”中报告。截至2023年12月31日的余额为初始保证金要求#美元。22百万美元，被交易对手变动保证金要求$抵消85百万美元。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2023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$54700万美元的额外抵押品。
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)固定的按需付费的预订费和(Ii)实际运输或注入/提取的天然气数量的按单位收费。在非固定服务合同中，通常被描述为可中断服务，客户按基于费用的每单位费率为实际运输或注入/从仓库提取的数量支付交易价。
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，客户有义务为其最低数量承诺金额付费，无论是否有数量进入我们的管道。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对客户预留的存储容量部分按月收取或支付的固定预订费，以及对实际注入/提取存储容量的单位费率。在非公司运输和储存服务下，客户通常按单位价格支付注入/取出储存和/或运输的实际数量的产品。
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。
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，客户有固定的按月收取或支付的义务，通常包括我们应客户要求处理的任何数量的每单位费率
超出预付费容量吞吐量的客户，通常还包括客户可能定期请求的附加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。这些服务既是在固定基础上提供的，包括可归因于数量不足的金额，也是在非固定基础上提供的，在非固定基础上，客户支付交易价格，通常基于按要求、非保证基础上处理的数量的每单位费率。
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。
收入分解
下表按每个收入来源的部门、收入来源和收入类型分列了我们的收入：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2023年12月31日的年度 |
| | 天然气管道 | | 产品管道 | | 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) | | $ | 3,543 | | | $ | 171 | | | $ | 819 | | | $ | 1 | | | $ | 3 | | | $ | 4,537 | |
| 收费服务 | | 1,008 | | | 1,036 | | | 427 | | | 40 | | | (9) | | | 2,502 | |
| 总服务量 | | 4,551 | | | 1,207 | | | 1,246 | | | 41 | | | (6) | | | 7,039 | |
| 商品销售 | | | | | | | | | | | | |
| 天然气销售 | | 2,651 | | | — | | | — | | | 85 | | | (12) | | | 2,724 | |
| 产品销售 | | 1,110 | | | 1,635 | | | 33 | | | 1,114 | | | (8) | | | 3,884 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 商品销售总额 | | 3,761 | | | 1,635 | | | 33 | | | 1,199 | | | (20) | | | 6,608 | |
| 与客户签订合同的总收入 | | 8,312 | | | 2,842 | | | 1,279 | | | 1,240 | | | (26) | | | 13,647 | |
| 其他收入（c） | | | | | | | | | | | | |
| 租赁服务（d） | | 475 | | | 200 | | | 638 | | | 55 | | | — | | | 1,368 | |
| 大宗商品销售的衍生品调整 | | 285 | | | — | | | — | | | (107) | | | — | | | 178 | |
| 其他 | | 96 | | | 24 | | | — | | | 21 | | | — | | | 141 | |
| 其他收入合计 | | 856 | | | 224 | | | 638 | | | (31) | | | — | | | 1,687 | |
| 总收入 | | $ | 9,168 | | | $ | 3,066 | | | $ | 1,917 | | | $ | 1,209 | | | $ | (26) | | | $ | 15,334 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2022年12月31日的年度 |
| | 天然气管道 | | 产品管道 | | 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) | | $ | 3,547 | | | $ | 207 | | | $ | 763 | | | $ | 1 | | | $ | (3) | | | $ | 4,515 | |
| 收费服务 | | 926 | | | 962 | | | 426 | | | 46 | | | — | | | 2,360 | |
| 总服务量 | | 4,473 | | | 1,169 | | | 1,189 | | | 47 | | | (3) | | | 6,875 | |
| 商品销售 | | | | | | | | | | | | |
| 天然气销售 | | 6,266 | | | — | | | — | | | 94 | | | (20) | | | 6,340 | |
| 产品销售 | | 1,433 | | | 2,032 | | | 29 | | | 1,426 | | | (7) | | | 4,913 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 商品销售总额 | | 7,699 | | | 2,032 | | | 29 | | | 1,520 | | | (27) | | | 11,253 | |
| 与客户签订合同的总收入 | | 12,172 | | | 3,201 | | | 1,218 | | | 1,567 | | | (30) | | | 18,128 | |
| 其他收入（c） | | | | | | | | | | | | |
| 租赁服务（d） | | 474 | | | 194 | | | 574 | | | 60 | | | — | | | 1,302 | |
| 大宗商品销售的衍生品调整 | | (26) | | | (3) | | | — | | | (325) | | | — | | | (354) | |
| 其他 | | 66 | | | 26 | | | — | | | 32 | | | — | | | 124 | |
| 其他收入合计 | | 514 | | | 217 | | | 574 | | | (233) | | | — | | | 1,072 | |
| 总收入 | | $ | 12,686 | | | $ | 3,418 | | | $ | 1,792 | | | $ | 1,334 | | | $ | (30) | | | $ | 19,200 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至2021年12月31日的年度 |
| | 天然气管道 | | 产品管道 | | 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) | | $ | 3,402 | | | $ | 259 | | | $ | 751 | | | $ | 1 | | | $ | (2) | | | $ | 4,411 | |
| 收费服务 | | 746 | | | 949 | | | 375 | | | 45 | | | (1) | | | 2,114 | |
| 总服务量 | | 4,148 | | | 1,208 | | | 1,126 | | | 46 | | | (3) | | | 6,525 | |
| 商品销售 | | | | | | | | | | | | |
| 天然气销售 | | 6,463 | | | — | | | — | | | 32 | | | (15) | | | 6,480 | |
| 产品销售 | | 1,260 | | | 845 | | | 24 | | | 1,070 | | | (50) | | | 3,149 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 商品销售总额 | | 7,723 | | | 845 | | | 24 | | | 1,102 | | | (65) | | | 9,629 | |
| 与客户签订合同的总收入 | | 11,871 | | | 2,053 | | | 1,150 | | | 1,148 | | | (68) | | | 16,154 | |
| 其他收入（c） | | | | | | | | | | | | |
| 租赁服务（d） | | 473 | | | 172 | | | 565 | | | 56 | | | — | | | 1,266 | |
| 大宗商品销售的衍生品调整 | | (700) | | | (1) | | | — | | | (222) | | | — | | | (923) | |
| 其他 | | 65 | | | 21 | | | — | | | 27 | | | — | | | 113 | |
| 其他收入合计 | | (162) | | | 192 | | | 565 | | | (139) | | | — | | | 456 | |
| 总收入 | | $ | 11,709 | | | $ | 2,245 | | | $ | 1,715 | | | $ | 1,009 | | | $ | (68) | | | $ | 16,610 | |
(a)综合收益表上呈列的收入分类与上述按收入类型分类的收入类别之间的差异主要归因于上述“其他收入”类别中反映的收入（见附注（c））。
(b)包括具有按需或付费或最小数量承诺要素的不可取消的公司服务客户合同，包括价格和数量金额都固定的合同。不包括基于指数定价的服务合同，该合同与其他客户服务合同的收入一起报告为“基于费用的服务”。
(c)在ASC专题而非专题606中规定的指导下确认为收入的金额主要来自租赁和衍生合同。有关我们衍生工具合约的其他资料，请参阅附注14。
(d)我们来自租赁服务的收入主要由我们根据经营租赁出租给客户的特定资产组成，其中一个客户从资产中获得几乎所有的经济利益，并有权直接使用该资产。这些租约主要包括具有独立控制地点的特定储罐、处理设施、海运船只和气体设备及管道。我们不租赁符合销售类型或融资租赁资格的资产。
合同余额
截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们的合同资产余额为341000万美元和300万美元33分别为2.5亿美元和2.5亿美元。截至2022年12月31日的合同资产余额为23在截至2023年12月31日的年度内，1000万美元转入应收账款。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们的合同负债余额为4151000万美元和300万美元204分别为2.5亿美元和2.5亿美元。截至2022年12月31日的合同负债余额为71在截至2023年12月31日的一年中，收入确认为3.6亿欧元。
于截至2023年12月31日止年度内，吾等与一名客户订立协议，根据长期运输及终止合约预付若干固定订位费用。我们收到了$8432023年第四季度，作为本协议的一部分。这笔预付款与2035年至2040年到期的合同有关，以相对于我们发行长期债券的成本具有吸引力的利率贴现至现值。截至2023年12月31日，我们的租赁合同负债余额为$6431000万美元，合同负债余额为#美元195与这笔预付款相关的1000万美元。
分配给剩余履约义务的收入
下表列出了我们为尚未确认的合同收入分配给剩余履约义务的估计收入，即截至2023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期间确认的“合同承诺”收入：
| | | | | | | | |
| 年 | | 预计收入 |
| | (单位：百万) |
| 2024 | | $ | 4,687 | |
| 2025 | | 4,007 | |
| 2026 | | 3,472 | |
| 2027 | | 2,874 | |
| 2028 | | 2,475 | |
| 此后 | | 14,336 | |
| 总计 | | $ | 31,851 | |
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实际权宜之计，我们的合同承诺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)美国各地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、石油焦、金属和乙醇以及其他可再生燃料和原料；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作为驱油介质，以提高成熟油田的原油采收率和产量；(Ii)在德克萨斯州西部油田和汽油加工厂的所有权权益和/或运营；(Iii)德克萨斯州西部原油管道系统的所有权和运营；以及D(4)RNG和LNG设施的所有权和运营。
我们主要根据每个部门在DD&A费用前的收益来评估业绩，包括股权投资超额成本的摊销(EBDA)，其中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部门，它们的结构基于我们的首席运营决策者如何组织他们的运营，以实现最佳业绩和资源分配。*每个部门都单独管理，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。
在2023年、2022年和2021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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万) |
| 收入 | | | | | |
| 天然气管道 | | | | | |
| 来自外部客户的收入 | $ | 9,152 | | | $ | 12,659 | | | $ | 11,644 | |
| 部门间收入 | 16 | | | 27 | | | 65 | |
| 产品管道 | 3,066 | | | 3,418 | | | 2,245 | |
| | | | | |
| 终端机 | | | | | |
| 来自外部客户的收入 | 1,911 | | | 1,789 | | | 1,712 | |
| 部门间收入 | 6 | | | 3 | | | 3 | |
公司2 | | | | | |
| 来自外部客户的收入 | 1,205 | | | 1,334 | | | 1,009 | |
| 部门间收入 | 4 | | | — | | | — | |
| 公司和部门间抵销 | (26) | | | (30) | | | (68) | |
| 合并总收入 | $ | 15,334 | | | $ | 19,200 | | | $ | 16,610 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万) |
| 运营费用（a） | | | | | |
| 天然气管道 | $ | 4,700 | | | $ | 8,562 | | | $ | 7,000 | |
| 产品管道 | 2,024 | | | 2,391 | | | 1,239 | |
| 终端机 | 896 | | | 853 | | | 793 | |
公司2 | 550 | | | 554 | | | 289 | |
| 公司和部门间抵销 | (4) | | | (9) | | | (34) | |
| 合并运营费用总额 | $ | 8,166 | | | $ | 12,351 | | | $ | 9,287 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万) |
| 其他费用（收入）（b） | | | | | |
| 天然气管道 | $ | (12) | | | $ | (13) | | | $ | 1,597 | |
| 产品管道 | 4 | | | (12) | | | — | |
| 终端机 | (2) | | | (14) | | | 32 | |
公司2 | — | | | (1) | | | (8) | |
| | | | | |
| 公司 | (3) | | | 1 | | | (4) | |
| 合并其他费用（收入）总额 | $ | (13) | | | $ | (39) | | | $ | 1,617 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万) |
| 副署长及助理署长 | | | | | |
| 天然气管道 | $ | 1,041 | | | $ | 1,096 | | | $ | 1,099 | |
| 产品管道 | 367 | | | 336 | | | 335 | |
| 终端机 | 493 | | | 458 | | | 440 | |
公司2 | 325 | | | 272 | | | 236 | |
| 公司 | 24 | | | 24 | | | 25 | |
| 合并DD & A总计 | $ | 2,250 | | | $ | 2,186 | | | $ | 2,135 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万) |
| 股权投资收益和股权投资超额成本摊销 | | | | | |
| 天然气管道 | $ | 746 | | | $ | 650 | | | $ | 435 | |
| 产品管道 | (6) | | | 33 | | | 34 | |
| 终端机 | 9 | | | 14 | | | 15 | |
公司2 | 23 | | | 31 | | | 29 | |
| 合并股权收益总额 | $ | 772 | | | $ | 728 | | | $ | 513 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万) |
| 其他，净收入（费用） | | | | | |
| 天然气管道 | $ | 26 | | | $ | (19) | | | $ | 216 | |
| 产品管道 | 1 | | | — | | | 1 | |
| 终端机 | 8 | | | 8 | | | 3 | |
| 公司 | (72) | | | 66 | | | 62 | |
| 合并其他净收入（费用）总额 | $ | (37) | | | $ | 55 | | | $ | 282 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万) |
| 分部EBDA（c） | | | | | |
| 天然气管道 | $ | 5,282 | | | $ | 4,801 | | | $ | 3,815 | |
| 产品管道 | 1,062 | | | 1,107 | | | 1,064 | |
| 终端机 | 1,040 | | | 975 | | | 908 | |
公司2 | 689 | | | 819 | | | 760 | |
| | | | | |
| 总部门EBDA | 8,073 | | | 7,702 | | | 6,547 | |
| 副署长及助理署长 | (2,250) | | | (2,186) | | | (2,135) | |
| 股权投资超额成本摊销 | (66) | | | (75) | | | (78) | |
| 一般费用、行政费用和企业费用 | (759) | | | (593) | | | (623) | |
| 利息，净额 | (1,797) | | | (1,513) | | | (1,492) | |
| 所得税费用 | (715) | | | (710) | | | (369) | |
| 合并净利润总额 | $ | 2,486 | | | $ | 2,625 | | | $ | 1,850 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万) |
| 资本支出 | | | | | |
| 天然气管道 | $ | 1,299 | | | $ | 666 | | | $ | 570 | |
| 产品管道 | 221 | | | — | | | 122 | |
| 终端机 | 406 | | | 552 | | | 332 | |
公司2 | 355 | | | 371 | | | 230 | |
| 公司 | 36 | | | 32 | | | 27 | |
| 合并资本支出总额 | $ | 2,317 | | | $ | 1,621 | | | $ | 1,281 | |
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| (单位：百万) |
| 投资 | | | |
| 天然气管道 | $ | 7,273 | | | $ | 6,993 | |
| 产品管道 | 390 | | | 445 | |
| 终端机 | 130 | | | 128 | |
公司2 | 81 | | | 87 | |
| | | |
| 合并投资总额 | $ | 7,874 | | | $ | 7,653 | |
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| (单位：百万) |
| 其他无形资产，净额 | | | |
| 天然气管道 | $ | 742 | | | $ | 439 | |
| 产品管道 | 687 | | | 777 | |
| 终端机 | 26 | | | 38 | |
公司2 | 502 | | | 555 | |
| | | |
| 合并其他无形资产总额，净额 | $ | 1,957 | | | $ | 1,809 | |
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日， |
| | 2023 | | 2022 |
| (单位：百万) |
| 资产 | | | |
| 天然气管道 | $ | 49,883 | | | $ | 47,978 | |
| 产品管道 | 8,781 | | | 8,985 | |
| 终端机 | 8,235 | | | 8,357 | |
公司2 | 3,497 | | | 3,449 | |
| | | |
| 公司资产(D) | 624 | | | 1,309 | |
| | | |
| 合并总资产包括资产负债表、 | $ | 71,020 | | | $ | 70,078 | |
| | | |
(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S(收益)资产剥离和减值损失、净收益和其他(费用)收入、净额。
(c)包括收入、股权投资收益和其他净减去营业费用、资产剥离和减值损失、净收入和其他(费用)收入。
(d)包括现金和现金等价物、限制性存款、某些预付资产和递延费用、与衍生品合同相关的风险管理资产、德克萨斯州休斯敦的公司总部以及未分配到我们的可报告部门的杂项公司资产(如信息技术、电信设备和遗留活动)。
我们没有将利息和债务费用计入我们任何可报告的业务部门。
以下是有关我们业务收入和长期资产的地理信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度： |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万) |
| 来自外部客户的收入 | | | | | |
| 美国 | $ | 15,255 | | | $ | 19,036 | | | $ | 16,479 | |
| | | | | |
| 墨西哥和其他国家 | 79 | | | 164 | | | 131 | |
| 来自外部客户的综合收入总额 | $ | 15,334 | | | $ | 19,200 | | | $ | 16,610 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万) |
| 长期资产，不包括商誉和其他无形资产 | | | | | |
| 美国 | $ | 46,328 | | | $ | 44,425 | | | $ | 44,916 | |
| 墨西哥和其他国家 | 72 | | | 75 | | | 78 | |
| 加拿大 | — | | | 1 | | | 1 | |
| 合并长期资产总额 | $ | 46,400 | | | $ | 44,501 | | | $ | 44,995 | |
17. 租赁
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： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万) |
| 经营租约 | $ | 71 | | | $ | 62 | | | $ | 60 | |
| 短期和可变租约 | 127 | | | 101 | | | 109 | |
| 总租赁成本 | $ | 198 | | | $ | 163 | | | $ | 169 | |
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： |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| (单位：百万，
租赁期限和贴现率除外） |
| 来自经营租赁的经营现金流 | $ | (157) | | | $ | (132) | | | $ | (137) | |
| 投资经营租赁产生的现金流 | (41) | | | (31) | | | (32) | |
| 为换取经营租赁义务而获得的ROU资产，扣除退休金 | 56 | | | 22 | | | 59 | |
| ROU资产的摊销 | 58 | | | 50 | | | 47 | |
| | | | | |
| | | | | |
| 加权平均剩余租期 | 8.72年份 | | 9.8年份 | | 10.39年份 |
| 加权平均贴现率 | 4.59 | % | | 4.26 | % | | 3.95 | % |
随附综合资产负债表中确认的金额如下：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日， |
| 租赁活动（a） | 资产负债表位置 | 2023 | | 2022 |
| | (单位：百万) |
| ROU资产 | 递延费用和其他资产 | $ | 285 | | | $ | 287 | |
| 短期租赁负债 | 其他流动负债 | 55 | | | 47 | |
| 长期租赁负债 | 其他长期负债和递延信贷 | 230 | | | 240 | |
| | | | |
| | | | |
(a)截至2023年和2022年12月31日，我们记录了不重大的融资租赁。
截至2023年12月31日，不可撤销租赁（不包括短期租赁）项下的经营租赁负债如下：
| | | | | |
| 年 | 承诺 |
| (In（百万美元） |
| 2024 | $ | 67 | |
| 2025 | 56 | |
| 2026 | 40 | |
| 2027 | 33 | |
| 2028 | 25 | |
| 此后 | 145 | |
| 租赁付款总额 | 366 | |
| 减去：利息 | (81) | |
| 租赁负债现值 | $ | 285 | |
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，对于我们所参与的事项，我们有许多实质性的辩护理由，并打算大力捍卫本公司。当吾等确定某项损失可能发生并可合理估计时，吾等会根据当时可得的资料，根据吾等的最佳估计，就该等或有事项计提未贴现负债。如果估计损失是一个潜在后果的范围，并且在该范围内没有更好的估计，我们将在该范围的低端应计金额。如果不利结果可能是重大的，或者根据管理层的判断，我们得出结论认为应该以其他方式披露此事，我们将披露以下或有事项。
海湾液化天然气设施争端
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)于2018年向纽约州最高法院提起诉讼，要求执行埃尼公司于2007年就其附属公司埃尼美国天然气营销有限责任公司(Eni USA Gas Marketing LLC)签订的同时终端使用协议签订的担保协议(担保)。GLNG提起诉讼，要求强制执行针对埃尼集团的担保，此前一个仲裁庭做出裁决，要求终止终端使用协议，并由埃尼美国公司向GLNG支付赔偿。作为对GLNG诉讼的回应，Eni S.p.A.根据终端使用协议和与Bay LNG Energy(Port)，LLC的母公司直接协议提起反诉和其他索赔。埃尼集团声称的前述反诉和其他索赔基于相同的实质性指控寻求未指明的损害赔偿，这些实质性指控在之前与埃尼美国公司和GLNG的剩余客户安哥拉液化天然气供应服务有限责任公司的单独仲裁中被有偏见地驳回。安哥拉液化天然气供应服务有限责任公司是包括埃尼集团在内的国际石油公司组成的财团。2022年初，初审法院批准了埃尼集团要求对GLNG的索赔进行简易判决的动议，以强制执行担保。上诉部门驳回了GLNG的上诉及其2023年重审的动议。GLNG选择不再向该州最高上诉法院--州上诉法院提起诉讼，从而结束了GLNG执行担保的努力。关于埃尼股份有限公司提出的反诉和其他索赔，初审法院于2023年9月15日批准了GLNG的简易判决动议，并作出判决，驳回了埃尼股份有限公司的所有有偏见的索赔。埃尼集团向州上诉法院提交了上诉通知。我们打算强烈反对埃尼集团的上诉，上诉仍悬而未决。
自由港液化天然气冬季风暴诉讼
2021年9月13日，自由港液化天然气营销有限责任公司(自由港)在德克萨斯州哈里斯县第133地方法院对KMTP和Kinder Morgan Tejas管道有限责任公司提起诉讼(案件编号2021-58787)，指控被告在冬季风暴URI期间未能在2021年2月10日至22日期间回购自由港提名的天然气，违反了双方的基本天然气买卖合同。我们否认我们有义务从自由港回购天然气，因为我们在风暴期间宣布了不可抗力，并遵守了德克萨斯州铁路委员会发布的紧急命令，该命令提高了向人类需求客户输送天然气的优先级。自由港声称，它被拖欠大约#美元。1041000万美元，外加律师费和利息。2022年10月24日，初审法院批准了我们要求对自由港的所有索赔进行即决判决的动议。2022年11月21日，自由港向第14上诉法院提交了上诉通知，该案件仍悬而未决。我们认为我们宣布的不可抗力是适当的，并打算继续大力辩护此案。
养老金计划诉讼
2021年2月22日，Kinder Morgan退休计划A参与者Curtis Pedersen和Beverly Leutloff根据1974年《雇员退休收入保障法》(ERISA)提起了据称的集体诉讼。被点名的原告最初是在20世纪70年代末被ANR管道公司(ANR)雇用的。在一系列公司收购之后，原告成为由海岸公司(Coastal)、埃尔帕索公司(ElPaso)和我们公司发起的养老金计划的参与者，这是因为我们在2012年收购了埃尔帕索，并承担了埃尔帕索的某些养老金计划义务。起诉书最初是在密歇根州的联邦法院提起的，然后转移到美国德克萨斯州南区地区法院(民事诉讼编号4：21-3590)，后来进行了修改，包括Kinder Morgan退休计划B。起诉书称，上述一系列交易导致原告退休福利发生变化，现在诉讼中据称是在阶级范围的基础上对这些福利提出异议。起诉书声称六属于三种主要责任理论的索赔。索赔一、二和三都要求对计划进行相同的修改，说明这些计划如何计算以前参加海岸计划的人的福利。这些索赔对计划条款提出了挑战，这些条款被指构成了不允许的福利“积压”或“削减”。索赔四和五声称，以前参加ANR计划的人应该有资格在比计划目前提供的年龄更小的时候享受未减少的福利。索赔六称，用于计算现任或前任ANR雇员减少的提前退休福利的精算假设已经过时，因此是不合理的。2024年2月8日，法院认证了一个类别，该类别被定义为参加Kinder Morgan退休计划A或B的任何和所有人，他们是ANR或Coastal的现任或前任雇员，并在2001年El Paso收购Coastal后参加了埃尔帕索养老金计划，并且是据称根据一项或多项六起诉书中声称的索赔。原告寻求追回提前退休福利以及声明性和禁制令救济，但没有抗辩、披露或以其他方式具体说明所谓损害赔偿的计算方法。因此，过去或未来福利的潜在计划责任(如果有的话)的程度仍有待于定于2024年8月5日开始的长凳审判中确定。我们相信我们有许多实质性的辩护理由，并打算大力为此案辩护。
管道完整性和版本
尽管我们尽了最大努力，我们的管道还是时不时地出现泄漏和破裂。这些泄漏和破裂可能
造成爆炸、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，要求赔偿因据称未能正确标记我们的管道位置和/或正确维护我们的管道而造成的损害。根据特定事件的事实和情况，州和联邦监管当局可以寻求民事和/或刑事罚款和处罚。
亚利桑那州2000线断裂
2021年8月15日，30英寸EPNG Line 2000天然气输送管道在亚利桑那州柯立芝的一个农村地区破裂。这一失败导致了一场大火，烧毁了一座房屋，造成两人死亡，一人受伤。美国国家运输安全委员会调查了这起事件，并于2023年4月27日发布了报告。EPNG按照PHMSA的要求完成了2000号线的实物工作，并于2023年2月将管道恢复商业服务。我们通知了我们的保险公司，并解决了由或代表房屋所有者和居民提出的索赔，没有提起诉讼，也没有对我们的业务造成实质性的不利影响。
一般信息
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，我们的法律事务准备金总额为美元。23百万美元和美元70分别为100万美元。
环境问题
我们和我们的子公司不时受到环境清理和执法行动的影响。特别是，CERCLA通常将清理和执行费用的连带责任强加给工地的现任和前任所有者和经营者等，而不考虑过错或最初行为的合法性，但须受责任方为费用分摊建立“合理基础”的权利的限制。我们的运营还受到与环境保护相关的地方、州和联邦法律法规的约束。尽管我们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、CO2因此，我们不能保证我们不会招致巨大的成本和负债。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，但除非在此披露，否则我们不认为任何此类罚款和处罚对我们的业务将是实质性的，无论是单独的还是总体的。我们目前还参与了几项政府诉讼，涉及根据州或联邦行政命令或相关补救计划进行的地下水和土壤补救工作。我们已经建立了一项准备金，以解决与补救工作相关的费用。
此外，我们还参与并被确定为几个联邦和州超级基金网站的潜在责任方(PRP)。对于我们的贡献可能和合理评估的地点，我们已经建立了环境保护区。此外，我们不时涉及因精炼石油产品、原油、天然气、天然气或一氧化碳意外泄漏或外溢而导致损害赔偿的民事诉讼。2，包括自然资源损害(NRD)索赔。
波特兰港湾超级基金网站，俄勒冈州波特兰市威拉米特河
2017年1月6日，环保局发布了一份决定记录(Rod)，该决定为威拉米特河下游的一个工业化地区制定了最终的补救和清理计划，通常被称为波特兰港超级基金地点(PHSS)。最终补救措施的费用估计超过$。2.810亿美元，积极清理预计将花费超过10需要数年时间才能完成。KMLT、KMBT和一些90环保局确定的其他PRP参与了非司法分配程序，以确定与Rod提出的最终补救措施相关的每一方各自应承担的清理费用份额。我们代表KMLT(与其所有权或运营有关)参与分配过程二设施)和KMBT(与其拥有或经营二设施)。自2020年1月31日起，KMLT签订了单独的行政和解协议和同意命令(ASAOC)，以完成与KMLT设施相关的PHSS内两个不同区域的补救设计。ASAOC规定KMLT有义务支付与这两个区域相关的清理活动的补救设计费用的一部分，这是Rod的要求。在正在进行的非司法分配过程结束或提起诉讼导致司法裁决分配责任之前，我们对PHSS费用的责任份额将不会确定。目前，我们预计非司法分配过程将是
于2025年6月或前后完工。在分配过程完成之前，我们无法合理地估计我们对拟议补救措施的设计和清理公共安全措施的费用的责任程度。由于与任何补救计划相关的成本预计将在至少几年内分摊，我们预计我们分担的补救成本不会对我们的业务产生实质性的不利影响。
除了CERCLA的清理费用外，我们正在审查并将尝试在可能的情况下解决NRD的索赔，金额约为$5州和联邦受托人在对PHSS进行自然资源评估后声称的100万美元。
新泽西州钻石碱超级基金遗址下帕塞克河研究区
EPEC聚合物公司和EPEC石油公司清算信托公司(统称EPEC)被确认为PRPS，这是根据CERCLA关于新泽西州帕塞伊克河下游17英里河段的一项行政行动，该行政行动被称为下帕塞克河研究区域(站点)。2016年3月4日，环保局发布了针对该地点较低8英里的Rod。当时，燃料棒的清理计划估计要花费#美元。1.7十亿美元。清理工作预计至少需要六年一旦开始就完成。此外，环保局和包括EPEC在内的许多PRP参与了一项分配程序，以实施该地点较低的8英里的补救措施。这一过程于2020年12月28日完成，包括EPEC在内的某些PRP因此与环境保护局进行了讨论。2021年10月4日，环保局发布了一份针对该地点上部9英里的能源棒。当时，Rod的清理计划估计要花费$4401000万美元。清理工作的时间表尚未确定。2022年12月16日，美国司法部(DoJ)和环境保护局宣布达成和解，并提出同意法令85PRP，包括EPEC，以解决其在现场的集体责任。和解的总金额是$1501000万美元。同样在2022年12月16日，美国司法部代表环境保护局对85PRPS，包括EPEC、同意令住宿通知和美国新泽西州地区法院的同意令。2024年1月17日，美国司法部代表环境保护局自愿驳回了对3PRPS，提出了修改后的投诉82PRPS，包括EPEC，以及美国地区法院修改后的同意法令。2024年1月31日，美国司法部代表环境保护局向美国地区法院提交了一项动议，要求签署同意法令。我们相信，我们承担的解决这一问题的费用，包括我们与环境保护局达成和解的份额，以及修复现场的费用(如果有的话)不会对我们的业务产生实质性的不利影响。
路易斯安那州政府海岸带侵蚀诉讼
从2013年开始，路易斯安那州和新奥尔良市的几个教区分别在路易斯安那州地区法院对包括TGP和SNG在内的多家石油和天然气公司提起诉讼。在这些案件中，作为原告的教区和新奥尔良声称，被告的某些石油和天然气勘探、生产和运输业务违反了1978年修订的《州和地方海岸资源管理法》(SLCRMA)，这些业务对路易斯安那州沿海水域和附近土地造成了重大损害。在其他救济中，原告寻求未指明的金钱损害赔偿、律师费、利息和支付恢复受影响地区所需的费用。有更多的40在路易斯安那州悬而未决的针对石油和天然气公司的案件中，一其中一个是针对三峡工程和一其中两项是针对SNG的，这两项都在下文中进一步描述。
2013年11月8日，路易斯安那州普莱克明斯教区等人向路易斯安那州普莱克明斯教区法院提交了针对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。此案实际上已被搁置，等待解决TGP不是当事方的单独的、合并的案件的管辖权问题；普莱克明斯教区等人。诉雪佛龙美国公司等人与卡梅伦教区等人合并。V.BP美国生产公司等。这些案件被转移到联邦法院，随后分别发回普莱克明斯和卡梅伦教区的州地区法院。2023年9月27日，美国地区法院下令搁置此案，并以行政方式结案，等待管辖权问题的解决。目前，我们无法合理估计我们潜在责任的程度(如果有的话)。我们打算积极为此案辩护。
2019年3月29日，新奥尔良市(奥尔良)向路易斯安那州奥尔良教区法院提交了针对SNG和10其他能源公司指控被告在奥尔良教区的业务违反了SLCRMA和路易斯安那州的法律，并对沿海水域和附近土地造成了重大损害。在其他救济中，奥尔良寻求未指明的金钱损害赔偿、律师费、利息和支付恢复据称受影响地区所需的费用。2019年4月，该案被转移到美国路易斯安那州东区地区法院。2020年1月，美国地区法院下令搁置此案，并以行政方式结案，等待
在SNG不是当事方的另一起案件中的问题。2023年5月3日，美国地区法院重新审理此案。目前，我们无法合理估计我们潜在责任的程度(如果有的话)。我们打算积极为此案辩护。
飓风哈维发射事件
2017年8月，KMLT发现其德克萨斯州帕萨迪纳航站楼的三个坦克在飓风哈维期间发生故障。储罐故障导致储存在储罐中的产品排放。这些排放被恰当地报告给了德克萨斯州环境质量委员会。2019年11月15日，德克萨斯州向德克萨斯州哈里斯县的一家州地区法院提交了针对KMLT的请愿书，声称违反维护标准是导致2017年8月坦克故障和随后2018年坦克故障的原因之一。国家寻求KMLT的罚款和纠正行动。国家于2023年5月修改了请愿书；修改后的请愿书还寻求惩罚和纠正行动。我们打算积极为此案辩护，我们预计解决此问题的成本包括遵守纠正措施的成本(如果有的话)将不会对我们的业务产生实质性影响。
一般信息
虽然无法预测最终结果，但我们相信，本说明所述环境问题的解决，以及我们和我们的子公司参与的其他事项，不会对我们的业务产生实质性的不利影响。截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，我们已累计环境债务准备金总额为#美元。199百万及$221百万，分别为。此外，截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月，我们的应收账款为11百万美元和美元12分别为被认为可能收回的预期成本回收记录了1.6亿欧元。
对联邦“睦邻计划”的挑战
2023年7月14日，我们向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院提交了一份针对环保局和其他机构的复审请愿书，要求复审环保局公布环保局最终规则的最终行动，该规则被称为“睦邻计划”(“计划”)。该计划于2023年6月5日作为最终规则发表在《联邦纪事报》上。该计划是一项联邦实施计划，旨在解决《清洁空气法》对2015年8小时臭氧NAAQS的某些州际运输要求。我们认为，该计划存在严重缺陷，存在挑战该计划的众多实质性依据。如果该计划得到全面实施，其排放标准将要求我们的天然气管道业务部门使用的数百台现有内燃机安装更严格的空气污染控制。2023年7月27日，我们提交了一项动议，要求暂停该计划的审查，2023年9月25日，美国上诉法院驳回了这项动议。2023年10月13日，我们向美国最高法院提交了暂停最终机构行动的紧急申请。2023年12月20日，最高法院发布命令，推迟审议原定于2024年2月21日举行的口头辩论的紧急搁置申请。
2023年7月31日和2023年9月29日，环境保护局分别公布了临时最终规则，题为“2015年臭氧NAAQS的联邦‘睦邻计划’；回应某些州的SIP不批准行动的司法暂缓”和“2015年臭氧NAAQS的联邦‘睦邻计划’；回应某些州的SIP不批准行动的额外司法暂缓”。我们分别于2023年9月29日和2023年11月17日向美国哥伦比亚特区上诉法院提交了针对EPA和其他机构的复审请愿书，要求对临时最终规则和第二临时最终规则进行审查。
如果该计划以目前的形式继续有效(包括在其合规截止日期前完全遵守，并假设对州实施计划的所有悬而未决的挑战失败，以及对该计划的成功挑战没有成功)，我们预计它将对我们产生实质性影响。然而，鉴于大量悬而未决的诉讼，该计划的影响很难预测。我们将寻求减轻影响，并通过调整我们受监管资产的税率(如有)来收回支出。
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(主题848)：促进参考汇率改革对财务报告的影响。本会计准则为GAAP关于合同修改和对冲会计的指导提供了临时可选的权宜之计和例外，以减轻预期市场的财务报告负担。
从伦敦银行同业拆借利率和其他银行间同业拆借利率过渡到替代参考利率，如SOFR。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主题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。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。
2022年12月21日，FASB发布了ASU 2022-06号，参考汇率改革(主题848)：推迟主题848的日落日期。本ASU将主题848的日落日期从2022年12月31日推迟到2024年12月31日，之后实体将不再被允许应用主题848中的可选权宜之计和例外。
《指导意见》自印发之日起生效。
我们修改了一些现有的固定利率对可变利率掉期协议，这些协议被指定为公允价值对冲，将此类协议的可变部分从伦敦银行同业拆借利率过渡到SOFR。在这些修订的同时，我们选择了主题848中提供的某些可选的权宜之计，使我们能够保持我们对这些协议的公允价值对冲会计的先前指定。截至2023年12月31日，我们不再有任何此类协议未完成，其中包括LIBOR参考利率。见附注14“风险管理-利率风险管理获取更多有关我们利率风险管理活动的信息。
ASU编号2023-07
2023年11月27日，FASB发布了ASU 2023-07号，分部报告(主题280)：改进可报告分部披露“该ASU修订了可报告部门的披露要求，主要是通过加强对重大部门费用的披露。本ASU适用于2023年12月15日之后的年度期间，以及2024年12月15日之后的财政年度内的过渡期。允许尽早采用ASU。管理层目前正在评估这一ASU，以确定其对公司年度和中期披露的影响。
ASU编号2023-09
2023年12月14日，FASB发布了ASU 2023-09号，所得税(专题740)：所得税披露的改进“这个ASU提高了所得税披露的透明度，要求(1)在税率对账中保持一致的类别和更大程度的信息分类，以及(2)按司法管辖区分列缴纳的所得税。此ASU将在2024年12月15日之后的年度期间有效，并允许提前采用。管理层目前正在评估这一ASU，以确定其对公司年度披露的影响。
项目9. 与会计师在会计和财务披露方面的变更和分歧。
没有。
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2023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。根据评估日期和截至评估日期，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年证券交易法提交或提交的报告中要求披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内被记录、处理、汇总和报告，并被积累并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(视情况而定)，以便及时做出关于所需披露的决定。
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自2023年12月31日起有效。
截至2023年12月31日，我们对财务报告的内部控制的有效性已由独立注册会计师事务所普华永道会计师事务所审计，如本文所示。
我们在2023年12月28日的采购业务收购中完成了对STX Midstream的收购。我们将这项业务排除在管理层对截至2023年12月31日的财务报告内部控制有效性的评估范围之外。STX Midstream的总资产和总收入在截至2023年12月31日的年度内占我们相关合并财务报表金额的不到3%。
财务报告内部控制的变化
我们对财务报告的内部控制在2023年第四季度没有发生重大影响或合理地很可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
项目9 B. 其他信息。
在截至2023年12月31日的季度内，我们的董事或高级管理人员(如1934年证券交易法第16a-1(F)条所定义)通过, 已终止或修改规则10b5-1交易安排或非规则10b5-1交易安排(此类术语在S-K法规第408项中定义)。
项目9C。披露妨碍检查的外国司法管辖区。
不适用。
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2024年股东年会的最终委托书中，该委托书应不迟于2024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2024年股东年会的最终委托书中，该委托书应不迟于2024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2024年股东年会的最终委托书中，该委托书应不迟于2024年4月30日提交。
项目13. 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2024年股东年会的最终委托书中，该委托书应不迟于2024年4月30日提交。
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2024年股东年会的最终委托书中，该委托书应不迟于2024年4月30日提交。
第四部分
项目15.修订展品、财务报表明细表。
(a)作为报告一部分提交的文件
(一)财务报表
见第二部分第8项。“财务报表和补充数据- 第页列出的财务报表索引” 70.
(2)财务报表附表
财务报表附表被省略，因为它们不适用或所需信息包含在合并财务报表或其附注中。
(3)陈列品
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| 展品编号 | | 描述 |
| 3.1 | | KMI修订和重新注册证书(作为KMI当前报告的附件3.1于2023年5月16日提交的Form 8-K(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提交，于2023年1月24日提交的Form 8-K(文件号001-35081))。 |
| | |
| 4.1 | | 代表KMI P类普通股的证书格式(作为KMI于2011年1月18日提交的注册说明书S-1表格(文件编号333-170773)的附件4.1提交)。 |
| | |
| 4.2 | | KMI与某些普通股持有人之间的股东协议(作为KMI截至2011年3月31日的10-Q表格季度报告的附件4.2(文件编号001-35081))。 |
| | |
| 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)作为受托人签署的日期为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日提交的当前8-K报表(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S 2005年12月15日提交的Form 8-K当前报告(第1-06446号文件)的契约中)。 |
| | |
| 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(档案编号1-11234))。 |
| | |
| 4.8 | | 金德摩根能源合伙公司副总裁兼首席财务官证明将于2031年3月15日到期的7.40%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S于2001年3月14日提交的当前8-K报表(1-11234号文件))。 |
| | |
| 4.9 | | 应于2031年3月15日到期的7.40%票据样本(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总裁和首席财务官关于确定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日的季度报告10-Q表(文件编号1-11234))。 |
| | |
| 4.11 | | 截至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.的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订的契约(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.和美联银行全国协会作为受托人于2002年8月23日签署(2002年10月4日提交给Kinder Morgan Energy Partners，L.P.的S注册声明表格S-4(文件编号333-100346)，作为附件4.2提交)。 |
| | |
| 4.14 | | 将于2033年到期的7.30厘债券表格(包括于2002年10月4日提交予Kinder Morgan Energy Partners，L.P.‘S的S-4表格注册声明(文件第333-100346号)，该契约作为附件4.1提交给Kinder Morgan Energy Partners，L.P.)。 |
| | |
| 4.15 | | 金德摩根能源合伙公司和美联银行于2003年1月31日签订的高级契约(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(文件编号333-102961))。 |
| | |
| 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(文件编号333-102961)，作为附件4.2提交的高级契约中)。 |
| | |
| 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合伙公司出具的证书，确立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合伙公司的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.，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表格年报(档案编号1-11234))。 |
| | |
| 4.19 | | 代表Kinder Morgan Energy Partners，L.P.出具的总裁副经理兼司库和Kinder Morgan Management，LLC及Kinder Morgan G.P.，Inc.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10-Q表格季度报告(文件编号1-11234))。 |
| | |
| 4.20 | | 代表Kinder Morgan Energy Partners，L.P.出具的总裁副经理兼首席财务官和Kinder Morgan Management，LLC及Kinder Morgan G.P.，Inc.副董事长兼财务总监的证书，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日止10-Q表格季度报告(档案编号1-11234))。 |
| | |
| 4.21 | | 代表Kinder Morgan Energy Partners，L.P.出具的总裁副董事长兼首席财务官和Kinder Morgan Management，LLC及Kinder Morgan G.P.，Inc.的副董事长兼财务总监证书，确定2020年到期的5.30厘优先票据和2040年到期的6.55厘优先票据的条款(作为附件4.2提交给Kinder Morgan Energy Partners，L.P.的S截至2010年6月30日止季度10-Q表季度报告(文件编号1-11234))。 |
| | |
| 4.22 | | 代表Kinder Morgan Energy Partners，L.P.出具的代表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2041年到期的6.375%优先债券的条款(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报表(档案编号1-11234))。 |
| | |
| 4.23 | | 代表Kinder Morgan Energy Partners，L.P.出具的总裁副董事长兼首席财务官和Kinder Morgan Management，LLC及Kinder Morgan G.P.，Inc.副董事长兼财务总监的证书，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日止的10-Q表格季度报告(文件编号1-11234))。 |
| | |
| 4.24 | | 金德摩根能源合伙公司财务及投资者关系部副总裁及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就2021年到期的3.500厘优先债券及2044年到期的5.500厘优先债券订立条款(作为附件4.1提交予金德摩根能源合伙公司的S截至2014年3月31日止10-Q表格季度报告(档案编号1-11234))。 |
| | |
| 4.25 | | 副总裁兼司库及副总裁及Kinder Morgan Management，LLC及Kinder Morgan G.P.，Inc.代表Kinder Morgan Energy Partners，L.P.发出的证书，确立2024年到期的4.250厘优先债券及2044年到期的5.400%优先债券的条款(作为附件4.1提交予Kinder Morgan Energy Partners，L.P.的S截至2014年9月30止季度10-Q表格(档案编号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表格注册声明的附件4.1提交(文件编号001-35081))。 |
| | |
| 4.27 | | 副总裁兼司库及总裁副兼KMI秘书证书，列出2017年到期的2.000厘优先债券、2019年到期的3.050厘优先债券、2025年到期的4.300厘优先债券、2034年到期的5.300厘优先债券及2045年到期的5.550厘优先债券的条款(作为KMI截至2014年12月31日止年度10-K表格(文件编号001-35081)附件10.53存档)。 |
| | |
| | | | | | | | |
| 4.28 | | 副总裁兼司库兼副总裁兼KMI秘书确定2046年到期的5.050%优先债券的条款的证书(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)。 |
| | |
| 4.29 | | 副总裁兼司库兼副总裁兼KMI秘书确定2022年到期的1.500厘优先债券和2027年到期的2.250%优先债券的条款的证书(作为KMI的8-A表格的附件4.2于2015年3月16日提交(第001-35081号文件))。 |
| | |
| 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10-Q表格季度报告的附件4.1存档(第001-35081号文件))。 |
| | |
| 4.33 | | KMI副总裁兼首席财务官及投资人关系兼财务主管总裁副董事签发的证书，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(作为KMI截至2020年9月30日的Form 10-Q季度报告的附件4.1提交(文件编号001-35081))。 |
| | |
| 4.34 | | KMI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2051年2月15日到期的3.60%债券的条款的证书(作为KMI截至2021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))。 |
| | |
| 4.35 | | KMI副总裁兼首席财务官以及副总裁兼财务主管确定2026年到期的1.750%债券的条款的证书(作为KMI截至2021年12月31日的Form 10-K年报(文件编号001-35081)的附件4.35存档)。 |
| | |
| 4.36 | | KMI副总裁兼司库和副总裁兼首席财务官确定2033年到期的4.800%优先债券和2052年到期的5.450%优先债券的条款的证书(作为KMI截至2022年9月30日的Form 10-Q季度报告的附件4.1存档(文件编号001-35081))。 |
| | |
| 4.37 | | 金德摩根公司副总裁兼司库兼副总裁兼首席财务官确定2033年到期的5.200%债券条款的证书(作为KMI截至2023年3月31日的Form 10-Q季度报告(文件编号001-35081)的附件4.1提交)。 |
| | |
| 4.38 | | 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。 |
| | |
| 4.39 | | 根据1934年证券交易法第12节注册的Kinder Morgan，Inc.的股本说明。 |
| | |
| 4.40 | | 根据1934年证券交易法第12节登记的Kinder Morgan，Inc.债务证券描述(作为KMI截至2019年12月31日的Form 10-K年度报告的附件4.38(第001-35081号文件))。 |
| | |
| 10.1 | | 金德摩根公司2021年修订和重订的股票激励计划(作为KMI注册说明书生效后修正第1号的附件4.5提交于2021年7月16日提交的S-8表格(文件第333-205430号))。 |
| | |
| 10.2 | | 2021年员工限制性股票单位协议表格(作为KMI截至2021年6月30日的10-Q表格季度报告的附件10.3(文件编号001-35081)提交)。 |
| | |
| 10.3 | | 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) |
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| 10.4 | | 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) |
| | |
| 10.5 | | 金德摩根公司第二次修订和重新修订的非雇员董事股票薪酬计划(作为KMI公司截至2021年9月30日的Form 10-Q(文件编号001-35081)的附件10.4提交)。 |
| | |
| 10.6 | | 2021年非员工董事股票薪酬协议表格(作为截至2021年9月30日的10-Q表格(文件编号001-35081)的附件10.5提交)。 |
| | |
| 10.7 | | 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))。 |
| | |
| 10.8 | | 修订和重新制定了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Form 8-K(文件编号001-35081))。 |
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| 10.9 | | KMI于2021年8月20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于2021年8月25日提交的当前8-K表报告的附件10.1(文件编号001-35081))。 |
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| 10.10 | | 2022年12月15日对KMI于2021年8月20日签订的循环信贷协议的第一修正案(作为借款人、作为行政代理的巴克莱银行PLC与贷款人和开证行之间的协议(作为KMI截至2022年12月31日的年度报告Form 10-K的附件10.12提交)(提交于2023年2月8日的第001-35081号文件)。 |
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| 10.11 | | KMI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2023年12月31日。 |
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| 21.1 | | KMI的子公司。 |
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| 22.1 | | 担保证券的附属担保人和发行人。 |
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| 23.1 | | 普华永道会计师事务所同意。 |
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| 31.1 | | 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)条颁发首席财务官证书。 |
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| 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条规定的首席执行官证书。 |
| | |
| 32.2 | | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350条对首席财务官的证明。 |
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| 97.1 | | 与追回错误判给的赔偿有关的政策。 |
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| 101 | | 交互式数据文件(格式为内联XBRL)。 |
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| 104 | | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。 |
项目16.决议草案表格10-K摘要。
不适用。
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。
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| | KINGER MORGAN，Inc. 注册人 |
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| | /s/大卫·P·米歇尔斯 |
| | 大卫·P·米歇尔斯
总裁副总兼首席财务官 |
| 日期： | 2024年2月20日 | |
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。
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| 签名 | | 标题 | | 日期 |
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| /s/ DAVID P. Michaels | | 副总裁兼首席财务官（首席财务官和首席会计官） | | 2024年2月20日 |
| 大卫·P·米歇尔斯 | | |
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| /s/ Kimberly A. DANG | | 首席执行官（首席执行官）;董事 | | 2024年2月20日 |
| 金伯利·A Dang | | |
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| /s/理查德D. Kinder | | 执行主席 | | 2024年2月20日 |
| Richard D. Kinder | | |
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| /s/ TED A。加德纳 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 特德·A加德纳 | | |
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| /s/安东尼·W. JR霍尔 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 安东尼·W小霍尔 | | |
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| /s/史蒂文·J·基恩 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 史蒂文·J·基恩 | | |
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| /s/ RONALD L. JR库恩 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| Ronald L.小库恩 | | |
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| /s/黛博拉A.麦克唐纳 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 黛博拉·A麦克唐纳 | | |
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| /s/ MICHAEL C.摩根 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 迈克尔·C·摩根 | | |
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| /s/亚瑟C.赖斯特特 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| Arthur C.赖希施泰特 | | |
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| /s/ C。停车整形器 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| C.公园整形者 | | |
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| /s/威廉A.史密斯 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| William A.史密斯 | | |
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| /s/ JOEL V.工作人员 | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 乔尔·V·工作人员 | | |
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| /s/罗伯特·F. VAGT | | 董事 | | 2024年2月20日 |
| 罗伯特·F·瓦格 | | |
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