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美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
☒根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告
截至本财政年度止12月31日, 2023.
或
☐根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告
由_至_的过渡期。
委员会文件编号：001-13643
ONEOK，Inc.
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | |
| 俄克拉荷马州 | 73-1520922 |
| (注册成立或组织的国家或其他司法管辖区) | (国际税务局雇主身分证号码) |
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
西第五街100号 | 塔尔萨, | 好的 | | 74103 |
| (主要执行办公室地址) | (邮政编码) |
注册人的电话号码，包括地区代码 (918) 588-7000
根据该法第12(B)条登记的证券：
| | | | | | | | |
| 每个班级的标题 | 交易代码 | 注册的每个交易所的名称 |
| 普通股，面值0.01美元 | 好的 | 纽约证券交易所 |
根据该法第12（g）条登记的证券：无 如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是☒ 不是☐.
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☒编号：☐
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是☒不是☐
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器☒*加速文件管理器☐**非加速文件管理器☐**是规模较小的报告公司☐
新兴成长型公司☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
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。☐
印度语通过勾选注册人是否是空壳公司（定义见该法案第12 b-2条）。 是的 ☐不是☒.
根据2023年6月30日收盘交易价，非关联公司持有的注册人普通股的总市值为美元27.4十亿美元。
2024年2月20日,该公司拥有583,159,446已发行普通股的股份。
通过引用并入的文件：
与将于2024年5月22日举行的年度股东大会相关的将向股东提交的最终委托书的部分内容通过引用纳入第三部分。
ONEOK，Inc.
2023年年报
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第一部分： | | | 页码 |
第1项。 | 业务 | | 5 |
第1A项。 | 风险因素 | | 26 |
项目1B。 | 未解决的员工意见 | | 39 |
项目1C。 | 网络安全 | | 40 |
第二项。 | 属性 | | 40 |
第三项。 | 法律诉讼 | | 40 |
第四项。 | 煤矿安全信息披露 | | 40 |
第二部分。 | | | |
第五项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | | 41 |
第六项。 | [已保留] | | 42 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | | 42 |
第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | | 57 |
第八项。 | 财务报表和补充数据 | | 59 |
第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | | 104 |
第9A项。 | 控制和程序 | | 104 |
项目9B。 | 其他信息 | | 105 |
项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | | 105 |
第三部分。 | | | |
第10项。 | 董事、高管与公司治理 | | 105 |
第11项。 | 高管薪酬 | | 106 |
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 | | 106 |
第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | | 106 |
第14项。 | 首席会计费及服务 | | 107 |
第四部分。 | | | |
第15项。 | 展示、财务报表明细表 | | 107 |
第16项。 | 表格10-K摘要 | | 117 |
签名 | | | 118 |
如本年度报告中所用，所提及的“我们”、“我们的”或“我们”是指ONEOK，Inc.，俄克拉荷马州公司及其前身和子公司，包括麦哲伦，除非上下文另有说明。
词汇表
本年度报告中使用的缩写、首字母缩略词和行业术语定义如下：
| | | | | |
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| 25亿美元信贷协议 | ONEOK修订和重述的25亿美元循环信贷协议（经修订） |
| AFUDC | 施工期间使用的资金拨备 |
| 年报 | 截至2023年12月31日的Form 10-K年度报告 |
| ASU | 会计准则更新 |
| Bbl | 桶，1桶相当于42美国加仑 |
| BBtu/d | 每天十亿英国热单位 |
| Bcf | 十亿立方英尺 |
| Bcf/d | 亿立方英尺 |
| BTU | 英制热量单位 |
| 布里奇泰克斯 | BridgeTex Pipeline Company，LLC，一家持股30%的合资企业 |
CERCLA | 综合环境应对责任和责任法，经修订 |
| 《清洁空气法》 | 修订后的《联邦清洁空气法》 |
| 《清洁水法》 | 1972年联邦水污染控制法修正案，经修正 |
| 新冠肺炎 | 2019年冠状病毒病，包括其变种 |
| DJ | 丹佛-朱尔斯堡 |
| 圆点 | 美国交通部 |
| EBITDA | 利息费用、所得税、折旧和摊销前利润 |
| 环境保护局 | 美国环境保护局 |
| 易办事 | 普通股每股收益 |
| ESG | 环境、社会和治理 |
| 《交易所法案》 | 经修订的1934年证券交易法 |
| FERC | 联邦能源管理委员会 |
| 惠誉 | 惠誉评级公司 |
| 公认会计原则 | 美国普遍接受的会计原则 |
| 温室气体 | 温室气体 |
GWh | 吉瓦时 |
| 《卫报》 | Guardian Pipeline，LLC，ONEOK的全资子公司 |
| 监护人定期贷款协议 | 卫报高级无担保三年期1.2亿美元定期贷款协议日期为2022年6月 |
| 国土安全 | 美国国土安全部 |
侯 | 米德兰西德克萨斯中部美国墨西哥湾沿岸期货 |
| 冰 | 洲际交易所 |
爱尔兰共和军 | 《2022年通货膨胀率削减法案》 |
| 中间合作伙伴关系 | ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership，ONEOK的全资子公司。 |
LDC | 当地经销公司 |
| KCC | 堪萨斯州公司委员会 |
| 麦哲伦 | 麦哲伦中游合伙人，LP，ONEOK的全资子公司 |
| 麦哲伦收购 | 该交易于2023年9月25日完成，根据合并协议，ONEOK通过现金和股票交易收购了麦哲伦所有未发行普通股 |
| Mbbl/d | 每天千桶 |
| MDTH/d | 每天一千个德卡瑟姆 |
| 合并协议 | ONEOK、Otter Merger Sub，LLC和麦哲伦的合并协议和计划，日期为2023年5月14日 |
| 百万桶 | 万桶 |
| MMBtu | 百万英热单位 |
| | | | | |
| MMCF/d | 每天百万立方英尺 |
| 穆迪 | 穆迪投资者服务公司 |
| MVP | MVP Terminalling，LLC，一家持股25%的合资企业 |
| 天然气法 | 1938年《天然气法》，经修订 |
| 天然气政策法 | 1978年天然气政策法，经修订 |
| NGL(S) | 天然气液体 |
| 北部边境 | 北方边境管道公司，一家持股50%的合资企业 |
| 纽约商品交易所 | 纽约商品交易所 |
| 纽交所 | 纽约证券交易所 |
| OCC | 俄克拉荷马州公司委员会 |
| ONEOK | ONEOK，Inc. |
| ONEOK合作伙伴 | ONEOK Partners，LP，ONEOK的全资子公司 |
| OPIS | 石油价格信息服务 |
| 陆路通行证 | Overland Pass Pipeline Company，LLC，一家持股50%的合资企业 |
| PHMSA | 美国运输部管道和危险材料安全管理局 |
| 流行 | 收益百分比 |
| 纯度NGL | 可销售的天然气液体纯度产品，如乙烷、乙烷/丙烷混合物、丙烷、异丙烷、正丙烷和天然汽油 |
| 季度报告 | 表格10-Q季度报告 |
RCRA | 经修订的《资源保护和恢复法》 |
Rins | 可再生能源识别号，代表可再生燃料标准合规所需的积分 |
| 精炼产品 | 原油炼油厂的产量，包括汽油、柴油、航空燃料、煤油和取暖油等产品 |
| Roadrunner | Roadrunner Gas Transport，LLC，一家持股50%的合资企业 |
| RRC | 得克萨斯州铁路委员会 |
| 标普(S&P) | 标普全球评级 |
| 萨德尔霍恩 | Saddlehorn Pipeline Company，LLC，一家持股30%的合资企业 |
| 《独家新闻》 | 俄克拉荷马州中南部石油省，俄克拉荷马州阿纳达科盆地的一个地区 |
| 美国证券交易委员会 | 美国证券交易委员会 |
| 证券法 | 经修订的1933年证券法 |
| E系列优先股 | E系列无投票权，永久优先股，每股面值0.01美元 |
| 堆栈 | 更快的趋势加拿大翠鸟，俄克拉荷马州阿纳达科盆地的一个地区 |
| 术语较软 | 基于担保隔夜融资利率(SOFR)的前瞻性期限利率 |
| 维京海盗 | 维京天然气输送公司，ONEOK的全资子公司 |
| 维京定期贷款协议 | Viking的高级无担保三年期6000万美元定期贷款协议日期为2023年3月 |
| XBRL | 可扩展的商业报告语言 |
本年度报告中非历史信息的陈述，包括有关未来经营的计划和管理目标、经济表现或相关假设的陈述，均为前瞻性陈述。前瞻性陈述可以包括诸如“预期”、“相信”、“继续”、“可能”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“指导”、“打算”、“可能”、“可能”、“展望”、“计划”、“潜在”、“项目”、“预定”、“应该”、“目标”、“将会，“Will”和其他意思相近的词和术语。尽管我们相信我们对未来事件的预期是基于合理的假设，但我们不能保证这些预期或假设将会实现。可能导致实际结果与前瞻性陈述中的结果大相径庭的重要因素在第一部分第1A项风险因素下说明。
第一部分
第一项：商业银行业务
一般信息
我们是根据俄克拉荷马州的法律注册成立的，我们的普通股在纽约证券交易所上市，交易代码为“OKE”。我们提供对不断进步的世界至关重要的能源产品和服务。我们是一家领先的中游服务提供商，提供收集、加工、分馏、运输、储存和海运出口服务。作为北美最大的多元化能源基础设施公司之一，我们提供的能源将改变美国和世界各地人民的生活。通过我们超过50,000英里的管道网络，我们运输天然气、NGL、成品油和原油，帮助满足国内和国际能源需求，促进能源安全，并提供当今和未来所需的安全、可靠和负责任的能源解决方案。
中游价值链
中游价值链是能源行业的重要组成部分。在上游油井生产原油和天然气后，我们使用我们广泛的基础设施来加工和运输这些原材料，为最终使用做好准备。对于原油、天然气、成品油和NGL的运输，管道通常是市场之间中长途运输最可靠、成本最低、碳密集度最低、最安全的替代方案。
执行摘要
麦哲伦收购 -2023年9月25日，我们完成了对麦哲伦的收购。此次收购从战略上使我们的互补资产基础多样化，并实现了预期的重大协同效应。根据合并协议，麦哲伦的每个普通股单位被交换为0.667股Oneok普通股和25美元现金的固定比例，总代价为141亿美元。此外，我们以40亿美元的公允价值承担了麦哲伦的债务。截至麦哲伦收购结束日，我们发行了约1.35亿股普通股，公允价值约为90亿美元。我们为此次收购的现金部分提供了52.5亿美元的优先无担保票据的承销公开发行。
有关麦哲伦收购的更多信息，请参阅本年度报告合并财务报表附注B第二部分第8项。关于与麦哲伦收购案有关的风险的进一步讨论，见第1部分第1A项“风险因素”。
最新商业动态及市况-与2022年相比，2023年我们整个系统的产量都有所增加，这突显了我们广泛和整合的资产位于美国一些生产率最高的页岩盆地、炼油地区和需求中心，并与之相连。尽管能源行业经历了许多大宗商品周期，但我们已做好准备，减少受到大宗商品价格直接波动的影响。我们的四个可报告部门中的每一个主要是基于费用的，2023年我们的综合收益超过85%是基于费用的。
梅德福德事件-2023年1月，我们与我们的保险公司达成协议，解决与2022年7月发生在我们位于俄克拉何马州梅德福德的210 MBbl/d NGL分馏设施的Medford事件有关的所有有形损害和业务中断索赔。根据和解协议的条款，我们同意解决总计9.3亿美元的保险赔偿索赔，其中1亿美元于2022年收到。剩余的8.3亿美元在2023年第一季度收到，一次性和解收益为7.79亿美元。所得款项用作财产损失的和解、截至和解日期的业务中断索赔，以及代替未来业务中断保险索赔的付款。
由于市场需求和更有利的完工时间表，2023年1月，我们宣布计划在得克萨斯州贝尔维尤建造一个新的125MBbl/d MB-6 NGL分馏塔，而不是立即重建我们的Medford NGL分馏塔。MB-6分馏塔预计将于2025年第一季度投入使用，并将生产纯乙烷，而不是之前在梅德福德设施生产的乙烷/丙烷混合物。MB-6分馏塔的125MBbl/d能力预计在经济上与Medford失去的能力相当。此外，我们的125MBbl/d MB-5NGL分馏塔已于2023年4月完工，这减少了在建造新的MB-6分馏塔时对第三方分馏的需求。
有关Medford事件的更多信息，请参阅本年度报告合并财务报表附注C第二部分第8项。
资本分配--我们继续注重保持审慎的财政实力和灵活性。2024年1月，我们的董事会将季度股息提高到每股99美分，并宣布了3%至4%的年股息增长率目标。我们的董事会还批准了一项股票回购计划，以购买至多20亿美元的我们已发行的普通股，并计划在未来四年内大部分使用这笔资金。此外，在2023年第四季度，我们利用运营现金流在公开市场以低于面值的价格回购了3.22亿美元的优先票据。截至2023年12月31日，我们拥有3.38亿美元的现金和现金等价物，根据我们25亿美元的信贷协议没有借款。
可持续发展与社会责任-通过参与2023年S全球企业可持续发展评估，连续第四年获得入选《S全球可持续发展年鉴》的资格，得分位居油气储运行业前15%。2023年，我们有资格被纳入道琼斯可持续发展北美指数，该指数是道琼斯可持续发展指数的一部分，该指数认可全球可持续发展领导者。此外，在2023年，我们获得了MSCI ESG评级为AAA，而我们的ESG风险评级，根据晨星可持续发展公司的评估，在炼油厂和管道行业中排名前20%。
2021年，我们宣布了到2030年在我们的范围1和范围2温室气体排放总量中减少220万吨二氧化碳当量的全公司绝对温室气体减排目标。目标是将业务范围1和基于位置的范围2的温室气体排放量减少30%截至2019年12月31日归属于ONEOK资产。我们已经实现了总额约为Y 220万公吨二氧化碳当量的目标中的110万公吨，主要是由于减少甲烷排放、系统优化、某些天然气压缩设备的电气化以及我们运营的州较低的碳基电力。 我们将继续
寻找减少温室气体排放的方法，并利用更高效的技术。我们正在评估可再生能源和低碳项目的发展，包括可能补充我们广泛的中游资产和专业知识的机会。
有关我们的温室气体排放的更多信息，请参阅“监管、环境和安全事项”部分的“温室气体排放”。
天然气-在我们的天然气收集和加工部门，2023年的加工量比2022年有所增加，这主要是由于落基山和中大陆地区的生产商活动增加，以及2022年第二季度和第四季度落基山脉地区冬季天气的影响。
在我们的天然气管道部分，我们完成了俄克拉荷马州天然气存储设施注入能力的扩展，这使我们能够利用和订阅额外的4Bcf现有存储容量，到2027年完全订阅，到2029年订阅90%。此外，我们完成了维京号上某些压缩资产的电气化，以保持我们运营的可靠性，同时降低该设备的1级排放。维京正寻求通过2023年7月提交的上调费率的提议，收回对该项目的投资。
2024年2月，FERC批准了我们的萨瓜罗连接器管道公司S的总统许可申请，在美国和墨西哥边境建设和运营新的国际过境设施。拟议的边境设施将上游连接到潜在的州内管道-Saguaro Connector管道。此外，拟议的边境设施将在国际边界与墨西哥正在开发的一条新管道连接，以便输送到墨西哥西海岸的液化天然气出口设施。Saguaro Connector管道的最终投资决定预计将于2024年年中做出。
NGL-在我们的天然气液体部门，我们受益于2023年与2022年相比的产量增加，这主要是由于二叠纪盆地和落基山脉地区的产量增加。
整个环路预计将于2025年第一季度投入使用。我们还开始了初步工作，主要是在长时间部件方面，旨在将Elk Creek管道扩展到435 MBbl/d，以提供落基山脉地区不断增长的输油量，这将使我们在落基山脉地区的总管道能力达到575 MBbl/d。Elk Creek管道扩建预计将于2025年第一季度投入使用。
成品油和粗品-我们的2023年业绩包括2023年9月25日至2023年12月31日。在此期间，我们受益于年中关税上调和精炼产品的长途发货，以及与收购前相比，我们原油系统的发货量增加。此外，由于有利的大宗商品市场状况，我们的液体混合利润率保持强劲。
我们通往德克萨斯州埃尔帕索的成品油管道扩建工作继续取得进展，预计将于2024年初完工。这种扩张将把更多的供应连接到德克萨斯州、新墨西哥州、亚利桑那州和墨西哥不断增长的市场，与这种扩张相关的大部分资本都得到了数量承诺的支持。
业务战略
我们的使命是提供对一个进步的世界至关重要的能源产品和服务。我们的愿景是通过为转型的能源未来提供解决方案，为我们的利益相关者创造非凡的价值。我们的业务战略侧重于：
•零事故-我们承诺制定流程，为我们的员工、承包商和社区的福祉推动零事件文化。安全和环境责任仍然是我们关注的主要领域，我们对安全的重视已经产生了我们跟踪的关键指标的改善趋势。
•高度参与度的员工队伍-我们努力成为首选雇主，并继续专注于吸引、选拔和留住人才，推动包容、多元和参与的文化，培养个人和领导者。
•可持续的商业模式-我们的目标是保持审慎的财务实力和灵活性，同时运营安全、可靠和有弹性的资产基础。我们寻求保持投资级信用评级和强劲的资产负债表。我们预计我们内部产生的现金流将使我们能够在现有的运营中为高回报的资本项目提供资金
增加我们的股息，减少债务，并为我们的20亿美元股票回购计划提供资金。我们的目标是专注于提供增值产品和服务的资本项目，这些产品和服务有助于长期增长、盈利和业务多元化。我们继续积极研究机会，以补充我们广泛的资产和专业知识，加强我们预期在向低碳经济转型中发挥的作用。
•实现股东总回报最大化-我们计划通过高回报资本项目增加收益，这将使我们能够增加股息，并根据我们20亿美元的股票回购计划回购股票。我们预计，持续和强劲的投资资本回报将使我们能够回报我们的股东，并为我们的其他利益相关者提供手段和机会，包括员工、社区和环境。
对企业的叙事性描述
我们报告了以下四个业务部门的运营情况：
•天然气的收集和加工；
•天然气液体；
•天然气管道；以及
•精炼产品和粗制产品。
天然气的收集和加工
业务概述-在我们的天然气收集和加工部门，原始天然气通常在井口收集、压缩并通过管道运输到我们的加工设施。井口生产的大多数原始天然气还含有天然气和天然气组分的混合物，包括乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油。收集的井口天然气被引导到我们的加工厂，以去除导致残留天然气(主要是甲烷)的NGL。然后，残渣天然气被重新压缩，并输送到天然气管道、储存设施和最终用户。从原始天然气中分离出来的NGL通过NGL管道输送到分馏设施进行进一步处理。一些较重的NGL可能会分离加工和分馏的上游，并作为凝析油在NGL或原油市场销售。我们的天然气收集和加工部门为北达科他州、蒙大拿州、怀俄明州、堪萨斯州和俄克拉何马州的生产商提供这些中游服务。
落基山区-威利斯顿盆地位于北达科他州和蒙大拿州的部分地区，包括产油、富含天然气的巴肯页岩和三个福克斯地层。我们在威利斯顿盆地有300多万英亩的专用土地。
波德河流域主要位于怀俄明州，包括富含NGL的Niobrara、Frontier、Turner和Mowry地层，我们在这些地层为该州东部的客户提供采集和加工服务。
中大陆地区-中大陆地区包括产天然气和石油的阿纳达科盆地，其中包括富含NGL的铲子和堆积区，包括俄克拉荷马州的Cana-Woodford页岩、Woodford页岩、Springer页岩、Meramec、Granite Wash和密西西比石灰地层以及堪萨斯州的Hugoton盆地。我们在阿纳达科盆地有60多万英亩的专用土地。
财产-我们的天然气收集和加工部门包括以下资产，这些资产是全资拥有的，除非另有说明：
•17400公里天然气集输管道；
•通过与独立第三方签订的长期加工服务协议，在落基山地区拥有14个天然气加工厂，日处理能力为1.9亿Bcf，在中大陆地区有9个天然气加工厂，日处理能力为0.9亿Bcf，在中大陆地区的处理能力高达150Mcf/d；和
•各天然气加工厂的天然气分馏能力为1400万桶/天，脱乙烷塔能力为2600万桶/天。
2023年和2022年，我国天然气加工厂的利用率分别为77%和70%。这一增长主要是由于落基山和中大陆地区生产者活动的增加。我们的2022年利用率受到2022年第二季度和第四季度落基山地区冬季天气的影响。我们使用加权平均方法计算利用率，根据资产投入使用或退出使用的日期进行调整。
收入来源-这一细分市场的收入主要来自以下类型的服务合同：
•没有生产商实物采购权的POP合同费用-我们购买原始天然气，并对提供中游服务收取合同费用，包括收集、处理、压缩和加工生产商的天然气。在提供这些服务后，我们出售商品，并将商品销售收入的一部分减去我们的合同费用汇给生产者。这类合同分别占2023年和2022年这一细分市场供应量的72%和73%。
•有生产商实物采购权的POP合同的费用-我们购买一部分原始天然气流，就提供上述中游服务收取费用，主要将剩余天然气返还给生产商，出售剩余商品，并将一部分商品销售收益汇给生产商，减去我们的合同费用。这类合同分别占2023年和2022年这一细分市场供应量的19%和20%。
•仅收取费用-根据这类合同，我们根据收集、处理、处理和/或压缩的数量对我们提供的中游服务收取费用。我们的纯收费合同分别占2023年和2022年这一细分市场供应量的9%和7%。
对于大宗商品销售，我们签订合同，在指定的交货点向下游客户交付残渣天然气、凝析油和/或普通天然气。我们的NGL销售主要面向我们在天然气液体领域的附属公司。
未合并的附属公司-我们在这一细分市场中未合并的附属公司并不重要。
有关我们未合并关联公司的进一步讨论，请参阅本年度报告中合并财务报表附注N。
政府监管-FERC传统上认为，天然气加工厂不是州际商业中运输或销售天然气的设施，因此不受《天然气法》的管辖。尽管FERC没有就我们的天然气加工作业或设施的管辖地位做出具体声明，但我们的天然气加工厂主要涉及提取NGL，因此不受FERC的管辖。《天然气法》还免除了天然气收集设施的FERC管辖。我们相信，我们天然气加工厂上游的天然气收集设施符合FERC关于非司法管辖区天然气收集设施地位的标准。州际传输设施仍受FERC管辖。FERC历史上根据具体事实区分了这两种类型的设施，无论是州际设施还是州内设施。根据《天然气政策法案》第311(A)节，我们将残渣天然气从我们的某些天然气加工厂运输到州际管道。俄克拉荷马州、堪萨斯州、怀俄明州、蒙大拿州和北达科他州也有不同程度的法规监管这些州的天然气收集。在每个州，如果向适当的州监管机构提出针对采集者的投诉，就会在个案的基础上实施监管。
请参阅“监管、环境和安全事项”部分的进一步讨论。
天然气液体
概述 运营部-在我们的天然气液体部门，从第三方和我们自己的天然气加工厂提取的NGL由我们的NGL收集管道收集。收集的NGL被定向到我们在中大陆和墨西哥湾沿岸地区的下游分馏塔，以分离成纯度NGL。纯度NGL储存或分发给我们的客户，如石化公司、丙烷分销商、取暖燃料用户、乙醇生产商、炼油厂和出口商。
我们主要在俄克拉何马州、堪萨斯州、得克萨斯州、新墨西哥州和落基山地区拥有和运营设施，其中包括威利斯顿、波德河和DJ盆地。我们为NGL生产商提供中游服务，并将这些产品交付给两个主要市场中心：一个在堪萨斯州康威的中大陆，另一个在德克萨斯州贝尔维尤山的墨西哥湾沿岸。我们在俄克拉何马州、堪萨斯州、德克萨斯州、新墨西哥州、蒙大拿州、北达科他州、怀俄明州和科罗拉多州拥有或拥有FERC监管的NGL收集和分配管道以及堪萨斯州、内布拉斯加州、爱荷华州和伊利诺伊州的终端和存储设施。我们拥有Overland Pass 50%的股权，该公司运营着一条州际NGL管道，起点为怀俄明州和科罗拉多州，终点为堪萨斯州。威利斯顿盆地、俄克拉何马州、堪萨斯州和得克萨斯州狭长地带的大多数管道连接的天然气加工厂都连接到我们的NGL收集系统。我们租赁轨道车辆，拥有和运营与我们的NGL分馏、储存和管道资产相连的卡车和铁路装卸设施。我们还在堪萨斯州、内布拉斯加州、爱荷华州、伊利诺伊州和印第安纳州拥有受FERC监管的天然气管道，将我们的中大陆资产与包括芝加哥、伊利诺伊州在内的中西部市场连接起来。我们的ONEOK North系统的一部分运输精炼产品，包括无铅汽油和柴油。
属性-除特别注明外，我们的天然气液体部门包括以下全资拥有的资产：
•9160英里长的集输管道；
•4350英里长的配电管道；
•8个NGL分馏塔，总操作能力为835Mbl/d(包括我们在操作能力比例份额中的权益)，包括中大陆地区的310Mbl/d和墨西哥湾沿岸地区的525Mbl/d，利用率为98%；
•异构化装置1套，操作能力10MBbl/d；
•一个乙烷/丙烷分离器，操作能力为40MBbl/d；
•6个NGL存储设施，运行存储容量为30MMBbl；和
•八个纯净NGL终端。
此外，通过服务协议，我们可以在堪萨斯州和德克萨斯州的设施获得5 MMBbl的NGL总存储能力，以及在墨西哥湾沿岸获得60 MMBbl/d的NGL分馏能力。
我们管道的运行能力取决于管道直径、产品组成和系统的部分。因此，我们认为吞吐量是一种更有用的利用率衡量标准，这在本年度报告第二部分第7项“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”的“财务业绩和经营信息精选”中提供。
我们正在德克萨斯州贝尔维尤山建造我们的125MBbl/d MB-6 NGL分馏塔，我们的西德克萨斯NGL管道正在全面循环，我们的Elk Creek管道正在扩建。这些项目被排除在上述资产之外。由于Medford事件，我们位于俄克拉何马州Medford的210MBbl/d NGL分馏塔目前无法运行，不包括在上面列出的资产中。
有关我们的资本项目的更多信息，请参阅本年度报告第二部分第7项“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”中的“最新发展”。
收入来源-我们天然气液体部门的收益主要来自商品销售和购买以及收费服务。我们从第三方以及我们的天然气收集和加工部门购买NGL和凝析油。我们的业务活动分类如下：
•交换服务-我们利用我们的资产收集、运输、处理和分离NGL，从而将它们转换为适销对路的纯NGL，并将它们运送到市场中心或客户指定的地点。其中一些交易量是根据最低交易量承诺的合同签订的，这些合同提供了最低水平的收入，而不考虑交易量。我们的交换服务活动主要是收费的，并包括一些受费率管制的关税；然而，我们也通过分步过程获取某些产品价格差异。
•运输和储存服务-我们运输纯NGL和某些精炼产品，主要是根据FERC规定的关税。关税规定了我们可以向客户收取的最高费率以及我们管道运输服务的一般条款和条件。我们的存储活动主要包括在我们的中大陆和墨西哥湾沿岸存储设施提供收费的NGL存储服务。
•优化和营销-我们利用我们的资产、合同组合和市场知识，通过购买和销售普通NGL和PURITY NGL来获取位置、产品和季节性价格差异。我们主要在堪萨斯州的康威和得克萨斯州的贝尔维尤之间运输纯净NGL，以捕捉这两个市场中心之间的位置价格差异。我们的营销活动还包括利用我们的NGL存储设施来捕捉季节性价格差异，并为卡车和铁路市场提供服务。在我们位于堪萨斯州康威的异构化装置，当正丁烷转化为更有价值的异丁烷时，我们的异构化活动捕捉到了价差。
在我们的大多数交易所服务合同中，我们在加工厂的后门购买普通NGL，并扣除与我们必须执行的运输和分馏服务相关的合同费用，然后才能将其作为纯NGL出售。就我们在库存中持有的普通NGL而言，在对普通库存进行分级并出售之前，不会确认相关的合同费用。
未合并的附属公司-我们拥有Overland Pass 50%的股权，该公司运营着一个州际NGL管道系统，起始于怀俄明州和科罗拉多州，终点是堪萨斯州，全长760英里。我们在这一细分市场的其他未合并附属公司并不重要。
有关未合并关联公司的其他讨论，请参阅本年度报告中合并财务报表附注N。
政府监管-我们NGL管道的运营和收入受到各个州和联邦政府机构的监管。我们的州际NGL管道受州际商法监管，该法案赋予FERC监管服务条款和条件、费率(包括折旧和摊销政策)以及服务启动的管辖权。在俄克拉何马州、堪萨斯州和得克萨斯州，我们州内NGL管道中提供公共运营商服务的某些方面分别受OCC、KCC和RRC的管辖。
请参阅“监管、环境和安全事项”部分的进一步讨论。
天然气管道
业务概述-在我们的天然气管道部分，我们从第三方接收残渣天然气，我们自己的天然气加工厂和互联管道。渣油天然气是为最终用户运输或储存的，如大型工业客户、为商业和居民消费者服务的天然气和电力公用事业，并最终可以通过液化天然气出口和跨境管道进入国际市场。
我们的资产连接到关键的供应区和需求中心，包括通过Roadrunner在墨西哥的出口市场，以及通过我们的州际和州内天然气管道和北部边境在加拿大和美国的供应区，这使我们能够提供必要的天然气运输和储存服务。最不发达国家对电力的持续需求--
发电设施和大型工业公司支持低成本扩张，使我们处于有利地位，可以在需要时为客户提供额外服务。
州内管道和存储-我们的州内天然气管道和储存资产位于俄克拉何马州、德克萨斯州和堪萨斯州。我们的州内管道和存储公司主要包括:
•ONEOK天然气运输公司在俄克拉荷马州全州运输天然气，并有权进入中大陆地区的主要天然气生产区，包括铲子和堆积区以及Cana-Woodford页岩、Woodford页岩、Springer页岩、Meramec、花岗岩洗涤和密西西比石灰地层。ONEOK天然气运输公司连接到我们位于俄克拉何马州的ONEOK天然气存储设施，提供50Bcf的工作天然气存储能力；以及
•ONEOK WesTex传输公司将天然气输送到德克萨斯州西部，包括Waha Hub地区，那里可能会有其他管道可以输送到西方市场，该公司向墨西哥、墨西哥湾沿岸的几个东南部市场出口天然气，包括休斯顿航道和北部的中大陆市场。它拥有得克萨斯州狭长地带的主要天然气生产层，包括花岗岩洗油层以及二叠纪盆地的特拉华州和米德兰盆地。ONEOK WesTex变速器与我们的ONEOK德克萨斯州储气设施相连，可提供5Bcf的工作储气能力。
州际管道-我们的州际管道由FERC监管，分布在北达科他州、明尼苏达州、威斯康星州、伊利诺伊州、印第安纳州、肯塔基州、田纳西州、俄克拉何马州、德克萨斯州和新墨西哥州。我们的州际管道公司包括：
•Guardian，它与伊利诺伊州乔利埃特附近的芝加哥枢纽的几条管道以及威斯康星州当地的天然气分销和发电公司相互连接；
•中西部天然气传输，这是一个双向系统，与田纳西州波特兰附近的田纳西天然气传输公司的管道互连，与同时通往尤蒂卡页岩和马塞卢斯页岩的多条州际管道，以及伊利诺伊州乔利特附近芝加哥枢纽的多条州际管道互连；
•Viking，这是一个双向系统，与TC Energy Corporation位于加拿大艾默生附近的美国边境的加拿大主线系统和威斯康星州马什菲尔德附近的ANR管道公司互连；和
•OkTex管道，该管道与俄克拉荷马州、德克萨斯州和新墨西哥州的几条管道互连。
财产-我们的天然气管道部门包括以下全资资产：
•5100公里国家规定的州内输电管道，运输能力为4.5亿Bcf/d；
•1500英里由FERC监管的州际天然气管道，运输能力为3.7亿Bcf/d；和
•6个地下天然气储存设施，总现役天然气储存能力为57.4Bcf。
我们的存储包括俄克拉何马州的两个地下天然气存储设施、堪萨斯州的两个地下天然气存储设施和德克萨斯州的两个地下天然气存储设施。2023年，我们完成了俄克拉荷马州天然气存储设施注入能力的扩展，使我们能够利用和订阅现有存储容量的额外4Bcf。
我们正在重新启用以前闲置的存储设施，德克萨斯州的工作气体存储容量为3 Bcf，这不包括在上面的容量中。我们还进一步扩大了我们在俄克拉何马州的注入能力，使我们能够订阅更多的公司存储容量。
我们的天然气管道在2023年和2022年分别有96%和94%的认购，我们的天然气储存设施在2023年和2022年分别有76%和77%的认购。
收入来源-这一部门的收入主要来自运输和存储服务。
我们的运输收入主要来自以下类型的服务：
•坚定的服务-客户在指定的时间段内保留固定数量的管道容量，这意味着无论使用情况如何，客户都有义务付费。在这种类型的合同下，客户每月支付固定费用和增量费用，即所谓的大宗商品费用，这是基于他们运输或储存的天然气的实际数量。根据确定的服务合同，客户通常被保证使用他们保留的容量。
•可中断服务-根据可中断服务运输协议，客户可以在满足确定的服务请求后利用可用容量。除非有过剩产能可用，否则不能保证客户使用我们的管道。
我们受监管的天然气运输服务合同基于各自关税中规定的费率，这些费率通常是通过托运人特定的谈判、折扣和谈判达成的和解而确定的。这些费率将提交给FERC或适当的州司法机构。此外，客户通常会被评估费用，如商品费用，我们可能会保留一定比例的天然气实物用于我们的压缩服务。
我们的存储收益主要来自以下类型的服务的收费：
•固定服务-客户保留特定数量的存储容量，包括注入和退出权利，并通常根据保留的容量数量支付固定费用，外加基于实际使用情况的注入和退出费用。我们公司的仓储合同通常有一年以上的期限。
•停放即借服务-一种可中断的存储服务，向客户提供将天然气停放(注入)或借出(取出)我们的存储的能力，通常是按月或按季进行的。客户保留根据指定数量停放或借出天然气的权利，包括在产能可用时的注入和取回权。
未合并的附属公司-我们的天然气管道部门包括以下未合并的附属公司：
•北方边界公司拥有北方边境公司50%的股权，该公司拥有一条受FERC监管的州际管道，该管道将天然气从蒙大拿州-萨斯喀彻温州边境附近的摩根港口和北达科他州的威利斯顿盆地输送到印第安纳州北海登附近的终点站。
•Roadrunner是一条双向管道，拥有50%的股权，可将570亿立方米/日的天然气从得克萨斯州西部的二叠纪盆地输送到德克萨斯州埃尔帕索附近的墨西哥边境，并可将约1.0亿立方米/日的天然气从特拉华州盆地输送到Waha Hub地区。我们是RoadRunner的运营商。
2024年2月，FERC批准了我们的萨瓜罗连接器管道公司S的总统许可申请，在美国和墨西哥边境建设和运营新的国际过境设施。拟议的边境设施将上游连接到潜在的州内管道-Saguaro Connector管道。此外，拟议的边境设施将在国际边界与墨西哥正在开发的一条新管道连接，以便输送到墨西哥西海岸的液化天然气出口设施。Saguaro Connector管道的最终投资决定预计将于2024年年中做出。
有关未合并关联公司的其他讨论，请参阅本年度报告中合并财务报表附注N。
政府监管 - 州际-我们的州际天然气管道受天然气法案监管，该法案赋予FERC管辖权，以监管这项业务的几乎所有方面，如天然气运输、服务费率和收费、新设施的建设、折旧和摊销政策、设施的收购和处置以及服务的启动和终止。
州内-我们在俄克拉何马州、堪萨斯州和德克萨斯州的州内天然气管道分别受到OCC、KCC和RRC的监管，以及根据天然气政策法案，我们将天然气输送到FERC监管的天然气管道的某些服务受到FERC的监管。虽然我们在与客户建立天然气运输费率方面具有灵活性，但我们可以向俄克拉荷马州和堪萨斯州的客户以及FERC监管的服务收取最高费率。在德克萨斯州和堪萨斯州，对于某些类型的服务，天然气储存可能会受到州和FERC的监管。在俄克拉荷马州，天然气储存业务不受州政府费率监管，我们拥有FERC对某些类型的州内服务的基于市场的费率授权。
请参阅“监管、环境和安全事项”部分的进一步讨论。
成品油和粗品
概述 运营部-我们的成品油和原油部门主要从事成品油和原油的运输、储存和分销。这一新的可报告业务部门是在收购麦哲伦的过程中增加的。我们的成品油管道系统是美国最长的成品油公共运输管道系统之一，从得克萨斯州墨西哥湾海岸延伸约9800英里，覆盖15个州的区域
横跨美国中部和西部。我们的原油管道将原油输送到炼油厂、出口设施和需求中心。在我们的整个分销系统中，终端通过提供储存、分销、混合和其他辅助服务，在促进产品移动和营销方面发挥着关键作用。在我们的成品油管道系统上运输的产品包括汽油、馏分、航空燃料和某些NGL。货物来自我们的成品油管道系统，从直接连接到炼油厂或通过与其他管道或终端的互联运输并最终分发到零售加油站、便利店、旅行中心、铁路、机场和其他最终用户。
我们的原油资产位于运输和储存原油供应的战略位置，并与多个交易和需求中心相连。我们的长达450英里的长角牛管道能够将大约275MBbl/d的原油从德克萨斯州西部的二叠纪盆地输送到我们的东休斯顿码头。我们的休斯顿分销系统由100多英里长的管道组成，这些管道通过几个立交桥将我们的东休斯顿码头连接到不同的地点，包括整个休斯顿地区的多家炼油厂和原油进出口设施。我们的东休斯顿码头是在洲际交易所交易的HOU期货合约的主要交货点，某些价格报价是基于我们码头的交易。我们在堪萨斯州和俄克拉何马州拥有大约400英里的管道，用于原油运输服务。我们的库欣码头主要通过多条公共运输管道接收和分发原油，这些管道以库欣原油交易中心为终点和起点。我们的Corpus Christi码头主要从驳船和管道接收产品，这些驳船和管道连接到我们的码头，然后通过卡车、管道或水上船只进一步分发给最终用户。
属性-我们的精炼产品和原油部门包括以下全资资产：
•9800英里的成品油管道；
•1000英里长的原油管道；
•54个成品油码头；
•两个海运码头；和
•91MMBbl的运行存储容量。
我们管道的运行能力取决于管道直径、产品组成和系统的部分。因此，我们认为发货量是一种更有用的利用率衡量标准，这在本年度报告第二部分第7项“管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析”的“财务业绩和经营信息精选”中提供。
收入来源-这一部门的收入主要来自运输、仓储和终端服务以及产品销售：
•运输服务-我们通过对我们的成品油和原油管道系统的运输量征收运输关税来获得收入。这些运费根据产品的原产地、最终交货地点和任何适用的折扣而有所不同。运输费和折扣是在向FERC或适当的州机构提交的公布的费率中提出的，或通过谈判费率确定的。
•存储和码头服务-我们通过提供管道能力和储罐存储服务，以及提供终端、乙醇和生物柴油卸货和卸货以及添加剂注入等服务来创造额外收入，这些服务是根据需要、按月和根据长期协议进行的。
•优化和营销-有时，我们获得精炼产品和原油，并利用我们的资产、合同组合和市场知识，通过购买和销售产品和液体混合来获取位置、产品和季节性价格差异。
未合并的附属公司-我们的成品油和原油部门有以下未合并的附属公司：
•BridgeTex的30%股权，BridgeTex拥有一条约400英里长的原油管道，输送能力高达 440 Mbbl/D连接二叠纪盆地原油和我们的东休斯顿码头；
•在一条约600英里长的管道中拥有完整的共同权益，从DJ盆地和落基山脉地区向库欣的储存设施(包括我们的库欣终端)输送原油的能力高达290MBbl/d；和
•MVP拥有得克萨斯州帕萨迪纳市休斯顿船运通道沿线的成品油海运存储码头，包括超过5MMBbl的存储、两个船坞和卡车装卸设施。
我们在这一细分市场的其他未合并附属公司并不重要。
有关未合并关联公司的其他讨论，请参阅本年度报告中合并财务报表附注N。
政府监管-我们的州际共同承运人管道运营受到FERC根据州际商法、1992年能源政策法案以及相关规则和命令进行的费率监管。我们长途原油管道的大部分关税是通过谈判费率确定的，这些费率通常规定根据适用于液体管道的FERC指数的变化进行年度调整，但须经某些修改。我们管道系统上的一些货物在一个州内移动被认为是在州内贸易。州内服务的费率、条款和条件受科罗拉多州、堪萨斯州、明尼苏达州、俄克拉何马州、德克萨斯州和怀俄明州的州监管机构关于此类州内运输的某些规定的约束。FERC或州监管机构可以限制我们提高费率或根据我们的成本设定费率的能力，或者可以命令我们降低费率，并要求在我们的费率被发现不公平时向托运人支付退款。
请参阅“监管、环境和安全事项”部分的进一步讨论。
市场条件和季节性
供求关系 - 我们每个细分市场的供应取决于原油和天然气钻探和生产活动，这是由经济实力和地缘政治事件的影响推动的；原油、天然气、天然气和成品油价格；终端用户对这些产品的需求；天然气与石油比率的变化和石油价格的下降
现有生产；炼油厂维护周期；生产商获得资本和对该行业的投资；与管道和炼油厂的连接；以及生产商对运输管道的承诺。
对收集和加工服务的需求取决于我们所在地区生产商的天然气产量。对NGL的需求以及天然气加工商成功和经济地维持其运营的能力会影响天然气加工厂生产的普通NGL的数量，从而影响对NGL收集、运输和分馏服务的需求。天然气和纯NGL受到使用这些商品的各种行业相关需求的影响，如炼油行业用作汽车燃料混合库存的丁烷和天然汽油、乙醇的变性剂和原油的稀释剂。乙烷、丙烷、丁烷和天然汽油也被石化行业用来生产化学成分，用于改善我们的日常生活和促进经济增长的一系列产品，包括保健产品、可回收食品包装、服装、技术、建材、工业、制造和能源基础设施、轻型车辆零部件和电池。丙烷也被用来为家庭和企业供暖。对精炼产品的需求受到许多因素的影响，包括驾驶模式、消费者偏好、经济状况、人口变化、政府法规、车辆燃油效率的变化以及替代能源的发展。在我们的管道系统所服务的市场区域，对成品油的需求历来是稳定的。对我们原油管道运输的需求主要受到我们业务所在地区的原油产量以及休斯顿和库欣地区的外卖需求的推动。对天然气、天然气、成品油和原油的需求也受到全球宏观经济因素的影响。
大宗商品价格-我们的收益主要是基于我们所有部门的手续费；然而，我们面临一些大宗商品价格风险。作为我们对冲战略的一部分，我们使用大宗商品衍生品金融工具和实物远期合约来减少与天然气、NGL、成品油和原油相关的价格波动的影响。我们的天然气收集和加工部门因保留与我们的POP合同费用相关的部分商品销售收益而面临商品价格风险。我们已对2024年天然气收集和加工部门约60%的预测权益进行了对冲。在与POP合同的某些费用下，如果生产量、交货压力或商品价格相对于指定的门槛发生变化，我们的合同费用和POP百分比可能会增加或减少。在我们的天然气液体业务中，我们面临着与NGL价格变化相关的商品价格风险；中部大陆、芝加哥、伊利诺伊州和墨西哥湾沿岸地区之间的位置差异；以及天然气、NGL和单个纯度NGL之间的相对价格差异，这些都会影响我们的NGL采购和销售、我们的交换服务、运输和存储服务，以及优化和营销财务结果。NGL存储收入可能会受到NGL实物合同相对于现货市场上NGL当前价格的价格波动和远期定价的影响。在我们的天然气管道部门，我们受到与以下因素相关的商品价格风险微乎其微：(I)天然气价格的变化，这会影响我们的燃料成本和压缩服务收到的实物留存燃料；以及(Ii)天然气实物合同的远期定价与现货市场天然气价格之间的差异，这可能会影响我们的客户对我们天然气存储服务的需求。在我们的精炼产品和原油部分，我们面临商品价格风险，包括产品价格和与我们的液体混合和营销活动的位置差异，以及我们管道和码头运营期间保留的产品。
见本年度报告第II部分第7A项有关市场风险的定量及定性披露“商品价格风险”项下有关我们的商品价格风险及相关对冲活动的额外讨论。
季节性-寒冷的温度通常会增加对天然气和某些纯NGL的需求，例如家庭和企业的取暖燃料丙烷。温暖的气温通常会增加对天然气的需求，天然气用于住宅和商业制冷的燃气发电，以及与农业相关的设备，如灌溉泵和作物烘干机。丁烷和天然汽油被炼油行业用作汽车燃料的混合库存、乙醇的变性剂和原油的稀释剂。在季节性期间，当政府对汽车燃料混合产品的某些限制发生变化时，丁烷和天然汽油的需求也会受到一些变化的影响。此外，我们的液体调合活动受到汽油蒸气压力规格的季节性变化以及交付给我们的汽油数量变化的限制。在某种商品的需求高峰期，该产品的价格通常会上涨。
极端天气条件、季节性温度变化以及温度和湿度对设备机械性能的影响会影响天然气的收集和加工量、天然气的收集、运输和分馏以及成品油和原油的运输和储存。由于严重的风暴或冰冻导致电力中断和无法进入井场，井筒中的水蒸气在井口或天然气收集系统内冻结的现象可能会导致天然气、天然气、成品油和原油的流动暂时中断。
在我们的天然气管道段，天然气储存是必要的，以平衡相对稳定的天然气供应与当地天然气分销和发电客户因其住宅和商业客户的需求而产生的季节性需求。
竞争 -我们与其他中游公司、大型综合石油公司和拥有收集和加工资产、分馏塔、管道、码头和储存设施的独立勘探和生产公司竞争天然气、NGL、成品油和原油产量。通常影响我们竞争天然气、天然气、成品油和原油产量的因素包括：
•提供的服务质量；
•生产者钻探活动；
•汇款的收益和/或根据我们合同收取的费用；
•我们的资产靠近天然气、天然气、成品油和原油供应区和市场；
•我们的资产接近替代能源生产；
•我们的资产相对于竞争对手的位置；
•我们业务的效率和可靠性；
•每个管道系统、装置、分馏塔、终端和储存地存在的天然气、液化天然气、成品油和原油的接收和交付能力；
•石油化工行业的产能利用水平和原料需求；
•当前和远期天然气、天然气、成品油和原油价格；以及
•资本成本和可获得性。
我们通过进行资本投资以获取新供应并将其与最终用户需求联系起来，增加了收集、加工、分馏和管道能力，增加了储存、提取和注入能力，并提高了运营效率，从而保持了竞争力。我们和我们竞争对手的基础设施项目可能会影响大宗商品价格，并可能取代我们资产所在的中大陆和落基山脉地区以及二叠纪盆地的供应量。我们相信，我们的资产位于战略位置，将不同的供应区与市场和需求中心连接起来。
顾客-我们的天然气收集和加工、天然气液体和精炼产品以及原油部门的服务收入来自主要和独立的原油和天然气生产商。我们的天然气液体部门的客户还包括其他天然气和天然气收集和加工公司。我们的下游商品销售客户主要是石化、炼油和营销公司、公用事业公司、大型工业公司、天然汽油分销商、丙烷分销商和市政当局。我们的成品油和原油部门的客户还包括原油生产商、炼油商、批发商、零售商、贸易商、铁路、航空公司和地区性农业合作社。成品油交付的终端市场主要是零售加油站、卡车停靠站、农业合作社、铁路加油站、军事基地和商业机场。我们的天然气管道部门的资产主要服务于最不发达国家、发电设施、大型工业公司、市政当局、生产商、加工商和营销公司。无论商品价格如何，我们的公用事业客户通常都需要我们的服务。见本年度报告第二部分第7A项关于市场风险的定量和定性披露中“交易对手信用风险”项下关于我们客户信用风险的讨论。
其他
通过ONEOK租赁公司和ONEOK停车公司，我们在总部所在的俄克拉何马州塔尔萨市中心拥有一座17层的写字楼(ONEOK Plaza)和一个停车场。Oneok租赁公司将多余的办公空间出租给他人，并运营我们的总部办公楼。Oneok Parking Company，L.L.C.在我们总部附近拥有并运营一个停车场。我们有一家全资专属自保保险公司，成立于2022年。
监管、环境和安全事务
我们受到各种历史保护和环境法律和/或法规的制约，这些法律和/或法规影响到我们现在和未来运营的许多方面。受监管的活动包括但不限于空气排放、暴雨和废水排放、固体废物和危险废物的处理和处置、湿地和水道保护、野生动物保护、文化资源保护、危险材料运输以及管道和设施建设。这些法律和法规要求我们获得和/或遵守各种环境许可、登记、许可证、许可和其他批准。不遵守这些法律、法规、执照和许可可能会使我们面临罚款、处罚、声誉损害和/或运营中断，这可能会对我们的运营结果或财务状况产生重大影响。此外，根据《清洁空气法》和其他规定，排放控制和/或其他监管或许可任务
类似的联邦和州法律可能会要求我们的设施发生意外的资本支出。我们不能保证现有的环境法规不会被修改，也不能保证新的法规不会被采纳或不适用于我们。我们也不能确保现有的许可证不会被修改或取消，这可能会影响设施建设活动或正在进行的运营。
空气和水的排放-《清洁空气法》、《清洁水法》、《1990年石油污染法》以及类似的州法律和/或条例对美国向空气和水排放污染物作出限制和管制。根据《清洁空气法》，大量空气排放源需要联邦运营许可。我们可能被要求为空气污染控制设备支付某些资本支出，以获得或维持对空气排放源的许可和批准。《清洁水法》对排放到美国水域的污染物规定了重大的潜在责任，并要求对受此类排放影响的水域进行补救。石油污染法案旨在防止和应对美国水域和海岸线的石油泄漏。
温室气体排放-2022年温室气体排放量约为范围1排放的370万公吨二氧化碳当量和范围2排放的290万公吨二氧化碳当量。范围1的排放来自我们设备中燃料的燃烧，如压缩机发动机和加热器，以及逃逸的甲烷排放。范围2的排放来自购买的电源。
2021年，我们宣布了公司范围内的GHG绝对减排目标，即到2030年，我们的遗留ONEOK资产从范围1和范围2的GHG排放总量中减少220万吨二氧化碳当量。 该目标代表运营范围1和基于地点的范围2温室气体排放总量减少30% 截至2019年12月31日归属于ONEOK资产。截至2023年12月31日，我们已经实现了总计约110万人220万公吨二氧化碳当量的目标NTS，主要是由于减少甲烷排放、系统优化、某些天然气压缩设备的电气化以及我们运营的州较低的碳基电力。可根据现有信息对报告的温室气体减排量进行修改、更新、变更或补充。F或截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度，我们没有任何专门用于气候相关项目的重大资本支出，也没有购买或出售碳信用或补偿。到目前为止，我们在实现目标方面的进展是通过常规资本项目和资产优化实现的，这些项目和资产优化主要是为了改善运营状况，从而内在地改善了我们的排放状况。我们继续预测实现减排目标的几条可能途径。我们预计，在2024年，我们向目标排放的减少主要是由于甲烷管理实践的改善和系统的优化，这些将不需要实质性的资本支出。我们预计在2024年不会购买或出售碳信用或补偿。
我们目前参加了我们国家的能源(One)未来联盟，自愿报告甲烷排放量减少，并计算我们的天然气传输和储存资产的甲烷强度。我们继续侧重于通过扩大实施改进的做法，在管道和设施维护和运营期间限制天然气的释放，从而保持较低的甲烷气体释放率。
2023年，我们成为美国石油学会的环境伙伴关系的参与者，并参加了环境绩效计划，这些计划旨在通过经过验证的、具有成本效益的控制措施进一步减少排放。
监管
PHMSA-PHMSA已向联邦登记册提交了一份咨询公告，强调管道和管道设施运营商在2020年《保护我们的管道基础设施和加强安全(管道)法案》中将甲烷排放降至最低的要求。《管道法》指示管道运营商更新其检查和维护计划，以解决消除危险泄漏的问题，并将管道设施的天然气泄漏降至最低。更新后的计划还必须解决历史上已知发生泄漏的设施的更换或补救问题。我们已经完成并继续更新我们的管道维护程序，以识别和减少甲烷泄漏。
环境保护局-环保局的强制性温室气体报告规则要求报告我们受影响设施的年度温室气体排放量，以及我们生产的所有碳氢化合物液体的二氧化碳排放当量，就像所有这些产品都被燃烧了一样，即使它们被用于其他用途。收集和报告这些排放数据的额外成本对我们的运营结果、财务状况或现金流没有、也不会产生实质性影响。
最近，美国环保署发布了新的污染源性能标准分部OOOOb法规的预发布，以进一步减少甲烷排放，其中包括增加监测频率，以及对新的和改装的石油和天然气设施提出更严格的维修要求。此外，环保局正在提出新的全国性排放指导方针，OOOC，要求各州限制现有石油和天然气设施的甲烷排放。此时，我们预计不会对我们的
计划的资本、运营和维护成本，因遵守当前或即将出台的法规和环境保护局拟议的行动而产生。然而，环保局和/或州监管机构可能会发布额外的法规、回应、修正案和/或政策指导，这可能会改变我们的计划。怨恨期望。
我们是环保局颁布的可再生燃料标准(RFS)的义务方，并被要求每年履行我们的可再生容量义务(RVO)。为了满足我们的RVO，我们在液体混合活动中生产的运输燃料必须包含强制的可再生燃料成分，或者必须购买信用来弥补任何缺口。我们通常通过购买可再生能源信用(RIN)来满足我们的RVO要求。RIN是在生产一加仑可再生燃料时产生的，当可再生燃料混合到汽油或柴油中时，RIN可能会被分离，此时RIN可供合规使用或在公开市场上销售。由于RFS计划目前是结构化的，除非环境保护局进行调整，否则所有义务方的RVO可能会随着时间的推移而增加。将越来越多的可再生燃料成分纳入燃料产品的能力和RIN的可用性可能会受到限制，这可能会增加我们遵守RFS标准的成本，或者限制我们混合的能力。
美国环保局已提议对联邦汽油分销法规进行修改。 A材料IMPACT用于我们计划的资本、运营和维护成本，这些成本是由于遵守当前或即将实施的法规以及拟议的EPA行动而产生的。
此外，我们还必须遵守美国环保局的燃料合规规定。这些规定包括燃料参数标准，并要求严格的产品抽样和测试、记录保存和报告。我们对这些法规的持续遵守预计不会对我们的业务产生实质性的不利影响。
联邦法规-2022年8月，爱尔兰共和军签署成为法律。爱尔兰共和军包括税收抵免和其他激励措施，旨在通过推进脱碳和促进增加对可再生和低碳强度能源的投资来应对气候变化。此外，爱尔兰共和军指示环保局对每年报告的二氧化碳当量超过2.5万公吨温室气体排放且甲烷排放强度超过相关法定门槛的特定设施征收和收取“废物排放费”或“甲烷费”。根据爱尔兰共和军的文本和环保局在2024年1月提出的一项相关规则，该规则将要求从2025年开始向环保局支付甲烷费用(针对2024年报告的排放量)，我们认为甲烷费用不会对我们的运营业绩、财务状况或现金流产生实质性影响。
我们相信，未来持续的政府立法和/或法规可能会要求我们限制与我们的运营相关的温室气体排放，支付与我们的温室气体排放相关的额外费用，或为此类排放购买津贴。然而，我们无法准确预测这些未来的法规将采取何种形式、法规的严格程度、它们何时生效，或者对我们的资本支出、竞争地位和运营结果的影响。除了联邦一级的活动外，州和地区的倡议也可能导致比联邦法规更早或独立于联邦法规的温室气体排放法规。这些法规可能比任何可能通过的联邦立法都更加严格。我们监测所有相关的立法和监管举措，以评估对我们运营的潜在影响，并采取其他措施限制我们设施的温室气体排放，包括甲烷。
有关法律法规对我们业务的潜在影响的更多信息，请参阅项目1A“风险因素”。
废品-我们的业务产生废物，包括危险废物，受RCRA和类似州法规的要求。我们目前不需要遵守RCRA的大部分要求，因为我们的运营通常只产生少量危险废物，而且我们也不是需要获得RCRA许可证的危险废物处理、储存或处置设施运营商。虽然RCRA目前免除了一些废物的危险废物要求，包括许多石油和天然气勘探和生产废物，但环保局可以考虑对非危险废物采用更严格的处置标准。此外，还有可能将其他废物指定为危险废物，其中可能包括目前在作业过程中产生的非危险废物。与非危险废物相比，危险废物受到更严格和更昂贵的储存和处置要求。法规的变化可能会大大增加我们的开支。
我们拥有或租赁碳氢化合物已处理多年的物业，在此期间，运营和处置标准不断发展。尽管我们相信我们使用了符合现行行业标准的运营和处置做法，但碳氢化合物或其他废物可能已在我们拥有或租赁的物业上、下或从物业上或在场外处置设施处置或释放。此外，这些物业中有许多以前是由第三者经营的，他们对碳氢化合物或其他废物的处理和处置或释放不受我们的控制。这些财产和废物处理设施可能受CERCLA、RCRA和类似的州法律的约束。
清除或补救以前处置的废物，包括由以前的所有者或经营者处置或释放的废物，以补救受污染的财产，包括被先前的所有者或经营者污染的地下水，或进行资本改善，以防止未来的污染。
-我们受PHMSA安全法规的约束，包括管道资产完整性管理法规。2002年《管道安全改进法》要求运营高压管道的管道公司对通过人口稠密地区或特别指定的高后果区(HCA)附近的管道段进行完整性评估。2011年管道安全、监管确定性和创造就业法案(2011年管道安全法案)增加了对违反联邦管道安全法规的最高处罚，指示交通部和交通部长就对我们可能重要或可能不重要并可能导致实施更严格法规的问题进行进一步审查或研究。
2015年，PHMSA发布了关于危险液体管道安全法规、天然气输送和收集管道以及地下天然气储存设施的拟议规则制定通知。对于天然气和天然气收集管道，新拟议的法规被称为“Mega Rule”。由于正在考虑大量规则，PHGMA将新的规则制定分为三个部分。 第一部分规则于2019年在《联邦公报》上最终确定并发布，并于2020年7月生效。 由于以前的管道安全重新授权和验证当前运营压力的既定标准，这些最终规则主要针对国会的授权。 Mega规则的第二部分于2022年8月发布并于2023年5月生效，重点关注天然气输送管道，包括加强风险和完整性评估的管理要求、腐蚀和缓解时间表指南、极端天气事件后的管道检查以及HCA和非HCA的维修要求。 ThirMega规则的d部分针对某些以前不受监管的天然气收集线制定了新法规，于2021年11月发布，并于2022年5月生效。
结合在一起，Mega规则的这些新部分提供了放宽对运营和维护、诚信管理、公众意识和民事/刑事处罚的要求；然而，我们预计一种材料IM由于遵守新发布的法规，我们计划的资本或运营和维护成本将受到影响。
我们的NGL、成品油和原油管道系统受到DOT和PHMSA根据1979年修订的《危险液体管道安全法》(HLPSA)的监管。HLPSA规定并执行了通过管道运输危险液体的最低联邦安全标准，包括与我们的管道设施相关的设计、施工、测试、运营和维护、泄漏响应计划以及总体报告和管理。除了联邦法规第49章涵盖的修订后的HLPSA外，后续法规还为管道危险液体安全计划提供了框架，并包括与PHMSA的权力、管理和监管活动相关的条款。在2022年期间，PHMSA发布了关于安装破裂缓解阀和建立最低破裂检测标准的扩展法规。我们相信，遵守此类监管变化不会对我们的业务产生实质性的不利影响。
我们沿海航道上的海运码头必须遵守美国海岸警卫队的法规以及与这些资产的设计、安装、建造、测试、运营、更换和管理相关的州和市法规。
2020年，通过了一项立法，重新授权PHMSA到2024年。因此，对操作和维护、诚信管理、泄漏检测和公众意识的某些要求将受到未来规则制定的影响。与新规定相关的潜在资本和运营支出尚不完全清楚，但我们预计，遵守新法规不会对我们计划的资本或运营和维护成本产生实质性影响。
2022年7月，我们位于俄克拉何马州梅德福德的210 MBbl/d天然气液体分馏设施发生火灾。作为预防措施，所有人员都是安全的，并对当地居民进行了临时疏散。由于该事件，美国化学安全和危险调查委员会(CSB)要求我们提供包括事故调查报告和事故原因在内的信息，我们已将这些信息提交给CSB。这项调查仍在公务员事务局进行中。
管道安全-国土安全部运输安全管理局(TSA)发布了新的管道安全指南，其中包括确定管道“关键设施”的更广泛定义。我们已经根据新的指导方针审查了我们的管道设施，并满足了与TSA报告相关的时间表。合规成本对我们的运营、财务状况或现金流没有实质性影响。
2021年，运输安全管理局开始向关键管道系统或设施的所有者和/或运营商发布管道安全指令。安全指令的最新版本包括要求每年提供一项评估计划，
《网络安全实施计划》。虽然遵守安全指令需要大量的内部和外部资源，但我们预计这不会对我们的运营结果、财务状况或现金流产生实质性影响。
人力资本
我们业务的长期可持续性取决于我们继续保持高度敬业的员工队伍的能力。为了实现这一目标，我们的商业战略包括吸引、选拔和留住人才，促进包容、多样化和参与性的文化，以及培养个人和领导者。
领导人在2023年继续执行员工敬业度行动计划，以2022年强劲的员工敬业度调查结果为基础。我们没有在2023年完成一项调查，因为我们在麦哲伦收购后开始了稳定和整合员工基础的过程。我们预计将在2024年对合并后的公司进行调查。
截至2023年12月31日，我们拥有4775名员工。下面列出的是我们的人力资本资源、衡量标准和目标的摘要，这些资源、措施和目标对我们作为一个组织的成功至关重要。
价值观-我们的成功有赖于我们员工的技能、经验和奉献精神。我们致力于培养一个包容和充满活力的工作环境，在这个环境中，人们可以找到成功的机会，成长并为公司的成功做出贡献。我们的员工每天都在工作，为我们所在州的各种客户提供安全可靠的服务。我们的核心价值观，如下所列，指导我们的员工行为以及我们开展业务和运营的方式。
•安全与环境：为了员工、承包商和社区的福祉，我们致力于零事故文化，并以对环境负责的方式运营。
•道德：我们以诚实、正直的态度行事，并遵守个人和专业行为的最高标准。
•多样性和包容性：我们尊重每个员工的独特性和价值，并相信多元化、包容性的员工队伍对于归属感、参与感和绩效至关重要。
•卓越：通过持续改进和团队合作，我们让自己和他人对卓越的标准负责。
•服务：我们投入我们的时间、精力和资源来服务于彼此、我们的客户和社区。
•创新：我们寻求通过独创性和技术利用协作来开发创造性的解决方案。
多样性和包容性-我们的多样性和包容性(D&I)战略是一项跨职能的努力，利用组织各级员工的贡献，并专注于改善工作场所，以吸引和留住人才。该战略由D&I委员会指导，该委员会由代表不同人口统计、工作地点、观点、角色和资历水平的不同员工组成。我们的人力资源部也有一支完全致力于支持我们的研发工作的团队。
2023年初，我们引入了种族包容集体资源小组，该小组将我们传统的以种族和民族为重点的商业资源小组(BRG)以及为我们的亚裔美国人和太平洋岛民员工和盟友提供的新资源和支持整合到一个单一组织中，以促进与所有群体相关的主题的合作，同时在适当的情况下为更多以身份为重点的节目保留机会。我们为这个团体以及我们其他员工领导的BRGS提供资金和支持：退伍军人资源小组、妇女资源小组和LGBTQ+资源小组(女同性恋者、男同性恋者、双性恋者、变性人、同性恋和其他人)。这些小组的目的是促进我们行业和工作场所中传统上代表性不足的小组成员的吸引、发展、激励和留住，以努力推动积极的业务成果。我们BRGS成功的一个关键因素是来自BRG代表人数不足的外部官员级执行赞助商和盟友的积极参与。所有员工都被邀请成为我们BRGS的支持者。
我们将D&I概念嵌入到我们的核心领导力发展课程中，并赞助了许多旨在促进D&I的内部计划。此外，我们寻求通过合作支持代表性不足的社区成员和当地慈善组织来回馈我们运营的社区。
员工安全-员工的安全对我们的运营和成功至关重要。通过促进我们员工的安全和监控我们资产的完整性，我们正在投资于我们业务的长期可持续性。我们不断评估员工在工作中面临的风险，并通过培训、适当的工程控制、工作程序和其他预防性安全计划来努力降低这些风险。减少事故和提高我们的人身安全事故率很重要，但我们不仅仅关注统计数据。仅靠低的人身安全事故率不能防止大规模事故的发生，这就是为什么我们继续专注于加强我们的环境、安全和健康
管理系统和过程安全计划，如关键风险/关键控制识别和知识共享。我们努力以安全、可靠和对环境负责的方式运营我们的资产。我们保持着成熟和稳健的计划，指导训练有素的员工完成这些活动，我们将继续增强和改进这些计划和我们的内部能力。
卫生与福利-我们提供各种福利，以帮助促进员工及其家人的健康和福利。这些好处包括医疗、牙科和视力计划、虚拟健康访问，以及聘请第三方服务提供商在我们的几个运营区域提供公司现场和近地点诊所。符合条件的员工还可以免费访问员工援助计划、医疗第二意见服务和医疗保健礼宾服务，以帮助寻找网络内提供商和账单解决方案。我们为每个合格活动提供长达240小时的产假、陪产假或领养假的全额薪酬。我们还为符合条件的收养和/或代孕提供高达10,000美元的合理和必要的费用。为我们员工的福利提供的其他福利包括人寿保险和长期残疾计划、健康和受抚养人护理灵活支出账户、生育福利、疾病预防和管理计划以及丧失亲人、军人或个人和家庭护理假期间的全薪。
我们还为我们的员工提供机会，通过One Trust Fund捐赠捐赠的假期时间或金钱来帮助同事。One Trust Fund是一个完全由员工志愿者运营的非营利性慈善组织，在因自然灾害、医疗紧急情况或其他困难而出现个人危机时为员工提供服务。此外，我们每年通过ONEOK基金会提供志愿者机会和志愿者赠款，以及1万美元的慈善配对。
个人和职业发展- 我们提供各种选择来协助职业成长和发展。 对于刚刚进入劳动力市场、希望推进职业生涯并继续学习的员工或有兴趣发展技能的专业人士，我们提供各个领域的教育和培训，包括领导力、职能和特定行业主题、专业发展和技能培养机会。 我们的组织发展和D & I团队为所有员工提供现场面对面和虚拟课堂培训、基于计算机的自学和一对一指导。
我们重视教育，并帮助符合条件的员工支付在工作相关领域继续接受教育的费用，包括每年高达5，250美元的合格学费。 我们还可能会报销员工某些与工作相关的专业认证考试费用。
招聘-我们把吸引、挑选、发展、激励、挑战和留住支持我们关键业务战略所需的人才作为优先事项。我们使用有针对性的招聘活动，与地区技校、学院和大学保持着牢固的关系，我们提供薪酬福利和职业机会，旨在将我们定位为首选雇主。D&I仍然是招聘中的优先事项，我们部署了旨在从我们的行业和工作场所历来代表性不足的群体中获取人才的招聘战略。
退休-我们为员工维持401(K)计划，并在每个工资期间匹配100%的员工缴费，最高可达合格薪酬的6%，但须遵守适用的税收限制。我们有一个传统的固定收益养老金计划，涵盖某些员工和前员工，该计划于2005年关闭，不对新参与者开放。此外，由于对麦哲伦的收购，我们承担了麦哲伦员工和前员工的养老金和退休后福利义务。这些义务由两个固定福利养老金计划组成，包括一个针对非工会员工的养老金计划和一个针对工会员工的养老金计划，以及针对某些员工的退休后福利计划。麦哲伦收购完成后，非工会员工的养老金计划对新参与者关闭。工会员工的养老金计划于2024年1月对新参与者关闭。没有参加我们的固定收益养老金计划的员工有资格根据我们的401(K)计划获得季度和年度利润分享缴费。截至2023年12月31日，96%的符合条件的员工为我们的401(K)计划做出了贡献。关于本公司退休福利的更多信息，请参见本年报合并财务报表附注L。
关于我们的执行官员的信息
所有执行官员每年由我们的董事会选举产生。我们的高级管理人员如下所列，包括被我们的董事会指定为我们第16部门的高级管理人员。
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| 姓名和职位 | | 年龄 | | 过去五年的商业经验 |
| 朱莉·H·爱德华兹 | | 65 | | 2022年至今 | | ONEOK董事会主席 |
| 董事会主席 | | | | 2007年至2022年 | | 董事董事会，OneOK |
| 皮尔斯H.诺顿二世 | | 64 | | 2021年至今 | | 总裁和ONEOK首席执行官 |
| 总裁与首席执行官 | | | | 2021年至今 | | ONEOK董事会成员 |
| | | | 2014至2021年 | | ONE Gas，Inc.总裁兼首席执行官 |
| | | | 2014至2021年 | | ONE Gas，Inc.董事会成员 |
| Walter·S·赫尔斯三世 | | 60 | | 2022年至今 | | ONEOK首席财务官、财务主管兼投资者关系和企业发展执行副总裁 |
| 首席财务官、财务主管兼投资者关系和企业发展执行副总裁 | | | | 2019年至2021年 | | ONEOK首席财务官、财务主管兼战略和企业事务执行副总裁 |
| | | | 2017至2019年 | | ONEOK首席财务官兼战略规划和企业事务执行副总裁 |
| 凯文·L·伯迪克 | | 59 | | 2023年至今 | | ONEOK执行副总裁兼首席企业服务官 |
执行副总裁兼首席企业服务官 | | | | 2022年至2023年 | | ONEOK执行副总裁兼首席商务官 |
| | | | 2017年到2022 | | ONEOK执行副总裁兼首席运营官 |
| 谢里丹·C·利剑 | | 54 | | 2023年至今 | | ONEOK商业液体、收集和加工执行副总裁 |
| 商业液体、收集和加工执行副总裁 | | | | 2022年至2023年 | | ONEOK天然气液体和天然气收集和加工高级副总裁 |
| | | | 2017年到2022 | | ONEOK天然气液体高级副总裁 |
林登·C泰勒 | | 65 | | 2023年至今 | | ONEOK执行副总裁、首席法律官兼助理国务卿 |
常务副秘书长、首席法务官兼助理秘书总裁 | | | | 2005年至2021年 | | 德文郡能源公司执行副总裁兼首席法律和行政官 |
| 查尔斯·M·凯利 | | 65 | | 2022年至今 | | ONEOK天然气管道高级副总裁 |
| 天然气管道高级副总裁 | | | | 2018年至2022 | | ONEOK天然气高级副总裁 |
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| 玛丽M.斯皮尔斯 | | 44 | | 2022年至今 | | ONEOK财务与税务高级副总裁兼首席会计官 |
| 财务与税务高级副总裁兼首席会计官 | | | | 2019年至2021年 | | ONEOK副总裁兼首席会计官 |
| | | | 2015至2019年 | | ONEOK SEC报告总监 |
| Scott D.申根 | | 50 | | 2023年至今 | | ONEOK天然气液体和天然气运营高级副总裁 |
天然气液体和天然气运营高级副总裁 | | | | 2021年至2023年 | | ONEOK运营高级副总裁 |
| | | | 2017年至2021年 | | ONEOK天然气液体运营副总裁 |
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James R.博斯金 | | 52 | | 2023年至今 | | 高级副总裁，ONEOK成品油和原油运营 |
| 高级副总裁，成品油和原油操作 | | | | 2023年至2023年 | | 麦哲伦中游合伙人高级副总裁运营 |
| | | | 2021年至2023年 | | 麦哲伦中游合伙人运营副总裁总裁 |
| | | | 2019年至2021年 | | 运营董事，麦哲伦中游合作伙伴 |
任何执行干事之间不存在家庭关系，任何执行干事与任何其他人之间也没有任何安排或谅解，这是挑选该干事所依据的。
在我们的网站上提供的信息
我们在以电子方式或以其他方式将材料提交给美国证券交易委员会后，在合理可行的范围内，尽快在我们的网站(www.oneok.com)上免费提供我们的年度报告、季度报告、当前的Form 8-K报告、根据交易法第13(A)或15(D)节向美国证券交易委员会提交或提供的报告的修正案，以及我们的高级管理人员和董事根据交易法第16条提交的证券持有量报告。我们的网站上还提供我们的《商业行为和道德准则》、《公司治理准则》、《董事独立准则》、《公司可持续发展报告》和董事会委员会章程的副本，我们也可以根据要求提供这些文件的副本。
除了我们向美国证券交易委员会提交的文件和发布在我们网站上的材料外，我们还利用社交媒体平台作为额外的分发渠道，以接触到公众投资者。我们网站上包含的、发布在我们的社交媒体帐户上的信息以及任何相应的应用程序都不会通过引用的方式纳入本报告。
项目1A.评估各种风险因素
您应仔细考虑以下关于风险的讨论，以及本年度报告中包含的所有其他信息。我们的业务、财务状况、经营结果或前景可能会受到任何这些风险或不确定性的重大不利影响。
与我们的商业和行业相关的风险因素
如果我们业务所在地区的钻探水平大幅下降，接近我们的资产，我们的产量和收入可能会下降。
我们的集输管道系统依赖于天然气和原油油井的产量，随着时间的推移，这些产量自然会下降。因此，随着时间的推移，我们与这些油井相关的现金流也可能会下降。为了维持或提高我们收集和运输管道系统的吞吐量水平，以及我们加工和分馏设施的资产利用率，我们必须不断获得新的供应。我们维持或扩大业务的能力在很大程度上取决于我们所在地区第三方的钻探和生产水平。如果生产商减少或改变钻探和生产活动的方向，我们的天然气和天然气供应量可能会受到影响。钻井和生产受到我们无法控制的因素的影响，包括：
•天然气、天然气、成品油和原油的需求和价格；
•生产者获得资本的途径；
•生产商发现和开发储量的成本；
•生产商确保钻井和完井人员和设备的能力；
•生产商希望和有能力以合理的条件及时获得必要的许可证、钻探权和地面使用权；
•原油及伴生天然气田特征和生产动态；
•法规遵从性;
•储备业绩；以及
•从产区和我们的设施输送原油、天然气、天然气和成品油的管道的能力限制和/或关闭。
大宗商品价格会受到剧烈波动的影响。不同地区的钻探和生产活动水平可能有所不同；然而，大宗商品价格长期低迷可能会减少所有地区的钻探和生产活动。如果我们无法获得新的供应来弥补现有产量的自然下降或由于竞争而导致的产量减少，我们的集输和运输管道系统的吞吐量以及我们的加工和分馏设施的利用率将会下降，这可能会对我们的业务、运营业绩、财务状况和现金流产生不利影响。
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。
全球、美国或我们运营的经济地区的经济状况的不确定性或不利变化可能会对原油和天然气市场产生负面影响，导致对我们的服务和产品的需求减少和价格竞争加剧，或者以其他方式对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。大宗商品价格的波动可能会对我们的许多供应商和客户产生影响，进而可能对他们履行对我们的义务的能力产生负面影响。股票和信贷市场剧烈波动的时期可能会扰乱我们进入这些市场的机会，使我们难以获得扩大设施或获得资产所需的融资，增加融资成本，并导致实施限制性金融契约。此外，大流行后的经济状况包括不断上升的通胀。通胀压力已经并可能继续导致我们的材料、服务和人员成本进一步增加，这可能会增加我们的资本支出和运营成本。持续的高通胀已导致联邦储备系统和其他中央银行提高利率，这可能会导致资金成本增加并抑制经济增长，这两者中的任何一种，或者两者的结合，都可能对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
天然气、天然气、成品油和原油价格的波动可能会对我们的收益和现金流产生不利影响。
大宗商品价格下跌可能会减少原油、天然气和天然气的产量，这可能会减少对我们服务的需求。此外，我们很大一部分收入来自销售与我们的收集、加工、分离、运输和储存服务一起收到或购买的商品。作为商品
如果价格下降，我们为商品支付的价格可能会减少，从而减少我们的现金流。从历史上看，大宗商品价格一直波动较大，变化可能很快。未来大宗商品价格很可能会继续波动。
我们收到的商品价格会因各种我们无法控制的因素而大幅波动，包括但不限于以下因素：
•整体国内和全球经济状况和不确定性；
•国内外能源供应和需求的变化，即使是相对较小的变化；
•市场不确定性；
•发生战争(如俄罗斯入侵乌克兰)，石油输出国组织(欧佩克)和其他产能较大的非欧佩克产油国的活动，或影响天然气、天然气、成品油和原油供需的其他地缘政治条件(包括中东的不稳定)；
•其他国家的生产决定，以及各国未能遵守最近与生产决定有关的协议；
•第三方运输、天然气加工和分馏能力的可用性和成本；
•消费品需求水平和仓储库存水平；
•乙烷排泄率；
•天气状况；
•公共卫生危机，包括流行病(如新冠肺炎)；
•国内外政府规章和税收；
•替代燃料的价格和可获得性；
•商品期货市场的投机行为；
•进出口对天然气、液化石油气、成品油、原油和液化天然气价格的影响；
•全球节能措施的效果；
•新供应、新管道、加工和分馏设施对地点价差的影响；以及
•影响天然气、天然气、成品油和原油供需的技术和效率的提高。
这些外部因素和能源市场的波动性使得我们很难可靠地估计未来大宗商品的价格以及大宗商品价格波动对我们的客户和他们对我们服务的需求的影响，这可能会对我们的业务、运营业绩、财务状况和现金流产生不利影响。
能源价格波动的减少或新的政府法规可能会阻止我们的仓储客户持有精炼产品、原油和天然气的头寸，这可能会对我们的业务产生不利影响。
对仓储服务的需求在一定程度上是因为客户希望能够利用成品油、原油和天然气价格波动带来的盈利机会。这些商品价格的长期稳定或下跌可能会减少对我们存储服务的需求。如果联邦、州或国际法规通过，不鼓励我们的客户存储这些商品，对我们存储服务的需求可能会减少，在这种情况下，我们可能无法确定愿意签订此类服务合同的客户，或被迫降低我们对服务的费率。任何这些风险的实现都可能对我们的业务产生不利影响。
我们依赖他人拥有和运营的生产商、收集系统、炼油厂和管道来供应我们的资产，这些设施的任何关闭、中断或活动水平降低都可能对我们的业务产生不利影响。
我们依赖原油生产，以及与第三方拥有和运营的收集系统、炼油厂和管道的连接来供应我们的资产。我们无法控制或预测供应我们资产的收集系统和管道将向我们输送的产品数量，也无法控制或预测供应我们精炼产品管道和终端的炼油厂的产量。这些原油生产质量或数量的变化、这些炼油厂的中断或收集系统或管道上的吞吐量因天气或其他自然原因、竞争力、测试、管道维修、损坏、操作压力降低或其他原因而减少或中断，可能会减少我们管道上的发货量，或导致我们无法在我们的码头接收产品或从我们的终端交付产品，任何这些都可能对我们的业务产生不利影响。
供应我们设施的炼油厂或由我们的设施供应的炼油厂受到监管发展的影响，包括但不限于低碳燃料标准、有关燃料规格、工厂排放以及安全和安保要求的规定，这些可能会显著增加其运营成本并降低其运营利润率。此外，供应我们设施的炼油厂的盈利能力受到地区和全球供需动态的影响，这些动态很难预测。
需求持续疲软或成本上升的一段时期，可能会使一些炼油厂变得不经济，包括那些直接或间接与我们的成品油和原油管道相连的炼油厂。关闭一家向我们的管道输送产品或从我们的管道接收原油的炼油厂可能会减少我们的运输量。此外，这些或其他炼油厂的关闭可能会导致我们的客户选择通过其专有终端存储和分销精炼产品和原油，这可能会导致对我们存储服务的需求减少。
越来越多地关注ESG问题，包括气候变化，可能会影响我们的业务。
越来越多的人预计，所有行业的公司都会解决ESG问题，包括气候变化。监管政策的变化、公众情绪或广泛采用旨在通过减少温室气体排放来应对气候变化的技术，可能会导致对碳氢化合物产品的需求减少、对其使用的限制或增加对替代能源的使用。这些变化可能会减少对我们服务的需求，影响我们的业务、运营结果、财务状况和现金流。
此外，对气候变化的日益关注导致了政府调查、监管、股东维权和私人诉讼的可能性增加，这可能会增加我们的成本或以其他方式对我们的业务产生不利影响。例如，美国证券交易委员会已经宣布了提出新的气候变化披露要求的计划。虽然这些要求可能采取的形式并不是最终的，但我们可能会面临与遵守任何新的气候披露规则相关的成本增加。
某些投资者越来越关注ESG问题，包括气候变化。此外，向投资者提供有关公司治理和相关事项的信息的组织也增加了对ESG问题的关注，并制定了评估公司各种ESG举措的评级程序。不利的ESG评级可能会导致投资者对美国或中游公司的负面情绪总体上增加。由于对气候变化的担忧，一些投资者可能选择不投资或减少对勘探、生产、加工、运输或销售碳氢化合物产品的公司的投资。如果这种负面投资者情绪增加，我们可能会看到对我们证券的需求减少，这可能会影响我们的流动性或我们证券的价值。此外，某些大型机构贷款机构已经宣布了自己的政策，以履行公开宣布的气候承诺，这些承诺往往涉及改变能源部门的贷款活动，以实现温室气体排放目标。因此，某些机构贷款人可能会基于ESG的担忧而对我们施加额外要求，或决定不向我们放贷，这可能会对我们以合理条款获得资本的机会产生不利影响，从而影响我们的财务状况。在一定程度上，金融市场将气候变化和温室气体排放视为一种金融风险，这也可能对我们获得资本的能力产生负面影响，或者导致我们在未来的融资中获得不太有利的条款和条件。
2021年，我们宣布了全公司温室气体绝对减排目标，到2030年，我们的遗留ONEOK资产的范围1和范围2的总排放量将减少220万吨二氧化碳当量。目标是截至2019年12月31日，ONEOK资产的运营范围1和基于位置的范围2的综合温室气体排放减少30%。如果我们找不到实现这一减排目标的潜在途径，或者我们无法在实现我们可能制定的其他ESG相关目标方面取得进展，我们可能会面临实现这些目标的额外成本，或者我们可能无法实现这些目标，这可能会对我们的业务和声誉产生负面影响。
我们可能会受到与气候变化的实际影响相关的风险。
全球气候变化的威胁可能会给我们的业务带来物质和金融风险。我们客户的一些能源需求会随着天气条件的变化而变化，主要是温度。天气状况可能会受到气候变化的影响，客户的能源使用量可能会根据任何变化的持续时间和幅度而增加或减少。天气变化导致的能源使用增加可能需要我们投资更多的管道和其他基础设施，以满足日益增长的需求。天气变化导致的能源使用减少可能会通过收入减少来影响我们的财务状况。极端天气条件通常需要更多的系统备份，增加了成本，并可能增加系统压力，包括损坏我们的资产或服务中断。我们经营区域以外的天气状况也可能对我们的收入产生影响。恶劣天气主要通过飓风、雷暴、龙卷风、洪水、冰冻温度和冰雪风暴影响我们的作业领土。如果极端天气事件的严重程度或频率增加，这可能会增加我们提供服务的成本，包括保险成本，某些保险范围的可获得性可能会减少。我们可能无法将更高的成本转嫁给我们的客户，也无法收回与缓解这些实物风险相关的所有成本。
我们的运营受到运营风险和不可预见的中断的影响，这可能会对我们的业务产生不利影响，我们可能没有得到足够的保险。
我们的运营面临着通常与收集、运输和分配管道、存储设施以及加工和分馏设施的运营相关的所有风险和危险，包括但不限于泄漏、管道破裂、第三方损坏、设备或工艺的故障或故障，以及设施的性能低于预期的能力和效率水平。其他运营风险和意外中断包括不利天气条件(包括极端寒冷天气)、包括流行病在内的传染病(如新冠肺炎)、网络安全攻击、地缘政治反应、事故、爆炸、火灾、设备与我们的管道设施碰撞(例如，如果第三方在我们的设施附近进行挖掘或施工，则可能发生这种情况)以及灾难性事件，如龙卷风、飓风、地震、洪水及其他我们无法控制的类似事件。类似的操作危险和不可预见的中断也可能影响我们的生产商或供应商；例如，极端寒冷的天气可能会导致生产商井口冻结导致供应减少，以及停电或停电。此外，美国政府警告说，能源资产，特别是该国的管道基础设施，可能会成为恐怖袭击的目标。恐怖主义行为的目标可能是我们的设施，我们供应商或客户的设施，或其他管道的设施。伤亡事故可能造成人员伤亡、广泛的财产损失或环境破坏。经营风险和不可预见的中断的发生可能对我们的经营业绩、财务状况和现金流产生不利影响。
某些保险单的保费和免赔额可能大幅增加，在某些情况下，某些保险可能变得不可用或只有在承保金额减少的情况下才能获得。因此，我们可能无法以商业上合理的条款续签现有保单或购买其他理想的保险，如果有的话。保险收益可能不足以覆盖所有负债或发生的成本和损失或损失。此外，我们没有为我们的业务所固有的所有风险投保完全保险。如果我们承担了一笔没有得到充分保险的重大债务，可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。此外，任何此类保险的收益可能不会及时支付。
我们运营区域以外的供应来源的持续发展可能会影响对我们服务的需求。
我们运营区域以外的生产区域可能会与来自与我们的系统连接的生产区域的天然气、天然气和原油供应竞争，这可能会导致与我们的系统连接的供应区的产品被转移到我们传统市场区域以外的市场，并可能对我们的管道系统的产能利用率以及我们续签或更换现有合同的能力产生不利影响。
我们并不完全对冲商品价格风险或利率风险，包括商品价格变动、季节性价差、产品价差或地点价差。这可能导致收入减少、成本增加和利润率下降，对我们的运营结果产生不利影响。
我们的某些业务面临市场风险，以及天然气、天然气、成品油和原油价格市场波动的影响。市场风险是指由于商品价格的不利变化而产生的未来现金流和收益损失的风险。我们的主要大宗商品价格风险敞口来自：
•我们保留部分销售收益的销售合同的费用项下销售的商品的价值；
•产品价差；
•区位价差；
•季节性价差；
•与运营我们设施的电力成本相关的价格风险；以及
•我们的天然气管道和储存作业中的燃料成本和实物留存燃料的价值。
为了管理天然气、天然气、成品油、原油和电力价格市场价格波动带来的风险，我们可以使用掉期、期货、远期和期权等衍生工具。然而，我们并不完全对冲大宗商品价格的变化，因此我们保留了一些市场风险敞口。此外，用于减少我们对利率波动敞口的对冲工具可能会使我们面临财务损失的风险，即我们可能会签订固定利率掉期工具来对冲可变利率工具，而固定利率超过可变利率。最后，预测买卖的对冲安排被用来减少我们对大宗商品价格波动的风险敞口，并可能限制我们在天然气、天然气、成品油和原油的市场价格与这些商品的对冲工具中公布的价格不同时获得的好处。
违反信息安全，包括网络安全攻击，或一个或多个关键信息技术或操作系统或第三方的系统出现故障，可能会对我们的运营、财务业绩或声誉造成不利影响。
我们的业务依赖于我们的操作系统来处理大量数据和复杂的交易。这些信息技术系统、网络和服务的各种用途包括但不限于：
•使用工业控制系统控制我们的工厂和管道，包括监控和数据采集；
•收集和存储客户、员工、投资者和其他利益相关者的信息和数据；
•处理交易；
•总结和报告业务成果；
•托管、处理和共享机密和专有研究、业务计划和财务信息；
•遵守法规、法律、财务或税务方面的要求；
•提供数据安全保障；以及
•管理我们业务所需的其他流程。
如果我们的任何系统损坏、无法正常运行或变得不可用，我们可能会产生大量的维修或更换成本，可能会遇到关键数据的丢失或损坏，以及我们执行关键功能的能力中断或延迟，这可能会对我们的业务和运营结果产生不利影响。如果我们的运营系统因疏忽错误或故意篡改或操纵我们的运营系统而发生故障，我们的财务业绩也可能受到不利影响。此外，对自动化系统的依赖可能会进一步增加操作系统缺陷或员工或第三方对这些系统的篡改或操纵将导致难以发现的损失的风险。
由于技术进步和远程工作安排的增加，我们变得更加依赖技术来帮助提高我们的业务效率。专家表示，国家支持的组织和犯罪组织对公司网络和信息系统进行的网络攻击的数量和复杂性都有所增加，因此，与此类事件相关的风险继续增加。如果我们的系统或供应商或交易对手的系统出现重大故障、损害、破坏或中断，可能会导致我们的运营中断、物理或环境损坏、客户不满、我们的声誉受损以及客户或收入损失。如果任何此类故障、中断或类似事件导致我们的信息系统和网络中维护的信息或我们的供应商和交易对手的信息(包括人员、客户、供应商和交易对手信息)被不当披露，我们还可能根据相关合同义务和保护个人数据和隐私的法律和法规承担责任。我们以及我们的供应商和交易对手制定、实施和维护安全措施的努力可能无法成功预测、检测或阻止这些事件的发生，部分原因是攻击者不断变化的方法和隐藏其活动的努力，而任何与网络和信息系统相关的事件可能需要我们花费大量资源来识别、评估和补救此类事件。网络安全、实体安全以及继续发展和加强我们的控制、流程和做法，以保护我们的企业、信息系统和数据不受攻击、损害或未经授权的访问，并识别和适当报告网络攻击，仍然是我们的优先事项。尽管我们相信，随着网络威胁的持续发展，我们有健全的信息安全程序和其他保障措施，包括足够的保险，但我们可能需要花费额外的资源来继续加强我们的信息安全措施和/或调查和补救信息安全漏洞。
针对我们或我们行业其他人的网络攻击可能会导致额外的法规或繁琐的合同义务。联邦政府目前的努力，如改善关键基础设施网络安全行政命令和TSA安全指令，已经利用了大量的内部和外部资源，未来任何潜在的法规、法规或命令都可能导致监管合规成本、保险覆盖成本或资本支出进一步增加。我们无法预测额外法规对我们业务的潜在影响。
通过建设新的管道和设施或对现有设施进行改造来发展我们的业务，使我们面临建设风险和供应风险，如果设施建成后无法获得足够的天然气、天然气、成品油和原油供应。
为了扩大业务，我们定期建设新的、修改或扩大现有的管道以及收集、加工、储存和分级设施。 这些设施的建设和改造可能涉及以下风险：
•项目可能需要大量的资本支出，这可能超出我们的估计，并涉及许多监管、环境、政治、法律和天气相关的不确定性;
•项目可能会增加对劳动力、材料和通行权的需求，这反过来可能会影响我们的成本和进度;
•我们可能无法获得新的通行权或许可，以将我们的系统连接到供应或下游市场；
•如果我们承接这些项目，我们可能无法如期或按预算成本完成；
•我们的收入可能不会因为某个项目的资金支出而立即增加。例如，如果我们建造一条新的管道，建设将在较长的一段时间内进行，在项目完成之前，我们不会获得任何实质性的收入增长；
•我们可以建造设施来捕捉预期的未来产量增长或下游需求，在这些需求中，预期增长不会成为现实；
•来自环境和社会团体、土地所有者、部落团体、当地团体和其他倡导者的反对可能会导致有组织的抗议、试图阻止或破坏我们的建筑活动或运营、干预涉及我们资产的监管或行政程序，或旨在阻止、扰乱或推迟我们资产的建设或运营的诉讼或其他行动；
•我们可能需要依赖我们设施下游的第三方来提供我们交付的天然气、NGL、成品油和原油的可用能力，这些可能无法运行；以及
•通胀压力可能会增加我们的建筑材料或劳动力成本。
因此，新设施可能无法吸引足够的天然气、NGL、成品油和原油来实现我们预期的投资回报，这可能对我们的业务、运营业绩、财务状况和现金流产生不利影响。
对碳氢化合物储量的估计可能不准确，这可能导致储量低于预期。
由于各种原因，我们可能无法准确估计预期交付给我们的碳氢化合物储量和产量，包括无法获得足够详细的信息，以及生产商预期钻探计划的意外变化。因此，我们可能无法准确估计承诺用于我们资产的总储量、该等储备的预期寿命或该等储备可产生的预期数量。在这种情况下，如果我们无法获得更多的来源，那么我们未来收集、加工、分离和运输的数量可能会少于预期。此类交易量的下降可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
我们并不拥有我们的管道和设施所在的所有土地，我们租赁了某些设施和设备，这可能会扰乱我们的运营。
我们并不拥有我们某些管道和设施所在的所有土地，因此，我们面临着维持必要土地使用的成本增加的风险。我们获得在特定时期内在第三方和政府机构拥有的土地上建造和运营我们的某些管道和相关设施的权利。我们失去这些权利，因为我们无法以可接受的条件续签通行权合同或增加续签此类权利的成本，可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
我们管道系统的计量调整可能会受到估计、商品类型和其他因素变化的重大影响。
产品计量调整是与我们的资产相关的正常运营条件的一部分。计量调整的量化和解决因以下几个因素而变得复杂：(1)重要数量(即(I)我们在整个系统中使用的测量设备；(Ii)通过我们的系统收集和处理的溪流中不同性质的天然气，以及收集和分馏的NGL的混合性质；以及(Iii)计量技术和标准所固有的测量偏差。这些因素中的每一个都可能对我们系统上可能发生的计量调整做出贡献，这可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
在供应的竞争中，我们的管道、加工、分馏、码头和存储资产可能存在严重的过剩产能。
我们的管道、加工、分馏、终端和存储资产与其他类似资产竞争，争夺向我们服务的市场提供的天然气、天然气、成品油和原油供应。由于竞争，我们的资产可能会有大量未签约或折价的产能，这可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
我们的许多资产已经服役了几十年。
我们的许多资产都被设计为长期资产。随着时间的推移，这些资产的老化可能会导致维护或补救支出增加，产品发布的风险以及相关成本和负债增加。任何显著的增长
在这些支出中，成本或负债可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
我们的运营现金流部分来自我们从未合并的附属公司获得的现金分配。
我们的营运现金流部分来自我们从未合并联属公司收到的现金分配，如本年报综合财务报表附注N所述。我们的未合并联属公司可以分配的现金金额主要取决于这些联属公司从各自业务中产生的现金流，这些现金流可能会在每个季度波动。我们可能无法单方面决定我们未合并附属公司的现金分配政策。这可能会导致我们每个季度没有足够的可用现金来继续支付当前水平的股息。
我们可能无法促使我们的合资企业采取或不采取某些行动，除非我们的合资企业的部分或所有参与者同意。
我们参与了几家合资企业。由于其中一些安排的性质，这些合资企业的每个参与者都在合资企业中进行了大量投资，因此要求相关章程文件包含某些特点，旨在使每个参与者有机会参与合资企业的管理并保护其投资，以及可能在很大程度上依赖于该合资企业的活动或受到该合资企业活动影响的任何其他资产。这些参与和保护功能通常包括公司治理结构，该结构需要至少获得多数利益投票才能授权许多基本活动，并需要更大的投票权(有时高达100%)才能授权更重要的活动。这些更重要的活动的例子包括大额支出或合同承诺、建造或收购资产、借款或以其他方式筹集资本、与合资企业参与者的关联企业的交易、诉讼和非正常业务过程中的交易等。因此，如果没有拥有足够投票权的合资企业参与者的同意，我们可能无法促使我们的任何合资企业采取或不采取某些行动，即使这些行动可能符合我们或特定合资企业的最佳利益。
此外，在受合同限制的情况下，任何合资企业所有者一般都可以出售、转让或以其他方式修改其在合资企业中的所有权权益，无论是在涉及第三方或其他合资企业所有者的交易中。任何此类交易都可能导致我们被要求与不同的或其他可能具有与我们不同的商业利益的各方合作。
我们不经营我们所有的合资资产，也不直接雇用所有负责提供行政、经营和管理服务的人员。这种依赖他人经营合资资产和提供其他服务的做法可能会对我们的业务和经营结果产生不利影响。
我们依赖他人为我们的某些合资资产提供行政、运营和管理服务。我们控制运营和此类运营的相关成本的能力有限。这些业务的成功取决于许多我们无法控制的因素，包括运营商或外包服务提供商的能力和财政资源。我们可能不得不在其他地方承包外包服务，这可能比我们目前支付的费用更高。此外，我们可能无法获得相同级别或种类的服务，或无法及时保留或接受服务，这可能会影响我们履行合同的能力，并对我们的业务和运营结果产生不利影响。
我们使用净营业亏损和某些其他税收属性来抵消未来应税收入的能力可能是有限的。
我们目前有大量的美国联邦净营业亏损(“NOL”)结转和其他州税收属性。我们是否有能力利用这些税收属性来减少我们未来的美国联邦和州所得税义务取决于许多因素，包括我们未来的应税收入，具体时间尚不确定。此外，我们使用NOL结转和其他税收属性的能力可能会受到修订后的1986年《国内税法》(以下简称《税法》)第382节和州法律相应条款的重大限制。
根据法典第382条和州法律的相应条款，如果一家公司经历了所有权变更，这通常被定义为在三年内其股权所有权变化超过50%，该公司利用美国NOL结转和其他税收属性的能力可能会受到限制。根据《守则》第382条确定限制是非常复杂的。我们相信，我们的美国NOL结转和其他税收属性目前不会因为所有权变更而受到限制。然而，所有权可能会在未来发生变化，这可能会对我们使用美国NOL结转和其他税收属性来减少美国联邦和州应纳税所得额的能力产生实质性影响。这样的限制可能会对我们的运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
与监管有关的风险因素
原油和天然气行业越来越依赖页岩和致密砂岩等非常规来源的供应。
我们的业务受到监管监督和潜在的处罚。
从历史上看，能源行业一直受到州和联邦的严格监管，这些监管延伸到我们业务和运营的许多方面，包括：
•联邦、州和地方税的变化；
•监管机构批准和审查我们的某些费率、运营条款和服务条件；
•我们可以向交易对手提供的服务类型；
•
•设施和业务的完整性、安全性和安保；
•收购、扩建或放弃服务或设施；
•报告和信息张贴要求；
•保存帐目和记录；以及
•与关联公司的关系涉及我们业务的方方面面。
遵守这些要求可能代价高昂，负担沉重。未来这些领域的法律、法规和政策的变化可能会削弱我们竞争业务或收回成本的能力，并可能增加我们运营的成本和负担。我们不能保证州或联邦监管机构不会挑战我们的安全做法，或者会授权我们未来可能提出的任何项目或收购。此外，不能保证，如果获得批准，任何此类授权都将及时作出，或者不会出现可能造成负担的情况。
根据适用于我们州际天然气管道的《天然气法》和适用于我们州际成品油、原油和NGL管道的州际商业法，我们的州际运输费率由FERC监管，我们管道费率的许多变化必须在监管程序中获得批准。此外，托运人、FERC和/或州监管机构可能会调查我们的关税税率，这可能会导致我们被勒令降低费率或向托运人退款。
不遵守所有适用的州或联邦法规、规则和命令可能会带来巨额处罚和罚款。
费率监管、托运人对我们在管道上收取的运输费率提出的挑战，或者联邦、州或地方监管机构对我们的资产或活动的管辖权特征的改变，都可能会减少我们产生的现金数量。
FERC规定了我们可以收取的费率以及我们可以为我们的管道上的州际运输服务提供的条款和条件。州监管机构监管我们可以收取的费率，以及我们可以为我们的管道上的州内移动提供的条款和条件。我们管道运输的州际或州内性质的确定可能会随着时间的推移而改变，这可能会改变监管框架以及我们被允许收取的运输和其他相关服务的费率。托运人可以抗议我们的管道关税申请，FERC或州监管机构可能会进行调查，并要求因抗议或投诉而更改关税条款。此外，FERC可以命令退还根据州际利率征收的被确定超过公正合理水平的金额。州监管机构可以对州内关税采取类似措施。此外，托运人可以通过投诉对已成为最终和有效的关税税率的合法性提出质疑。如果目前的费率被确定高于公正和合理的水平，我们可能被要求向托运人支付退款、降低费率和作出其他让步。
FERC的费率制定方法可能会限制我们提高费率的能力，增加的金额足以反映我们的实际成本，或者可能推迟使用反映增加成本的费率。我们使用FERC的索引方法在我们的成品油管道服务的大约30%的市场建立我们的费率。FERC的指数编制方法是基于制成品生产者价格指数的变化，并结合指数调整。该方法每五年审查一次，目前允许管道每年将其费率更改为新的最高水平。当上限水平的变化为负值时，我们通常被要求降低符合FERC指数编制方法的费率。
FERC和最相关的州监管机构允许我们根据竞争市场的条件制定费率，而不考虑FERC的指数水平或我们的服务成本。我们为我们的成品油管道在大约70%的市场建立了基于市场的费率。我们大多数长途原油管道的关税是按照谈判价格征收的，但仍受到FERC或国家机构的监管，并受到托运人的抗议。如果我们失去以市场为基础的费率权威，或如果我们的协商费率被确定为不公平和合理，我们可能被要求根据其他基础来确定费率，例如我们的服务成本。通过服务成本申请确定我们的费率可能成本高昂，并可能导致关税降低，这将对我们的业务产生不利影响。
我们的液体混合活动要求我们遵守管理美国可再生燃料要求的联邦法规。
2007年的能源独立和安全法案扩大了美国对可再生燃料的要求。每年，美国环保局都会根据联邦政府制定的总配额，对炼油厂和燃料制造商制定可再生容量义务(RVO)要求。由于我们的液体调合活动和由此产生的汽油生产，我们是一个义务方，并收到环保局的年度RVO。成本的增加或RIN可用性的减少可能会对我们的业务产生不利影响。
我们可能会面临遵守温室气体排放法规的巨额成本。
中游行业的温室气体排放主要来自内燃机废气、加热器废气和逃逸性甲烷气体排放。 国际、联邦、地区和/或州立法和/或监管举措可能会试图控制或限制温室气体排放，包括针对与气候变化相关问题的举措。 已提出各种联邦和州立法提案来监管温室气体的排放，特别是二氧化碳和甲烷，美国最高法院裁定二氧化碳是受美国环保局监管的污染物。 此外，国际社会还在努力寻求具有法律约束力的温室气体排放量减少。
我们认为，未来联邦、州和地区层面的政府立法和/或法规可能会进一步要求我们限制与我们的运营相关的温室气体排放，支付与我们的温室气体排放相关的额外费用或购买此类排放的补贴。例如，IRA指示环保局对每年报告的二氧化碳当量超过25,000公吨温室气体排放且甲烷排放强度超过相关法定门槛的特定设施征收和收取“废物排放费”或“甲烷费”。根据爱尔兰共和军的文本和环保局在2024年1月提出的实施甲烷收费计划的相关规则，我们预计将于2025年开始为适用的设施支付甲烷费用(2024年报告的排放量)。甲烷费用以及其他立法和/或监管举措可能会使我们的一些活动保持或运营起来不划算。然而，我们无法准确预测这些未来的立法和/或监管措施将采取何种形式、这些措施的严格程度、何时生效或对我们的资本支出、竞争地位和运营结果的影响。此外，我们可能无法将更高的成本转嫁给我们的客户，也无法收回与遵守温室气体立法和/或法规要求相关的所有成本。如果这些成本得不到收回或以其他方式转嫁给我们的客户，我们未来的运营结果、财务状况或现金流可能会受到不利影响。
我们的运营受到联邦和州有关公共健康和环境保护的法律和法规的约束，这可能会使我们面临巨大的成本和责任。挑战对石油和天然气的持续依赖的诉讼和激进主义增加，以及法律、法规和政策执行的变化和/或惩罚的增加，可能会对我们的业务产生不利影响。
招致巨额环境成本和责任的风险是我们的业务固有的。我们的运营受到与环境保护相关的广泛的联邦、州和地方法律法规的约束。这些法律的例子包括：
•《清洁空气法》和类似的州法律，规定与空气排放有关的义务；
•清洁水法和类似的州法律，对某些州和联邦水域及其周围的活动施加要求，包括与将废水从我们的设施排放到州和联邦水域有关的要求
水域和向美国水域排放疏浚和填充材料，如泥土和其他泥土材料；
•CERCLA和类似的州法律，规定清理可能已在我们目前或以前拥有或经营的物业或我们将废物送往处置地点释放的危险物质；
•《濒危物种法》和类似的州法律，规定了保护受威胁和濒危物种的义务；以及
•RCRA和类似的州法律，对我们设施中固体和危险废物的处理和排放提出要求。
各种联邦和州政府当局，包括环境保护局，有权强制遵守这些法律和法规以及根据这些法律和法规颁发的许可证。违规者将受到行政、民事和刑事处罚，包括民事罚款、禁令或两者兼而有之。根据CERCLA、RCRA和类似的州法律，可能会招致连带的严格责任，而不考虑受污染地区补救的过错。
由于我们对我们收集、运输、加工和储存的产品的处理；与我们的运营相关的空气排放；过去的行业运营和废物处理做法，其中一些可能是实质性的，因此我们的业务存在固有的环境成本和责任。私人当事人，包括我们的管道系统所经过的物业的所有者，可能有权采取法律行动强制执行合规，并要求对不遵守环境法律法规或我们的运营造成的人身伤害或财产损失寻求赔偿。我们经营的一些地点位于目前或以前的第三方碳氢化合物储存和加工业务附近，存在污染从这些地点转移到我们的地点的风险。此外，日益严格的法律、法规和执法政策可能会显著增加我们的合规成本、罚款和与任何所谓的违规行为相关的其他成本，以及任何可能成为必要的补救措施的成本；其中一些成本可能是实质性的，可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。我们的保险可能无法承保所有这些环境风险，而且承保范围也有限制。其他资料载于本年报“监管、环境及安全事宜”第1项“业务”及综合财务报表附注O项下。
挑战石油和天然气开发的诉讼和激进主义增加，以及法律、法规和政策的变化和/或更积极的执行可能会影响我们的业务。这些行动可能会影响我们客户的活动、我们现有的许可证、我们获得新开发项目许可证的能力以及公众对我们公司的看法，这可能会对我们的业务、运营结果、财务状况或现金流产生不利影响。
与业务融资相关的风险因素
利率的变化可能会对我们的业务产生不利影响。
我们既使用固定利率债券，也使用可变利率债券，由于我们的短期借款实行浮动利率，我们面临市场风险。我们的经营业绩、财务状况和现金流可能会受到利率大幅波动的不利影响。
信用评级的任何下调都可能对我们的业务、经营业绩、财务状况和现金流产生不利影响。
我们的长期债务被穆迪给予“Baa2”的投资级信用评级，被S和惠誉给予“BBB”的信用评级。我们的商业票据项目分别被穆迪、S和惠誉给予优质2级、A-2级和F2级的投资级信用评级。我们不能保证我们目前的任何评级将在任何给定的时间段内保持有效，也不能保证这些信用评级机构不会完全下调或撤销评级。如果这些机构下调我们的长期债务或商业票据评级，特别是低于投资级，我们的借款成本可能会上升，这将对我们的财务业绩产生不利影响，我们的潜在投资者和资金来源可能会减少。来自这些机构的评级并不是购买、出售或持有我们证券的建议。每个评级都应独立于任何其他评级进行评估。
我们的债务和担保义务可能会损害我们的财务状况和履行义务的能力。
截至2023年12月31日，我们的总债务为228亿美元。我们的债务和担保义务可能会产生重大后果。例如，他们可以：
•使我们更难履行有关优先票据和其他债务的债务，因为偿债义务增加，这反过来又可能导致这些其他债务或优先票据违约；
•削弱我们在未来为营运资金、资本支出、收购或一般商业目的获得额外融资的能力；
•削弱我们抵御商业或经济衰退的能力；
•要求我们将运营现金流的很大一部分用于偿还债务，减少了用于营运资本、资本支出、收购、股息或一般公司用途的现金；
•限制我们在规划或应对业务和所处行业的变化方面的灵活性；以及
•与我们的竞争对手相比，我们处于竞争劣势，这些竞争对手的债务比例较低，担保义务也较少。
根据管理优先票据的契约，我们不会招致额外的债务，但我们的债务协议确实会使我们受到某些运营限制，这些限制可能会限制我们为未来的运营提供资金或扩大或开展业务活动的能力，如下一段所述。如果我们产生显著的额外债务，可能会恶化上述负面后果，并可能对我们偿还其他债务的能力产生不利影响。
我们的25亿美元信贷协议包含限制我们对业务性质进行实质性改变、合并、合并或处置我们所有或几乎所有资产、授予我们资产的留置权和担保权益、与关联公司进行交易或进行限制性付款(包括股息)的能力。它还要求我们维持某些财务比率，这限制了我们可能产生的额外负债量，如本年度报告第II部分第7项管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析中的“流动性和资本资源”部分所述。这些限制可能会导致更高的借贷成本，并削弱我们创造额外现金的能力。我们未来可能达成的融资协议可能包含类似或更具限制性的公约。
如果我们无法履行偿债义务或遵守金融契约，我们可能会被迫对债务进行重组或再融资，寻求额外的股本或出售资产。我们可能无法以令人满意的条款获得融资或出售资产，或者根本无法。
违约事件可能需要我们提出回购我们和ONEOK Partners的某些高级票据，或者可能会削弱我们获得资本的能力。
管理我们和ONEOK Partners的某些优先票据的契约包括，由于我们和ONEOK Partners的某些优先票据的其他债务加速增加而出现违约事件，或我们和ONEOK Partners的某些优先票据的债务为1,500万美元或更多。此类违约事件将使受托人或持有我们和ONEOK Partners未偿还优先票据本金总额25%的持有人有权宣布这些优先票据立即到期并全额支付。我们手头可能没有足够的现金回购和偿还任何加速的优先票据，这可能会导致我们在我们的信贷安排下借入资金或寻找其他融资来源来为回购和偿还提供资金。我们还可能面临获得资本的困难，或者我们的借款成本可能会增加，影响我们为收购或资本支出获得融资、为债务进行再融资和履行债务的能力。
我们的未偿还债务证券和附属担保的收款权利是无抵押的，实际上将从属于任何未来的有担保债务以及我们子公司不为优先票据提供担保的任何现有和未来的债务。
尽管ONEOK Partners、Intermediate Partnership和Magellan为我们的债务证券提供了担保，但在某些情况下，这些担保可能会被解除，而且我们的子公司不是担保人。在这些情况下，债务证券实际上从属于我们子公司的所有债权人的债权，包括贸易债权人和侵权索赔人，而这些子公司不是担保人。如非担保人的附属公司破产、破产、清盘、重组、解散或清盘，该附属公司的债权人一般有权在向吾等或债务证券持有人作出任何分派前获得全数偿付。
法院可能会使用欺诈性的转让考虑来避免或从属于我们和ONEOK合伙人的债务的交叉担保。
ONEOK、ONEOK Partners、中间伙伴关系和麦哲伦为我们和ONEOK Partners的债务提供了交叉担保。法院可以使用欺诈性的转让法来从属于或避免对某些债务的交叉担保。也有可能在某些情况下，法院可以避免或从属于担保人对这一债务的担保，以有利于担保人的其他债务或债务，但条件是法院在担保人出具担保时认定下列任何一项属实：
•担保人提供担保的意图是阻碍、拖延或欺诈其任何现有或未来的债权人，或者担保人打算破产，目的是偏袒一名或多名债权人，完全或部分排斥其他债权人；或
•担保人没有因发出担保而获得公平对价或合理的等值价值，并且在发出担保时，担保人：
– 因发出担保而破产或破产;
-银行从事或即将从事其剩余资产构成不合理的小资本的业务或交易；或
-银行打算或相信将会招致超出其到期偿债能力的债务。
为上述目的衡量破产的办法将因有关法域的法律而有所不同。但是，一般而言，一个实体在下列情况下将被视为破产：
•包括或有负债在内的债务总和大于按公允估值计算的所有资产的公允可出售价值；
•其资产目前的公允可出售价值低于在其现有债务(包括或有负债)变为绝对和到期时支付其可能负债所需的数额；或
•它无法偿还到期债务。
除其他事项外，对Oneok Partners和Oneok Partners以欺诈性转让为由的债务交叉担保的法律挑战可能集中在担保人因发行此类债务而实现的利益(如果有的话)。如果担保人对任何此类债务的担保因欺诈性转让而无效，或因任何其他原因而无法强制执行，则此类债务的持有人将不再对担保有任何债权。
一般风险因素
尽管如此，看似增值的合并和收购可能会减少我们每股运营的现金。
任何合并或收购都涉及潜在风险，其中可能包括：
•对数量、收入和成本的不准确假设，包括潜在的协同效应；
•无法成功整合我们收购的业务；
•由于我们使用了很大一部分可用现金或借款能力来为收购融资，导致我们的流动性下降；
•如果我们产生额外的债务来为收购融资，我们的利息支出和/或财务杠杆将显著增加；
•承担未知责任，而我们没有得到赔偿，我们的赔偿不足，或者我们的保险单可能不在承保范围内；
•无法雇用、培训或留住管理和运营被收购企业和资产的合格人员；
•从卖方获得赔偿的权利的限制;
•对股权或债务总成本的不准确假设；
•管理层和员工的注意力从其他业务上转移；
•在新的产品区或新的地理区域运营的不可预见的困难；
•增加监管负担；以及
•被收购企业的客户或关键员工损失。
如果我们完成未来的任何合并或收购，我们的资本和运营结果可能会发生重大变化，投资者将没有机会评估我们在决定将我们的资源应用于未来收购时将考虑的经济、财务和其他相关信息。
如果ONEOK和麦哲伦的业务未能成功合并，可能会对我们未来的业绩产生不利影响。
麦哲伦收购的成功在一定程度上将取决于我们实现ONEOK和麦哲伦业务合并的预期好处的能力。如果这两项业务没有成功合并，麦哲伦收购的预期收益可能无法完全实现或根本无法实现，或者可能需要比预期更长的时间才能实现。此外，整合可能导致额外的和不可预见的费用，这可能会减少麦哲伦收购的预期好处。整合过程可能会导致关键员工的流失，以及我们正在进行的业务中断或我们的标准、控制程序和政策不一致。任何或所有这些事件都可能对合并后的公司在麦哲伦收购后维持与客户和员工的关系或实现麦哲伦收购的预期好处的能力产生不利影响。两家公司之间的整合努力也将转移管理层的注意力和资源。这些整合问题可能会对我们产生不利影响。
我们普通股的持有者可能会收到与预期金额不同的股息，或者根本没有股息。
我们可能没有足够的现金每季度支付股息或维持当前或预期的股息水平。我们以股息形式支付的实际现金金额可能会在每个季度波动，并将取决于各种因素，其中一些因素是我们无法控制的，包括我们的营运资金需求、我们的借款能力、我们的契约和信贷安排中包含的限制、我们的偿债要求以及收购成本(如果有的话)。如果未能支付股息或未能按预期水平支付股息，可能会导致投资者信心丧失、声誉受损，以及我们的股票价格下跌。
我们面临客户或交易对手的信用风险，我们的信用风险管理可能不足以防范此类风险。
我们承担因客户和交易对手不付款和/或不履行义务而造成损失的风险。我们的客户或交易对手可能会因为不断变化的市场状况、商品价格或财务困难而经历财务状况的迅速恶化，这可能会影响他们的信誉或支付我们的服务的能力。我们评估客户和交易对手的信誉，并在我们认为合适的情况下获得抵押品或合同条款。然而，我们无法预测我们的业务可能在多大程度上受到市场或金融状况恶化的影响，包括我们客户和交易对手的信用可能下降。我们的客户和交易对手可能不履行或遵守我们现有或未来的合同安排。在我们的客户和交易对手陷入财务困境或启动破产程序的情况下，根据美国破产法的适用条款，可能需要重新谈判或拒绝与他们签订合同。如果我们的风险管理政策和程序未能充分评估现有或未来客户和交易对手的信誉，我们的客户和交易对手因无法或不愿履行或遵守合同安排而发生的任何重大不付款或不履行行为，都可能对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
我们的交易对手主要是大型综合独立勘探和生产、管道、营销和石化公司以及天然气和电力公用事业公司。因此，我们的交易对手可能同样会受到经济、监管或其他因素变化的影响，这些因素可能会影响我们的整体信用风险。
熟练劳动力的短缺可能会使我们难以保持劳动生产率和具有竞争力的成本。
我们的运营需要熟练和经验丰富的工人，并精通多种任务。近年来，受过与中游能源业务相关的各种技能培训的工人短缺，有时导致我们在没有全员的情况下进行某些操作，从而雇用外部资源，这可能会降低生产率和增加成本。训练有素的工人短缺是经验丰富的工人达到退休年龄和某些领域对工人的竞争加剧的结果，再加上吸引新的合格工人进入中游能源行业的挑战。如果有经验的劳动力短缺持续或恶化，可能会对我们的劳动生产率和成本以及我们在对我们的服务和产品的需求增加时扩大运营的能力产生不利影响，这可能会对我们的业务、运营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
我们的员工或董事可能从事不当行为或其他不当活动，包括不遵守监管标准和要求。
与所有公司一样，我们面临着员工欺诈或其他不当行为的风险。我们的董事会通过了一项商业行为和道德准则，适用于我们的董事、高级管理人员(包括我们的主要高管和财务官、首席会计官、财务总监和其他履行类似职能的人员)和所有其他员工。我们要求所有董事、高级管理人员和员工遵守我们的商业行为和道德准则，以解决他们在为公司开展工作时遇到的法律和道德问题。我们的商业行为和道德准则要求
其他方面，我们的董事、高级管理人员和员工避免利益冲突，遵守所有适用法律和其他法律要求，以诚实和道德的方式开展业务，并以其他方式诚信行事，符合我们公司的最佳利益。所有董事、高级管理人员和员工都必须报告他们认为实际或明显违反我们的商业行为和道德规范的任何行为。然而，并非总是能够识别和阻止不当行为，我们为发现和防止此类活动而采取的预防措施可能无法有效控制未知或不可管理的风险或损失，或保护我们免受因未能遵守此类法律或法规而引起的政府调查或其他行动或诉讼。如果对我们提起任何此类诉讼，而我们未能成功地为自己辩护或维护自己的权利，这些行动可能会对我们的声誉、业务、经营结果、财务状况和现金流产生不利影响。
商誉、长期资产(包括无形资产)和权益法投资的减值可能会减少我们的收益。
当一家企业的购买价格超过有形和可单独计量的无形净资产的公平市场价值时，就记录商誉。GAAP要求我们每年或在发生表明商誉可能减值的事件或情况时测试商誉的减值。长期资产，包括使用年限有限的无形资产，每当发生事件或情况变化显示账面值可能无法收回时，便会检讨减值情况。对于我们根据权益法核算的投资，减值测试考虑的是权益投资的整体公允价值是否下降，而不是相关净资产是否下降，以及这种下降是否是暂时的。例如，如果低大宗商品价格环境持续很长一段时间，可能会导致向我们系统交付的数量减少，以及我们的资产或权益法投资减值。如果我们确定了减值，我们将被要求立即对收益计入非现金费用，这将对股本和资产负债表杠杆产生相关影响，以合并债务与总资本之比衡量。
有关长期资产减值、商誉减值和权益法投资减值的进一步讨论，请分别参阅本年度报告合并财务报表附注A、F、G和N。
向符合条件的雇员和符合条件的退休人员提供养恤金和退休后保健福利的费用可能会随着养恤基金价值的变化和人口结构的变化而增加。
我们为某些员工和前员工定义了福利养老金计划，不对新参与者开放，以及退休后福利计划，为某些员工提供退休后医疗和人寿保险福利。向符合条件的现任和前任员工提供这些福利的成本取决于我们养老金和退休后福利计划资产的市场价值的变化、人口结构的变化，包括计划参与者及其受益人的预期寿命延长以及医疗保健成本的变化。关于我们的固定收益养老金计划和退休后福利计划的进一步讨论，请参阅本年报合并财务报表附注L。
股票市场的任何持续下跌和债券收益率的下降都可能对我们的养老金和退休后福利计划资产的价值产生不利影响。在这种情况下，可能需要向我们的养老金计划提供额外的现金，这可能会对我们的业务、财务状况和现金流产生不利影响。
如果我们不能维持一个有效的内部控制系统，我们可能无法准确地报告我们的财务结果或防止欺诈。因此，我们股权和债务证券的现有和潜在持有者可能会对我们的财务报告失去信心。
有效的内部控制对于我们提供可靠的财务报告、防止欺诈和作为一家上市公司成功运营是必要的。我们不能确定我们维持内部控制的努力是否会成功，我们是否能够在未来对我们的财务流程和报告保持足够的控制，或者我们是否能够继续履行我们根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第404条承担的义务。任何未能维持有效的内部控制，或在实施或改善我们的内部控制方面遇到的困难，都可能损害我们的经营业绩或导致我们未能履行我们的报告义务。无效的内部控制还可能导致投资者对我们报告的财务信息失去信心，这可能会对我们的股权交易价格、我们进入资本市场的机会和资本成本产生负面影响。
项目1B：处理未解决的工作人员意见
不适用。
项目1C：关于网络安全的问题
风险管理和战略-我们是一家必不可少的关键基础设施企业，网络安全是我们领导层和董事会的高度优先事项。2021年，美国运输安全管理局(TSA)开始发布安全指令，确立了我们行业的网络安全要求。我们在发布这些指令后立即做出反应，并继续与我们的政府同行合作，提高我们整个技术系统的安全性。
我们参与了旨在识别和管理风险的年度全面企业风险管理(ERM)流程。我们的年度企业风险管理评估旨在使我们的董事会能够与管理层就我们风险管理实践和能力的有效性建立相互理解，审查我们的风险敞口，并将某些关键风险提升到董事会层面进行讨论。我们的ERM计划由我们的首席财务官监督。我们的机构风险管理进程包括确定和评估广泛的风险，包括网络安全，以及制定和测试控制措施以减轻这些风险。
为了管理这些网络安全风险，包括我们使用第三方软件和云供应商，我们制定并实施了一项网络安全风险管理计划，旨在保护我们的关键系统和信息的机密性、完整性和可用性。我们对网络安全和物理安全采取跨学科的方法。我们的网络安全风险管理计划与我们的ERM计划相结合，共享适用于整个ERM计划的通用方法、报告渠道和治理流程，适用于其他法律合规、战略、运营和金融风险领域。我们的计划总体上纳入了广泛使用的国家标准与技术研究所网络安全框架的指导方针，但这并不意味着我们满足任何特定的技术标准、规范或要求。此外，我们还在采购前利用安全问卷对第三方软件和云供应商进行风险评估。我们定期聘请顾问进行渗透测试和架构设计审查。截至本报告日期，我们未发现任何网络安全威胁，包括之前的任何网络安全事件对我们造成或合理地可能对我们产生重大影响的任何网络安全威胁，包括我们的业务战略、运营结果或财务状况。我们面临着来自网络安全威胁的某些持续风险，如果这些威胁成为现实，可能会对我们产生实质性影响，包括我们的运营、业务战略、运营结果或财务状况。关于与网络安全有关的风险因素的讨论，见第1部分第1A项“风险因素”。
治理-安全由安全咨询团队管理，这是一个执行咨询委员会，由公司官员组成，包括我们的首席执行官、首席财务官和首席企业服务官，他们定期开会评估持续的安全威胁和事件，制定政策并确定倡议的优先顺序。这个顾问团队由我们负责网络安全和物理安全的副总裁担任主席，他在网络和物理安全领域拥有二十多年的相关经验。我们负责网络安全和实体安全的总裁副主管还通过各种手段监督预防、发现、缓解和补救网络安全风险和事件的工作，其中包括内部安全人员的简报、我们技术基础设施中部署的安全工具生成的警报和报告，以及从政府、公共或私人来源(包括外部网络安全服务提供商)获得的威胁情报和其他信息。这个跨职能的安全咨询团队监测和评估已确定的网络安全威胁和事件的重要性。这一评估包括是否应通知我们的董事会有关威胁或事件的信息。
网络安全风险至少每年与我们的董事会沟通和讨论，并与我们的整个ERM计划相结合。作为监督职责的一部分，我们的董事会还经常收到执行管理层关于我们公司的物理和网络安全努力的最新情况。
项目2.管理所有财产
我们的物业描述包含在项目1，业务中。
项目3.开展法律诉讼
我们已经选择使用100万美元的门槛来披露环境诉讼。
有关本公司法律程序的资料载于本年报综合财务报表附注O内。
项目4.披露煤矿安全情况
不适用。
第II部
第五项：建立注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场
我们的普通股在纽约证券交易所上市，交易代码为“OKE”。公司名称ONEOK用于股票上市。
截至2024年2月20日，我们583,159,446股已发行普通股中有13,034名登记持有人。
有关我们的员工股票奖励计划和其他股权薪酬计划的信息，请参阅本年度报告第三部分第12项“某些实益所有者的担保所有权和管理层及相关股东事项”中合并财务报表附注K和“股权薪酬计划信息”。
性能图表
以下业绩图表比较了我们的普通股与S指数、阿尔及利亚中游能源精选指数、S 500能源指数和Oneok Peer Group在2018年12月31日至2023年12月31日期间的表现。
100美元投资的价值，假设分配/股息的再投资，
2018年12月31日，以及截至2023年12月31日的每年年底。
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| | 累计总回报 |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2019 | | 2020 | | | 2021 | | 2022 | | 2023 |
| | | | | | | | | | |
| ONEOK，Inc. | $ | 147.77 | | | $ | 83.70 | | | | $ | 137.97 | | | $ | 164.05 | | | $ | 185.63 | |
| 标准普尔500指数 | $ | 131.49 | | | $ | 155.68 | | | | $ | 200.37 | | | $ | 164.08 | | | $ | 207.21 | |
S标准普尔500能源指数(A) | $ | 111.81 | | | $ | 74.16 | | | | $ | 114.49 | | | $ | 189.40 | | | $ | 186.71 | |
阿尔及利亚中游能源选择指数(B) | $ | 121.76 | | | $ | 92.76 | | | | $ | 133.62 | | | $ | 158.45 | | | $ | 182.54 | |
ONEOK对等组(C) | $ | 115.22 | | | $ | 84.74 | | | | $ | 115.08 | | | $ | 148.51 | | | $ | 174.65 | |
(A)-S能源指数是S指数的一个分类指数，其中包括那些被归类为能源板块成员的公司。
(B)--阿尔及利亚中游能源精选指数衡量了大约25家从事涉及能源商品的中游活动的北美能源基础设施公司的综合业绩。从2024年开始，我们将用S能源指数取代阿尔及利亚中游能源精选指数，因为在麦哲伦收购后，该指数与我们的业务更相关。
(C)-目前的ONEOK Peer Group由以下公司组成：Energy Transfer LP；EnLink Midstream，LLC；Enterprise Products Partners L.P.；Kinder Morgan，Inc.；MPLX LP；NuStar Energy L.P.；Plains All American Pipeline，L.P.；Targa Resources Corp.；Western Midstream Partners，LP；以及Williams Companies，Inc.。
项目6.合作伙伴关系[已保留]
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
以下讨论和分析应结合本年度报告第I部分第1项业务、我们的经审计综合财务报表和综合财务报表附注阅读。
最近的发展
有关更多信息，请参阅本年度报告中管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析中的“财务业绩和经营信息”和“流动性和资本资源”部分。
麦哲伦收购-2023年9月25日，我们完成了对麦哲伦的收购。此次收购从战略上使我们的互补资产基础多样化，并实现了预期的重大协同效应。根据合并协议，麦哲伦的每个普通股单位被交换为0.667股Oneok普通股和25美元现金的固定比例，总代价为141亿美元。此外，我们以40亿美元的公允价值承担了麦哲伦的债务。截至麦哲伦收购结束日，我们发行了约1.35亿股普通股，公允价值约为90亿美元。我们为此次收购的现金部分提供了52.5亿美元的优先无担保票据的承销公开发行。
有关麦哲伦收购的更多信息，请参阅本年度报告合并财务报表附注B第二部分第8项。关于与麦哲伦收购案有关的风险的进一步讨论，见第1部分第1A项“风险因素”。有关我们的精炼产品和原油部门在完成对麦哲伦的收购后的财务结果和经营信息的更多信息，请参见“财务业绩和经营信息”。
市况-与2022年相比，2023年我们整个系统的产量都有所增加，这突显了我们广泛和整合的资产位于美国一些最具生产力的页岩盆地、炼油地区和需求中心，并与这些盆地相连。
梅德福德事件-2023年1月，我们与我们的保险公司达成协议，解决与2022年7月发生在我们位于俄克拉何马州梅德福德的210 Mbl/d NGL分馏设施的Medford事件有关的所有有形损害和业务中断索赔。根据和解协议的条款，我们同意解决总计9.3亿美元的保险赔偿索赔，其中1亿美元于2022年收到。剩余的8.3亿美元在2023年第一季度收到，一次性和解收益为7.79亿美元。所得款项用作财产损失的和解、截至和解日期的业务中断索赔，以及代替未来业务中断保险索赔的付款。
梅德福德事件导致营业收入增加，调整后的EBITDA为6.63亿美元，和解收益为7.79亿美元，但被1.46亿美元的第三方分馏成本部分抵消，而第三方分馏成本约为3000万美元
在截至2022年12月31日的一年中，45天等待期造成了100万人的不利影响。我们预计2024年我们的运营现金将受到梅德福德事件产生的成本的影响，我们不再收到业务中断收益。
有关Medford事件的更多信息，请参阅本年度报告合并财务报表附注C第二部分第8项。
乙烷经济学-乙烷和天然气之间的价格差异可能导致天然气加工商回收乙烷或将其留在天然气流中，即所谓的乙烷拒绝。由于这些乙烷经济学的影响，我们系统中的乙烷量可能会波动。2023年期间，交付给我们NGL系统的长期合同下的乙烷量增加了25MBbl/d，平均达到475MBbl/d，而2022年的平均乙烷量为4.5亿MBbl/d，这主要是由于乙烷开采经济的变化。我们估计，大约有25万MBbl/d的可自由支配乙烷，其中落基山脉地区约为150MBbl/d，中大陆地区约为100MBbl/d，可在我们的系统上回收和运输。
基本工程项目-我们的主要基本工程项目概述如下： | | | | | | | | | | | |
| 项目 | 范围 | 近似值
费用(A) |
完成 |
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| 天然气液体 | | (单位：百万) | |
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| MB-5分馏塔 | 得克萨斯州贝尔维尤125MBbl/d天然气分馏塔 | $750 | 已完成 |
| MB-6分馏塔 | 得克萨斯州贝尔维尤125MBbl/d天然气分馏塔 | $550 | 2025年第一季度 |
| 西德克萨斯NGL管道扩建 | 将二叠纪盆地的产能提高到740MBbl/d | $520 | 2025年第一季度 |
Elk Creek管道扩建 | 将落基山脉地区的产能提高到435 MBbl/d | $355 | 2025年第一季度 |
| 天然气管道 | |
| 维京空压站 | 某些压缩机资产的电气化和更换 | $110 | 已完成 |
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(A)-不包括资本化利息/AFUDC。
债务发行-于2023年8月，我们完成了52.5亿美元优先无抵押票据的承销公开发售，其中包括7.5亿美元，2026年到期的优先票据；7.5亿美元，2028年到期的优先票据；5亿美元，5.80%的优先票据，2030年到期；15亿美元，6.05%的优先票据，2033年到期；17.5亿美元，6.625的优先票据，2053年到期。扣除承销折扣、佣金和发行费用后的净收益为52亿美元。净收益用于支付现金对价和与麦哲伦收购有关的其他成本。
偿还债务-2023年，我们在公开市场回购了若干优先票据的未偿还本金3.22亿美元，总回购价格为2.8亿美元，包括应计和未付利息，手头有现金。与这些公开市场回购有关，我们确认了4,100万美元的债务清偿净收益。
2023年6月，我们赎回了2023年9月到期的5亿美元、利率为7.5%的优先票据，本金的100%，外加应计和未付利息，手头有现金。
2023年2月，我们赎回了2023年9月到期的4.25亿美元5.0%优先票据，本金的100%，外加应计和未付利息，手头有现金。
股份回购计划-2024年1月，我们的董事会批准了一项股票回购计划，购买我们最多20亿美元的已发行普通股，并计划在未来四年内主要利用该计划。我们预计，根据市场状况和其他因素，我们将根据自己的酌情决定权，不时通过公开市场交易或通过私下谈判的交易获得股份。我们预计，任何购买的资金都将来自手头的现金、运营现金流和短期借款。该计划将在20亿美元普通股回购完成或2029年1月1日终止，以较早发生者为准。截至2024年2月20日，该计划尚未回购任何股票。
分红-2023年期间，我们支付了普通股股息，每股3.82美元，比2022年每股3.74美元的股息增长了2%。2024年2月，我们支付了每股0.99美元的季度普通股股息(折合成年率为每股3.96美元)，与上年同期相比增长了3.7%。我们的股息增长主要是由于我们的业务增长带来的现金流增加。
财务业绩和经营信息
我们如何评估我们的运营
管理层使用各种财务和运营指标来分析我们的业绩。我们的综合财务指标包括：(1)营业收入；(2)净收入；(3)稀释后每股收益；(4)调整后的EBITDA。我们使用调整后的EBITDA和我们的运营指标来评估部门的运营结果，其中包括与各自部门相关的各种数量和比率统计数据。这些运营指标使投资者能够从数量和费率/价格方面分析部门财务业绩的各种组成部分。管理层使用这些指标来分析历史分部财务结果，并将其作为预测和预算分部财务结果的关键输入。有关我们的运营指标的更多信息，请参阅本“财务业绩和运营信息”部分的各个细分市场小节。
非公认会计准则财务指标-调整后的EBITDA是对我们财务业绩的非GAAP衡量标准。经调整的EBITDA定义为经利息支出、折旧及摊销、非现金减值费用、所得税、非现金补偿费用及某些其他非现金项目调整后的净收益。收购麦哲伦后，我们对我们的调整后EBITDA的计算方法进行了审查，并从2023年开始更新我们的计算，以包括与我们的未合并关联公司相关的调整后EBITDA，使用的确认和计量方法与在投资净收益中记录股本的方法相同。在前几个时期，我们的计算包括投资净收益中的股本。这一变化导致2023年调整后的EBITDA额外增加了6200万美元，我们没有重报前几个时期。我们未合并联营公司的经调整EBITDA是按照上述定义计算的，不包括利息、折旧、所得税和其他非现金项目。虽然与本公司未合并联营公司有关的金额已计入经调整EBITDA，但此类计入不应被理解为暗示我们对该等未合并联营公司的营运及由此产生的收入、开支或现金流拥有控制权。
我们相信这种非GAAP财务指标对投资者是有用的，因为它和类似的指标被我们行业的许多公司用作财务业绩的衡量标准，财务分析师和其他人通常使用它来评估我们的财务业绩，并比较我们行业公司的财务业绩。调整后的EBITDA不应被视为净收益、每股收益或根据公认会计原则提出的任何其他财务业绩衡量标准的替代指标。此外，这一计算可能无法与其他公司的类似标题指标进行比较。
整合运营
精选财务业绩-下表列出了所示期间的某些选定财务结果：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | | 2023年与2022年 | | 2022年与2021年 |
| 财务业绩 | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | $增加(减少) |
| | | (数百万美元，不包括每股金额) |
| 收入 | | | | | | | | | | |
| 商品销售 | | $ | 15,614 | | | $ | 20,976 | | | $ | 15,180 | | | (5,362) | | | 5,796 | |
| 服务 | | 2,063 | | | 1,411 | | | 1,360 | | | 652 | | | 51 | |
| 总收入 | | 17,677 | | | 22,387 | | | 16,540 | | | (4,710) | | | 5,847 | |
销售成本和燃料费(不包括下面单独列出的项目) | | 11,929 | | | 17,910 | | | 12,257 | | | (5,981) | | | 5,653 | |
| 运营成本 | | 1,535 | | | 1,149 | | | 1,067 | | | 386 | | | 82 | |
| 折旧及摊销 | | 769 | | | 626 | | | 622 | | | 143 | | | 4 | |
| 交易成本 | | 158 | | | — | | | — | | | 158 | | | — | |
其他营业收入，净额 | | (786) | | | (105) | | | (2) | | | 681 | | | 103 | |
| 营业收入 | | $ | 4,072 | | | $ | 2,807 | | | $ | 2,596 | | | 1,265 | | | 211 | |
| 投资净收益中的权益 | | $ | 202 | | | $ | 148 | | | $ | 122 | | | 54 | | | 26 | |
| | | | | | | | | | |
| 扣除资本化利息后的利息支出 | | $ | (866) | | | $ | (676) | | | $ | (733) | | | 190 | | | (57) | |
| 净收入 | | $ | 2,659 | | | $ | 1,722 | | | $ | 1,500 | | | 937 | | | 222 | |
| 稀释每股收益 | | $ | 5.48 | | | $ | 3.84 | | | $ | 3.35 | | | 1.64 | | | 0.49 | |
| 调整后的EBITDA | | $ | 5,243 | | | $ | 3,620 | | | $ | 3,380 | | | 1,623 | | | 240 | |
| 资本支出 | | $ | 1,595 | | | $ | 1,202 | | | $ | 697 | | | 393 | | | 505 | |
请参阅“非GAAP财务指标”部分中的净利润与调整后EBITDA的对账。
商品价格和销量的变化会影响我们合并利润表中的收入以及销售和燃料成本，因此，这些项目之间的影响在很大程度上被抵消。
2023年与2022年- 营业收入增加13亿美元，主要原因如下：
•天然气的收集和加工- 落基山脉和中部大陆地区的销量增加导致增加2.27亿美元，主要是由于平均费率提高导致增加4900万美元;
•天然气液体- 与梅德福事件相关的增加了6.63亿美元，交换服务增加了3.03亿美元;
•天然气管道-安 运输和储存服务增加4300万美元；和
•成品油和粗品-运输和存储收入为100万美元 2023年9月25日至2023年12月31日期间，由于麦哲伦收购的影响；偏移量
•综合运营、折旧和交易成本-我们精炼产品和原油部门的运营成本和折旧费用增加了2.9亿美元，与收购麦哲伦交易相关的交易成本增加了1.58亿美元，主要是由于我们的天然气收集和加工、天然气液体和天然气管道部门的运营成本和折旧费用增加了2.39亿美元。
净收益和稀释每股收益的增加主要是由于上述项目、投资净收益中的股本增加、现金余额增加和利率上升导致利息收入增加以及与公开市场回购相关的债务清偿净收益。这些增长被较高的所得税和因收购麦哲伦而产生的利息成本增加部分抵消，其中包括收购的债务余额、我们2023年8月发行的52.5亿美元票据以及与我们未提取和终止的364天过桥贷款安排相关的承诺费。
资本支出增加的主要原因是我们的资本项目，包括我们的MB-6分馏塔、NGL管道扩建项目和Viking压缩项目。
关于我们的财务结果和经营信息的更多信息在下面的讨论中提供，分别针对我们的四个部门。关于收购麦哲伦，我们根据首席运营决策者定期审阅的财务信息的某些变化和其他因素审查了我们的业务部门。在回顾的基础上，我们增加了精炼产品和原油部分。这一变化于2023年9月25日生效，对我们任何时期的合并财务报表都没有影响。
截至2022年12月31日的年度财务业绩和经营资料精选与2021年对比-截至2022年12月31日的年度的综合和分部财务业绩和经营信息，与截至2021年12月31日的年度相比，包含在管理层对我们2022年年报的财务状况和经营成果的讨论和分析的第二部分第7项，表格10-K，可通过美国证券交易委员会的网站www.sec.gov和我们的网站www.oneok.com获取。
天然气的收集和加工
基本工程项目-我们的天然气收集和加工部门投资于我们运营的天然气资源丰富地区的资本项目。
有关我们的资本支出融资的讨论，请参阅“流动资金和资本资源”部分的“资本支出”。
精选财务结果和经营信息-下表列出了我们的天然气收集和加工部门在所示时期的某些选定财务结果和运营信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | 2023年与2022年 | | 2022年与2021年 |
| 财务业绩 | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | $增加(减少) |
| | | (数百万美元) |
| 天然气和凝析油销售 | | $ | 2,479 | | | $ | 3,690 | | | $ | 2,821 | | | (1,211) | | | 869 | |
| 残渣天然气销售 | | 1,398 | | | 2,674 | | | 1,484 | | | (1,276) | | | 1,190 | |
采集、压缩、脱水和加工费等收入 | | 179 | | | 169 | | | 156 | | | 10 | | | 13 | |
| 销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | (2,364) | | | (5,117) | | | (3,226) | | | (2,753) | | | 1,891 | |
运营成本，不包括非现金薪酬调整 | | (448) | | | (386) | | | (351) | | | 62 | | | 35 | |
来自未合并关联公司的调整后EBITDA(A) | | 1 | | | — | | | — | | | 1 | | | — | |
投资净收益中的股本(A) | | — | | | 5 | | | 4 | | | (5) | | | 1 | |
| 其他 | | (1) | | | 2 | | | 1 | | | (3) | | | 1 | |
| 调整后的EBITDA | | $ | 1,244 | | | $ | 1,037 | | | $ | 889 | | | 207 | | | 148 | |
| 资本支出 | | $ | 448 | | | $ | 445 | | | $ | 275 | | | 3 | | | 170 | |
(a) - 从2023年开始，我们更新了调整后EBITDA的计算方法，包括来自我们未合并关联公司的调整后EBITDA，这导致2023年调整后EBITDA额外增加了300万美元，我们没有重报前几个时期。见“非公认会计准则财务计量”一节中的净收入与调整后EBITDA的对账。
商品价格和销售量的变化影响销售和燃料的收入和成本，因此，这些细目之间的影响在很大程度上被抵消。
2023年与2022年-调整后的EBITDA增加2.07亿美元，主要原因如下：
•销量增加2.27亿美元，主要原因是落基山脉和中大陆地区生产者活动增加，以及2022年第二季度和第四季度落基山脉地区冬季天气的影响；和
•增加4900万美元，主要原因是平均费率和已实现的凝析油价格(扣除套期保值)增加，但部分被较低的已实现的NGL价格(扣除套期保值)所抵消；偏移量
•运营成本增加6,200万美元，主要是由于与员工相关的成本增加，主要是由于我们的业务增长导致的外部服务、材料和用品费用，以及更高的财产保险费。
与2022年相比，2023年的资本支出相对保持不变，主要是由于2023年各种资本项目的支出增加，但被2022年在2023年第一季度完成的德米克斯湖III项目的支出所抵消。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| 运营信息(A) | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | | |
加工过的天然气(BBtu/d) (b) | | 2,995 | | | 2,612 | | | 2,515 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
平均收费标准($/MMBtu) | | $ | 1.17 | | | $ | 1.10 | | | $ | 1.04 | |
(A)-仅包括合并实体的卷。
(B)-包括我们在公司拥有的设施和第三方设施加工的数量。
2023年与2022年-我们的天然气加工量增加，主要是由于落基山和中大陆地区生产商活动增加，以及2022年第二季度和第四季度落基山脉地区冬季天气的影响。
我们的平均费率上升，主要是由于威利斯顿盆地更高费用合同的交易量增加，以及我们合同中基于通胀的自动扶梯的贡献。此外，对于POP合同的某些费用，我们的合同费用由于生产量、交货压力或相对于指定合同门槛的商品价格而增加。
天然气液体
基本工程项目-我们的天然气液体部门投资于资本项目，以运输、分离、储存、交付到市场中心，并从页岩和其他资源开发地区接收天然气供应。我们的增长战略重点放在
将落基山脉地区、中大陆地区和二叠纪盆地的多样化供应盆地与石化和炼油行业的纯天然气需求以及墨西哥湾沿岸的天然气出口连接起来。我们积极监控用于建设基建项目的材料和设备的交货期，并为潜在项目签订长期交货期项目的采购协议，以规划未来的增长。有关我们的基本工程项目的更多资料，请参阅“最新发展”一节的“基本工程计划”。
2023年，我们连接了二叠纪盆地的两个第三方天然气加工厂和落基山地区的一个附属天然气加工厂。
有关我们的资本支出融资的讨论，请参阅“流动资金和资本资源”部分的“资本支出”。
精选财务结果和经营信息- 下表列出了我们的天然气液体部门在所指时期的某些选定的财务结果和经营信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | | 2023年与2022年 | | 2022年与2021年 |
| 财务业绩 | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | $增加(减少) |
| | | (数百万美元) |
| 天然气和凝析油销售 | | $ | 13,666 | | | $ | 18,329 | | | $ | 13,653 | | | (4,663) | | | 4,676 | |
| 交易所服务和其他收入 | | 559 | | | 558 | | | 559 | | | 1 | | | (1) | |
| 运输和仓储收入 | | 204 | | | 180 | | | 180 | | | 24 | | | — | |
| 销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | (11,592) | | | (16,546) | | | (11,940) | | | (4,954) | | | 4,606 | |
| 运营成本，不包括非现金薪酬调整 | | (637) | | | (549) | | | (499) | | | 88 | | | 50 | |
来自未合并关联公司的调整后EBITDA(A) | | 67 | | | — | | | — | | | 67 | | | — | |
投资净收益中的股本(A) | | — | | | 35 | | | 21 | | | (35) | | | 14 | |
| 其他 | | 778 | | | 88 | | | (10) | | | 690 | | | 98 | |
| 调整后的EBITDA | | $ | 3,045 | | | $ | 2,095 | | | $ | 1,964 | | | 950 | | | 131 | |
| | | | | | | | | | |
| 资本支出 | | $ | 818 | | | $ | 581 | | | $ | 307 | | | 237 | | | 274 | |
(a) - 从2023年开始，我们更新了调整后EBITDA的计算方法，包括来自我们未合并关联公司的调整后EBITDA，这导致2023年调整后EBITDA额外增加了900万美元，我们没有重报前几个时期。见“非公认会计准则财务计量”一节中的净收入与调整后EBITDA的对账。
商品价格和销售量的变化影响销售和燃料的收入和成本，因此，这些细目之间的影响在很大程度上被抵消。
2023年与2022年-调整后的EBITDA增加9.5亿美元，主要原因如下：
•与梅德福德事件有关的增加6.63亿美元，原因是和解收益7.79亿美元，但被1.46亿美元的第三方分馏费用部分抵消，相比之下，2022年45天等待期的不利影响约为3000万美元；
•交换服务增加3.03亿美元，主要原因是全系统交易量增加，但部分被商品价差收窄所抵消；
•来自未合并附属公司的收入增加3200万美元，主要原因是向陆上通道管道输送的数量增加以及2023年计算方法的改变；
•增加2000万美元，主要原因是ONEOK North系统容量增加和存储收入增加；和
•优化和营销增加1200万美元，主要原因是库存中的纯净NGL销售收益增加；偏移量
•运营成本增加8800万美元，主要原因是与员工相关的成本增加，以及由于我们业务的增长而增加的外部服务，以及更高的财产保险费。
资本支出ES2023年的增长主要归因于资本项目，其中包括我们的MB-6分馏塔和管道扩建项目。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| 操作信息 | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | | | | | |
原始饲料吞吐量(Mbbl/d) (a) | | 1,359 | | | 1,237 | | | 1,198 | | |
康威到贝尔维尤OPIS的平均价差- 乙烷/丙烷混合物中的乙烷(美元/加仑) | | $ | 0.04 | | | $ | 0.04 | | | $ | (0.01) | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
(A)-代表我们为其提供运输和/或分级服务的实物原料量。
我们普遍预计乙烷产量会随着天然气总产量的相应增加或减少而增加或减少。然而，由于乙烷经济导致生产商回收或拒绝乙烷，乙烷产量的增长或下降可能大于NGL总产量的相应增长或下降。
2023年与2022年-产量增加的主要原因是二叠纪盆地和落基山脉地区的产量增加，以及中大陆地区的乙烷产量增加。
天然气管道
基本工程项目-我们的天然气管道部门投资于为最终用户提供运输和存储服务的资本项目。2024年2月，FERC批准了我们的萨瓜罗连接器管道公司S的总统许可申请，在美国和墨西哥边境建设和运营新的国际过境设施。拟议的边境设施将上游连接到潜在的州内管道-Saguaro Connector管道。此外，拟议的边境设施将在国际边界与墨西哥正在开发的一条新管道连接，以便输送到墨西哥西海岸的液化天然气出口设施。Saguaro Connector管道的最终投资决定预计将于2024年年中做出。
2023年，我们完成了俄克拉荷马州天然气储存设施注入能力的扩展，使我们能够利用和订阅现有存储容量的额外4Bcf，到2027年完全订阅，到2029年订阅90%。我们正在重新启动之前闲置的储存设施，在德克萨斯州拥有3Bcf的工作天然气储存能力，这些设施已经在稳固的基础上被完全认购。我们还进一步扩大了我们在俄克拉何马州的注入能力，使我们能够订阅更多的公司存储容量。
有关我们的基本工程计划的讨论，请参阅“近期发展”一节的“基本工程计划”。
有关我们的资本支出融资的讨论，请参阅“流动资金和资本资源”部分的“资本支出”。
精选财务结果和经营信息 - 下表列出了我们天然气管道部分在所示时期的某些选定财务结果和运营信息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， | | 2023年与2022年 | | 2022年与2021年 |
| 财务业绩 | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 美元增加（减少） |
| | | | | (数百万美元) |
| 运输收入 | | $ | 423 | | | $ | 409 | | | $ | 413 | | | 14 | | | (4) | |
| 存储收入 | | 159 | | | 130 | | | 78 | | | 29 | | | 52 | |
| 剩余天然气销售和其他收入 | | 41 | | | 40 | | | 116 | | | 1 | | | (76) | |
销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | (28) | | | (25) | | | (11) | | | 3 | | | 14 | |
运营成本，不包括非现金薪酬调整 | | (194) | | | (174) | | | (162) | | | 20 | | | 12 | |
来自未合并关联公司的调整后EBITDA(A) | | 160 | | | — | | | — | | | 160 | | | — | |
投资净收益中的股本(A) | | — | | | 108 | | | 97 | | | (108) | | | 11 | |
| 其他 | | (2) | | | — | | | (3) | | | (2) | | | 3 | |
| 调整后的EBITDA | | $ | 559 | | | $ | 488 | | | $ | 528 | | | 71 | | | (40) | |
| 资本支出 | | $ | 228 | | | $ | 123 | | | $ | 93 | | | 105 | | | 30 | |
(a) - 从2023年开始，我们更新了调整后EBITDA的计算方法，以包括来自我们未合并附属公司的调整后EBITDA，这导致2023年调整后EBITDA增加了4200万美元，并且我们没有重列前期。 请参阅“非GAAP财务指标”部分中的净利润与调整后EBITDA的对账。
2023年与2022年- 调整后EBITDA增加7100万美元，主要原因如下：
•运输和存储服务增加4300万美元，主要是由于重新谈判合同的存储费率提高、与已完成项目相关的存储量增加以及固定和可中断运输量增加; 和
•由于2023年计算方法的改变，来自未合并附属公司的收入增加了4200万美元；偏移量
•运营成本增加2000万美元，主要原因是与员工相关的成本增加。
资本支出ES2023年增加的主要原因是基本建设项目，包括维京压缩项目。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| 运营信息(A) | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
天然气运输能力签约(MDTH/d) | | 7,743 | | | 7,428 | | | 7,395 | |
| 合同运力 | | 96 | % | | 94 | % | | 95 | % |
(A)-仅包括合并实体的卷。
2022年4月，FERC根据《天然气法》第5条启动了对Guardian费率的审查。2022年8月，嘉德与第5节费率案的参与方达成原则和解。FERC于2023年2月批准了和解协议，导致从2023年4月开始降低利率。降低的费率对我们的运营结果没有实质性的影响。
2023年7月，维京公司根据天然气法案第4条向联邦能源监管委员会提交了一份提高费率的建议。FERC目前正在审查这份申请。虽然申请的最终结果无法预测，但我们预计它不会对我们的运营结果产生实质性影响。
成品油和粗品
基本工程项目- 我们的精炼产品和原油部门投资于资本项目，主要在美国中部运输、储存和分销精炼产品和原油。 我们的增长战略的重点是扩大我们的核心业务和营销影响力。
有关我们的资本支出融资的讨论，请参阅“流动资金和资本资源”部分的“资本支出”。
精选财务结果和经营信息 - 下表列出了麦哲伦收购完成后期间我们精炼产品和原油部门的某些选定财务业绩和运营信息：
| | | | | | | | |
| | |
| | 2023年9月25日至12月31日 |
| 财务业绩 | |
| | | (数百万美元) |
| 产品销售 | | $ | 502 | |
| 运输收入 | | 392 | |
存储、终端和其他收入 | | 177 | |
销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | (450) | |
运营成本，不包括非现金薪酬调整 | | (192) | |
来自未合并附属公司的调整后EBITDA | | 36 | |
| 调整后的EBITDA | | $ | 465 | |
| 资本支出 | | $ | 52 | |
请参阅“非GAAP财务指标”部分中的净利润与调整后EBITDA的对账。
商品价格和销量的变化会影响我们合并利润表中的收入以及销售和燃料成本，因此，这些项目之间的影响在很大程度上被抵消。
| | | | | | | | |
| | | 截至12月31日的三个月， |
运营信息(A) | | 2023 |
精制产品发货量（Mbbl/d) | | 1,547 | |
原油发货量（Mbbl/d) | | 808 | |
(A)-仅包括合并实体的卷。
非公认会计准则财务衡量标准
下表列出了所示期间净利润（最接近的可比GAAP财务业绩指标）与调整后EBITDA的对账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
(未经审计) | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 净利润与调整后EBITDA的对账 | | (百万美元) |
| 净收入 | | $ | 2,659 | | | $ | 1,722 | | | $ | 1,500 | |
| 扣除资本化利息后的利息支出 | | 866 | | | 676 | | | 733 | |
| 折旧及摊销 | | 769 | | | 626 | | | 622 | |
| 所得税 | | 838 | | | 528 | | | 484 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
来自未合并附属公司的调整后EBITDA（c） | | 264 | | | — | | | — | |
投资净收益中的权益（c） | | (202) | | | — | | | — | |
| 非现金补偿费用和其他 | | 49 | | | 68 | | | 41 | |
| 调整后EBITDA（a）（b）（c） | | $ | 5,243 | | | $ | 3,620 | | | $ | 3,380 | |
| 分部调整EBITDA与调整EBITDA的对账 | | | | | | |
| 部门调整后的EBITDA： | | | | | | |
| 天然气的收集和加工 | | $ | 1,244 | | | $ | 1,037 | | | $ | 889 | |
| 天然气液体(A) | | 3,045 | | | 2,095 | | | 1,964 | |
| 天然气管道 | | 559 | | | 488 | | | 528 | |
精炼产品和粗品(D) | | 465 | | | — | | | — | |
| 其他(B) | | (70) | | | — | | | (1) | |
| 调整后EBITDA（a）（b）（c） | | $ | 5,243 | | | $ | 3,620 | | | $ | 3,380 | |
(A)-截至2023年12月31日的年度包括与梅德福德事件有关的6.33亿美元，包括7.79亿美元的和解收益，部分被1.46亿美元的第三方分馏成本抵消。
(B)-截至2023年12月31日的年度，主要包括与麦哲伦收购有关的1.58亿美元的交易成本，但被4900万美元的利息收入和与公开市场回购相关的债务清偿净收益4100万美元部分抵消。
(C)-自2023年起，我们更新了经调整EBITDA的计算方法，以计入来自我们未合并联属公司的经调整EBITDA，使用与记录投资净收益中的股本相同的确认和计量方法。在前几个时期，我们的计算包括投资净收益中的股本。这一变化导致2023年调整后的EBITDA额外增加了6200万美元，我们没有重报前几个时期。
(D)-包括2023年9月25日至2023年12月31日期间的分段调整EBITDA。
或有事件
关于环境和法律问题的讨论，见本年度报告综合财务报表附注O。
其他法律程序-我们是在我们正常运作过程中出现的各种法律程序的一方。虽然这些诉讼的结果不能确切地预测，但我们相信，这些诉讼可能造成的合理损失，无论是个别的还是总体的，都不是实质性的。此外，我们相信这类诉讼可能的最终结果不会对我们的综合经营结果、财务状况或现金流产生重大不利影响。
流动资金和资本资源
一般信息 - 我们现金流入的主要来源是运营现金流、我们商业票据计划和我们25亿美元信贷协议的收益、债务发行和普通股发行，以满足我们的流动性和资本资源需求。
2023年1月，我们与保险公司达成协议，解决与梅德福德事件相关的所有人身损害和业务中断索赔。根据和解协议的条款，我们同意解决总计9.3亿美元的保险赔偿索赔，其中1亿美元于2022年收到。剩余的8.3亿美元在2023年第一季度收到。所得款项用作财产损失的和解、截至和解日期的业务中断索赔，以及代替未来业务中断保险索赔的付款。我们预计2024年我们的运营现金将受到梅德福德事件产生的成本的影响，我们不再收到业务中断收益。
我们预计我们的现金流入来源将提供足够的资源，为我们的运营、资本支出、季度现金股息、长期债务的到期日、股票回购和对未合并附属公司的贡献提供资金。我们相信我们有足够的流动性，因为我们有25亿美元的信贷协议，将于2027年6月到期，并可以通过我们的“市场”股权计划获得10亿美元。截至本报告之日，我们的“按市价”股票计划尚未售出任何股票。
我们可以通过使用固定利率债务、浮动利率债务、国债锁定和利率互换来管理利率风险。有关利率互换的其他资料，请参阅本年报综合财务报表附注E。
现金管理-截至2023年12月31日，我们拥有3.38亿美元的现金和现金等价物。我们使用集中式现金管理计划，将我们的非担保人运营子公司的现金资产集中在联合账户中，以提供财务灵活性，并降低借款成本、交易成本和银行手续费。我们的集中式现金管理计划规定，超过我们运营子公司日常需求的资金将被集中、合并或以其他方式供我们合并集团内的其他实体使用。我们的运营子公司在FERC法规或其运营协议允许的范围内参与本计划。根据现金管理计划，根据参与子公司是否有短期现金盈余或现金需求，我们向子公司提供现金，或子公司向我们提供现金。
保证-2023年12月，ONEOK根据其以前的债务契约承担了麦哲伦的债务，麦哲伦为未偿还票据提供了担保。截至2023年12月31日，麦哲伦不再有未偿债务。我们担保ONEOK Partners的某些债务证券，而ONEOK Partners、中间伙伴关系和麦哲伦担保我们的某些债务证券。对我们和ONEOK合作伙伴的债务的担保是对每一系列未偿还证券的持有者的全额、不可撤销、无条件和绝对的连带担保。担保项下的负债与所有现有和未来的优先无担保债务具有同等的偿债权利。中间合伙公司持有ONEOK Partners在其子公司中的所有权益和股权，这些子公司是非担保人，基本上所有资产和业务都由非担保人运营的子公司持有。麦哲伦持有其子公司的权益，这些子公司是非担保人，基本上所有资产和业务都由非担保人运营的子公司持有。因此，根据规则13-01的允许，我们排除了每个发行人和担保人的汇总财务信息，因为子公司发行人和母担保人的合并财务信息，不包括我们在ONEOK Partners和Magellan的所有权益，除担保债务外，不反映任何重大资产、负债或经营结果。有关我们和ONEOK合作伙伴负债的更多信息，请参阅本年度报告中综合财务报表附注H。
短期流动性-我们短期流动性的主要来源包括经营活动产生的现金、从我们的权益法投资收到的分配、我们的商业票据计划的收益和我们25亿美元的信贷协议。截至2023年12月31日，我们在25亿美元的信贷协议下没有借款，我们遵守了所有契约。
截至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3.44亿美元和5.03亿美元，主要原因是长期债务的当前到期日。一般来说，我们的周转资金受几个因素的影响，其中包括：(1)发行债务和股权的时间；(2)资本支出的资金来源；(3)预定的债务偿还；(4)应收账款和应付账款；(2)库存和商品不平衡的数量和成本。随着我们的长期债务变成流动债务，我们未来可能会出现营运资本赤字。我们预计这种性质的营运资本赤字不会对我们的现金流或运营产生实质性的不利影响。
有关我们25亿美元信贷协议的更多信息，请参阅本年度报告中合并财务报表附注H。
长期融资-除了上文讨论的短期流动资金的主要来源外，我们预计将根据需要通过发行长期票据为我们的长期融资需求提供资金。获得融资的其他选择包括但不限于发行普通股、金融机构贷款、发行可转换债务证券或优先股证券、资产证券化以及出售和回租设施。
我们可以在任何时候通过现金购买和/或股权或债务交换、公开市场回购、私下协商的交易或其他方式，寻求注销或购买我们或ONEOK合作伙伴的未偿债务。该等回购及交换(如有)将按吾等所厘定的条款及价格进行，并将视乎当时的市场情况、或流动资金要求、合约限制及其他因素而定。涉及的金额可能很大。
债务发行-2023年8月，我们完成了52.5亿美元优先无担保票据的承销公开发行，其中包括7.5亿美元，2026年到期的优先票据；7.5亿美元，2028年到期的优先票据；5亿美元，5.80%的优先票据，2030年到期；15亿美元，6.05%的优先票据，2033年到期；以及17.5亿美元，6.625的优先票据，2053年到期。扣除承销折扣、佣金和发行费用后的净收益为52亿美元。净收益用于支付现金对价和与麦哲伦收购有关的其他成本。关于承销的公开发行，我们终止了52.5亿美元无担保364天过桥贷款安排的未提取承诺书。
偿还债务-2023年，我们在公开市场回购了若干优先票据的未偿还本金3.22亿美元，总回购价格为2.8亿美元，包括应计和未付利息，手头有现金。与这些公开市场回购有关，我们确认了4100万美元的债务清偿净收益。
2023年11月，我们向北方边界公司出资9100万美元，加上我们合资伙伴的等额出资，用于部分偿还其循环信贷安排的未偿还余额和为资本项目提供资金。
2023年6月，我们赎回了2023年9月到期的5亿美元、利率为7.5%的优先票据，本金的100%，外加应计和未付利息，手头有现金。
2023年6月，我们向Roadrunner提供了1.05亿美元的股权，加上我们合资伙伴的等额出资，用于偿还Roadrunner的未偿债务。
2023年2月，我们赎回了2023年9月到期的4.25亿美元5.0%优先票据，本金的100%，外加应计和未付利息，手头有现金。
股票发行-2023年9月25日，我们完成了对麦哲伦的收购。根据合并协议，麦哲伦的每个普通股以0.667股Oneok普通股和25美元现金的固定比例交换，总对价为141亿美元。我们发行了大约1.35亿股普通股，截至麦哲伦收购结束日的公允价值约为90亿美元。
股份回购计划-2024年1月，我们的董事会批准了一项股票回购计划，购买我们最多20亿美元的已发行普通股，并计划在未来四年内主要利用该计划。我们预计，根据市场状况和其他因素，我们将根据自己的酌情决定权，不时通过公开市场交易或通过私下谈判的交易获得股份。我们预计，任何购买的资金都将来自手头的现金、运营现金流和短期借款。该计划将在20亿美元普通股回购完成或2029年1月1日终止，以较早发生者为准。截至2024年2月20日，该计划尚未回购任何股票。
物质承诺-我们有与资本支出、优先票据和相应利息支付相关的重大现金承诺，我们预计将通过上文讨论的现金流入来源为这些承诺提供资金。本公司的优先票据及利息支付于本年报综合财务报表附注H中讨论。我们还有与运输、储存和其他商业合同相关的现金承诺，以及我们的金融和实物衍生品义务，我们预计将用运营现金为这些义务提供资金。
资本支出 -我们主动监测建设基本项目所用材料和设备的交货期，并为潜在项目签订长期交货期项目的采购协议，以规划未来的增长。我们的资本支出通常通过运营现金流和短期和长期债务提供资金。
下表列出了我们在所示期间的资本支出(不包括AFUDC)：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 资本支出 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | (数百万美元) |
| 天然气的收集和加工 | | $ | 448 | | | $ | 445 | | | $ | 275 | |
| 天然气液体 | | 818 | | | 581 | | | 307 | |
| 天然气管道 | | 228 | | | 123 | | | 93 | |
精炼产品和粗制产品(A) | | 52 | | | — | | | — | |
| 其他 | | 49 | | | 53 | | | 22 | |
| 资本支出总额 | | $ | 1,595 | | | $ | 1,202 | | | $ | 697 | |
(a) - 包括2023年9月25日至2023年12月31日期间的资本支出。
与2022年相比，2023年的资本支出有所增加，这主要是由于我们的资本项目，包括我们的MB-6分馏塔、NGL管道扩建项目和Viking压缩项目。请参阅“最新发展”一节对我们已宣布的资本项目的讨论。
我们预计2024年不包括AFUDC和资本化利息的总资本支出为17.5亿至19.5亿美元。
信用评级-我们截至2024年2月20日的长期债务信用评级如下表所示：
| | | | | | | | | | | |
| 评级机构 | 长期评级 | 短期评级 | 展望 |
| 穆迪 | Baa2 | Prime-2 | 稳定 |
| 标普(S&P) | BBB | A-2 | 稳定 |
惠誉 | BBB | F2 | 稳定 |
我们的信用评级属于投资级，可能会受到我们的杠杆、流动性、信用状况或潜在交易的影响。2023年4月，穆迪将我们的长期债务评级从Baa3上调至Baa2，将我们的短期债务评级从Prime-3上调至Prime-2，并将前景展望从正面改为稳定。评估我们信用评级的最常见标准是债务与EBITDA的比率、利息覆盖率、业务风险状况和流动性。如果我们的信用评级被下调，我们根据25亿美元信贷协议借入资金的成本可能会增加，可能会失去进入商业票据市场的机会。如果我们无法根据我们的商业票据计划借入资金，并且我们的业务没有发生实质性的不利变化，我们将继续获得我们的25亿美元信贷协议，该协议将于2027年到期。根据我们25亿美元的信贷协议，仅凭不利的信用评级变化并不是违约。
在正常业务过程中，我们的交易对手向我们提供有担保和无担保的信贷。如果我们的信用评级被下调或我们的交易对手对我们的信誉的评估发生重大变化，我们可能被要求以现金、信用证或其他可转让票据的形式提供额外的抵押品，作为继续与该等交易对手开展业务的条件。我们可能被要求用现金、信用证或其他可转让票据为交易对手的保证金要求提供资金。
分红-我们普通股的持有者在董事会宣布的任何普通股股息中平等分配股份，但须符合已发行优先股持有者的权利。2023年，我们支付的普通股股息总计为每股3.82美元，与2022年每股3.74美元的股息相比增长了2%。2024年2月，我们支付了每股0.99美元的季度普通股股息(折合成年率为每股3.96美元)，与上年同期相比增长了3.7%。
我们的E系列优先股按每股E系列优先股支付季度股息，当我们的董事会宣布时，按每年5.5%的比率支付。2023年，我们为E系列优先股支付了100万美元的股息。2024年2月，我们为E系列优先股支付了总计30万美元的季度股息。
在截至2023年12月31日的一年中，我们的运营现金流比支付的股息多26亿美元，部分原因是2023年梅德福德和解协议收到的保险收益。我们预计我们的运营现金流将继续为我们的现金股息提供足够的资金。在运营现金流不足以为我们的股息提供资金的情况下，我们可以利用手头其他短期和长期流动性来源的现金为我们的部分股息提供资金。
现金流量分析
我们使用间接法编制现金流量表。在这种方法下，我们通过对影响净收入但不会导致期间实际现金收入或付款的项目以及不影响净收入的经营性现金项目的净收入进行调整，将净收入与经营活动提供的现金流量进行调节。这些对账项目可能包括折旧和摊销、递延所得税、减值费用、建筑期间使用的股权基金准备、出售资产的损益、权益法投资的未分配净收益、基于股份的薪酬支出、其他金额以及未归类于投资或融资活动的资产和负债的变化。
下表列出了所示期间按业务、投资和筹资活动分列的现金流量变化情况：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | (数百万美元) |
| 提供的现金总额(用于)： | | | | | | |
| 经营活动 | | $ | 4,421 | | | $ | 2,906 | | | $ | 2,546 | |
| 投资活动 | | (6,404) | | | (1,139) | | | (665) | |
| 融资活动 | | 2,101 | | | (1,693) | | | (2,259) | |
| 现金及现金等价物的变动 | | 118 | | | 74 | | | (378) | |
| 期初现金及现金等价物 | | 220 | | | 146 | | | 524 | |
| 期末现金及现金等价物 | | $ | 338 | | | $ | 220 | | | $ | 146 | |
营运现金流-经营现金流受到我们业务活动的收益以及我们经营资产和负债变化的影响。商品价格和对我们服务或产品的需求的变化，无论是因为一般经济状况、供应的变化、对我们产品的最终产品需求的变化，还是来自其他服务提供商的竞争加剧，都可能影响我们的收益和运营现金流。我们的运营现金流也会受到库存余额变化的影响，库存余额的变化主要是由大宗商品价格、供应、需求和我们资产的运营推动的。
2023年与2022年-在截至2022年12月31日的一年中，经营活动的现金流与2022年同期相比增加了11亿美元，营业资产和负债的变化之前，这主要是由于我们的天然气收集和加工部门的产量增加和平均费率提高导致的运营收入增加，我们的天然气液体部门的交换服务增加，我们的天然气管道部门的运输和储存服务增加，以及由于麦哲伦收购我们的成品油和原油部门的影响而增加；以及从Medford和解收到的保险收益。有关经营结果的讨论，请参阅“财务业绩和经营信息”。
营业资产和负债的变化使截至2023年12月31日的年度的营业现金流增加了3.58亿美元，而2022年同期减少了5800万美元。这一变化主要是由于从交易对手和库存收到现金的时间安排以及商品价格的变化导致应收账款的变化，风险管理资产和负债的变化部分抵消了这一变化。
投资现金流
2023年与2022年 - 截至2023年12月31日的一年中，投资活动中使用的现金比2022年同期增加了53亿美元，这主要是由于为收购麦哲伦支付了50亿美元的现金。
融资现金流
2023年与2022年-截至2023年12月31日的一年，融资活动的现金比2022年同期增加了38亿美元，这主要是由于发行了52.5亿美元的与麦哲伦收购相关的优先无担保票据。
截至2022年12月31日的年度与2021年的现金流分析--与2021年12月31日终了年度相比，2022年12月31日终了年度的现金流量分析载于管理层第二部分第7项。
《我们2022年年度报告财务状况和经营成果讨论与分析》的Form 10-K，可通过美国证券交易委员会网站www.sec.gov和我们的网站www.oneok.com获取。
新会计准则的影响
关于新会计准则的影响的信息包括在附注A中 本年度报告中的合并财务报表附注。
关键会计估计
根据公认会计原则编制我们的合并财务报表和相关披露，要求我们对不能确切知道的影响资产和负债报告金额的价值或条件做出估计和假设，并在合并财务报表日期披露或有资产和负债。这些估计数和假设也影响报告所述期间报告的收入和支出数额。尽管我们相信这些估计和假设是合理的，但实际结果可能与我们的估计不同。
以下是我们最关键的会计估计的摘要，这些估计被定义为对描述我们的财务状况和经营结果最重要的估计，需要管理层做出最困难、最主观或最复杂的判断，特别是因为需要对内在不确定事项的影响进行估计。我们已经与我们董事会的审计委员会讨论了我们关键会计估计的制定和选择。有关我们会计政策的说明，请参阅本年报综合财务报表附注A。
企业合并会计中的公允价值估计-企业合并会计要求资产和负债在初始确认交易时按其估计公允价值入账。估计与企业合并会计有关的资产和负债的公允价值需要管理层作出估计、假设和判断，在某些情况下，管理层还可以利用第三方专家协助这些估计并提供咨询。
为了估计收购资产和承担的负债的公允价值，我们使用了广泛接受的估值方法，包括现金流量贴现和成本法。贴现现金流方法采用的假设包括但不限于估计未来现金流量、适用于估计未来现金流量的贴现率、估计回报率和估计客户流失率。成本法根据估计的资产建造成本估计资产的公允价值，并要求使用各种投入和假设。虽然我们认为我们已经做出了合理的假设来估计公允价值，但这些假设本质上是不确定的。考虑到大量的假设及其相互依存关系，对我们的假设变化的敏感性的估计是不可行的，这可能会对我们的估计产生重大影响。
随着有关收购日条件的更多信息可用，企业合并中记录的收购价格分配可能在测算期内发生变化，该测算期自收购之日起不得超过一年。
有关业务合并的其他讨论，请参阅本年度报告中合并财务报表附注B。
衍生品和风险管理活动-我们利用衍生品来减少我们对大宗商品价格和利率波动的市场风险敞口，并实现更可预测的现金流。衍生工具公允价值变动的会计处理取决于它是否符合并已被指定为套期保值关系的一部分。在可能的情况下，我们使用符合会计目的的套期保值的衍生金融工具实施有效的套期保值策略。我们没有将衍生工具用于交易目的。就被指定为现金流量对冲的衍生工具而言，衍生工具公允价值变动所产生的损益将于累计其他全面亏损中递延，直至预测交易影响盈利为止，届时衍生工具的公允价值将重新分类为盈利。
我们在对冲开始时评估套期保值关系，并在之后定期评估，以确定套期保值关系是否高度有效，并预计仍将如此。我们不认为衍生工具的公允价值估计的变化对我们的经营业绩有重大影响，因为我们的大部分衍生工具被计入有效的现金流对冲。然而，如果衍生工具不符合现金流量对冲会计的资格，或我们未能适当地将其指定为现金流量对冲，则衍生工具的公允价值变动将在当前入账。
在收入方面。此外，如果现金流量对冲因预测交易不再可能发生而不再有资格进行对冲会计处理，则衍生工具的公允价值变动将在收益中确认。关于商品价格敏感性的更多信息和对定价变化的市场风险的讨论，见项目7A，关于市场风险的定量和定性披露。
有关公允价值计量、衍生工具及风险管理活动的额外讨论，请参阅本年度报告综合财务报表附注A、D及E。
商誉减值、长期资产减值，包括无形资产和权益法投资-我们至少每年评估一次截至7月1日的减值商誉，除非事件或情况变化表明减值可能在该时间之前发生。作为商誉减值测试的一部分，我们可能会首先评估定性因素(包括宏观经济状况、行业和市场考虑因素、成本因素和整体财务表现)，以确定我们每个商誉报告单位的公允价值是否更有可能低于其账面价值。如果需要进一步测试或选择定量测试，我们将执行第一步商誉减值分析。
在第1步分析中，通过将报告单位的公允价值与其账面金额(包括商誉)进行比较来进行评估。如果报告单位的账面价值超过其公允价值，减值损失将确认为相当于超出部分的金额，但限于分配给该报告单位的商誉总额。
当事件或环境变化显示一项资产的账面金额可能无法收回时，我们就评估我们的长期资产，包括无形资产的减值。若长期资产之账面值超过预期因使用及最终处置该资产而产生之未贴现未来现金流量总和，则为减值。如果出现减值，我们将计入相当于长期资产账面价值和公允价值之间差额的减值损失。
当事件或情况显示投资价值出现非暂时性损失时，我们对未合并联营公司的权益法投资进行减值评估。当发生价值损失的证据时，我们会比较我们对投资的公允价值的估计与投资的账面价值，以确定是否发生了减值。若估计公允价值低于账面值，而吾等认为价值下降并非暂时性，则账面值超过公平值的部分在综合财务报表中确认为减值费用。
我们的减值测试需要使用假设和估计，例如行业经济因素和未来业务战略的盈利能力。为了估计长期资产的未贴现未来现金流，我们可以应用概率加权方法，该方法结合了与基础长期资产相关的不同假设和潜在结果。评价是在存在单独可识别现金流的最低水平进行的。为了估计这些资产的公允价值，我们使用了两种普遍接受的估值方法，收益法和市场法。根据收益法，我们的贴现现金流分析包括以下不容易获得的投入：反映行业资本成本、我们的估计合同率、交易量、运营利润率、运营和维护成本以及资本支出的贴现率。在市场法下，我们的投入包括EBITDA倍数，这是根据最近的同行收购交易估计的，以及预测EBITDA，它纳入了类似于收益法下使用的投入。如果实际结果与我们的假设和估计不一致，或者我们的假设和估计因新信息而发生变化，我们可能会面临未来的减值费用。
有关商誉及无形资产、长期资产及对未合并联营公司的投资的额外讨论，请参阅本年度报告综合财务报表附注A、F、G及N。
物业、厂房及设备的折旧方法及估计使用寿命-我们的财产、厂房和设备使用直线法折旧，该方法纳入了有关有用经济寿命和剩余价值的管理假设。随着我们将更多资产投入使用或因收购或资产购买而获得资产，我们与折旧费用相关的估计已变得更加重要，我们资产的估计使用寿命的变化可能会对我们的运营结果产生实质性影响。在我们将资产投入使用时，我们相信这些假设是合理的；然而，情况可能会发展，导致我们改变这些假设，这将前瞻性地改变我们的折旧费用。此类情况的例子包括：(I)竞争、(Ii)限制资产估计经济寿命的法律法规、(Iii)使资产过时的技术、(Iv)预期残值、(V)受监管资产的差饷案件或差饷结算结果，以及(Vi)我们资产所在资源盆地(如有)剩余经济寿命的预测。对于本表格10-K所列财政年度，对可用年限的确定没有作出任何改变，这将对未来期间折旧费用的计时产生重大影响。
有关物业、厂房及设备的额外讨论，请参阅本年度报告综合财务报表附注F。
第7A项包括关于市场风险的定量和定性披露
以下讨论的市场风险敞口包括前瞻性陈述，代表对未来收益可能发生变化的估计，假设我们的衍生品投资组合内的利率或大宗商品价格未来假设变动。我们对市场风险的看法不一定代表可能发生的实际结果，也不代表可能发生的最大可能损益，因为实际损益将不同于根据利率或大宗商品价格的实际波动和交易时间估计的损益。
由于大宗商品价格和利率波动，我们面临着市场风险。市场风险是指由于市场利率和价格的不利变化而产生的损失风险。我们可以使用包括远期销售、掉期、期权和期货在内的金融工具来管理某些可识别或预期交易的风险，并实现更可预测的现金流。我们的风险管理职能遵循我们的风险监督和战略委员会制定的政策和程序，以监控我们的天然气、天然气、成品油、凝析油和原油营销活动和利率，以确保我们的对冲活动缓解市场风险，并遵守批准的门槛或限制。我们不会将金融工具用于交易目的。
我们利用敏感性分析模型来评估与我们的衍生品投资组合相关的风险。敏感性分析基于基础商品价格或利率的假设10%变动来衡量我们衍生工具的公允价值的潜在变化。除这些变数外，衍生工具组合的公允价值亦受工具名义金额及用以厘定现值的折现率波动影响。由于吾等订立此等衍生工具是为了减低若干业务活动所附带的风险(如下所述)，因此我们的衍生产品组合市值的变动通常会主要由对冲项目的相应损益抵销。
见附注A 本年度报告综合财务报表附注，以讨论我们对衍生工具的会计政策及对综合财务报表的影响。
商品价格风险
作为我们套期保值策略的一部分，我们使用商品衍生金融工具和本年报综合财务报表附注E所述的实物远期合约，以减少天然气、NGL、成品油、凝析油和原油近期价格波动的影响。
下表列出了基础商品价格假设10%的变化将对截至所示日期我们的商品衍生工具的估计公允价值的影响：
| | | | | | | | | | | |
| 商品合同 | 十二月三十一日，
2023 | | 十二月三十一日，
2022 |
| | (数百万美元) |
| 成品油、原油和液化石油气 | $ | 67 | | | $ | 35 | |
| 天然气 | 5 | | | 18 | |
| | | |
| 商品合同估计公允价值变动总额 | $ | 72 | | | $ | 53 | |
我们的敏感度分析代表对假设未来市场价格变动将在我们的商品衍生品合约上确认的合理可能收益和损失的估计，并不一定表明可能发生的实际结果。由于市场价格的实际波动以及年内我们的商品衍生产品组合的变化，实际损益可能与估计的不同。
利率风险
我们通过25亿美元信贷协议、商业票据计划、定期贷款协议和长期债务发行进行借款，从而面临利率风险。未来商业票据利率或债券利率的上升可能会使我们面临未来借款的利息成本增加的风险。我们可以通过使用固定利率债务、浮动利率债务、国债锁定和利率互换来管理利率风险。
财政部锁定是支付基准国债利率与协议条款中指定的利率之间的差额的协议。2023年第二季度，我们进行了11亿美元的财政部锁定，以对冲我们预测的部分债务发行的利息支付的可变性。2023年第三季度，我们解决了与麦哲伦收购相关的52.5亿美元优先无担保票据的承销公开发行相关的所有财政部锁定。在2023年12月31日和2022年12月31日，我们都没有未完成的财政部锁定协议。
利率互换是根据指定的名义金额在未来某个时间点交换利息支付的协议。截至2022年12月31日，我们有名义金额总计4亿美元的远期利率互换，以对冲我们预测的部分债务发行的利息支付的可变性。在2023年第三季度，我们结算了与我们承销的公开发行的52.5亿美元优先无担保票据相关的全部4亿美元远期利率互换，这些优先无担保票据与麦哲伦的收购相关。截至2023年12月31日，我们没有未偿还的远期利率掉期。
有关套期保值活动的更多信息，请参阅本年度报告中合并财务报表附注E。
交易对手信用风险
我们的某些交易对手可能会受到相对较低的大宗商品价格环境的影响，并可能遇到财务问题，这可能会导致无法付款和/或无法履行，这可能会对我们的运营业绩产生不利影响。
天然气的收集和加工-我们的天然气收集和加工部门的服务收入主要来自主要和独立的原油和天然气生产商，其中包括大型综合和独立的勘探和生产公司。在这一细分市场中，我们的下游商品销售客户主要是公用事业公司、大型工业公司、营销公司和我们的NGL附属公司。我们通常不会因生产商根据POP合同收取费用而面临重大信用风险，因为我们出售大宗商品，并将部分销售收益减去我们的合同费用返还给生产商。2023年和2022年，我们的天然气收集和加工部门的下游商品销售分别约有90%和95%是通过S&P评级为投资级的客户、通过可比的内部交易对手分析批准的或以信用证或其他抵押品担保的。
天然气液体-我们的天然气液体部门的交易对手主要是NGL和天然气收集和加工公司；主要和独立的原油和天然气生产公司；公用事业公司；大型工业公司；天然气汽油分销商；丙烷分销商；市政当局；以及石化、炼油和营销公司。我们向天然气和天然气收集加工交易对手和天然气管道运输客户收取费用。我们的大部分交易所服务费通常不会面临重大信用风险，因为我们从收集和处理交易对手那里购买NGL，并从我们汇款的金额中扣除我们的费用。我们还从纯净NGL的下游销售中赚取销售收入。2023年和2022年，这一细分市场约85%的商品销售给了S评级为投资级的客户，通过可比的内部交易对手分析获得批准，或以信用证或其他抵押品担保。此外，我们的天然气液体部分的大部分管道费率为我们提供了要求托运人提供安全保障的能力。
天然气管道-我们天然气管道部门的客户主要是当地的天然气分销公司、发电设施、大型工业公司、市政当局、生产商、加工商和营销公司。2023年和2022年，我们在这一领域的收入中，约有90%来自被S评级为投资级、通过可比的内部交易对手分析批准的客户，或由信用证或其他抵押品担保的客户。此外，我们的天然气管道部分的大部分管道费率为我们提供了要求托运人提供安全保障的能力。
精炼产品和粗制产品-我们的精炼产品和原油部门的客户包括炼油商、批发商、零售商、贸易商、铁路、航空公司和地区性农业合作社。2023年第四季度，我们在这一领域的收入中，约有70%来自被S评级为投资级、通过可比内部交易对手分析批准的客户，或以信用证、留置权或其他抵押品为担保的客户。
项目8.编制财务报表和补充数据
独立注册会计师事务所报告
致ONEOK，Inc.董事会和股东
关于财务报表与财务报告内部控制的几点看法
我们审计了ONEOK，Inc.及其子公司(“贵公司”)截至2023年12月31日和2022年12月31日的综合资产负债表，以及截至2023年12月31日的三个年度的相关综合收益表、全面收益表、权益变动表和现金流量表，包括相关附注(统称为“综合财务报表”)。我们还根据特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布的内部控制-综合框架(2013)中确立的准则审计了公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制。
我们认为，上述综合财务报表按照美国公认的会计原则，公平地反映了本公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日的三个年度的经营业绩和现金流量。此外，我们认为，根据COSO发布的《内部控制-综合框架(2013)》中确立的标准，截至2023年12月31日，公司在所有实质性方面都对财务报告实施了有效的内部控制。
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。
正如管理层关于财务报告内部控制的报告中所述，管理层已将麦哲伦中流合伙公司(“麦哲伦”)排除在2023年12月31日的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该公司。我们还将麦哲伦排除在财务报告内部控制审计之外。麦哲伦是一家全资子公司，其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，分别占截至2023年12月31日和截至2023年12月31日的相关综合财务报表金额的32%和6%。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)与保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录有关；(2)提供合理保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；以及(Iii)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产提供合理保证。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会且(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、主观性或复杂判断的当期综合财务报表审计所产生的事项。关键审计事项的沟通不会以任何方式改变我们对合并的意见 财务报表作为一个整体，我们不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
收购Magellan Midstream Partners，LP-管道和无形资产的估值
如合并财务报表附注B所述，公司于2023年9月25日收购了麦哲伦。根据合并协议，麦哲伦的每股普通股被交换为0.667股Oneok普通股和25美元现金的固定比例，总对价为141亿美元。此外，该公司还承担了麦哲伦的债务，公允价值为40亿美元。此次收购的结果是确认了118亿美元的财产、厂房和设备(PP&E)，其中很大一部分与管道有关，以及10亿美元的无形资产，与客户关系有关。麦哲伦的收购采用了企业合并会计的收购方法，除其他事项外，要求收购的资产和假定在收购日按其公允价值入账的负债。正如管理层披露的那样，为了估计收购的资产和承担的负债的公允价值，管理层使用了包括贴现现金流和成本法在内的估值技术。贴现现金流方法采用的假设包括但不限于估计未来现金流量、适用于估计未来现金流量的贴现率、估计回报率和估计客户流失率。成本法根据估计的资产建造成本估计资产的公允价值，并要求使用各种投入和假设。
我们确定执行与收购麦哲伦相关的管道和无形资产估值的程序是一项关键审计事项的主要考虑因素是：(1)管理层在为收购的管道和无形资产制定公允价值估计时的重大判断；(2)审计师在执行程序和评估管理层的重大假设方面的高度判断、主观性和努力，这些假设涉及用于评估收购的管道的估计建造成本、估计的未来现金流、适用于估计的未来现金流量的贴现率、估计的回报率和用于评估收购的无形资产的估计客户流失率；(3)审计工作涉及使用具有专门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措施的有效性，包括控制管理层对与收购有关的管道和无形资产的估值。除其他外，这些程序还包括：(1)测试管理层制定管道和无形资产公允价值估计的程序；(2)评估用于确定管道公允价值的成本法和用于确定无形资产公允价值的贴现现金流量模型(统称为“估值方法”)的适当性；(3)测试估值方法中使用的基础数据的完整性和准确性；及(Iv)评估管理层所采用的重大假设的合理性，该等假设涉及用以评估收购管道的估计建造成本、估计未来现金流量、应用于估计未来现金流量的贴现率、估计回报率及估计客户流失率，以评估收购无形资产的价值。评估管理层与用于评估所涉无形资产价值的估计未来现金流量有关的假设
评估管理层使用的假设是否合理，考虑到(1)麦哲伦目前和过去的业绩以及(2)与审计其他领域获得的证据的一致性。具有专业技能和知识的专业人员被用于协助评估(I)评估方法的适当性和(Ii)用于评估管道的估计建造成本的合理性，以及用于评估无形资产的估计未来现金流、估计回报率和估计客户流失率的贴现率的合理性。
/s/ 普华永道会计师事务所
俄克拉荷马州塔尔萨
2024年2月27日
自2007年以来，我们一直担任本公司的审计师。
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| ONEOK，Inc.和子公司 | | | | | | |
| 合并损益表 | | | | | | |
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| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | （数百万美元，每股金额除外) |
| 收入 | | | | | | |
| 商品销售 | | $ | 15,614 | | | $ | 20,976 | | | $ | 15,180 | |
| 服务 | | 2,063 | | | 1,411 | | | 1,360 | |
总收入（注P） | | 17,677 | | | 22,387 | | | 16,540 | |
| 销售成本和燃料费(不包括下面单独列出的项目) | | 11,929 | | | 17,910 | | | 12,257 | |
| 运营和维护 | | 1,319 | | | 958 | | | 900 | |
| 折旧及摊销 | | 769 | | | 626 | | | 622 | |
| | | | | | |
| 一般税种 | | 216 | | | 191 | | | 167 | |
交易成本（注B） | | 158 | | | — | | | — | |
其他营业收入，净（注C） | | (786) | | | (105) | | | (2) | |
| 营业收入 | | 4,072 | | | 2,807 | | | 2,596 | |
投资净收益中的权益（注N） | | 202 | | | 148 | | | 122 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 其他收入(费用)，净额 | | 89 | | | (29) | | | (1) | |
利息费用（扣除资本化利息美元43, $57及$25，分别) | | (866) | | | (676) | | | (733) | |
| 所得税前收入 | | 3,497 | | | 2,250 | | | 1,984 | |
所得税（注M） | | (838) | | | (528) | | | (484) | |
| 净收入 | | 2,659 | | | 1,722 | | | 1,500 | |
| 减：优先股股息 | | 1 | | | 1 | | | 1 | |
| 普通股股东可获得的净收入 | | $ | 2,658 | | | $ | 1,721 | | | $ | 1,499 | |
| | | | | | |
基本每股收益（注J） | | $ | 5.49 | | | $ | 3.85 | | | $ | 3.36 | |
| | | | | | |
稀释每股收益（注J） | | $ | 5.48 | | | $ | 3.84 | | | $ | 3.35 | |
中概股 (百万) | | | | | | |
| 基本信息 | | 484.3 | | | 447.5 | | | 446.4 | |
| 稀释 | | 485.4 | | | 448.4 | | | 447.4 | |
请参阅合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| ONEOK，Inc.和子公司 | | | | | | |
| 综合全面收益表 | | |
| | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | （数百万美元) |
| 净收入 | | $ | 2,659 | | | $ | 1,722 | | | $ | 1,500 | |
| 其他综合收益(亏损)，税后净额 | | | | | | |
衍生品公允价值变化，扣除税款美元（46), $(28)及$61，分别 | | 155 | | | 93 | | | (204) | |
衍生品金额重新分类为净利润，扣除税款美元21, $(60)和$(69)，分别 | | (66) | | | 201 | | | 229 | |
退休和其他退休后福利计划义务的变化，扣除税款美元2, $(16)和$(15)，分别 | | (9) | | | 53 | | | 50 | |
未合并附属公司的其他全面收入（损失），扣除税款美元1, $(5)和$(1)，分别 | | (5) | | | 16 | | | 5 | |
| 扣除税后的其他综合收入总额 | | 75 | | | 363 | | | 80 | |
| 综合收益 | | $ | 2,734 | | | $ | 2,085 | | | $ | 1,580 | |
请参阅合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | | | | |
| ONEOK，Inc.和子公司 | | | | |
| 合并资产负债表 | | | | |
| | | 十二月三十一日， |
| | | 2023 | | 2022 |
| 资产 | | (百万美元) |
| 流动资产 | | | | |
| 现金和现金等价物 | | $ | 338 | | | $ | 220 | |
| 应收账款净额 | | 1,705 | | | 1,532 | |
| 材料和用品 | | 148 | | | 149 | |
| 盘存 | | 639 | | | 432 | |
| 大宗商品失衡 | | 26 | | | 43 | |
| 其他流动资产 | | 252 | | | 172 | |
| 流动资产总额 | | 3,108 | | | 2,548 | |
| 财产、厂房和设备 | | | | |
| 财产、厂房和设备 | | 38,454 | | | 25,015 | |
| 累计折旧和摊销 | | 5,757 | | | 5,063 | |
净财产、厂房和设备（注F） | | 32,697 | | | 19,952 | |
| 其他资产 | | | | |
对未合并附属公司的投资（注N） | | 1,874 | | | 802 | |
善意（注G） | | 4,952 | | | 528 | |
无形资产，净（注G） | | 1,316 | | | 225 | |
| 其他资产 | | 319 | | | 324 | |
| 其他资产总额 | | 8,461 | | | 1,879 | |
| 总资产 | | $ | 44,266 | | | $ | 24,379 | |
| | | | | | | | | | | | | | |
| 负债和权益 | | |
| 流动负债 | | | | |
长期债务当前期限（注H） | | $ | 484 | | | $ | 925 | |
| 应付帐款 | | 1,564 | | | 1,359 | |
| 大宗商品失衡 | | 244 | | | 254 | |
| 应计税 | | 215 | | | 136 | |
| 应计利息 | | 381 | | | 233 | |
经营租赁负债 | | 23 | | | 12 | |
| 其他流动负债 | | 541 | | | 132 | |
| 流动负债总额 | | 3,452 | | | 3,051 | |
长期债务，不包括当前期限（注H） | | 21,183 | | | 12,696 | |
| 递延信贷和其他负债 | | | | |
递延所得税（注M） | | 2,594 | | | 1,739 | |
经营租赁负债 | | 74 | | | 68 | |
| 其他递延信贷 | | 479 | | | 331 | |
| 递延信贷和其他负债总额 | | 3,147 | | | 2,138 | |
承付款及或然事项（附注O） | | | | |
股权（注一） | | | | |
优先股，$0.01面值：
法定及已发行 20,0002023年12月31日和2022年12月31日的股票 | | — | | | — | |
普通股，$0.01面值：
授权1,200,000,000股份；已发行609,713,834已发行股票和流通股 583,093,1002023年12月31日的股票;已发行 474,916,234已发行股票和流通股447,157,771股票于2022年12月31日 | | 6 | | | 5 | |
| 实收资本 | | 16,320 | | | 7,253 | |
| 累计其他综合损失 | | (33) | | | (108) | |
| 留存收益 | | 868 | | | 50 | |
库存股，按成本计算：26,620,734于2023年12月31日的股份，及 27,758,463股票于2022年12月31日 | | (677) | | | (706) | |
| 总股本 | | 16,484 | | | 6,494 | |
| 负债和权益总额 | | $ | 44,266 | | | $ | 24,379 | |
请参阅合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| ONEOK，Inc.和子公司 | | | | | |
| 合并现金流量表 | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | (数百万美元) |
| 经营活动 | | | | | |
| 净收入 | $ | 2,659 | | | $ | 1,722 | | | $ | 1,500 | |
| 将净收入与经营活动提供的现金净额进行调整： | | | | | |
| 折旧及摊销 | 769 | | | 626 | | | 622 | |
| 投资净收益中的权益 | (202) | | | (148) | | | (122) | |
| 从未合并附属公司收到的分发 | 202 | | | 147 | | | 123 | |
| 递延所得税 | 829 | | | 464 | | | 472 | |
| 梅德福和解收益 | (779) | | | — | | | — | |
| 梅德福和解收益 | 502 | | | 61 | | | — | |
| 其他，净额 | 83 | | | 92 | | | 94 | |
| 资产和负债变动情况： | | | | | |
| 应收账款 | 107 | | | (148) | | | (611) | |
| 库存，扣除商品失衡 | 118 | | | (62) | | | (105) | |
| 应付帐款 | (62) | | | (26) | | | 622 | |
| 风险管理资产和负债 | 96 | | | 197 | | | (94) | |
| 其他资产和负债，净额 | 99 | | | (19) | | | 45 | |
| 经营活动提供的现金 | 4,421 | | | 2,906 | | | 2,546 | |
| 投资活动 | | | | | |
| 资本支出（减去建设期间使用的股权基金的备抵） | (1,595) | | | (1,202) | | | (697) | |
| 为麦哲伦收购支付的现金，扣除收购现金 | (5,015) | | | — | | | — | |
| 对未合并关联公司的缴款 | (207) | | | (3) | | | (1) | |
从未合并附属公司收到的分配超过累计收益 | 50 | | | 20 | | | 19 | |
| 梅德福和解收益 | 328 | | | 39 | | | — | |
| 其他，净额 | 35 | | | 7 | | | 14 | |
| 用于投资活动的现金 | (6,404) | | | (1,139) | | | (665) | |
| 融资活动 | | | | | |
| 已支付的股息 | (1,839) | | | (1,672) | | | (1,667) | |
| 发行长期债务，扣除折扣后的净额 | 5,298 | | | 869 | | | — | |
| 偿还长期债务 | (1,300) | | | (896) | | | (605) | |
| 债务融资成本 | (71) | | | (8) | | | — | |
| 其他，净额 | 13 | | | 14 | | | 13 | |
| 由融资活动提供(用于)的现金 | 2,101 | | | (1,693) | | | (2,259) | |
| 现金及现金等价物的变动 | 118 | | | 74 | | | (378) | |
| 期初现金及现金等价物 | 220 | | | 146 | | | 524 | |
| 期末现金及现金等价物 | $ | 338 | | | $ | 220 | | | $ | 146 | |
| 补充现金流信息： | | | | | |
| 为利息支付的现金，扣除资本化金额 | $ | 653 | | | $ | 582 | | | $ | 692 | |
| 支付所得税的现金，扣除退款后的净额 | $ | 37 | | | $ | 59 | | | $ | 9 | |
请参阅合并财务报表附注。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| ONEOK，Inc.和子公司 | | | | | | | | |
| 合并权益变动表 | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | 择优
已发行股票 | | 已发行普通股 | | 择优
库存 | | 普普通通
库存 | | 已缴费
资本 |
| | | (股票) | | （数百万美元) |
| 2021年1月1日 | | 20,000 | | | 474,916,234 | | | $ | — | | | $ | 5 | | | $ | 7,353 | |
| 净收入 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 其他综合收益 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | |
优先股股息-美元55.00每股（注一） | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 已发行普通股 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 7 | |
普通股股息-美元3.74每股（注一） | | — | | | — | | | — | | | — | | | (168) | |
| 其他，净额 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 22 | |
| 2021年12月31日 | | 20,000 | | | 474,916,234 | | | — | | | 5 | | | 7,214 | |
| 净收入 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 其他综合收益 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
优先股股息-美元55.00每股（注一） | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 已发行普通股 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 13 | |
普通股股息-美元3.74每股（注一） | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| 其他，净额 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 26 | |
| 2022年12月31日 | | 20,000 | | | 474,916,234 | | | — | | | 5 | | | 7,253 | |
| | | | | | | | | | |
| 净收入 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 其他综合收益 | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
优先股股息-美元55.00每股（注一） | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 麦哲伦收购考虑 | | — | | | 134,797,600 | | | — | | | 1 | | | 9,061 | |
| 已发行普通股 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 9 | |
普通股股息-美元3.82每股（注一） | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 其他，净额 | | — | | | — | | | — | | | — | | | (3) | |
| 2023年12月31日 | | 20,000 | | | 609,713,834 | | | $ | — | | | $ | 6 | | | $ | 16,320 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| ONEOK，Inc.和子公司 | | | | |
| 合并权益变动表 | | |
| (续) | | | | | | | | |
| | | 累计
其他
全面
损失 | | 保留
收益 | | 财务处
库存 | | 总计
权益 |
| | | (数百万美元) |
| 2021年1月1日 | | $ | (551) | | | $ | — | | | $ | (764) | | | $ | 6,043 | |
| 净收入 | | — | | | 1,500 | | | — | | | 1,500 | |
| 其他综合收益 | | 80 | | | — | | | — | | | 80 | |
| | | | | | | | |
优先股股息-美元55.00每股（注一） | | — | | | (1) | | | — | | | (1) | |
| 已发行普通股 | | — | | | — | | | 32 | | | 39 | |
普通股股息-美元3.74每股（注一） | | — | | | (1,499) | | | — | | | (1,667) | |
| 其他，净额 | | — | | | — | | | — | | | 22 | |
| 2021年12月31日 | | (471) | | | — | | | (732) | | | 6,016 | |
| 净收入 | | — | | | 1,722 | | | — | | | 1,722 | |
| 其他综合收益 | | 363 | | | — | | | — | | | 363 | |
优先股股息-美元55.00每股（注一） | | — | | | (1) | | | — | | | (1) | |
| 已发行普通股 | | — | | | — | | | 26 | | | 39 | |
普通股股息-美元3.74每股（注一） | | — | | | (1,671) | | | — | | | (1,671) | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 其他，净额 | | — | | | — | | | — | | | 26 | |
| 2022年12月31日 | | (108) | | | 50 | | | (706) | | | 6,494 | |
| | | | | | | | |
| 净收入 | | — | | | 2,659 | | | — | | | 2,659 | |
| 其他综合收益 | | 75 | | | — | | | — | | | 75 | |
优先股股息-美元55.00每股（注一） | | — | | | (1) | | | — | | | (1) | |
| 麦哲伦收购考虑 | | — | | | — | | | — | | | 9,062 | |
| 已发行普通股 | | — | | | — | | | 29 | | | 38 | |
普通股股息-美元3.82每股（注一） | | — | | | (1,839) | | | — | | | (1,839) | |
| 其他，净额 | | — | | | (1) | | | — | | | (4) | |
| 2023年12月31日 | | $ | (33) | | | $ | 868 | | | $ | (677) | | | $ | 16,484 | |
请参阅合并财务报表附注。
ONEOK，Inc.和子公司
合并财务报表附注
A. 重要会计政策摘要
业务的组织和性质- 我们是一家根据俄克拉荷马州法律成立的公司。
我们的天然气收集和加工部门为北达科他州、蒙大拿州、怀俄明州、堪萨斯州和俄克拉何马州的生产商提供中游服务。原始天然气通常在井口收集，压缩后通过管道输送到我们的加工设施。井口生产的大多数原始天然气还含有天然气和天然气组分的混合物，包括乙烷、丙烷、异丁烷、正丁烷和天然汽油。收集的井口天然气被引导到我们的加工厂去除NGL，从而产生残留的天然气(主要是甲烷)。然后，残渣天然气被重新压缩，并输送到天然气管道、储存设施和最终用户。从原始天然气中分离出来的NGL被出售，并通过NGL管道输送到分馏设施进行进一步加工。
我们的天然气液体部门拥有和运营收集、分离、处理和分发NGL并存储纯NGL的设施，主要分布在俄克拉何马州、堪萨斯州、得克萨斯州、新墨西哥州和落基山脉地区，包括威利斯顿、波德河和DJ盆地。我们为NGL生产商提供中游服务，并将这些产品交付给两个主要市场中心：一个在堪萨斯州康威的中大陆，另一个在德克萨斯州贝尔维尤山的墨西哥湾沿岸。我们在俄克拉何马州、堪萨斯州、德克萨斯州、新墨西哥州、蒙大拿州、北达科他州、怀俄明州和科罗拉多州拥有或拥有FERC监管的NGL收集和分配管道以及堪萨斯州、内布拉斯加州、爱荷华州和伊利诺伊州的终端和存储设施。我们有一个50Overland Pass的%所有权权益，该公司运营着一条州际NGL管道，起始于怀俄明州和科罗拉多州，终止于堪萨斯州。威利斯顿盆地、俄克拉何马州、堪萨斯州和得克萨斯州狭长地带的大多数管道连接的天然气加工厂都连接到我们的NGL收集系统。我们租赁轨道车辆，拥有和运营与我们的NGL分馏、储存和管道资产相连的卡车和铁路装卸设施。我们还在堪萨斯州、内布拉斯加州、爱荷华州、伊利诺伊州和印第安纳州拥有受FERC监管的天然气管道，将我们的中大陆资产与包括芝加哥、伊利诺伊州在内的中西部市场连接起来。我们的ONEOK North系统的一部分运输精炼产品，包括无铅汽油和柴油。
我们的天然气管道部门通过其主要位于俄克拉何马州、德克萨斯州和中西部北部的全资资产，为最终用户提供运输和储存服务，例如天然气分销和发电公司，这些公司需要天然气来运营其业务，而不考虑地理位置的价格差异。我们有50拥有北方边界和RoadRunner的%所有权权益。我们的资产连接到关键的供应区和需求中心，包括通过Roadrunner在墨西哥的出口市场，以及通过我们的州际和州内天然气管道和北部边境在加拿大和美国的供应区，使我们能够提供基本的天然气运输和储存服务。
我们的成品油和原油部门主要从事成品油和原油的运输、储存和分销。这一新的可报告业务部门是在收购麦哲伦的过程中增加的。我们的成品油管道系统是美国最长的成品油公共输送管道系统之一，延伸到大约9,800距离得克萨斯州墨西哥湾海岸数英里，覆盖了15-美国中西部的州地区。我们的原油管道将原油输送到炼油厂、出口设施和需求中心。在整个分销系统中，终端通过提供储存、分销、混合和其他辅助服务，在促进产品移动和营销方面发挥着关键作用。在我们的成品油管道系统上运输的产品包括汽油、馏分、航空燃料和某些NGL。货物来自我们的成品油管道系统，从直接连接到炼油厂或通过与其他管道或终端的互联运输并最终分发到零售加油站、便利店、旅行中心、铁路、机场和其他最终用户。我们的原油资产位于战略位置，为原油供应、交易和需求中心提供服务。
整固-我们的合并财务报表包括我们的账户和我们控制的或主要受益人的子公司的账户。所有公司间余额和交易均已在合并中冲销。
如果我们有能力对被投资公司的经营和财务政策施加重大影响，对未合并关联公司的投资将使用权益法入账。根据这一方法，一项投资按其购置成本入账，并在每个期间根据缴款、收到的分派和我们在被投资方综合收益中的份额进行调整。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。与可折旧或可摊销资产相关的基差通过投资净收益中的权益摊销。净资产的溢价或超出基础公允价值的成本称为权益法商誉。可归因于权益法商誉的基差部分尚未
摊销。股权投资的减值在减值不是暂时性的情况下计入。这些金额在随附的综合资产负债表中作为对未合并关联公司的投资入账。有关我们未合并联营公司的披露，请参阅附注N。
从我们的未合并关联公司支付给我们的分配在我们的合并现金流量表上被归类为经营活动，直到累计分配超过我们自初始投资之日起从未合并关联公司获得的收入的比例份额。在每个期间支付给我们的累计分派金额超过我们在收入中的累积比例份额代表投资回报，并在我们的合并现金流量表上被归类为投资活动。
预算的使用-根据公认会计原则编制我们的合并财务报表和相关披露要求我们对不能确切知道的价值或条件做出估计和假设，这些价值或条件会影响我们的合并财务报表上报告的金额。可估计的项目包括但不限于资产的经济使用年限、资产、负债和权益法投资的公允价值、员工福利计划下的债务、信贷损失准备、已收到但尚未收到发票的服务费用、所得税准备金(包括任何递延税额估值免税额)、诉讼结果和各种其他记录或披露的金额。此外，我们的一部分收入以及销售和燃料成本是根据当月价格和估计数量记录的。在接下来的一个月，当我们记录实际数量时，估计数字将被颠倒。
我们根据历史经验、咨询专家和其他我们认为合理的基于特定情况的方法，持续评估我们的估计。然而，实际结果可能与估计大不相同。对这些估计的修订对我们的财务状况或经营结果的任何影响都记录在引起修订的事实为人所知的时期。
公允价值计量-对于我们的公允价值计量，我们利用市场价格、第三方定价服务、现值方法和标准期权估值模型来确定我们将从计量日期有序交易中出售资产或转移负债中获得的价格。我们计量一组金融资产和负债的公允价值，与市场参与者在计量日期为净风险敞口定价的方式一致。
我们衍生品投资组合中的大多数合约都是在价格透明的流动性市场执行的。我们的金融商品衍生品主要通过NYMEX或ICE结算经纪商账户结算，每日保证金要求。我们使用第三方信息和来自其他来源的结算价格(如果有)验证我们的估值输入。
我们通过使用利率收益率将衍生品资产和负债的预计未来现金流贴现到现值来计算衍生产品组合的公允价值，以计算从隐含的远期SOFR收益率曲线得出的现值贴现系数。我们的远期利率互换的公允价值是使用金融模型确定的，这些模型纳入了与未来利率互换结算同期的隐含远期SOFR收益率曲线。我们通过使用特定于交易对手的债券收益率，在评估交易对手以及我们自己的不履行风险时，考虑了当前的市场数据。尽管我们使用我们的最佳估计来确定我们已执行的衍生品合同的公允价值，但实现的最终市场价格可能与我们的估计大不相同。
公允价值层次结构-在每个资产负债表日期，我们利用公允价值层次结构，根据用于估计公允价值的投入的可观测性，对我们财务报表中确认或披露的公允价值金额进行分类。层次结构的级别如下所述：
•第1级-公允价值计量基于活跃市场中相同证券的未调整报价。这些余额主要由交易所交易的天然气、成品油和原油衍生品合约组成。
•第2级-公允价值计量基于重要的可观察到的定价投入，包括活跃市场中类似资产和负债的报价以及有佐证支持的第三方定价服务的投入。这些余额包括用于对冲天然气基差、NGL、成品油和原油价格风险的交易所清算和场外衍生品，以及场外利率衍生品。
•第3级--公允价值计量依据的投入可能包括一项或多项不可观察的投入。
在公允价值体系内决定我们的公允价值计量的适当分类，需要管理层判断市场数据在多大程度上可观察到或得到可观察到的市场数据的证实。我们根据对整个公允价值计量有重要意义的最低水平投入对衍生品进行分类。
我们的公允价值计量披露见附注D。
现金和现金等价物-现金等价物包括流动性高的投资，这些投资很容易转换为现金，原始到期日为三个月或更短。
收入确认-当承诺的商品或服务的控制权转移给我们的客户时，收入被确认，金额反映了我们预期有权获得的对价，以换取这些商品或服务。我们的付款条件因客户和合同类型而异，包括要求在将产品或服务交付给某些客户之前付款。然而，客户预付款、履行我们的履约义务、开具发票和收到到期付款之间的期限通常并不重要。
履约义务和收入来源
商品销售 (所有细分)-我们签订合同，在指定的交货点向客户交付残渣天然气、普通天然气和/或纯天然气、精炼产品、凝析油和原油。我们的销售协议可以是每日合同，也可以是特定数量的长期合同。我们将每件商品的销售和交付视为个人履约义务，因为客户应单独控制、接受和受益于每件商品。当商品交付给我们时，我们会记录收入。 客户表示产品控制权转移到客户手中的时间点。收入是根据合同销售价格记录的，合同销售价格通常以指数为基础，按日或按月结算。偶尔，我们以基于指数的价格减去第三方分馏成本向客户销售普通NGL。这些成本被计入商品销售收入的减少。
服务
仅收集合同(天然气集输加工段)-根据这类合同，我们对提供中游服务收取费用，其中包括收集和处理客户的天然气。我们使用基于向系统交付产品的产出方法作为进度的衡量标准，因为我们的服务是同时进行的。
与具有制片人实物权利的流行音乐合同的费用(天然气集输加工段)-根据这类合同，由于生产商的实物采购权，我们不控制我们在井口接收的未加工天然气的流动。我们购买一部分原料天然气，为提供中游服务收费，包括收集、处理、压缩和加工我们客户的天然气。在完成这些服务后，我们主要将剩余天然气返还给生产商，出售剩余的商品，并将商品销售收入的一部分减去我们的合同费用汇给生产商。我们的履约义务始于向我们的系统输送原始天然气。这项服务被视为一项随着时间推移而履行的履行义务。我们使用基于向系统交付产品的产出方法作为进度的衡量标准，因为我们的服务是同时进行的。
运输、交换和码头服务合同(天然气液体和精炼产品及原油部分) - 根据这类合同，我们对提供中游服务收取费用，其中可能包括以下一项或多项服务的捆绑组合：收集、运输、终止、分馏或其他辅助服务。我们的履约义务始于向我们的系统交付产品。这些服务代表了一系列不同的服务，这些服务被视为一项随着时间推移而满足的履行义务。我们使用基于向系统交付产品的产出方法作为进度的衡量标准，因为我们的服务是同时进行的。对于在我们的运输管道上征收关税的运输服务，费用是在产品到达目的地时记录的。我们有某些合同要求交易对手在商定的时间段内发运最低数量的货物，这些合同是作为最低金额或数量承诺签订的。根据这些按需或付费合同规定的收入最初被递延，并在客户使用其承诺的数量或当实现最低数量承诺的可能性变得微乎其微时随后确认。
仓储合同(天然气液体、成品油及原油和天然气管段)-我们保留规定的存储容量，并为客户注入/提取/储存商品。由于这些服务是在协议有效期内每天提供的随时待命的义务，固定容量预留费将在合同期内分配并在收入中平均确认。容量预留费用根据明示或隐含的经济指数而变化，并与提供我们服务的成本相对应，在收入中确认为向我们的客户开出的发票。我们使用基于时间流逝的产出方法来衡量与我们的日常待命服务相关的履行义务的满意度。其他费用在提供这些服务时在收入中确认，并取决于交易量，这由我们的客户自行决定。
确定的服务运输合同(天然气管道管段) - 我们为客户预留一定的运力和运输商品。能力预订和运输服务被认为是一种捆绑服务，因为我们将它们整合为一项随时可用的义务，在协议有效期内每天提供，并随着时间的推移得到满足。固定容量预留费用被分配并在收入中平均确认。容量预订费根据明示或隐含的经济指数而变化，并与提供我们服务的成本相对应，在基于每日有效费率的收入中确认。如果容量预留费用仅作为合同特征而变化，则在收入中记录的金额与向客户开出的金额之间的差额记录合同资产或负债。运输费在提供这些服务时在收入中确认，并取决于我们客户的运输量，这由我们的客户自行决定。我们使用基于时间流逝的产出方法来衡量与我们的日常待命服务相关的履行义务的满意度。
可中断运输合同(天然气管道管段) - 我们同意，在履行确定的运输服务义务后，如果运力可用，我们将在客户指定的指定接收点和传送点之间的管道上运输天然气。交易价格以运输费乘以运输量为基础。我们使用基于向客户交付产品的产出方法来衡量对履行义务的满意度。交付数量的总对价在客户获得控制权时记录在交付时的收入中。
上述许多合同类型包含客户因不履行合同而应支付的额外费用或费用(例如，最小数量承诺或产品规格)，这些费用或费用被视为可变对价。在相关收入很可能不会发生重大逆转之前，不会记录这些费用和收费。
我们的收入披露见附注P。
合同资产和合同负债-当从与客户的合同中确认的收入金额不同于向客户开出的账单并记录在应收账款中的金额时，记录合同资产和合同负债。我们在期初和期末的合同资产余额主要涉及我们公司的分级费率服务运输合同，这些合同并不是实质性的。我们的合同负债主要是成品油和原油运输合同以及NGL储存合同的递延收入，这些合同的收入在一年内确认一年制在合同期内确认收入的客户提供的援建捐款的递延收入，其范围为1至15好几年了。
销售成本和燃料成本-销售和燃料成本主要包括：(I)购买商品的成本，包括天然气、天然气、成品油、凝析油和原油，(Ii)第三方运输、分馏和储存商品的费用，(Iii)运营我们自己收集、加工、运输和储存商品的设施所产生的燃料和电力成本，(Iv)产品损益和(V)从以下合同类型下购买商品的成本中扣除的合同费用：
与POP合同签订的费用，没有生产商实物采购权(天然气收集和加工部分)-我们购买原始天然气，并对提供中游服务收取合同费用，其中包括收集、处理、压缩和加工生产商的天然气。在提供这些服务后，我们出售商品，并将商品销售收入的一部分减去我们的合同费用返还给生产者。
付费购买(天然气液体段) - 根据这类合同，我们以指数价格购买未加工的普通天然气，并收取提供中游服务的费用，其中可能包括收集、运输和/或分馏的捆绑组合。
运营和维护-运营和维护主要包括(I)工资和福利成本，(Ii)运营、维护和诚信管理、合规以及环境和安全的第三方成本，以及(Iii)其他与业务相关的服务成本。
应收帐款-应收账款是指对非关联客户出售的产品或提供的服务提出的有效索赔。我们列报扣除信贷损失准备后的应收账款净额，以反映预计收回的净额。我们持续评估交易对手的信誉，并在适当的时候要求担保，包括预付款和其他形式的抵押品。未清偿客户应收账款会定期检讨是否有未付款指标，并根据管理层对应收账款的估计、当前状况及于每个资产负债表日的可支持预测记录信贷损失拨备。截至2023年12月31日，我们的信贷损失拨备并不重要。
库存-使用加权平均成本或可变现净值中的较低者来确定当前NGL、天然气、成品油和库存原油的价值。材料和用品按平均成本计价。某些大型设备库存在使用时最终将包括在物业、厂房和设备中，并包括在我们综合资产负债表中的其他资产中，并按加权平均成本进行估值。
大宗商品失衡-在我们的天然气液体和天然气管道部门，商品不平衡是指NGL交换合同和天然气管道不平衡的应付或应收金额，并按市场价格估值。根据我们的大多数NGL交换协议，我们从交易所交易对手那里实际收到大量未分离的NGL，包括损失风险和此类数量的法律所有权。反过来，我们将纯NGL送回客户，并收取采集费、运输费和分馏费。如果我们根据该等协议收到的金额与我们交付的金额不同，我们会在交易对手处记录应收汇兑或应付汇兑净额。这些应收账款和应付款项的净额一般是用纯净NGL的变动而不是现金结算的。天然气管道的不平衡以现金或实物形式解决，受管道收费条款或协议的限制。
在我们的成品油和原油部门，大宗商品失衡代表着我们管道系统和码头的产品量与我们客户库存的数量相比的差异，因为我们不对我们系统和码头上的产品拥有合法所有权。如果产品数量与客户账面库存的数量不同，我们会记录产品库存的调整。当产品短缺导致产品出现净库存短缺时，应根据市场价格记录负债。成品油和原油失衡通常通过产品采购和销售以实物方式解决。
衍生品与风险管理-我们利用衍生品来减少我们对大宗商品价格和利率波动的市场风险敞口，并实现更可预测的现金流。我们按公允价值记录所有衍生工具，但预计会导致实物交割的正常购买和正常销售交易除外。商品价格和利率波动可能对某一特定日期的衍生工具的公允价值产生重大影响。衍生工具公允价值变动的会计处理取决于它是否已被指定为套期保值关系的一部分并符合条件，如果是，持有该工具的原因。下表汇总了我们对衍生工具进行会计处理的各种方式及其对我们综合财务报表的影响：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 识别与测量 |
| 会计处理 | 资产负债表 | | 收益表 |
正常购买和
正常销售 | - | 公允价值未记录 | - | 未在收益中确认的公允价值变动 |
| 按市值计价 | - | 按公平值记录 | - | 在收益中确认的公允价值变动 |
| 现金流对冲 | - | 股票的收益或损失
衍生工具最初报告为
累计其他的组件
综合收益(亏损) | - | 当预测的交易影响收益时，衍生工具的损益从累积的其他综合收益(亏损)中重新分类为收益。 |
| 公允价值对冲 | - | 按公平值记录 | - | 衍生工具的损益为
在收益中确认 |
| | - | 套期项目的公允价值变动为
| - | 套期项目的公允价值变动为
在收益中确认 |
为了减少我们对天然气、NGL、成品油、凝析油和原油价格波动的影响，我们定期进行期货、远期买卖、期权或掉期交易，以对冲天然气、NGL、成品油、凝析油和原油的预期买卖。国库锁定和利率互换不时被用来管理利率风险。在某些情况下，我们将我们的衍生工具指定为对公允价值或现金流变化的风险敞口的对冲。我们正式记录了套期保值工具和套期保值项目之间的所有关系，以及进行各种套期保值交易的风险管理目标和战略，以及评估和测试相关性和套期保值有效性的方法。我们特别确定了在现金流对冲关系中被指定为对冲项目的预测交易。我们在对冲开始时评估套期保值关系，并在之后定期评估，以确定套期保值关系是否高度有效，并预计仍将如此。我们还记录了我们的正常购买和正常销售交易，我们预计这些交易将导致实物交割，并且我们选择豁免衍生品会计处理。
我们的衍生工具的已实现收入和购买成本不被视为为交易目的而持有，以及符合正常购买或正常销售的、预计会导致实物交付的衍生品，按毛数报告。
计入套期保值的期货、远期、期权和掉期的现金流量与我们综合现金流量表中相关对冲项目的现金流量属于同一类别。
关于我们的公允价值计量以及风险管理和对冲活动的披露，请分别参阅附注D和E。
物业、厂房及设备-我们的财产按成本列报，包括AFUDC和资本化权益。在某些情况下，受监管的财产报废或出售的成本，加上搬迁成本减去残值，计入累计折旧。出售或转让非受管制物业或我们受管制物业的整个营运单位或系统所产生的损益，在收入中确认。维护和维修费用直接计入费用。
AFUDC的利息部分和资本化利息分别代表用于为受管制和非管制项目的建设活动提供资金的借款成本。AFUDC的权益部分代表在重大项目建设期间使用的估计平均权益成本的资本化，并记录在我们受监管物业的成本中，并作为对建设期间使用的权益资金津贴的贷项。
我们的财产在其预计使用年限内使用直线折旧。一般而言，我们估计个别资产的使用年限，或将折旧率应用于具有相似经济年限的功能组别。我们定期进行折旧研究，以评估我们资产的经济寿命。对于我们的受监管资产，这些折旧研究作为我们费率程序或关税申请的一部分完成，如果适用，经济生活的变化将于批准的生效日期起预期实施。对于我们的非监管资产，如果确定估计的经济寿命发生变化，则这些变化是前瞻性的。我们财产、厂房和设备的估计经济寿命的变化可能会对我们的财务状况或经营结果产生实质性影响。
我们综合资产负债表上的物业、厂房和设备包括尚未投入使用、因此不计折旧的资本项目的在建工程。当资产基本完成并准备好投入使用时，将资产调出正在进行的建筑工程。
关于我们的财产、厂房和设备披露，请参见附注F。
商誉和长期资产减值，包括无形资产和权益法投资-我们至少每年评估一次截至7月1日的减值商誉，除非事件或环境变化表明减值可能在此之前发生。我们截至2023年7月1日进行的定性商誉减值分析，既没有产生减值费用，也没有反映任何存在风险的报告单位，在该日期之后，没有发生任何事件表明我们具有商誉的报告单位的隐含公允价值低于其净资产的账面价值。
商誉-作为商誉减值测试的一部分，我们评估定性因素(包括宏观经济状况、行业和市场考虑因素、成本因素和整体财务表现)，以确定具有商誉的报告单位的公允价值是否更有可能低于其账面价值。如果需要进一步测试或选择定量测试，我们将执行步骤1分析。在第1步分析中，通过将报告单位的公允价值与其账面金额(包括商誉)进行比较来进行评估。如果报告单位的账面价值超过其公允价值，减值损失将确认为相当于超出部分的金额，但限于分配给该报告单位的商誉总额。
为了估计我们报告单位的公允价值，我们使用了两种普遍接受的估值方法，一种是收益法，另一种是市场法，采用的假设与市场参与者的观点一致。在收益法下，我们使用一段时间内的预期现金流量加上最终价值，并使用适当的贴现率将这些金额贴现至其现值。预测现金流是根据报告单位在一段时期内的概率加权平均未来可能现金流编制的。在市场法下，我们将EBITDA倍数应用于预测的EBITDA。使用的倍数与最近的市场交易一致。
长寿资产-当事件或环境变化显示一项资产的账面金额可能无法收回时，我们就评估我们的长期资产的减值。若长期资产之账面值超过预期因使用及最终处置该资产而产生之未贴现未来现金流量总和，则为减值。如果出现减值，我们将计入相当于长期资产账面价值和公允价值之间差额的减值损失。
对未合并关联公司的投资-权益法投资的减值测试考虑的是权益投资的整体公允价值是否下降，而不是基础净资产是否下降，以及这种下降是否是暂时的。因此，我们定期评估我们持有权益法投资的金额，以确定当前事件或情况是否需要对我们的账面价值进行调整。
有关长期资产、商誉及无形资产及未合并联营公司投资的披露及相关减值费用，请参阅附注F、G及N。
租契-我们租赁某些建筑物、仓库、办公空间、土地和设备，包括管道设备、轨道车辆和信息技术设备。此外，由于麦哲伦的收购，我们还租赁了储罐和管道的产能。我们的租赁支付一般是直线的，行使租赁续期选择权(期限不同)是我们唯一的酌情决定权。如果我们合理地确定将行使可用的续期选择权，我们会在租赁期内包括续约期。我们的租赁协议不包括任何剩余价值担保或重大限制性契约。我们适用短期政策选择，这允许我们将初始期限为12个月或更短的租约排除在确认之外。我们的加权平均贴现率代表租赁中隐含的利率，或者与租赁剩余期限相同的期限的递增借款利率。
通过ONEOK租赁公司和ONEOK停车公司，我们拥有一座办公楼和一个停车场，并将这些设施中的多余空间出租给附属公司和其他公司。此外，由于麦哲伦的收购，我们还租赁了容量、存储和服务合同。我们在租期内以直线方式确认固定租金收入。变动租金于变动租金所依据的情况发生期间确认为收入。我们还为我们的承租人和出租人做出了会计政策选择，将租赁和非租赁部分结合在一起。这项选择适用于我们的所有租赁安排，因为我们的非租赁组成部分在确认租金支出或收入时不会导致重大的时间差异。我们在截至2023年12月31日和2022年12月31日期间的租赁活动并不重要。
监管 - 根据所提供的具体服务，我们的天然气输送管道、NGL、成品油和原油管道以及某些天然气储存设施受到FERC、OCC、KCC、RRC、怀俄明州公共服务委员会和科罗拉多州公用事业委员会中的一个或多个的费率法规和/或会计要求的约束。因此，我们的部分天然气液体和天然气管道部分遵循财务会计准则委员会(FASB)会计准则编码980《受监管运营》定义的受监管运营会计和报告指南。在为我们的某些资产制定费率的过程中，监管机构为我们可以向客户收取的服务费用设定了框架，并确立了我们成本的核算方式，包括允许我们推迟确认某些成本，并允许随着时间的推移通过费率收回金额，而不是在发生时支出此类成本。监管指导的某些类型的例子包括燃料和损失成本、购置成本、援建捐款、折旧费和处置资产的损益。这使我们能够随着时间的推移稳定利率，而不是将此类成本转嫁给客户，以便立即恢复。监管机构的行动可能会影响我们可能向客户收取的金额。在采取监管行动时，可收回金额和递延金额之间的任何差额均记为收入或费用。如果所有或部分受监管业务的费率不再是(I)由独立的第三方监管机构制定的，(Ii)在考虑对我们服务的需求和竞争时，设定在能够收回成本的水平，则可能需要注销监管资产和未收回的成本。
退休及其他退休后雇员福利-我们有覆盖某些员工和前员工的遗留固定福利退休计划。由于对麦哲伦的收购，我们承担了麦哲伦的养老金计划义务。这些义务由两个固定收益养老金计划组成，其中一个是针对非工会员工的，另一个是针对工会员工的。我们赞助传统福利计划，为2017年前聘用的某些员工提供退休后医疗和人寿保险福利，这些员工退休时至少五年全职连续服务的服务。我们还承担了麦哲伦的退休后福利义务，其中包括麦哲伦的某些雇员。与这些计划相关的费用和负债是使用统计和其他试图预测未来事件的因素来计算的。这些因素包括对贴现率、计划资产预期回报率、未来薪酬增长率、利息信用评级、死亡率和雇佣年限的假设。在确定预计福利义务和成本时，假设可能会因期间而变化，并可能导致我们确认的成本和负债发生变化。
关于我们的退休和其他退休后员工福利披露，请参阅注释L。
所得税-递延所得税是为资产和负债的财务报表和所得税基础之间的差额以及基于当时存在的所得税法律和税率的结转项目提供的暂时性差额
预计将发生逆转。一般来说，税率变动对递延税项资产和负债的影响在包括税率变动颁布日期在内的期间的收入中确认。
我们利用一个更有可能的确认阈值和计量属性来确认和计量在纳税申报单中采取或预期采取的税收头寸的财务报表。我们将罚金和利息反映为所得税支出的一部分，因为它们适用于不符合更有可能确认门槛和计量属性的税收拨备。在列报的所有期间，我们没有需要建立物质储备的不确定的税收状况。
我们使用“有和没有”的方法进行期间内的税收分配，目的是在财务报表的各个组成部分之间分配年度的总税收支出(或收益)。
我们向美国联邦税务机关和几个州的税务机关提交了许多合并和单独的所得税申报单。我们目前没有受到任何美国联邦审计或法规豁免的约束。
有关我们的所得税披露，请参阅附注M。
资产报废债务-资产报废义务是指因资产的收购、建造、开发和/或正常使用而产生的与长期资产报废相关的法律义务。我们的某些收集、加工和管道设施受到协议或法规的约束，这些协议或法规产生了我们的资产报废义务，用于移除或与资产停止使用时报废资产相关的其他处置成本。如果能够对公允价值作出合理估计，我们确认资产报废债务的负债在发生期间的公允价值。我们无法合理估计我们部分资产(主要是某些流水线资产)的资产报废债务的公允价值，因为鉴于我们预期在适当维护的情况下继续使用这些资产，结算日期无法确定。我们预计，只要天然气、天然气、成品油和原油的供求存在，我们无法合理估计资产报废义务公允价值的管道资产将继续运营。基于这些产品在医疗、交通、合成和农业行业以及住宅和工业客户以及发电方面的广泛使用，我们预计在可预见的未来将存在供需关系。
对于我们能够估计的资产，负债的公允价值被加到相关资产的账面价值上，这一额外的账面金额在资产的寿命内折旧。负债在每个期间结束时通过计入营业费用而增加。如果债务的清偿金额不是负债的账面金额，我们将在清偿时确认损益。折旧和增值费用对我们的合并财务报表并不重要。
或有事件-我们的或有事项会计涵盖各种商业活动，包括法律和环境风险的或有事项。当我们的评估表明很可能已发生负债或资产无法收回，并且可以合理估计某一数额时，我们就应计这些或有事项。我们在发生法律费用时支付法律费用，并根据目前可用的事实和我们对最终结果或解决方案的估计来估计我们的法律责任。环境补救义务估计损失的应计项目一般不迟于补救可行性研究完成时确认。从其他当事方收回的环境补救费用在被认为可能收到时作为资产入账。到目前为止，我们在环境评估、缓解、补救和合规方面的支出与我们的财务状况或运营结果没有实质性的关系，我们与环境问题相关的支出在2023年、2022年和2021年期间也没有对收益或现金流产生实质性影响。实际结果可能与我们的估计不同，从而对收益产生积极或消极的影响。
有关或有事项的其他讨论，见附注O。
基于股份的支付-我们按基于股份的付款的公允价值扣除估计没收后的费用。我们根据我们基于股份的付款计划下的历史没收来估计罚没率。
关于我们基于股份的支付披露，请参阅附注K。
普通股每股收益-基本每股收益是根据非雇员董事薪酬计划下递延的普通股、既有限制性和业绩单位以及递延的股票奖励的每日加权平均普通股数量计算的。摊薄每股收益是根据期内已发行普通股的每日加权平均数加上可能的摊薄成分计算的。稀释成分是根据每个季度的稀释效果计算的。在会计年度期间，每个季度的稀释成分被平均计算为会计年度迄今的稀释成分。
有关我们披露的每股收益，请参阅附注J。
细分市场报告-我们的首席运营决策者审查我们每个公司的财务业绩四定期对各个细分市场以及我们整体的财务业绩进行评估。本次评估采用了按分部分列的调整后EBITDA。我们相信这一财务指标是有用的，因为它和类似的指标被我们行业的许多公司用作财务业绩的衡量标准，财务分析师和其他人通常使用它来评估我们的财务业绩，并比较我们行业公司的财务业绩。每一分部经调整的EBITDA定义为经利息支出、折旧及摊销、非现金减值费用、所得税、非现金补偿支出及若干其他非现金项目调整后的净收益。在收购麦哲伦之后，我们对我们的调整后EBITDA的计算方法进行了审查，并从2023年开始，我们更新了我们的计算，以包括与我们的未合并关联公司相关的调整后EBITDA，使用的确认和计量方法与在投资净收益中记录股本的方法相同。在前几个时期，我们的计算包括投资净收益中的股本。这一变化产生了额外的$622023年调整后的EBITDA为400万欧元，我们没有重报前几个时期。我们未合并联营公司的经调整EBITDA是按照上述定义计算的，不包括利息、折旧、所得税和其他非现金项目。虽然与本公司未合并联营公司有关的金额已计入经调整EBITDA，但此类计入不应被理解为暗示我们对该等未合并联营公司的营运及由此产生的收入、开支或现金流拥有控制权。这一计算可能无法与其他公司的类似标题指标进行比较。
有关我们的分部披露，请参阅附注Q。
最近发布的会计准则更新-对GAAP的更改由FASB以ASUS的形式确定，以FASB会计准则编纂的形式进行。我们考虑所有华硕的适用性和影响力。未在此讨论的华硕已被评估并确定为不适用或先前发布的华硕的澄清。除下文所述外，并无已生效或已发出对吾等有重大或潜在意义的新会计声明。
2023年11月，FASB发布了ASU 2023-07，分部报告(主题280)：改进可报告分部披露它要求公共实体在中期和年度基础上披露每个可报告分部的重大费用类别和金额，包括定期向首席运营决策者报告的费用，并计入分部报告的分部损益计量。该准则还要求披露其他分部项目的数量以及过渡期内的所有年度披露。ASU 2023-07在2023年12月15日之后的财年和2024年12月15日之后的财年内的过渡期内有效，并允许提前采用。我们目前正在评估这一标准对我们的影响。
2023年12月，FASB发布了ASU 2023-09， 所得税(专题740)：所得税披露的改进它要求公共实体每年披露关于报告实体有效税率对账的具体分类信息以及已缴纳所得税的信息。ASU 2023-09在2024年12月15日之后的财年生效，允许提前采用。我们目前正在评估这一标准对我们的影响。
B. 麦哲伦收购
2023年9月25日，我们完成了对麦哲伦的收购。此次收购从战略上使我们的互补资产基础多样化，并实现了预期的重大协同效应。根据合并协议，麦哲伦的每个共同单位以固定的比例交换0.667ONEOK普通股和$25.00现金，总代价为$14.11000亿美元。此外，我们承担了麦哲伦的债务，公允价值为#美元。4.01000亿美元。我们发布了大约135百万股普通股，公允价值约为$9.0截至麦哲伦收购交易完成之日，该公司的资产规模为100亿美元。我们通过承销的公开发行为收购的现金部分提供了资金，发行额为#美元。5.25200亿美元的优先无担保票据。关于包销的公开发行，我们终止了美元的未提取承诺书5.2530亿美元无担保的364天过桥贷款安排。有关我们长期债务的更多信息，请参见附注H。
麦哲伦的业务主要包括精炼产品、某些NGL和原油的运输、储存和分销。收购的资产包括9,800绵延数英里的成品油管道，1,000长达数英里的原油管道，54成品油码头，二海运码头及91MMbbl的运行存储容量。我们还获得了麦哲伦的所有权权益八未合并的附属公司。在收购麦哲伦的同时，麦哲伦的运营结果将在我们新的精炼产品和原油部门中报告，这与向我们的首席运营决策者提供信息的方式一致。
麦哲伦的收购采用了按照会计准则第805号“企业合并”核算企业合并的收购方法，除其他事项外，要求收购的资产和假定在收购日按其公允价值记录的负债。确定所承担的收购资产和负债的公允价值需要管理层的判断和独立估值专家的使用。以下所示的购买价格分配基本完成。然而，管理层继续完善某些已购入资产和承担的负债的初步估值，如营运资金负债和长期资产，并可能在以后的期间调整分配。最终估值将在我们获得完成分析所需的信息后完成，但不迟于收购日期起计一年。
下表列出了收购对价和所收购资产和所承担负债的初步收购价格分配：
| | | | | |
| 2023年9月25日 |
| （百万美元和股票/单位，每股/单位数据除外） |
麦哲伦公共公用单位优秀 | 202.1 | |
每个麦哲伦单位的现金对价 | $25.00 |
| 现金对价 | $ | 5,052 | |
麦哲伦公共公用单位优秀 | 202.1 | |
每麦哲伦单位的ONEOK交换率 | 0.667 | |
已发行的ONEOK普通股股份 | 134.8 | |
| ONEOK普通股2023年9月25日收盘价 | $66.54 |
已发行普通股的公允价值 | $ | 8,969 | |
麦哲伦替代股权奖励的公允价值 | 93 | |
| |
股权对价 | $ | 9,062 | |
总对价 | $ | 14,114 | |
| | | | | |
| 2023年9月25日 |
| 收购的资产： | (百万美元) |
| 现金和现金等价物 | $ | 37 | |
应收账款净额 | 333 | |
| 盘存 | 348 | |
| 其他流动资产 | 145 | |
| 财产、厂房和设备 | 11,751 | |
| 对未合并关联公司的投资 | 922 | |
| 无形资产 | 1,124 | |
其他资产 | 116 | |
| 收购的总资产 | 14,776 | |
| 承担的负债： | |
| 应付帐款 | 213 | |
其他流动负债(A) | 673 | |
| 长期债务，不包括本期债务 | 4,013 | |
其他递延信贷和负债 | 187 |
| 承担的总负债 | 5,086 |
| 可确认净资产总额 | 9,690 |
| 商誉 | 4,424 | |
| 购买总价 | $ | 14,114 | |
(a)- 包括或有负债，主要与注释O中描述的Corpus Christi事项的应计金额有关。 与Corpus Christi事件相关的金额由保险应收账款完全抵消，我们预计未来超过应计金额（如果有的话）的损失将通过保险收回。
截至2023年12月31日止期间，我们进一步完善了所收购资产和所承担负债的估值假设。 因此，我们记录了计量期调整，导致可识别净资产增加，而善意减少美元729 百万美元，主要是由于无形资产以及不动产、厂房和设备的公允价值增加美元4791000万美元和300万美元189分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
财产、厂房和设备：
不动产、厂房和设备主要包括管道、与管道有关的设备、储罐和加工设备，将在资产的估计使用年限内按直线折旧。
无形资产：
可确认无形资产净值的初步价值与将在预期收益期间摊销的客户关系有关。
长期债务，不包括本期债务：
我们承担了麦哲伦的未偿债务，并利用公开交易价格估计了公允价值。该等债务包括不同到期日及不同利率的优先无抵押债务，如附注H所述。于收购日期确认该债务的公允价值导致较名义价值折让。折扣将在债务的剩余期限内摊销为利息支出。
商誉：
商誉主要代表收购资产未来折旧和摊销的预期税收利益 和商业协同效应，并预计将完全扣除税收目的。
经营成果
可归因于麦哲伦收购的运营结果自收购之日起至2023年12月31日一直包含在我们的合并财务报表中。在2023年9月25日至2023年12月31日期间，可归因于获得的净资产的收入和所得税前收入为1.13亿美元和3,000美元361分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
在截至2023年12月31日的年度内，我们确认了大约179与麦哲伦收购相关的已支出交易成本，如下表所示。这些非经常性成本主要与咨询费、遣散费和某些麦哲伦员工的股票奖励结算有关，以及过渡性设施承诺费。
下表说明了截至所示期间，与收购相关的交易成本在我们的综合损益表中的影响：
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | 截至的年度 |
| | | | | 十二月三十一日， |
| | | | | | | 2023 |
| | | | | | (百万美元) |
交易成本 | | | | | | $ | 158 | |
利息支出 | | | | | | 21 | |
总计 | | | | | | $ | 179 | |
| | | | | | |
备考财务信息
下表列出了截至2023年12月31日和2022年12月31日的未经审计的补充形式财务信息，就好像我们在2022年1月1日完成了对麦哲伦的收购：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 截止的年数 |
| | | | | | 十二月三十一日， |
| | | | | | | | | | | 2023 | | 2022 |
| | | | | (百万美元) |
| 收入 | | | | | | | | | | $ | 19,999 | | | $ | 25,349 | |
| 净收入 | | | | | | | | | | $ | 3,077 | | | $ | 1,867 | |
| | | | | | | | | | | | |
汇总的未经审计的备考信息反映了以下调整：
•按不动产、厂房和设备以及无形资产的初步公允价值反映折旧和摊销；
•反映了$179分别在2023年12月31日终了年度发生的非经常性交易费用百万美元，重新分类并计入2022年12月31日终了年度的预计净收入，好像它们发生在2022年1月1日；
•反映与承销的公开发售有关的利息开支$5.25200亿优先无担保票据，用于为现金对价和与麦哲伦收购相关的其他成本提供资金；
•反映债务折价摊销至承担的麦哲伦长期债务的公允价值；
•反映以股份为基础的重置奖励的超额公允价值摊销；
•反映预计调整对所得税的影响；以及
•排除了ONEOK和麦哲伦之间历史活动的影响。
截至2023年12月31日止年度的未经审计备考财务资料包括一次性营运收益#美元。779与梅德福德事件的保险收益相关的1.6亿美元。未经审计的备考财务信息仅供参考，并不一定表明我们的经营业绩，如果交易在所述期间开始时完成，它也不一定表明未来的结果。
C. 梅德福德事件
2022年7月9日，我们位于俄克拉何马州梅德福德的210 MBbl/d天然气液体分馏设施发生火灾。从2022年8月开始，我们制定了与梅德福德事件相关的索赔，并记录了预期保险赔偿的应计项目。我们评估了与业务中断和设施财产损坏有关的已发生成本和损失收益，以及根据适用的保险追回指导确定的确认时间，并记录了应计项目#美元1512022年用于保险回收，以抵消我们产生的成本和损失。
2023年1月，我们与保险公司达成协议，解决与梅德福德事件相关的所有人身损害和业务中断索赔。根据和解协议的条款，我们同意解决保险赔偿总额为#美元的索赔。9301000万，$100其中2.5亿美元是在2022年收到的。剩余的$8302023年第一季度收到了1.8亿美元。所得款项用作财产损失的和解、截至和解日期的业务中断索赔，以及代替未来业务中断保险索赔的付款。
在2023年第一季度，我们应用了美元830截至2022年12月31日，我们收到的未偿还保险应收账款为$512000万美元，并为剩余的美元记录了运营收益779在综合损益表内，净其他收入为1000万美元。我们根据我们对结算中所列损失(财产和业务中断)性质的评估，对合并现金流量表内收到的收益进行分类。
D. 公允价值计量
经常性公允价值计量 - 下表列出了我们截至所示日期的经常性公允价值计量：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2023年12月31日 |
| | | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 总计-毛 | | 净额结算（a） | | 总计-净值 |
| | | （数百万美元) |
| 衍生资产 | | | | | | | | | | | | |
| 商品合约 | | $ | 109 | | | $ | 68 | | | $ | — | | | $ | 177 | | | $ | (125) | | | $ | 52 | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 衍生工具资产总额 | | $ | 109 | | | $ | 68 | | | $ | — | | | $ | 177 | | | $ | (125) | | | $ | 52 | |
| | | | | | | | | | | | |
衍生负债 | | | | | | | | | | | | |
| 商品合约 | | $ | (40) | | | $ | (44) | | | $ | — | | | $ | (84) | | | $ | 84 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 衍生负债总额 | | $ | (40) | | | $ | (44) | | | $ | — | | | $ | (84) | | | $ | 84 | | | $ | — | |
(a)- 衍生资产和负债在我们的综合资产负债表中以净值列报。 当衍生品合同的对手方与我们之间存在合法可执行的主净结算安排时，我们对衍生品资产和负债进行净结算。 2023年12月31日，我们没有存入现金，持有现金为美元41与各种交易对手方的价值100万美元，这抵消了我们在主净结算安排下的衍生品净资产头寸，如上表所示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2022年12月31日 |
| | | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 总计-毛 | | 净额结算（a） | | 总计-净值 |
| | | (数百万美元) |
| 衍生资产 | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 商品合同 | | $ | 15 | | | $ | 152 | | | $ | — | | | $ | 167 | | | $ | (125) | | | $ | 42 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 利率合同 | | — | | | 11 | | | — | | | 11 | | | — | | | 11 | |
| 衍生工具资产总额 | | $ | 15 | | | $ | 163 | | | $ | — | | | $ | 178 | | | $ | (125) | | | $ | 53 | |
| | | | | | | | | | | | |
衍生负债 | | | | | | | | | | | | |
| 商品合同 | | $ | (38) | | | $ | (87) | | | $ | — | | | $ | (125) | | | $ | 125 | | | $ | — | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 衍生负债总额 | | $ | (38) | | | $ | (87) | | | $ | — | | | $ | (125) | | | $ | 125 | | | $ | — | |
(a)- 衍生资产和负债在我们的综合资产负债表中以净值列报。 当衍生品合同的对手方与我们之间存在合法可执行的主净结算安排时，我们对衍生品资产和负债进行净结算。 2022年12月31日，我们举行 不是现金和邮寄美元9与各个交易对手的百万现金，包括在 其他流动资产在我们的综合资产负债表中。
下表列出了所示期间我们的第三级公允价值计量的对账：
| | | | | | | | | | | |
| | 截止的年数 |
| 十二月三十一日， |
| 衍生资产(负债) | 2023 | | 2022 |
| | (数百万美元) |
| 期初净负债 | $ | — | | | $ | (114) | |
| 公允价值变动总额： | | | |
| 结算计入净收入(A) | — | | | 100 | |
| 转出第3级衍生品 | — | | | (49) | |
| 包括在其他全面收益中的新的3级衍生品(B) | — | | | 56 | |
| 包括在其他全面收入中的未实现变化(B) | — | | | 7 | |
| 期末净负债 | $ | — | | | $ | — | |
(A)-在我们的综合损益表中计入商品销售收入/销售成本和燃料。
(B)-计入综合全面收益表中衍生工具的公允价值变动。
于截至2022年12月31日止年度内，我们为NGL掉期转出与若干地点相关的3级商品衍生工具，主要是由于这些市场的交易量及交易频率提高了市场价格的透明度。我们将这些商品衍生品的估值视为二级估值，这些衍生品通过结算经纪商进行交易，并以交易所公布的未经调整价格进行估值。
其他金融工具-由于这些项目的短期性质，现金和现金等价物、应收账款、应付账款和短期借款的大约公允价值等于账面价值。我们的现金和现金等价物由银行和货币市场账户组成，被归类为1级。我们的短期借款被归类为2级，因为短期借款的估计公允价值可以使用商业票据市场上可用的信息来确定。我们有与我们的补充高管退休计划和非合格递延薪酬计划相关的投资，这些投资按公允价值列账，主要由共同基金、市政债券和其他分类为1级和2级的固定收益证券组成。
我们合并长期债务的估计公允价值，包括目前的到期日，为#美元21.410亿美元12.72023年12月31日和2022年12月31日分别为10亿美元。我们合并的长期债务的账面价值，包括当前的到期日，是$21.710亿美元13.62023年12月31日和2022年12月31日分别为10亿美元。未偿还优先票据总额的估计公允价值乃根据条款及到期日相若的同类债券的报价市场价格厘定。我们的综合长期债务的估计公允价值被归类为二级。
E. 利用衍生品进行风险管理和对冲活动
风险管理活动-我们对天然气、天然气和原油价格的变化非常敏感，这主要是由于加工、购买和销售这些商品的合同条款造成的。由于对麦哲伦的收购，我们对成品油价格的变化也很敏感。在正常的业务过程中，我们也面临利率波动的风险。我们使用实物远期购买和销售以及金融衍生品来确保
我们的部分天然气、液化天然气、精炼产品、凝析油和原油的采购和销售；减少我们对大宗商品价格和利率波动的风险敞口；并实现更可预测的现金流。此外，我们可能会使用实物远期购买和金融衍生品来降低与运营我们设施所用的电力和天然气相关的大宗商品价格风险。我们遵循既定的政策和程序来评估风险，批准、监督和报告我们的风险管理活动。我们没有将这些工具用于交易目的。
商品价格风险-商品价格风险是指因天然气、天然气、成品油、凝析油和原油价格的不利变化而产生的现金流和未来收益损失的风险。我们可以使用以下商品衍生工具来降低与我们预测的部分商品购买和销售相关的近期商品价格风险：
•期货合约-根据交易所条例的规定购买或出售天然气和原油以供未来交割或结算的标准化合同；
•远期合约-双方就购买或销售天然气、天然气、成品油、凝析油和原油以供未来实物交付的非标准化承诺。这些合同通常是不可转让的，只有在双方同意的情况下才能取消；
•掉期-根据一种或多种商品的价值交换一种或多种付款。这些工具在交易对手方之间转移与未来价值变化相关的财务风险，但不同时转移资产或负债的所有权权益；
•选项-合同协议，赋予持有者权利，但不是义务，在规定的时间内以固定的价格购买或出售固定数量的商品。期权可以是标准化的和交易所交易的，也可以是定制的非交易所交易的；以及
•衣领-买入的看跌期权和卖出的看涨期权的组合，这为对冲的大宗商品销售设定了下限和上限。
我们还可以使用其他工具来缓解大宗商品价格风险。
在我们的天然气收集和加工部门，由于根据POP合同保留与我们的费用相关的部分商品销售收益，我们面临商品价格风险。在与POP合同签订的某些费用下，如果生产量、交货压力或商品价格相对于指定的门槛发生变化，我们的费用和POP百分比可能会增加或减少。我们还面临着买卖商品的不同生产和市场地点之间的基本风险。作为我们对冲策略的一部分，我们使用前面描述的大宗商品衍生品金融工具和实物远期合约，以减少与天然气、NGL和凝析油相关的价格波动的影响。
在我们的天然气液体部门，我们主要面临商品价格风险，这些风险源于各种纯度NGL彼此之间的相对价值、储存中的NGL价值以及NGL相对于天然气的相对价值。由于NGL在一个地点的购买和在另一个地点的销售的相对价值，我们还面临地点价差风险，主要与我们的优化和营销业务有关。作为我们对冲战略的一部分，我们利用实物远期合约和商品衍生品金融工具来减少与NGL相关的价格波动的影响。
在我们的天然气管道部门，我们主要面临国内管道的大宗商品价格风险，因为它们在运营中消耗天然气，并保留客户的天然气用于运营，或作为我们提供的压缩服务费用的一部分。当运营中消耗的天然气数量与我们客户提供的数量不同时，我们的管道必须买卖天然气，或者储存或使用天然气库存，这可能会使这一部分面临商品价格风险，具体取决于对这一活动的监管处理。在燃料成本回收机制不能缓解我们天然气管道部门的商品价格风险的情况下，我们可以使用实物远期销售或购买来减少天然气价格波动的影响。截至2023年12月31日和2022年12月31日，我们的天然气管道运营没有金融衍生品工具。
在我们的精炼产品和原油部分，我们主要面临来自我们的液体混合和营销活动以及我们的管道和码头运营期间保留的产品的大宗商品价格风险。作为我们对冲战略的一部分，我们使用之前描述的大宗商品衍生品金融工具和实物远期合约来减少与NGL、成品油和原油相关的价格波动的影响。
利率风险-我们可以通过使用固定利率债务、浮动利率债务、国库锁和利率互换来管理利率风险。财政部锁定是支付基准国债利率与协议条款中指定的利率之间的差额的协议。在2023年第二季度，我们进入了1.11000亿美元的财政部锁定，以对冲我们预测的部分债务发行的利息支付的可变性。在2023年第三季度，我们结清了所有的美元1.130亿美元与我们承销的公开发行相关的财政部锁5.25200亿优先无担保票据
与麦哲伦的收购相关，带来了$432,000,000,000美元，计入累计其他综合亏损，并在相关债务期限内摊销为利息支出。我们所有的国库锁都被指定为现金流对冲。
利率互换是根据指定的名义金额在未来某个时间点交换利息支付的协议。2023年，我们结清了所有的美元0.430亿美元与我们承销的公开发行相关的远期利率互换5.2530亿美元与麦哲伦收购相关的优先无担保票据，导致收益美元442,000,000,000美元，计入累计其他综合亏损，并在相关债务期限内摊销为利息支出。我们所有的利率互换都被指定为现金流对冲。
衍生工具的公允价值-有关与我们的公允价值计量相关的投入的讨论，请参见附注A。下表列出了我们的衍生工具的公允价值，这些工具是在毛利率的基础上列示的。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| | 在我们综合资产负债表中的位置 | | 资产 | | (负债) | | 资产 | | (负债) |
| | | | （数百万美元) |
| 指定为对冲工具的衍生工具 | | | | | | | | |
| 商品合同（a） | 其他流动资产 | | $ | 163 | | | $ | (78) | | | $ | 160 | | | $ | (123) | |
| 其他资产 | | — | | | — | | | 6 | | | (1) | |
| 利率合约 | 其他流动资产 | | — | | | — | | | 11 | | | — | |
| | | | | | | | | |
| 指定为对冲工具的衍生工具总额 | | 163 | | | (78) | | | 177 | | | (124) | |
| 未被指定为对冲工具的衍生工具 | | | | | | | | |
| 商品合同（a） | 其他流动资产 | | 14 | | | (6) | | | 1 | | | (1) | |
| 未被指定为对冲工具的衍生品总额 | | 14 | | | (6) | | | 1 | | | (1) | |
| 总衍生品 | | | $ | 177 | | | $ | (84) | | | $ | 178 | | | $ | (125) | |
(a)- 当衍生品合同的对手方与我们之间存在具有法律强制执行的主净结算安排时，衍生品资产和负债在我们的综合资产负债表中按净值列示。
衍生工具的名义发票 - 下表列出了截至所示日期持有的衍生工具的名义数量：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日，
2023 | | 十二月三十一日，
2022 |
| 合同
类型 | 净购买/付款人 (Sold/接收器） |
| 指定为对冲工具的衍生工具： | | | |
| 现金流对冲 | | | | |
| 固定价格 | | | | |
- 天然气（Bcf) | 期货 | (16.0) | | | (39.3) | |
- 液化天然气油、精炼产品和原油 (MMbbl) | 期货和掉期 | (14.5) | | | (8.4) | |
- 权力 (GWh) | 期货 | 22.1 | | | — | |
| 基础 | | | | |
- 天然气（Bcf) | 期货 | (16.0) | | | (39.3) | |
| | | | |
利率合同（数十亿美元) | 掉期 | $ | — | | | $ | 0.4 | |
| | | | |
| 未被指定为对冲工具的衍生工具： | | | |
| 固定价格 | | | | |
- 天然气（Bcf) | 期货 | (0.7) | | | (0.1) | |
- 液化天然气油、精炼产品和原油 (MMbbl) | 期货和掉期 | 0.1 | | | 0.1 | |
| 基础 | | | | |
- 天然气（Bcf) | 期货 | (0.7) | | | (0.1) | |
- 液化天然气油、精炼产品和原油 (MMbbl) | 期货和掉期 | (0.1) | | | — | |
| | | | |
| | | | |
现金流对冲- 于2023年和2022年12月31日，与风险管理资产和负债相关的累计其他全面收益（亏损）（扣除税款）为美元31百万美元和$(58)分别为100万。下表列出了截至2023年12月31日的累计其他综合亏损余额，即与风险管理资产和负债有关的未实现收益(亏损)，税后净额：
| | | | | | | | |
| | 风险-
管理
资产/负债 |
| | (数百万美元) |
| 预期在未来36个月内变现的商品衍生工具(A) | | $ | 63 | |
| 已结算的利率互换和国库锁定将在长期固定利率债务的有效期内得到确认(B) | | (32) | |
| | |
截至2023年12月31日的累计其他全面收益 | | $ | 31 | |
(A)-基于2023年12月31日的大宗商品价格，我们预计净收益为1美元63扣除税收后的100万美元将在未来12个月内重新归类为收益。剩余的预测损益具有抵消性头寸，并不重要。
(B)-我们预计净亏损为#美元15100万美元，扣除税收后，将在未来12个月重新归类为收益。
下表列出了所列期间其他全面收益(亏损)中现金流量套期保值的公允价值未实现变化：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | (数百万美元) |
| 商品合同 | | $ | 147 | | | $ | (85) | | | $ | (323) | |
| 利率合约 | | 54 | | | 206 | | | 58 | |
| 其他全面收益(亏损)中现金流量套期保值的公允价值未实现变动总额 | | $ | 201 | | | $ | 121 | | | $ | (265) | |
下表列出了现金流量套期保值对所示期间净收入的影响：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
现金流中的衍生工具
对冲关系 | | 损益地点重新分类自
累计其他全面亏损
净收入 | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| | | | | (数百万美元) |
| 商品合同 | | 商品销售收入 | | $ | 201 | | | $ | (484) | | | $ | (732) | |
| | 销售成本和燃料成本 | | (93) | | | 257 | | | 474 | |
| 利率合约 | | 利息支出 | | (21) | | | (34) | | | (40) | |
现金流量套期保值公允价值变动总额从累计其他综合亏损重新分类为衍生工具净收益 | | $ | 87 | | | $ | (261) | | | $ | (298) | |
信用风险-我们监测交易对手的信誉以及对我们的风险监督和战略委员会制定的政策和限制的遵守情况。我们对我们的交易对手坚持我们认为最大限度地减少信用风险的信用政策。这些政策包括对潜在交易对手的财务状况(包括信用评级、债券收益率和信用违约互换利率)的评估，在某些情况下的抵押品要求，以及使用标准化的主净额结算协议，使我们能够净额计算与单一交易对手相关的正面和负面风险敞口。我们对没有信用评级的交易对手使用内部开发的信用评级。
我们的金融商品衍生品主要通过NYMEX或ICE结算经纪商账户结算，每日保证金要求。然而，我们可能会签订金融衍生工具，其中包含要求我们维持S、惠誉和/或穆迪的投资级信用评级的条款。如果我们的优先无担保长期债务的信用评级降至投资级以下，衍生工具的交易对手可以要求对净负债头寸中的衍生工具进行抵押。有几个不是2023年12月31日具有与信用风险相关的或有特征的金融衍生工具。
我们衍生品合约的交易对手通常由主要能源公司、金融机构以及商业和工业终端用户组成。这种交易对手的集中可能会对我们的整体信用风险敞口产生积极或消极的影响，因为交易对手可能会受到经济、监管或其他条件变化的类似影响。根据我们的政策、风险敞口、信贷和其他准备金，我们预计交易对手不履行义务不会对我们的财务状况或经营结果产生实质性的不利影响。
截至2023年12月31日，我们的衍生品资产的信用风险针对金融服务领域的投资级公司。
F. 财产、厂房和设备
下表按物业类型列出了截至所示日期我们的物业、厂房和设备：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 估计有用
寿命(年) | | 十二月三十一日，
2023 | | 十二月三十一日，
2022 | | |
| | | | | （数百万美元) |
| 集输管道及相关设备 | | 5至40 | | $ | 5,077 | | | $ | 4,667 | | | |
| 加工和分级及相关设备 | | 3至40 | | 8,591 | | | 5,310 | | | |
| 储存及相关设备 | | 3至54 | | 3,330 | | | 906 | | | |
| 输电管道及相关设备 | | 5至87 | | 18,551 | | | 11,327 | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 一般工厂及其他 | | 2至60 | | 1,002 | | | 806 | | | |
| 土地 | | — | | 375 | | | 160 | | | |
| 在建工程 | | — | | 1,528 | | | 1,839 | | | |
| 财产、厂房和设备 | | | | 38,454 | | | 25,015 | | | |
| 累计折旧和摊销 | | | | (5,757) | | | (5,063) | | | |
| 净财产、厂房和设备 | | | | $ | 32,697 | | | $ | 19,952 | | | |
截至2023年和2022年12月31日止年度的折旧费用为美元7361000万美元和300万美元615分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
我们因2023年、2022年和2021年12月31日尚未支付的在建工程成本为美元242百万，$171百万美元和美元131 分别为百万。 此类金额不包括在合并现金流量表的资本支出（减去AFUDC）中。
麦哲伦收购- 2023年9月，我们完成了麦哲伦收购并收购了房地产、厂房和设备，主要包括管道、管道相关设备、储罐和加工设备，价值为美元11.81000亿美元。
梅德福资产- 针对2022年梅德福事件，我们评估了设施的财产损失，并注销了总计美元的资产46 百万，这代表与某些受损的梅德福设施财产相关的公允价值。 这些非现金财产损失被保险追回完全抵消。
G. 商誉和无形资产
商誉 - 下表列出了我们在所示期间按分部划分的声誉：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 天然气
收集和
正在处理中 | | 天然气
液体 | | 天然气
管道 | | 成品油和粗品 | | 总计 |
| | (数百万美元) |
| 商誉毛额 | $ | 153 | | | $ | 371 | | | $ | 157 | | | $ | — | | | $ | 681 | |
| 累计减值损失 | (153) | | | — | | | — | | | — | | | (153) | |
| 2022年12月31日 | — | | | 371 | | | 157 | | | — | | | 528 | |
| 麦哲伦收购（a） | — | | | — | | | — | | | 4,424 | | | 4,424 | |
| 2023年12月31日 | $ | — | | | $ | 371 | | | $ | 157 | | | $ | 4,424 | | | $ | 4,952 | |
(a)- 善意主要代表所收购资产未来折旧和摊销以及商业协同效应的预期税收利益，预计可完全扣除税务目的。 善意的分配是初步的，随着我们继续评估预期商业协同效应对我们分部的好处，可能会进行更新。
无形资产- 我们的无形资产主要与精炼产品和原油部门的收购客户关系有关，并在加权平均寿命内以直线法摊销 26年 无形资产摊销费用为美元332023年为2.5亿美元，以及102022年和2021年均为百万美元，未来五年每年的摊销费用估计为美元601000万美元。下表反映了截至所列日期无形资产的总账面值和累计摊销：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日，
2023 | | 十二月三十一日，
2022 |
| | （数百万美元) |
| 无形资产总额（a） | $ | 1,505 | | | $ | 381 | |
| 累计摊销 | (189) | | | (156) | |
无形资产，净额 | $ | 1,316 | | | $ | 225 | |
(a)- 无形资产总额的增加主要代表与麦哲伦收购相关的客户关系。
H. 债务
下表列出了截至所示日期我们的合并债务：
| | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 | | |
| (百万美元) |
| 未偿商业票据（a） | $ | — | | | $ | — | | | |
| 高级无担保义务： | | | | | |
$425在…5.02023年9月到期% | — | | | 425 | | | |
$500在…7.52023年9月到期% | — | | | 500 | | | |
$500在…2.752024年9月到期% | 484 | | | 500 | | | |
$250在…3.22025年3月到期的%（b） | 250 | | | — | | | |
$500在…4.92025年3月到期% | 500 | | | 500 | | | |
$400在…2.22025年9月到期% | 387 | | | 387 | | | |
$600在…5.852026年1月到期% | 600 | | | 600 | | | |
$650在…5.02026年3月到期的%（b） | 650 | | | — | | | |
$750在…5.552026年11月到期% | 750 | | | — | | | |
$500在…4.02027年7月到期% | 500 | | | 500 | | | |
$800在…4.552028年7月到期% | 800 | | | 800 | | | |
$100在…6.8752028年9月到期% | 100 | | | 100 | | | |
$750在…5.652028年11月到期% | 750 | | | — | | | |
$700在…4.352029年3月到期% | 700 | | | 700 | | | |
$750在…3.42029年9月到期% | 714 | | | 714 | | | |
$850在…3.12030年3月到期% | 780 | | | 780 | | | |
$500在…3.252030年6月到期的%（b） | 500 | | | — | | | |
$500在…5.82030年11月到期% | 500 | | | — | | | |
$600在…6.352031年1月到期% | 600 | | | 600 | | | |
$750在…6.12032年11月到期% | 750 | | | 750 | | | |
$1,500在…6.052033年9月到期% | 1,500 | | | — | | | |
$400在…6.02035年6月到期% | 400 | | | 400 | | | |
$600在…6.652036年10月到期% | 600 | | | 600 | | | |
$250在…6.42037年5月到期%（b） | 250 | | | — | | | |
$600在…6.852037年10月到期% | 600 | | | 600 | | | |
$650在…6.1252041年2月到期% | 650 | | | 650 | | | |
$250在…4.22042年12月到期的%（b） | 250 | | | — | | | |
$400在…6.22043年9月到期% | 400 | | | 400 | | | |
$550在…5.152043年10月到期的%（b） | 550 | | | — | | | |
$250在…4.22045年3月到期的%（b） | 250 | | | — | | | |
$500在…4.252046年9月到期的%（b） | 500 | | | — | | | |
$700在…4.952047年7月到期% | 564 | | | 689 | | | |
$500在…4.22047年10月到期的%（b） | 500 | | | — | | | |
$1,000在…5.22048年7月到期% | 919 | | | 1,000 | | | |
$500在…4.852049年2月到期的%（b） | 500 | | | — | | | |
$750在…4.452049年9月到期% | 576 | | | 673 | | | |
$500在…4.52050年3月到期% | 443 | | | 443 | | | |
$800在…3.952050年3月到期的%（b） | 797 | | | — | | | |
$300在…7.152051年1月到期的% | 300 | | | 300 | | | |
$1,750在…6.6252053年9月到期% | 1,750 | | | — | | | |
卫报$120定期贷款，利率 6.58截至2023年12月31日的百分比，2025年6月到期 | 120 | | | 120 | | | |
北欧海盗$60定期贷款，利率 6.71截至2023年12月31日的百分比，截止2026年3月 | 60 | | | — | | | |
| 债务总额 | 22,794 | | | 13,731 | | | |
| 未摊销债务贴现 | (1,015) | | | (35) | | | |
| 未摊销债务发行成本和终止的掉期 | (112) | | | (75) | | | |
| 长期债务当期到期日 | (484) | | | (925) | | | |
| | | | | |
| 长期债务 | $ | 21,183 | | | $ | 12,696 | | | |
(A)-我们商业票据计划下的个别商业票据发行一般在90天或更短时间内到期。
(B)--在收购麦哲伦时承担的债务。金额按面值列示，并按公允价值折让计入未摊销债务贴现。
$2.5十亿美元信贷协议-我们的美元2.52027年到期的《十亿信贷协议》是一种循环信贷安排，其中包含某些借款的惯常条件，以及惯常的金融、肯定和否定契约。除其他事项外，这些公约包括维持综合净负债与调整后EBITDA(EBITDA)的比率(EBITDA，定义见#年)。2.530亿欧元的信贷协议，根据所有非现金费用进行调整，并根据某些贷款人批准的资本扩张项目的预计EBITDA增加)。此外，调整后的EBITDA在我们的美元中定义2.5十亿信贷协议允许包括被收购业务的过去12个月合并调整后EBITDA。2023年第三季度，我们完成了对麦哲伦的收购，这使我们能够根据我们的美元选择收购调整期。2.530亿欧元的信贷协议，并因此将我们的杠杆率契约提高到5.52023年第四季度和下一季度为1。此后，该公约将降至5.0设置为1。
这一美元2.5十亿美元的信贷协议包括100800万美元用于签发备用信用证和1美元。200为Swingline贷款提供1.5亿欧元的再提升。根据$的条款2.5十亿美元的信贷协议，我们可能会要求高达1.0在满足惯例条件后，贷款规模增加10亿美元，包括收到新贷款人的承诺或现有贷款人增加的承诺。这一美元2.5十亿信贷协议包含适用的保证金率和每年的融资手续费的条款，两者都会随着我们信用评级的变化而调整。借款，如有，将按SOFR期限外加基于我们在确定时的信用评级的适用保证金外加调整10基点。在我们目前的信用评级下，任何借款的适用保证金将为110基点。我们需要支付一笔相当于美元项下每日承诺总额的年费。2.5十亿信贷协议乘以确定时我们的信用评级为基础的适用利率。在我们目前的信用评级下，适用的利率为15基点。我们可以选择要求二一年制期限延长，有待贷款人批准。这一美元2.5十亿信贷协议还包含各种惯常的违约事件，一旦发生，可能会导致贷款人的承诺终止，并加速我们在该协议下的所有义务。截至2023年12月31日，我们没有未偿还借款，合并债务与调整后EBITDA的比率为3.6到1，我们遵守了我们的美元下的所有契约2.5十亿美元的信贷协议。
维京定期贷款协议-2023年3月，维京海盗达成了一项$601,000,000优先无担保定期贷款协议，已全部提取。所得资金用于偿还与ONEOK的公司间债务，并用于一般公司用途。维京定期贷款协议于2026年3月到期，按SOFR期限计息，外加基于确定时维京的信用评级的适用保证金，外加10基点。在维京目前的信用评级下，适用的保证金为125基点。维京定期贷款协议允许提前支付全部或任何未偿还部分，而无需罚款或溢价。截至2023年12月31日，维京遵守了维京定期贷款协议下的所有契约。
监护人定期贷款协议-2022年，Guardian达成了一项1201,000,000无担保定期贷款协议，已全部提取。所得资金用于偿还与ONEOK的公司间债务。监护人定期贷款协议将于2025年6月到期，期限为SOFR，外加基于确定时Guardian信用评级的适用保证金，外加10基点。根据Guardian目前的信用评级，适用的保证金为112.5基点。监护人定期贷款协议允许提前支付全部或任何未偿还部分，而无需罚款或溢价。截至2023年12月31日，守护者遵守了守护者定期贷款协议下的所有契约。
优先无担保债务-所有票据都是优先无担保债务，与我们所有现有和未来的无担保优先债务在偿付权上并列，在结构上从属于任何非担保人子公司的任何现有和未来债务和其他债务。
债务发行 -2023年8月，我们完成了承销的公开募股5.2530亿优先无担保票据，包括$750百万，5.552026年到期的优先债券；美元750百万，5.652028年到期的优先债券；美元500百万，5.802030年到期的优先债券；美元1.5十亿美元，6.052033年到期的优先债券%；和1.75十亿美元，6.6252053年到期的优先票据的百分比。扣除承保折扣、佣金和发售费用后的净收益为#美元。5.21000亿美元。净收益用于支付现金对价和与麦哲伦收购有关的其他成本。
2022年，我们完成了一次承销的公开募股，募集资金为750300万，6.12032年到期的优先无担保票据的百分比。扣除承保折扣、佣金和发售费用后的净收益为#美元。7421000万美元。所得款项主要用于偿还我们商业票据计划下的所有未偿还金额。其余的则用作一般企业用途。
偿还债务-2023年，我们在公开市场回购了若干优先票据的未偿还本金，金额为$3222000万美元的总回购价格2802000万美元，包括应计和未付利息，手头有现金。关于这些公开市场回购，我们确认了$41债务清偿净收益1.5亿美元，
这包括在截至2023年12月31日的年度的综合收益表中的其他收入(费用)净额中。
2023年6月，我们赎回了美元500300万，7.5优先债券将于2023年9月到期100本金的%，加上应计利息和未付利息，手头有现金。
2023年2月，我们赎回了我们的美元425百万，5.0优先债券将于2023年9月到期100本金的%，加上应计利息和未付利息，手头有现金。
2022年，我们赎回了剩余的美元896我们的300万人3.3752022年10月到期的优先票据% 100本金额的%，加上应计和未付利息，手头现金和短期借款。
在……里面 2021年，我们赎回了剩余的美元536我们的300万美元700300万，4.252022年2月到期的优先票据% 100本金额的%，加上应计和未付利息，手头现金和短期借款。
2021年，我们偿还了剩余的美元12 卫报数百万份高级票据将于2022年12月到期，手头有现金。
2021年，我们在公开市场回购了部分优先票据的未偿还本金，金额为美元552000万美元的总回购价格55 百万，手头有现金。
截至2023年12月31日，2024年至2028年未偿长期债务和债务利息支付的总期限如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 高年级
不安全
义务 | | | | | | 卫报 | | 维京海盗 | | 利息
义务
关于债务 | | 总计 |
| | | (百万美元) |
| 2024 | | $ | 484 | | | | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 1,167 | | | $ | 1,651 | |
| 2025 | | $ | 1,137 | | | | | | | $ | 120 | | | $ | — | | | $ | 1,124 | | | $ | 2,381 | |
| 2026 | | $ | 2,000 | | | | | | | $ | — | | | $ | 60 | | | $ | 1,038 | | | $ | 3,098 | |
| 2027 | | $ | 500 | | | | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 987 | | | $ | 1,487 | |
| 2028 | | $ | 1,650 | | | | | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 951 | | | $ | 2,601 | |
| | | | | | | | | | | | | | |
遵守债务契诺- 截至2023年12月31日，我们遵守了各项债务协议中包含的契约。
其他 - 我们根据相关债务工具的条款摊销与发行长期债务相关的溢价、折扣和费用。
债务担保- 2023年12月，ONEOK承担了麦哲伦在其之前的债务契约下的债务义务，麦哲伦为未偿票据提供了担保。 截至2023年12月31日，麦哲伦不再有未偿债务。 ONEOK、ONEOK Partners、中间合伙企业和麦哲伦为ONEOK和ONEOK Partners的债务提供交叉担保。 Guardian定期贷款协议和Viking定期贷款协议不由ONEOK、ONEOK Partners、中间合伙企业或麦哲伦担保。
I. 股权
A系列和B系列可转换优先股 - 有 不是当前发行或发行的A系列或B系列优先股的股份。
股权发行-2023年9月，我们完成了对麦哲伦的收购。根据合并协议，麦哲伦的每个共同单位以固定的比例交换0.667ONEOK普通股和$25.00现金。我们发布了大约135百万股普通股，公允价值约为$9.0截至麦哲伦收购交易完成之日，该公司的资产规模为100亿美元。
我们有一个“在市场上”的股权计划，不时地提供和出售我们的普通股，总发行价最高可达美元。1.01000亿美元。该计划允许我们通过销售代理以我们认为合适的价格提供和出售普通股，通过远期卖家进行远期销售交易，或直接向作为委托人的一个或多个计划经理出售普通股。我们普通股的销售可以通过纽约证券交易所的普通经纪商交易、大宗交易或我们与销售代理达成的其他协议进行。根据该计划，我们没有义务提供和出售普通股。截至2023年12月31日，不是股票已通过我们的“在市场上”计划出售。
股份回购计划-2024年1月，我们的董事会批准了一项股票回购计划，最高可回购美元2.030亿股我们已发行的普通股，目标是该计划将在下一年得到很大程度的利用四年。我们预计，根据市场状况和其他因素，我们将根据自己的酌情决定权，不时通过公开市场交易或通过私下谈判的交易获得股份。我们预计，任何购买的资金都将来自手头的现金、运营现金流和短期借款。该计划将在完成$的回购后终止2.02029年1月1日，以先发生者为准。
分红-我们普通股的持有者在董事会宣布的任何股息中平等分配，但受已发行的E系列优先股持有者的权利的限制。支付的股息总额为$1.8亿，美元1.710亿美元1.7 2023年、2022年和2021年分别为10亿美元。 下表列出了所示期间我们普通股支付的每股季度股息：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
| 第一季度 | | $ | 0.955 | | | $ | 0.935 | | | $ | 0.935 | | | |
| 第二季度 | | 0.955 | | | 0.935 | | | 0.935 | | | |
| 第三季度 | | 0.955 | | | 0.935 | | | 0.935 | | | |
| 第四季度 | | 0.955 | | | 0.935 | | | 0.935 | | | |
| 总计 | | $ | 3.82 | | | $ | 3.74 | | | $ | 3.74 | | | |
此外，2024年2月，我们支付了季度普通股股息为美元0.99 每股（美元3.96 每股按年化计算），已支付给截至2024年1月30日的记录股东。
当我们的董事会宣布时，如果我们的E系列优先股向每股E系列优先股支付季度股息，股息率为 5.5每年%。 我们为E系列优先股支付了股息美元1.12023年、2022年和2021年为百万。 我们支付了总计美元的季度股息0.32024年2月购买E系列优先股，价值100万美元。
J. 每股收益
下表列出了所示期间基本和稀释每股收益的计算：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2023年12月31日的年度 |
| | | 收入 | | 股票 | | 每股
金额 |
| | | (百万美元，每股金额除外) |
| 基本每股收益 | | | | | | |
| 普通股净收益 | | $ | 2,658 | | | 484.3 | | | $ | 5.49 | |
| 稀释每股收益 | | | | | | |
| 稀释证券的影响 | | — | | | 1.1 | | | |
| 普通股和普通股等效股的可用净利润 | | $ | 2,658 | | | 485.4 | | | $ | 5.48 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2022年12月31日的年度 |
| | | 收入 | | 股票 | | 每股
金额 |
| | | （百万美元，每股金额除外) |
| 基本每股收益 | | | | | | |
普通股净收益 | | $ | 1,721 | | | 447.5 | | | $ | 3.85 | |
| 稀释每股收益 | | | | | | |
| 稀释证券的影响 | | — | | | 0.9 | | | |
普通股和普通股等效股的可用净利润 | | $ | 1,721 | | | 448.4 | | | $ | 3.84 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至2021年12月31日的年度 |
| | | 收入 | | 股票 | | 每股
金额 |
| | | （百万美元，每股金额除外) |
| 基本每股收益 | | | | | | |
| 普通股净收益 | | $ | 1,499 | | | 446.4 | | | $ | 3.36 | |
| 稀释每股收益 | | | | | | |
| 稀释证券的影响 | | — | | | 1.0 | | | |
| 普通股和普通股等效股的可用净利润 | | $ | 1,499 | | | 447.4 | | | $ | 3.35 | |
K. 基于股份的支付
我们的股权激励计划(EIP)规定向符合条件的员工授予基于股票的薪酬，包括限制性股票单位奖励和业绩单位奖励，并向非雇员董事授予股票奖励。我们已经预订了8.5根据企业投资促进计划发行的普通股，在2023年12月31日，我们有4.0根据该计划，可供发行的股票为100万股。这一可用股份的计算反映了根据EIP授予的未偿还奖励归属时已发行的股份和预计将发行的估计股份，不包括预计将归还给该计划的估计没收。结合对麦哲伦的收购，我们假设了前麦哲伦中流合伙人L.P.长期激励计划，该计划用于在交易完成时转换基于股票的薪酬。我们预订了1.01,000万股普通股，根据假设计划发行，截至2023年12月31日，所有普通股均已授予。与收购麦哲伦一起转换的其余限制性股票单位奖励是从登记声明中保留的股份中授予的。
限售股单位-我们已向关键员工授予限制性股票单位，这些单位在指定期限结束时授予，通常三并使受赠人有权获得我们普通股的股份。限制性股票单位奖励按公允价值计量，如同它们是在授予日归属和发行的，并根据估计没收进行调整。 限制性股票单位奖励在归属之前以额外的限制性股票单位的形式应计股息等价物。补偿费用在奖励的授权期内以直线基础确认。
麦哲伦收购-如附注B所述，我们于2023年9月25日完成了对麦哲伦的收购。在收购之前，麦哲伦之前曾颁发过基于单位的奖励，包括时间授予的幻影单位和绩效幻影单位，在指定的期限结束时授予，通常三好几年了。根据合并协议的条款，每项以单位为基础的尚未完成的奖励被转换为受限股票单位，并在其收购日期进行计量
公允价值，犹如它们是在收购日归属和发行的。合并前服务的公允价值分配给转移的对价，并作为购置价的一部分计入。归因于合并后服务的部分将在奖励的剩余归属期间以直线方式确认为补偿费用。转换后的限制性股票单位奖励应计股息等价物，在归属时以现金支付。大约$70在麦哲伦收购完成后，立即以现金结算了100万美元的转换奖励，不包括在本文披露的限制性股票单位活动中。
表演单位奖-我们已向关键员工授予绩效单位奖，这些员工在三-年期间。在归属后，已发行业绩单位的持有者有权获得相当于一个百分比(0%至200根据归属期间我们的股东总回报，与同期其他能源公司的同业集团的总股东回报进行比较。业绩单位奖励是根据蒙特卡罗模型在授予日按公允价值计量的，并根据估计的没收情况进行了调整。业绩单位奖励在归属前以额外业绩单位的形式应计股息等价物。补偿费用在奖励的授权期内以直线基础确认。
非雇员董事的股票薪酬-EIP规定向非雇员董事授予非法定股票期权和股票红利奖励，包括业绩单位奖励和限制性股票单位奖励。根据EIP，高管薪酬委员会可以随时授予奖励，直到根据EIP授权的所有股票都已授予为止。在任何一年内，根据企业投资促进计划可向参与者发行的普通股及现金奖励的最高限额为$0.8截至授予日的价值为百万美元。不是绩效单位奖或限制性股票单位奖已颁发给非雇员董事，并有不是未清偿期权。
一般- 对于所有杰出奖项，我们使用了 3%没收率基于我们的股份支付计划下的历史没收。 我们目前使用库存股票来满足我们的股份支付义务。
我们的股份支付计划的补偿费用（不包括交易成本中确认的补偿费用）为美元63百万，$53百万美元和美元542023年、2022年和2021年分别为100万美元（未扣除相关税收优惠）14百万，$13百万美元和美元14分别为100万美元。
受限制的股票单位活动- 截至2023年12月31日，我们拥有42与我们的非归属限制性股票单位奖励相关的未确认薪酬成本总额为百万美元，预计将在加权平均期内确认 1.7好几年了。下表列出了我们限制性股票单位奖励的活动和各种统计数据：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 数量
单位 | | 加权
平均价格 |
| 未归属的2022年12月31日 | | 832,734 | | | $ | 58.30 | |
已批出(A) | | 1,667,473 | | | $ | 66.50 | |
发布给参与者（b） | | (698,906) | | | $ | 68.47 | |
| 被没收 | | (76,736) | | | $ | 58.92 | |
| 未归属的2023年12月31日 | | 1,724,565 | | | $ | 62.08 | |
(a)- 包括 1,346,845与麦哲伦收购一起授予的限制性股票单位奖励。(b)- 包括 488,929与麦哲伦收购一起向参与者发放限制性股票单位奖励。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| 加权平均授予日公允价值(每股) | | $ | 66.50 | | | $ | 60.96 | | | $ | 46.84 | | |
| 授予单位的公允价值（百万美元） | | $ | 111 | | | $ | 20 | | | $ | 20 | | |
| 授予日期归属单位的公允价值（百万美元） | | $ | 48 | | | $ | 14 | | | $ | 13 | | |
表演单位活动- 截至2023年12月31日，我们拥有 $34百万的tot与未归属绩效单位奖励相关的所有未确认补偿成本，预计将在加权平均期间内确认 1.7好几年了。下表列出了与绩效单位奖励相关的活动和各种统计数据以及各自授予日期估值中使用的假设：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | 数量
单位 | | 加权
平均价格 |
| 未归属的2022年12月31日 | | 1,045,706 | | | $ | 74.15 | |
| 授与 | | 369,222 | | | $ | 87.46 | |
| 发布给参与者 | | (235,874) | | | $ | 88.96 | |
| 被没收 | | (84,114) | | | $ | 77.22 | |
| 未归属的2023年12月31日 | | 1,094,940 | | | $ | 75.22 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| 波动性(A) | | 63.30% | | 61.10% | | 60.30% | |
| 股息率 | | 5.75% | | 6.15% | | 8.13% | |
| 无风险利率 | | 4.43% | | 1.78% | | 0.21% | |
(a)- 波动性基于历史波动性 三年使用每日股价观察。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| 加权平均授予日公允价值(每股) | | $ | 87.46 | | | $ | 79.05 | | | $ | 62.03 | | |
| 授予单位的公允价值（百万美元） | | $ | 32 | | | $ | 32 | | | $ | 34 | | |
| 授予日期归属单位的公允价值（百万美元） | | $ | 21 | | | $ | 20 | | | $ | 20 | | |
员工股票购买计划- 我们总共预订了 12根据我们的员工购股计划(ESPP)，发行100万股普通股。除某些例外情况外，所有员工都有资格参加ESPP。员工可以选择最多拥有10根据计划的条款和限制，在发售期间从每张工资支票中扣留他们基本工资的%用于购买我们的普通股。该股票的收购价为85授予日期或行使日期市场价格中较低者的百分比。大致69%, 68%和692023年、2022年和2021年分别有%的员工参与了该计划。根据计划，我们出售了236,108加权平均股价为$52.702023年每股收益，235,583加权平均股价为$47.212022年每股收益和277,012加权平均股价为$38.982021年的每股收益。
员工股票奖励计划-根据我们的员工股票奖励计划，当我们普通股在纽约证券交易所的每股收盘价达到或高于其先前的最高收盘价每增加一美元时，我们将向所有符合条件的员工免费发行一股我们的普通股。我们总共预订了900,000根据本计划发行的普通股。不是该计划在2023年、2022年或2021年向员工发行了股票。截至本报告日期，下一次奖励将在我们的普通股收盘价达到或超过$时颁发。78.
非雇员董事递延薪酬计划-我们的非雇员董事递延补偿计划为我们的非雇员董事提供了推迟他们在我们董事会的服务的全部或部分报酬的选项。根据该计划，董事可以选择现金延期期权或影子股票期权。根据现金延期选择权，董事可选择推迟收取全部或部分年度预聘费，这笔费用将在延期期间计入利息。根据影子股票期权，董事可以推迟他们的全部或部分年度预聘费，并以我们EIP项下普通股的形式在递延的基础上获得此类费用，这些费用赚取的股息相当于我们普通股宣布的股息。股票按我们普通股在分配之日的公平市场价值分配给非雇员董事。
L. 员工福利计划
退休和其他退休后福利计划
退休计划-我们有一个覆盖某些员工和前员工的遗留固定福利养老金计划，该计划于2005年对新参与者关闭。此外，我们还为参加我们的固定收益养老金计划的某些官员制定了一项补充的高管退休计划。我们的补充高管退休计划不对新参与者开放。我们为我们的固定收益养老金计划提供资金的水平必须保持或超过经修订的1974年《雇员退休收入保障法》所要求的最低资金水平。
其他退休后福利计划-我们赞助遗留的健康和福利计划，为2017年前聘用的退休员工提供退休后医疗和人寿保险福利，这些员工至少五年全职连续服役。针对医疗保险前参与者的退休后医疗计划是缴费的，退休人员的缴费定期调整，并包含其他费用分担功能，如免赔额和共同保险。为符合联邦医疗保险资格的参与者提供的退休后医疗计划是一种基于账户的计划，根据该计划，参与者可以选择在私人交易所购买私人保险单和/或寻求报销其他符合条件的医疗费用。
麦哲伦收购-由于对麦哲伦的收购，我们承担了麦哲伦的养老金计划资产和义务。这些义务包括二固定福利养老金计划，包括一项针对非工会员工的计划和一项针对工会员工的计划。收购完成后，非工会员工的养老金计划对新参与者关闭。工会员工的养老金计划于2024年1月对新参与者关闭。我们为这些固定收益养老金计划提供资金的水平必须保持或超过经修订的1974年《雇员退休收入保障法》所要求的最低资金水平。我们还承担了麦哲伦的退休后福利义务，其中包括麦哲伦的某些雇员。
根据我们的401(K)计划，所有员工都有资格延期支付工资并获得公司匹配的缴费，而没有参加我们的固定收益养老金计划的员工也有资格根据我们的401(K)计划获得季度和年度利润分享缴费。
债务和供资状况 - 下表列出了我们的退休和其他退休后福利计划、福利义务和计划资产在指定期间的公允价值：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 退休福利 | 其他退休后福利 |
| | 十二月三十一日， | 十二月三十一日， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 福利义务的变更 | | （数百万美元) |
| 期间开始时的福利义务 | | $ | 423 | | | $ | 567 | | | $ | 38 | | | $ | 51 | |
| 服务成本 | | 7 | | | 7 | | | — | | | — | |
| 利息成本 | | 27 | | | 18 | | | 2 | | | 1 | |
| 计划参与者的缴费 | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
精算(收益)损失 | | 38 | | | (149) | | | 3 | | | (11) | |
| 已支付的福利 | | (33) | | | (20) | | | (4) | | | (4) | |
麦哲伦收购 | | 240 | | | — | | | 11 | | | — | |
| 福利义务，期末（a） | | 702 | | | 423 | | | 51 | | | 38 | |
| | | | | | | | |
| 计划资产变动 | | | | | | | | |
| 计划资产的公允价值，期初 | | 322 | | | 413 | | | 17 | | | 24 | |
| 计划资产的实际回报率 | | 60 | | | (71) | | | 2 | | | (4) | |
| | | | | | | | |
| 计划参与者的缴费 | | — | | | — | | | 1 | | | 1 | |
| 已支付的福利 | | (33) | | | (20) | | | (4) | | | (4) | |
麦哲伦收购 | | 205 | | | — | | | — | | | — | |
| 计划资产的公允价值，期末（b） | | 554 | | | 322 | | | 16 | | | 17 | |
| 12月31日的结余 | | $ | (148) | | | $ | (101) | | | $ | (35) | | | $ | (21) | |
| | | | | | | | |
| 流动负债 | | $ | (5) | | | $ | (5) | | | $ | — | | | $ | — | |
| 非流动负债 | | (143) | | | (96) | | | (35) | | | (21) | |
| 12月31日的结余 | | $ | (148) | | | $ | (101) | | | $ | (35) | | | $ | (21) | |
(a)-2023年和2022年12月31日退休福利的福利义务包括补充高管退休计划义务。
(B)-退休福利计划资产的公允价值不包括我们的补充高管退休计划的资产，该计划总计#美元89百万美元和美元92分别在2023年12月31日和2022年12月31日，并计入综合资产负债表上的其他资产。这些资产在拉比信托基金中维护，不被视为补充高管退休计划的资产。
我们退休计划的累积福利义务为$637百万美元和美元409分别为2023年12月31日和2022年12月31日。
影响我们退休和其他退休后福利计划的福利义务的精算损失主要是由于下文“精算假设”部分讨论的贴现率假设的变化。
与我们的退休和其他退休后福利计划相关的其他全面收入中确认的净定期福利成本和相关假设的组成部分和确认的金额并不重要。2023年12月31日和2022年12月31日的累计其他综合亏损余额为#美元64百万美元和美元48分别为2.5亿美元和2.5亿美元。这一余额预计将在参加这些计划的雇员的平均剩余服务期内摊销。
精算假设 - 下表列出了用于确定所示期间的退休福利和其他退休后福利义务的加权平均假设：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 退休福利 | 其他退休后福利 |
| | 十二月三十一日， | 十二月三十一日， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 贴现率 | | 5.40% | | 5.75% | | 5.50% | | 5.75% |
| 薪酬上升率 | | 3.65% | | 3.60% | | 北美 | | 北美 |
利息信用评级(A) | | 4.03% | | 北美 | | 北美 | | 北美 |
| | | | | | | | |
(A)--这一精算假设仅适用于收购麦哲伦时假设的养恤金计划。
我们每年利用与我们退休和其他退休后福利计划的估计福利现金流相匹配的高质量债券投资组合来确定贴现率。被选纳入投资组合的债券只包括那些被S或穆迪评级为AA或Aa2或更好的债券，不包括可赎回债券、低于最低发行规模的债券、收益率异常值和其他筛选标准，以剔除不合适的债券。
计划资产-我们的投资策略是按照强调长期基本面的稳健投资做法投资计划资产。这一战略的目标是在管理风险的同时最大限度地提高投资回报，以履行计划当前和预计的财政义务。我们传统的ONEOK固定收益养老金计划的投资分配遵循负债驱动投资的滑动路径方法，随着计划资金状况的增加，将较高的投资组合权重转移到固定收益。大部分遗留的麦哲伦养老金资产被配置为固定收益证券，并进行投资，以匹配该计划的短期、中期和长期负债期限，其余金额分配给股权证券。我们的养老金计划利用多样化的投资组合，可能包括国内和国际股票、短期、中期和长期公司和政府债务、房地产和对冲基金。截至2023年12月31日，我们养老金计划资产的综合目标配置如下：
| | | | | | | | |
| 国内和国际股票 | | 32 | % |
| 长期固定收益 | | 56 | % |
| 寻求回报的信用 | | 4 | % |
| 对冲基金 | | 5 | % |
| 房地产基金 | | 3 | % |
| 总计 | | 100 | % |
作为我们计划风险管理的一部分，我们为上面列出的每一种资产类别设定了最低和最高限额。
截至2023年12月31日，我们其他退休后福利计划的计划资产的公允价值并不重要。下表按公允价值类别列出了截至我们的固定收益养老金计划的衡量日期的计划资产：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 养老金福利 |
| | 2023年12月31日 |
| 资产类别 | | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 小计 | | 以净资产净值测量 (d) | | 总计 |
| | | (数百万美元) |
| 投资： | | | | | | | | | | | | |
| 股权证券 | | $ | 65 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 65 | | | $ | — | | | $ | 65 | |
| 现金和货币市场基金 | | 9 | | | — | | | — | | | 9 | | | — | | | 9 | |
政府责任 | | 45 | | | — | | | — | | | 45 | | | — | | | 45 | |
公司义务 | | 100 | | | — | | | — | | | 100 | | | — | | | 100 | |
| 共同/集体信托 | | | | | | | | | | | | |
| 股权证券(A) | | — | | | — | | | — | | | — | | | 109 | | | 109 | |
| 房地产基金 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 17 | | | 17 | |
| 政府责任 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 60 | | | 60 | |
| 企业义务（b） | | — | | | — | | | — | | | — | | | 114 | | | 114 | |
| 短期投资 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 6 | | | 6 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 其他投资（c） | | — | | | — | | | — | | | — | | | 29 | | | 29 | |
| 计划资产的公允价值 | | $ | 219 | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 219 | | | $ | 335 | | | $ | 554 | |
(a)- 此类别代表来自不同行业的相应市场部门的证券。
(b)- 此类别代表来自不同行业的债券。
(c)- 此类别代表森ts有限合伙企业的另类投资，可以在30天通知后赎回，没有进一步的限制。 有 不是无资金准备的资本承诺。 这些有限合伙企业通过多策略计划投资于私人投资基金、对冲基金和/或独立账户的广泛多元化投资组合，以寻求市场相关性低、波动性低且风险有限的股票回报。
(d)- 使用每股净资产价值按公允价值计量的计划资产投资。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 养老金福利 |
| | 2022年12月31日 |
| 资产类别 | | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 小计 | | 以净资产净值测量 (d) | | 总计 |
| | | (数百万美元) |
| 投资： | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 共同/集体信托 | | | | | | | | | | | | |
| 股权证券(A) | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 100 | | | $ | 100 | |
| 房地产基金 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 26 | | | 26 | |
| 政府责任 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 57 | | | 57 | |
| 企业义务（b） | | — | | | — | | | — | | | — | | | 102 | | | 102 | |
| 短期投资 | | — | | | — | | | — | | | — | | | 6 | | | 6 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 其他投资（c） | | — | | | — | | | — | | | — | | | 31 | | | 31 | |
| 计划资产的公允价值 | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | — | | | $ | 322 | | | $ | 322 | |
(a)- 此类别代表来自不同行业的相应市场部门的证券。
(b)- 此类别代表来自不同行业的债券。
(c)- 此类别代表森ts有限合伙企业的另类投资，可以在30天通知后赎回，没有进一步的限制。 有 不是无资金准备的资本承诺。 这些有限合伙企业通过多策略计划投资于私人投资基金、对冲基金和/或独立账户的广泛多元化投资组合，以寻求市场相关性低、波动性低且风险有限的股票回报。
(d)- 使用每股净资产价值按公允价值计量的计划资产投资。
投稿 - 2023年，我们制作了 不是对我们的固定福利养老金和其他退休后福利计划的缴款。 我们贡献了美元52024年1月，我们将向传统固定福利养老金支付100万美元，并且我们预计不会在2024年向其他退休后福利计划做出任何缴款。
养老金和其他退休后福利付款- 截至2023年12月31日期间，我们的固定福利养老金和其他退休后福利计划的福利付款为美元33百万美元和美元4分别为2.5亿美元和2.5亿美元。下表列出了预计将于2024年至2033年支付的固定福利养老金和其他退休后福利付款：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | 养老金
优势 | | 其他退休后
优势 |
| 福利支付方式： | | (数百万美元) |
| 2024 | | $ | 39 | | | $ | 5 | |
| 2025 | | $ | 43 | | | $ | 5 | |
| 2026 | | $ | 45 | | | $ | 5 | |
| 2027 | | $ | 47 | | | $ | 4 | |
| 2028 | | $ | 47 | | | $ | 4 | |
| 2029至2033年 | | $ | 267 | | | $ | 18 | |
将支付的预期福利基于用于衡量2023年12月31日福利义务的相同假设，并包括估计的未来员工服务。
其他员工福利计划
401(K)计划- 我们有一项涵盖所有员工的401（k）计划，员工缴款是可自由支配的。 我们匹配 100员工401（k）计划缴款比例高达 6每个工资期内每个参与者合格薪酬的%，但有一定的限制。我们还根据我们的401(K)计划为没有参加我们的固定福利养老金计划的员工提供利润分享缴费。我们每季度的利润分红贡献通常等于1每个利润分享参与者在本季度符合条件的薪酬的%，以及相当于每个利润分享参与者符合条件的薪酬的百分比的年度可自由支配的利润分享贡献。我们对该计划的捐款，包括利润分享捐款，为#美元。44百万，$351000万美元和300万美元33 2023年、2022年和2021年分别为100万美元。
由于对麦哲伦的收购，遗留的麦哲伦401(K)计划被终止，遗留的麦哲伦员工可以选择将他们的401(K)余额转入现有的ONEOK 401(K)计划或转入他们的个人退休账户。
不符合条件的延期补偿计划 - 2020年非合格递延薪酬计划及其前身非合格递延薪酬计划(统称为NQDC计划)为经我们的首席执行官批准的一批精选的管理层和高薪员工提供了推迟部分薪酬和获得名义雇主缴费的选项，这些缴费通常由于联邦税法对合格固定缴费计划的雇主和员工缴费的限制而无法获得。我们的投资包括在综合资产负债表中与NQDC计划相关的其他资产中，这些投资并不重要。这些投资由一家拉比信托基金维持。我们对该计划的贡献不大。
M. 所得税
下表列出了我们在所列期间的所得税拨备：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | (数百万美元) |
| 当期税费(福利) | | | | | | | |
| 联邦制 | | $ | (3) | | | $ | 52 | | | $ | 3 | | |
| 状态 | | 12 | | | 12 | | | 9 | | |
| 当期税费总额 | | 9 | | | 64 | | | 12 | | |
| 递延税费 | | | | | | | |
| 联邦制 | | 739 | | | 423 | | | 433 | | |
| 状态 | | 90 | | | 41 | | | 39 | | |
| 递延税费总额 | | 829 | | | 464 | | | 472 | | |
| 所得税拨备总额 | | $ | 838 | | | $ | 528 | | | $ | 484 | | |
下表是所示期间所得税拨备的对账：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | |
| | | (数百万美元) |
| 所得税前收入 | | $ | 3,497 | | | $ | 2,250 | | | $ | 1,984 | | |
| 联邦法定所得税率 | | 21.0 | % | | 21.0 | % | | 21.0 | % | |
| 关于联邦所得税的规定 | | 734 | | | 472 | | | 417 | | |
| 扣除联邦福利后的州所得税 | | 100 | | | 54 | | | 40 | | |
| 递延税率变化，包括估值津贴 | | 2 | | | (1) | | | 6 | | |
| 基于股份的薪酬的超额税收优惠 | | 1 | | | (1) | | | (2) | | |
| 其他净额(A) | | 1 | | | 4 | | | 23 | | |
| 所得税拨备 | | $ | 838 | | | $ | 528 | | | $ | 484 | | |
(a)截至2021年12月31日的年度包括美元19 先前确认的某些福利计划投资收益产生百万美元的影响。
下表列出了截至所示日期产生大部分递延所得税资产和负债的暂时性差异的税务影响：
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 十二月三十一日，
2023 | | 十二月三十一日，
2022 | | |
| 递延税项资产 | | (数百万美元) |
| 雇员福利和其他应计负债 | | $ | 88 | | | $ | 82 | | | |
| 联邦净营业亏损 | | 2,534 | | | 1,105 | | | |
| 国家净营业损益 | | 492 | | | 196 | | | |
| 衍生工具 | | — | | | 19 | | | |
| 利息支出限额 | | 210 | | | 25 | | | |
| 其他 | | 20 | | | 5 | | | |
| 递延税项资产总额 | | 3,344 | | | 1,432 | | | |
| 国家净营业亏损计价准备和税收抵免 | | | | | | |
| 结转预计在使用前到期 | | (240) | | | (75) | | | |
| 递延税项净资产 | | 3,104 | | | 1,357 | | | |
| 递延税项负债 | | | | | | |
| 税额超过账面折旧 | | 104 | | | 95 | | | |
| 衍生工具 | | 7 | | | — | | | |
| 合伙企业投资(A) | | 5,587 | | | 3,001 | | | |
| 递延税项负债总额 | | 5,698 | | | 3,096 | | | |
| 递延税项净负债 | | $ | 2,594 | | | $ | 1,739 | | | |
(A)主要由于税额超过账面折旧。
2022年8月，美国政府将爱尔兰共和军制定为法律。IRA包括对三年内平均AFSI超过10亿美元的公司的调整后财务报表收入(AFSI)征收15%的新公司替代最低税(CAMT)。CAMT于2023年纳税年度生效。我们预计CAMT不会对我们2024纳税年度的现金税产生影响。然而，当我们的CAMT债务大于我们在任何特定年度的常规美国联邦所得税债务时，CAMT债务将有效地加速我们未来的美国联邦所得税义务，但为我们未来几年的常规美国联邦所得税债务提供抵销抵免。因此，我们预计未来的任何影响将仅限于未来纳税年度的时间差异。
截至2023年12月31日，我们的联邦净运营亏损结转为$12.1100亿美元，它们有一个无限期的结转期。我们预计将产生应税收入，并在未来期间利用这些净营业亏损结转。我们在多个州也有亏损和信贷结转，$10.9其中40亿美元有不确定的结转期和1.21000亿美元 其中一项将在2024年至2038年之间到期。我们有与联邦和州净营业亏损和信贷结转相关的递延税项资产#美元。3.03亿美元和3,000美元1.3分别在2023年和2022年达到10亿美元。我们认为，某些国家结转的税收优惠更有可能得不到利用；因此，我们记录了估值免税额，增加了#美元。1651000万美元和300万美元62023年和2021年分别为1.2亿美元和ND减去 $1万在……里面2022年通过净收入。
N. 未合并的附属公司
麦哲伦收购-由于对麦哲伦的收购，我们获得了麦哲伦的所有权权益八未合并的附属公司。这些投资包括30BridgeTex拥有约400英里的原油管道，连接二叠纪盆地原油和我们的东休斯顿码头；30拥有SaddleHorn的%所有权权益，该公司在一条约600英里长的管道中拥有不可分割的共同权益，该管道将原油从DJ盆地和落基山脉地区输送到库欣的储存设施，包括我们的库欣终端；以及 a 25MVP拥有MVP的%股权，MVP在德克萨斯州帕萨迪纳市的休斯顿航道拥有一个精炼产品海运储存终端。收购的其他未合并联营公司并不是实质性的。
对未合并关联公司的投资 - 下表列出了截至所示日期我们对未合并附属公司的投资：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 网络
所有权
利息 | | 十二月三十一日，
2023 | | 十二月三十一日，
2022 | | |
| | | | | (数百万美元) |
| 陆路通行证 | | 50% | | $ | 402 | | | $ | 401 | | | |
| 北部边境 | | 50% | | 338 | | | 265 | | | |
| 萨德尔霍恩 | | 30% | | 288 | | | — | | | |
| MVP | | 25% | | 241 | | | — | | | |
| Roadrunner | | 50% | | 188 | | | 94 | | | |
| 布里奇泰克斯 | | 30% | | 193 | | | — | | | |
| 其他 | | 五花八门 | | 224 | | | 42 | | | |
对未合并附属公司的投资（a） | | $ | 1,874 | | | $ | 802 | | | |
(a)- 包括美元的基差1481000万美元和300万美元17 于2023年12月31日和2022年12月31日分别为百万，主要与权益法善意相关（注A）。
股本在投资净收益中的比例 - 下表列出了我们在所示期间的投资净收益中的权益：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | | 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
| | | (数百万美元) |
| 北部边境 | | $ | 75 | | | $ | 71 | | | $ | 64 | | | |
| 陆路通行证 | | 56 | | | 33 | | | 19 | | | |
| Roadrunner | | 43 | | | 37 | | | 33 | | | |
| 马鞍峰(Saddlehorn) | | 10 | | | — | | | — | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| MVP(A) | | 4 | | | — | | | — | | | |
| BridgeTex(A) | | (1) | | | — | | | — | | | |
其他(A) | | 15 | | | 7 | | | 6 | | | |
| 投资净收益中的权益 | | $ | 202 | | | $ | 148 | | | $ | 122 | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
(A)-包括2023年9月25日至2023年12月31日期间的净收益中的股本。
我们在与未合并的附属公司的交易中产生的费用为$1321000万，$831000万美元和300万美元632023年、2022年和2021年分别为1.2亿美元，主要与陆上关口和北部边界有关。从我们的权益法被投资人那里获得的收入和应收账款以及应付给我们的权益法被投资人的账款并不重要。
我们与我们未合并的关联公司达成了协议，规定主要根据每个成员的所有权利益按比例向成员进行分配。
我们是Roadrunner的运营商，作为麦哲伦收购的结果，我们也是BridgeTex、MVP和Saddlehorn的运营商。在每一种情况下，我们都有运营协议，规定偿还或支付我们的管理服务和某些运营成本。列报所有期间的综合损益表中的营业收入中所列的报销和付款都不是实质性的。
在2023年，我们的股权贡献为$105给RoadRunner的100万美元，加上我们合资伙伴的同等出资，用于偿还Roadrunner的未偿债务。在2022年和2021年，我们对RoadRunner的贡献
都不是实质性的。2023年11月，我们出资1美元。91这笔款项连同我们合资伙伴的等额出资，用于部分偿还其循环信贷安排的未偿还余额和为资本项目提供资金。
O. 承付款和或有事项
承付款 - 下表列出了我们在所示期间的运输、数量和储存承诺：
| | | | | | | | |
| | |
承付款 | | (数百万美元) |
| 2024 | | $ | 145 | |
| 2025 | | 117 | |
| 2026 | | 83 |
| 2027 | | 68 | |
| 2028 | | 64 | |
| 此后 | | 277 |
| 总计 | | $ | 754 | |
环境问题与管道安全 - 管道、终端、工厂和其他用于收集、加工、分馏、运输和储存产品的设施的运作要遵守与健康、安全和环境有关的众多复杂的法律和条例。作为这些设施的所有者和/或经营者，我们必须遵守与空气和水质量、危险和固体废物管理和处置、文化资源保护以及其他环境和安全事项有关的法律和法规。规划、设计、建造和运营管道、终端、工厂和其他设施的成本必须符合这些法律、法规和安全标准。不遵守这些法律和条例可能会引发各种行政、民事和潜在的刑事执法措施，包括民事诉讼，这可能包括评估罚款、实施补救要求以及发布对运营或施工的禁令或限制。管理层认为，根据目前已知的信息，不遵守这些法律和法规的重大风险不会对我们的综合运营结果、财务状况或现金流产生不利影响。
法律诉讼 - 科珀斯·克里斯蒂码头人身伤害诉讼-伊斯梅尔·加西亚、安德鲁·拉米雷斯和耶稣·华雷斯·昆特罗等人。在得克萨斯州努塞斯县法院对麦哲伦和共同被告Triton Industrial Services，LLC，Tidal Tank，Inc.和Cveland Integrity Services，Inc.提起人身伤害诉讼。这些索赔最初是在三个不同的诉讼中提起的，但在2021年3月2日被合并为一个案件。索赔由七名个人和某些受益人提出，他们受雇于麦哲伦的一家承包商，在2020年12月5日发生的火灾中受伤，其中一人死亡，当时他们正在清理我们Corpus Christi航站楼的一个油箱。我们与某些索赔人达成了和解，包括解决了与受重伤的个人有关的索赔。其他索赔仍未解决。我们记录了代表我们对这些索赔的最佳估计的应计项目。我们还记录了应计金额的抵销保险应收账款。我们预计，未来超过应计金额的损失，如果有的话，可以通过保险获得赔偿。虽然结果无法预测，但我们预计此事的最终解决不会对我们的业务产生实质性的不利影响.
我们是在我们正常运作过程中出现的各种其他法律程序的一方。虽然这些诉讼的结果不能确切地预测，但我们相信，这些诉讼可能造成的合理损失，无论是个别的还是总体的，都不是实质性的。此外，我们相信这类诉讼可能的最终结果不会对我们的综合经营结果、财务状况或现金流产生重大不利影响。
P. 收入
合同责任- 下表列出了所示期间的合同负债余额：
| | | | | | | | |
| 合同责任 | | (数百万美元) |
| 2022年1月1日的余额 | | $ | 51 | |
| 确认的收入包括在年初余额中 | | (36) | |
| 净增加量 | | 37 | |
| 2022年12月31日的结余(A) | | 52 | |
| 确认的收入包括在年初余额中 | | (23) | |
| 净增加（b） | | 121 | |
| 2023年12月31日余额（c） | | $ | 150 | |
(a)- 合同负债美元23百万美元和美元29百万分别计入我们的综合资产负债表中的其他流动负债和其他递延信贷。
(b)- 净增加包括因麦哲伦收购而产生的增加，这主要与客户服务预付款有关。
(c)- 合同负债美元104百万美元和美元46百万分别计入我们的综合资产负债表中的其他流动负债和其他递延信贷。
来自客户的发票和收入细分- 2023年和2022年12月31日，我们合并资产负债表上的应收账款余额几乎所有余额均与客户应收账款有关。 收入来源在注释Q中细分。
未履行的履约义务-我们不披露(I)最初预期期限为一年或更短的合同以及(Ii)我们确认收入为我们有权为所提供服务开具发票的合同的可变对价的未履行履约义务的价值。
下表列出了截至2023年12月31日分配给未履行履约义务的合计价值，以及我们预计将在未来期间确认的收入金额，主要与剩余合同条款范围为一个月至20年份：
| | | | | | | | |
| 预计收入确认期间 | | (数百万美元) |
| 2024 | | $ | 1,174 | |
| 2025 | | 920 | |
| 2026 | | 764 | |
| 2027 | | 671 | |
| 2028年及以后 | | 1,912 | |
| 分配给未履行债务的总估计交易价格 | | $ | 5,441 | |
上表不包括完全分配给完全未履行的履约义务、完全未履行的转让属于单一履约义务一部分的不同货物或服务的承诺的可变对价以及我们确定为完全受限的对价。有关不包括的可变对价的性质及与可变对价有关的履约责任的性质的资料，可参阅附注A所讨论的主要合约类型的描述。吾等决定完全受限制的金额，涉及交易价未知的长期销售合同项下的未来销售责任及最低成交量协议，吾等认为该等协议在开具发票前是完全受限制的。
Q. 细分市场
细分市场描述-我们的业务分为四可报告的业务细分如下：
•我们的天然气收集和加工部门收集、处理和加工天然气；
•我们的天然气液体部门收集、处理、分离和运输NGL，并储存、销售和分销纯NGL；
•我们的天然气管道段运输和储存天然气；和
•我们的成品油和原油部门运输、储存和分销成品油和原油，并从事某些与商品相关的活动，包括液体调合和营销活动。这一新的可报告业务部门是与2023年9月25日完成的麦哲伦收购一起增加的。以下是2023年9月25日至2023年12月31日期间这一业务部门的运营结果。
其他和抵消包括企业成本、总部大楼和相关停车设施的运营和租赁活动、我们全资拥有的专属保险公司的活动以及将我们的可报告分部与合并财务报表进行对账所需的抵消。
截至2023年12月31日止年度，影响我们所有部门的一位客户的收入约为 11占我们合并收入的%。 截至2022年12月31日止年度，我们没有收到任何客户 10占我们综合收入的%或更多。截至2021年12月31日止年度，天然气液体部门一名客户的收入约为 12占我们合并收入的1%。
运营细分市场信息 - 下表列出了所示期间我们经营分部的某些选定财务信息： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 | | 天然气
收集和
正在处理中 | | 天然气
液体 | | 天然气
管道 | | 成品油和粗品 | | 总计
细分市场 |
| | | (数百万美元) |
| 液体商品销售 | | $ | 2,479 | | | $ | 13,666 | | | $ | — | | | $ | 502 | | | $ | 16,647 | |
| 残渣天然气销售 | | 1,398 | | | — | | | 39 | | | — | | | 1,437 | |
| 收集、处理和交换服务收入 | | 147 | | | 549 | | | — | | | — | | | 696 | |
| 运输和仓储收入 | | — | | | 204 | | | 582 | | | 535 | | | 1,321 | |
| 其他 | | 32 | | | 10 | | | 2 | | | 34 | | | 78 | |
| 总收入(A) | | 4,056 | | | 14,429 | | | 623 | | | 1,071 | | | 20,179 | |
| 销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | (2,364) | | | (11,592) | | | (28) | | | (450) | | | (14,434) | |
| 运营成本 | | (467) | | | (666) | | | (202) | | | (198) | | | (1,533) | |
来自未合并附属公司的调整后EBITDA | | 1 | | | 67 | | | 160 | | | 36 | | | 264 | |
| 非现金补偿费用 | | 19 | | | 29 | | | 8 | | | 6 | | | 62 | |
| 其他 | | (1) | | | 778 | | | (2) | | | — | | | 775 | |
| 分部调整后的EBITDA | | $ | 1,244 | | | $ | 3,045 | | | $ | 559 | | | $ | 465 | | | $ | 5,313 | |
| | | | | | | | | | |
| 折旧及摊销 | | $ | (272) | | | $ | (334) | | | $ | (67) | | | $ | (92) | | | $ | (765) | |
| 投资净收益中的权益 | | $ | (2) | | | $ | 58 | | | $ | 118 | | | $ | 28 | | | $ | 202 | |
| 对未合并关联公司的投资 | | $ | 24 | | | $ | 419 | | | $ | 526 | | | $ | 903 | | | $ | 1,872 | |
| 总资产 | | $ | 7,078 | | | $ | 14,974 | | | $ | 2,624 | | | $ | 19,531 | | | $ | 44,207 | |
| 资本支出 | | $ | 448 | | | $ | 818 | | | $ | 228 | | | $ | 52 | | | $ | 1,546 | |
(a)- 部门间收入主要是商品销售，基于合同售价，该价格通常基于指数并按月结算，天然气集输和加工部门总计为美元2.4亿 天然气液体、精炼产品以及原油和天然气管道分部的分部间收入并不重大。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2023年12月31日的年度 | | 总计
细分市场 | | 其他和
淘汰 | | 总计 |
| | | (数百万美元) |
| 将所有部门合并 | | | | | | |
| 液体商品销售 | | $ | 16,647 | | | $ | (2,480) | | | $ | 14,167 | |
| 残渣天然气销售 | | 1,437 | | | — | | | 1,437 | |
| 收集、处理和交换服务收入 | | 696 | | | — | | | 696 | |
| 运输和仓储收入 | | 1,321 | | | (15) | | | 1,306 | |
| 其他 | | 78 | | | (7) | | | 71 | |
| 总收入(A) | | $ | 20,179 | | | $ | (2,502) | | | $ | 17,677 | |
| | | | | | |
| 销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | $ | (14,434) | | | $ | 2,505 | | | $ | (11,929) | |
| 运营成本 | | $ | (1,533) | | | $ | (2) | | | $ | (1,535) | |
| 折旧及摊销 | | $ | (765) | | | $ | (4) | | | $ | (769) | |
| 投资净收益中的权益 | | $ | 202 | | | $ | — | | | $ | 202 | |
| 对未合并关联公司的投资 | | $ | 1,872 | | | $ | 2 | | | $ | 1,874 | |
| 总资产 | | $ | 44,207 | | | $ | 59 | | | $ | 44,266 | |
| 资本支出 | | $ | 1,546 | | | $ | 49 | | | $ | 1,595 | |
(a)- 截至2023年12月31日的年度非客户收入总计美元296100万美元主要与大宗商品销售合同衍生品的收益有关。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | 天然气
收集和
正在处理中 | | 天然气
液体 | | 天然气
管道 | | 总计
细分市场 |
| | | (数百万美元) |
| 天然气和凝析油销售 | | $ | 3,690 | | | $ | 18,329 | | | $ | — | | | $ | 22,019 | |
| 残渣天然气销售 | | 2,674 | | | — | | | 39 | | | 2,713 | |
| 收集、处理和交换服务收入 | | 144 | | | 547 | | | — | | | 691 | |
| 运输和仓储收入 | | — | | | 180 | | | 539 | | | 719 | |
| 其他 | | 25 | | | 11 | | | 1 | | | 37 | |
| 总收入(A) | | 6,533 | | | 19,067 | | | 579 | | | 26,179 | |
| 销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | (5,117) | | | (16,546) | | | (25) | | | (21,688) | |
| 运营成本 | | (403) | | | (576) | | | (181) | | | (1,160) | |
| 投资净收益中的权益 | | 5 | | | 35 | | | 108 | | | 148 | |
| 非现金补偿费用 | | 17 | | | 27 | | | 7 | | | 51 | |
| 其他 | | 2 | | | 88 | | | — | | | 90 | |
分部调整EBITDA | | $ | 1,037 | | | $ | 2,095 | | | $ | 488 | | | $ | 3,620 | |
| | | | | | | | |
| 折旧及摊销 | | $ | (257) | | | $ | (302) | | | $ | (62) | | | $ | (621) | |
| 对未合并关联公司的投资 | | $ | 28 | | | $ | 415 | | | $ | 359 | | | $ | 802 | |
| 总资产 | | $ | 6,980 | | | $ | 14,643 | | | $ | 2,254 | | | $ | 23,877 | |
| 资本支出 | | $ | 445 | | | $ | 581 | | | $ | 123 | | | $ | 1,149 | |
(a)- 部门间收入主要是商品销售，基于合同售价，该价格通常基于指数并按月结算，天然气集输和加工部门总计为美元3.7亿 天然气液体和天然气管道部门的部门间收入并不重大。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | 总计
细分市场 | | 其他和
淘汰 | | 总计 |
| | | (数百万美元) |
| 将所有部门合并 | | | | | | |
| 天然气和凝析油销售 | | $ | 22,019 | | | $ | (3,759) | | | $ | 18,260 | |
| 残渣天然气销售 | | 2,713 | | | (8) | | | 2,705 | |
| 收集、处理和交换服务收入 | | 691 | | | — | | | 691 | |
| 运输和仓储收入 | | 719 | | | (9) | | | 710 | |
| 其他 | | 37 | | | (16) | | | 21 | |
| 总收入(A) | | $ | 26,179 | | | $ | (3,792) | | | $ | 22,387 | |
| | | | | | |
| 销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | $ | (21,688) | | | $ | 3,778 | | | $ | (17,910) | |
| 运营成本 | | $ | (1,160) | | | $ | 11 | | | $ | (1,149) | |
| 折旧及摊销 | | $ | (621) | | | $ | (5) | | | $ | (626) | |
| 投资净收益中的权益 | | $ | 148 | | | $ | — | | | $ | 148 | |
| 对未合并关联公司的投资 | | $ | 802 | | | $ | — | | | $ | 802 | |
| 总资产 | | $ | 23,877 | | | $ | 502 | | | $ | 24,379 | |
| 资本支出 | | $ | 1,149 | | | $ | 53 | | | $ | 1,202 | |
(a)- 截至2022年12月31日止年度非客户收入总计美元（286）百万美元主要与大宗商品合同衍生品的损失有关。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | 天然气
收集和
正在处理中 | | 天然气
液体 | | 天然气
管道 | | 总计
细分市场 |
| | | (数百万美元) |
| 天然气和凝析油销售 | | $ | 2,821 | | | $ | 13,653 | | | $ | — | | | $ | 16,474 | |
| 残渣天然气销售 | | 1,484 | | | — | | | 115 | | | 1,599 | |
| 收集、处理和交换服务收入 | | 135 | | | 518 | | | — | | | 653 | |
| 运输和仓储收入 | | — | | | 180 | | | 491 | | | 671 | |
| 其他 | | 21 | | | 41 | | | 1 | | | 63 | |
| 总收入(A) | | 4,461 | | | 14,392 | | | 607 | | | 19,460 | |
销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | (3,226) | | | (11,940) | | | (11) | | | (15,177) | |
| 运营成本 | | (367) | | | (528) | | | (170) | | | (1,065) | |
| 投资净收益中的权益 | | 4 | | | 21 | | | 97 | | | 122 | |
| 非现金补偿费用和其他 | | 17 | | | 19 | | | 5 | | | 41 | |
分部调整后的EBITDA | | $ | 889 | | | $ | 1,964 | | | $ | 528 | | | $ | 3,381 | |
| | | | | | | | |
| 折旧及摊销 | | $ | (260) | | | $ | (299) | | | $ | (59) | | | $ | (618) | |
| 对未合并关联公司的投资 | | $ | 27 | | | $ | 417 | | | $ | 354 | | | $ | 798 | |
| 总资产 | | $ | 6,769 | | | $ | 14,502 | | | $ | 2,143 | | | $ | 23,414 | |
| 资本支出 | | $ | 275 | | | $ | 307 | | | $ | 93 | | | $ | 675 | |
(a)- 部门间收入主要是商品销售，基于合同售价，该价格通常基于指数并按月结算，天然气集输和加工部门总计为美元2.9 亿 天然气液体和天然气管道部门的部门间收入并不重大。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | 总计
细分市场 | | 其他和
淘汰 | | 总计 |
| | | (数百万美元) |
| 将所有部门合并 | | | | | | |
| 天然气和凝析油销售 | | $ | 16,474 | | | $ | (2,904) | | | $ | 13,570 | |
| 残渣天然气销售 | | 1,599 | | | — | | | 1,599 | |
| 收集、处理和交换服务收入 | | 653 | | | — | | | 653 | |
| 运输和仓储收入 | | 671 | | | (14) | | | 657 | |
| 其他 | | 63 | | | (2) | | | 61 | |
| 总收入(A) | | $ | 19,460 | | | $ | (2,920) | | | $ | 16,540 | |
| | | | | | |
| 销售成本和燃料成本(不包括折旧和运营成本) | | $ | (15,177) | | | $ | 2,920 | | | $ | (12,257) | |
| 运营成本 | | $ | (1,065) | | | $ | (2) | | | $ | (1,067) | |
| 折旧及摊销 | | $ | (618) | | | $ | (4) | | | $ | (622) | |
| 投资净收益中的权益 | | $ | 122 | | | $ | — | | | $ | 122 | |
| 对未合并关联公司的投资 | | $ | 798 | | | $ | — | | | $ | 798 | |
| 总资产 | | $ | 23,414 | | | $ | 208 | | | $ | 23,622 | |
| 资本支出 | | $ | 675 | | | $ | 22 | | | $ | 697 | |
(a)- 截至2021年12月31日止年度非客户收入总计美元（565）百万美元主要与大宗商品合同衍生品的损失有关。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | |
净利润与分部调整后EBITDA总额的对账 | | (数百万美元) |
| 净收入 | | $ | 2,659 | | | $ | 1,722 | | | $ | 1,500 | | | |
| 扣除资本化利息后的利息支出 | | 866 | | | 676 | | | 733 | | | |
| 折旧及摊销 | | 769 | | | 626 | | | 622 | | | |
| 所得税 | | 838 | | | 528 | | | 484 | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 来自未合并附属公司的调整后EBITDA（c） | | 264 | | | — | | | — | | | |
投资净收益中的权益（c） | | (202) | | | — | | | — | | | |
| 非现金补偿费用和其他 | | 49 | | | 68 | | | 41 | | | |
| 其他企业成本（b） | | 70 | | | — | | | 1 | | | |
| 分部调整后EBITDA总额（a）（c） | | $ | 5,313 | | | $ | 3,620 | | | $ | 3,381 | | | |
(A)-截至2023年12月31日的年度包括美元633与梅德福德事件有关的1000万美元，包括和解收益$7791000万美元，部分抵消146300万美元的第三方分馏成本。
(B)-截至2023年12月31日的年度主要包括与麦哲伦收购有关的公司成本1581000万美元，部分被#美元的利息收入抵消4930万美元，公司净收益为$41100万美元用于清偿与公开市场回购相关的债务。
(C)-自2023年起，我们更新了经调整EBITDA的计算方法，以计入来自我们未合并联属公司的经调整EBITDA，使用与记录投资净收益中的股本相同的确认和计量方法。在前几个时期，我们的计算包括投资净收益中的股本。这一变化产生了额外的$622023年调整后的EBITDA为400万欧元，我们没有重报前几个时期。
项目9.报告会计和会计方面的变更和分歧
财务披露
没有。
项目9A：管理控制和程序
信息披露控制和程序的评估
我们的首席执行官(首席执行官)和首席财务官(首席财务官)得出结论，我们的披露控制和程序(如交易所法案第13a-15(E)和15d-15(E)条所定义)在本报告所述期间结束时有效。
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)和15d-15(F)中有定义。在管理层(包括首席行政主任和首席财务官)的监督下，我们根据#年的框架评估了财务报告内部控制的有效性。内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。由于固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。根据我们在该框架下的评估，我们的管理层得出结论，我们对财务报告的内部控制自2023年12月31日起有效。
我们对财务报告内部控制有效性的评估不包括麦哲伦的收购。我们截至2023年12月31日的年度综合收益表包括约6%的总收入，截至2023年12月31日的综合资产负债表包括约32%的可归因于麦哲伦的总资产，这些资产被排除在管理层对财务报告内部控制有效性的评估之外。根据美国证券交易委员会发布的指导意见，允许企业在整合收购业务的同时，将收购交易排除在收购后第一年的财务报告内部控制评估之外。
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，如本报告所述(第8项)。
财务报告内部控制的变化
在截至2023年12月31日的季度内，我们对财务报告的内部控制没有发生任何变化，这些变化已经或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响。
项目9B：提供其他资料
不适用。
项目9C.禁止披露妨碍检查的外国司法管辖区
不适用。
第三部分
项目10.董事会、高管和公司治理
注册人的董事
关于我们董事的信息在我们的2024年最终委托书中阐述，并通过本参考并入本文。
注册人的行政人员
有关本公司行政人员的资料载于本年度报告第I部分，第1项，业务。
遵守《交易法》第16(A)条
关于遵守交易法第16(A)条的信息在我们的2024年最终委托书中阐述，并通过此引用并入本文。
道德守则
有关道德准则或商业行为准则的信息在我们的2024年最终委托书中阐述，并通过此引用并入本文。
公司治理
有关我们公司治理的信息载于我们2024年最终代理声明中，并通过引用并入本文。
项目11.增加高管薪酬
有关高管薪酬的信息载于我们2024年最终委托声明中，并通过引用并入本文。
项目12.讨论某些实益所有人和管理层的担保所有权及相关股东事项
某些实益拥有人的担保所有权
有关某些受益所有人所有权的信息在我们2024年最终委托声明中列出，并通过引用并入本文。
管理层的安全所有权
有关董事和高管证券所有权的信息载于我们2024年最终委托声明中，并通过引用纳入本文。
股权薪酬计划信息
下表列出了截至2023年12月31日有关我们股权薪酬计划的某些信息：
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| 计划类别 | | 证券数量
待发
在行使
未完成的选项，
认股权证和权利 | | 加权平均 行使价格： 未完成的选项， 权证和权利(3) | | 证券数量 保持可用时间 根据以下条款未来发行 股权补偿 平面图(4) |
股权补偿计划 经证券持有人批准(1) | | 4,431,349 | | | | | — | | | 5,743,377 | | |
股权补偿计划 未经证券持有人批准(2) | | 366,202 | | | | $ | 70.22 | | | | — | | |
| 总计 | | 4,797,551 | | | | $ | 70.22 | | | | 5,743,377 | | |
(1)-包括根据我们的员工股票购买计划、员工股票奖励计划和限制性股票激励单位奖励授予的股票，以及根据我们以前的长期激励计划、我们以前的股权薪酬计划、我们的股权激励计划和假定的前麦哲伦中游合伙人L.P.长期激励计划授予的业绩单位奖励。关于这些计划的主要特征的简要说明，请参阅本年度报告中合并财务报表附注K。
(2)-包括我们的NQDC计划、非雇员董事的递延薪酬计划和我们以前的非雇员董事股票补偿计划。这些计划的主要特征简要说明见本年报合并财务报表附注K和L。
(3)--限制性股票激励单位奖励和业绩单位奖励不存在关联行权价格。根据我们的非雇员董事递延补偿计划，递延到我们普通股的补偿将在分配之日按公平市场价值分配给参与者。用于计算表格中加权平均行使价格的这些计划使用的价格是70.22美元，这代表我们在纽约证券交易所的普通股2023年年底的收盘价。
(4)-包括1,722,186股、130,204股和3,881,987股，分别根据我们的员工购股计划、员工股票奖励计划和股权激励计划未来可供发行。
第十三项：建立某些关系和相关交易，以及董事的独立性
有关某些关系和相关交易以及董事独立性的信息在我们的2024年最终委托书中阐述，并通过此引用并入本文。
项目14. 主要会计费用和服务
关于首席会计师费用和服务的信息载于我们的2024年最终委托书，并在此引用。
第四部分
项目15.所有展品、财务报表附表
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| (一)财务报表 | 页码 |
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| (a) | 独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID：238) | 59-61 |
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| (b) | 截至2013年的合并利润表
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日 | 62 |
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| (c) | 截至年度合并全面收益表
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日 | 63 |
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| (d) | 截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表 | 64 |
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| (e) | 截至年度的综合现金流量表
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日 | 65 |
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| (f) | 截至年度合并权益变动表
二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日 | 66-67 |
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| (g) | 合并财务报表附注 | 68-104 |
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| (2)财务报表时间表 | |
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| 由于没有要求这些时间表的条件，所有时间表均被省略。 |
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| (3)展品 |
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| 2.1 | ONEOK，Inc.、ONEOK，Inc.于2023年5月14日签署的合并协议和计划Otter Merger Sub，LLC和Magellan Midstream Partners，LP（通过引用附件2.1并入ONEOK，Inc.' s当前的8-K表格报告，于2023年5月15日提交（文件编号1-13643）。 |
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| 3.1 | ONEOK，Inc.修订和重述的注册证书日期为2017年7月3日，经修订（通过引用ONEOK，Inc.的附件3.2）截至2017年9月30日的季度10-Q表格季度报告，2017年11月1日提交（文件编号1-13643）。 |
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| 3.2 | 修订和重述ONEOK，Inc.的章程(通过引用并入ONEOK Inc.的附件3.1至ONEOK Inc.的S当前报告Form 8-K(文件号1-13643))。 |
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| 3.3 | WAI公司(现为ONEOK，Inc.)可转换优先股指定证书2008年11月21日提交的(通过引用并入附件3.1至ONEOK，Inc.‘S截至2012年6月30日的季度10-Q季度报告，提交于2012年8月1日(第1-13643号文件))。 |
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| 3.4 | 2008年11月21日提交的ONEOK，Inc.C系列参与优先股指定证书(通过引用并入ONEOK，Inc.于2012年8月1日提交的S截至6月30日的10-Q表格季度报告(1-13643号文件))。 |
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| 4.1 | 第五份补充契约，日期为2017年6月30日，由ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和纽约梅隆信托作为受托人(通过引用合并自ONEOK Inc.的附件4.1-S于2017年7月3日提交的8-K表格当前报告(文件编号1-13643))。 |
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| 4.2 | 第六份补充契约，日期为2023年9月25日，由Oneok，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、Oneok Partners Intermediate Limited Partnership、Magellan Midstream Partners，L.P.和纽约梅隆信托银行作为受托人(通过引用合并自附件4.1至Oneok Inc.的S 2023年9月25日提交的8-K表格当前报告(文件编号1-13643))。 |
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| 4.3 | 普通股证书格式(引用自1997年11月21日提交的Oneok，Inc.的S注册说明书附件1(1-13643号文件))。 |
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| 4.4 | ONEOK，Inc.和SunTrust Bank作为受托人于2001年12月28日签订的契约(通过引用并入ONEOK公司2001年12月28日提交的S-3表格的S登记声明第1号修正案的附件4.1(文件第333-65392号))。 |
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| 4.5 | 第二份补充契约日期为1998年9月25日，由ONEOK公司和作为受托人的德克萨斯州大通银行就2028年到期的6.875%债券(通过引用从附件5(B)并入ONEOK，Inc.‘S于1998年10月2日提交的表格8-K/A当前报告(第1-13643号文件))。 |
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| 4.6 | 第三补充契约，日期为2017年6月30日，由ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人(通过引用合并自ONEOK Inc.于2017年7月3日提交的S当前8-K表格报告(文件编号1-13643))。 |
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| 4.7 | 第14次补充契约，日期为2015年3月20日，由ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人，就2025年到期的4.90%优先债券(通过引用附件4.3并入ONEOK Partners，L.P.S于2015年3月20日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-12202))。 |
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| 4.8 | 第四份补充契约，日期为2017年7月13日，由作为受托人的ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和U.S.Bank National Association作为受托人，就2027年到期的4.00%优先债券(通过引用合并自附件4.1至Oneok Inc.的S于2017年7月13日提交的8-K表格当前报告(文件编号1-13643))。 |
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| 4.9 | 第五份补充契约，日期为2017年7月13日，由作为受托人的ONEOK，Inc.，ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和U.S.Bank National Association作为受托人，就2047年到期的4.95%优先债券(通过引用并入ONEOK Inc.的S于2017年7月13日提交的8-K表格当前报告(文件编号1-13643))。 |
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| 4.10 | 第十五份补充契约，日期为2017年6月30日，由作为受托人的ONEOK Partners，L.P.，Oneok，Inc.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人(通过引用合并自附件4.1至Oneok，Partners，L.P.S于2017年7月3日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-12202))。 |
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| 4.12 | 第16份补充契约，日期为2023年9月25日，由Oneok Partners，L.P.，Oneok，Inc.，Oneok Partners Intermediate Limited，Magellan Midstream Partners，L.P.和ComputerShare Trust Company，N.A.作为受托人(通过引用合并自附件4.4，ONEOK Inc.的S最新报告，于2023年9月25日提交(文件编号1-13643))。 |
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| 4.13 | 2017年4月20日提交的ONEOK，Inc.E系列无投票权永久优先股的指定、优先和权利证书(通过引用并入ONEOK，Inc.的附件3.1，S于2017年4月20日提交的8-K表格当前报告(文件1-13643))。 |
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| 4.14 | 第三补充契约，日期为2005年6月17日，由ONEOK公司和作为受托人的SunTrust银行就2035年到期的6.00%优先债券(通过引用并入ONEOK公司2005年6月17日提交的S当前的8-K表格报告(第1-13643号文件))。 |
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| 4.15 | 第五补充契约，日期为2023年9月25日，由Oneok，Inc.，Oneok Partners，L.P.，Oneok Partners Intermediate Limited，Magellan Midstream Partners，L.P.和美国银行信托公司全国协会作为受托人(通过引用合并自Oneok Inc.的附件4.2-S于2023年9月25日提交的8-K表格当前报告(文件编号1-13643))。 |
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| 4.16 | 第十一份补充契约，日期为2013年9月12日，由ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人，就2023年到期的5.000%优先债券(通过引用附件4.3并入ONEOK Partners L.P.S 2013年9月12日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-12202))。 |
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| 4.17 | 第十二期补充契约，日期为2013年9月12日，由ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人，就2043年到期的6.200%优先债券(通过引用附件4.4并入ONEOK Partners，L.P.S于2013年9月12日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-12202))。 |
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| 4.18 | ONEOK Partners，L.P.和Wells Fargo Bank，作为受托人，日期为2006年9月25日的契约(通过引用附件4.1并入ONEOK Partners，L.P.‘S于2006年9月26日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-12202))。 |
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| 4.19 | 第三份补充契约，日期为2006年9月25日，由ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人，就2036年到期的6.65%优先债券(通过引用附件4.4并入ONEOK Partners，L.P.S于2006年9月26日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-12202))。 |
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| 4.20 | ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人，于2007年9月28日就2037年到期的6.85%优先债券(通过引用附件4.2并入ONEOK Partners L.P.S于2007年9月28日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-12202))签署了第四份补充契约。 |
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| 4.21 | 第九期补充契约，日期为2012年9月13日，由ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人，就2022年到期的3.375%优先债券(通过引用附件4.3并入ONEOK Partners，L.P.S于2012年9月13日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-12202))。 |
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| 4.22 | 第七份补充契约，日期为2011年1月26日，由ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和Wells Fargo Bank，N.A.作为受托人，就2041年到期的6.125%优先债券(通过引用附件4.3并入ONEOK Partners，L.P.S 2011年1月26日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-12202))。 |
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| 4.23 | ONEOK，Inc.和美国银行全国协会作为受托人签署的日期为2012年1月26日的契约(通过引用附件4.1并入ONEOK，Inc.‘S于2012年1月26日提交的8-K当前报告(文件号1-13643))。 |
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| 4.24 | 第一补充契约，日期为2012年1月26日，由ONEOK，Inc.和作为受托人的美国银行全国协会就2022年到期的4.25%优先债券(通过参考ONEOK，Inc.于2012年1月26日提交的S当前8-K表格报告(1-13643号文件)合并而成)。 |
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| 4.25 | 第二补充契约，日期为2015年8月21日，由Oneok，Inc.和作为受托人的美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)就2023年到期的7.50%票据(通过引用附件4.1并入ONEOK，Inc.于2015年8月21日提交的S当前8-K表格报告(1-13643号文件))。 |
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| 4.26 | 第四份补充契约，日期为2017年6月30日，由作为受托人的ONEOK，Inc.，ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和U.S.Bank National Association作为受托人，就2035年到期的6.00%优先债券(通过引用并入ONEOK Inc.的S于2017年7月3日提交的8-K表格当前报告(文件编号1-13643))。 |
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| 4.27 | 第六份补充契约，日期为2018年7月2日，由ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人，就2028年到期的4.55%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.的附件4.1中的S于2018年7月2日提交的当前8-K表格报告(文件号1-13643))。 |
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| 4.28 | ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人的第七份补充契约，日期为2018年7月2日，涉及2048年到期的5.20%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.的附件第4.2号，S于2018年7月2日提交的当前8-K表格报告(文件号1-13643))。 |
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| 4.29 | ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人的第八份补充契约，日期为2019年3月13日，内容涉及2029年到期的4.35%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.的附件第4.2号，S于2019年3月13日提交的当前8-K表格报告(文件号1-13643))。 |
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| 4.30 | 第九期补充契约，日期为2019年3月13日，由ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人，就2048年到期的5.20%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.的附件4.3中的S 2019年3月13日提交的当前8-K表格报告(文件号1-13643))。 |
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| 4.31 | 第十份补充契约，日期为2019年8月15日，由ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人，就2024年到期的2.75%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.的附件4.1中的S于2019年8月15日提交的当前8-K表格报告(文件号1-13643))。 |
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| 4.32 | 第十一份补充契约，日期为2019年8月15日，由ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人，涉及2029年到期的3.40%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.的附件第4.2号，S于2019年8月15日提交的当前8-K表格报告(文件号1-13643))。 |
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| 4.33 | 第十二期补充契约，日期为2019年8月15日，由ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人，就2049年到期的4.45%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.的附件4.3中的S于2019年8月15日提交的当前8-K表格报告(文件号1-13643))。 |
| | |
| 4.34 | 第十三期补充契约，日期为2020年3月10日，由ONEOK，Inc.签署，ONEOK Partners，LP，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国全国银行协会作为受托人，就2025年到期的2.200%优先票据（通过引用附件4.1并入ONEOK，Inc.'的合并）2020年3月10日提交的8-K表格当前报告（文件编号1-13643）。 |
| | |
| 4.35 | 第十四份补充契约，日期为2020年3月10日，由ONEOK，Inc.签署，ONEOK Partners，LP，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国全国银行协会作为受托人，就2030年到期的3.100%优先票据（通过引用附件4.2合并到ONEOK，Inc.' 2020年3月10日提交的8-K表格当前报告（文件编号1-13643）。 |
| | |
| 4.36 | ONEOK，Inc.，ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人的第15份契约，日期为2020年3月10日，涉及2050年到期的4.500%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.于2020年3月20日提交的S目前的8-K表格报告(文件编号1-13643))。 |
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| 4.37 | 作为受托人的ONEOK，Inc.，ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和U.S.Bank National Association作为受托人的第16份补充契约，日期为2020年5月7日，内容涉及2026年到期的5.850%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.的附件4.S于2020年5月7日提交的8-K表格当前报告(文件1-13643))。 |
| | |
| 4.38 | ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人的第17份补充契约，日期为2020年5月7日，涉及2031年到期的6.350%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.的附件第4.2号，S于2020年5月7日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 4.39 | ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人的第18份补充契约，日期为2020年5月7日，内容涉及2051年到期的7.150%优先债券(通过引用并入ONEOK，Inc.的附件4.3Oneok，Inc.的当前报告《S于2020年5月7日提交的8-K表格当前报告(文件编号1-13643)》)。 |
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| 4.40 | ONEOK，Inc.，ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行信托公司(U.S.Bank Trust Company，National Association)(美国银行全国协会的利息继承人)作为受托人的第19份补充契约，日期为2022年11月18日，涉及2032年到期的6.100%优先票据(通过引用纳入ONEOK，Inc.的附件4.S于2022年11月18日提交的8-K表格的当前报告(文件编号1-13643))。 |
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| 4.41 | ONEOK，Inc.，ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和U.S.Bank National Association作为受托人的第20份补充契约，日期为2023年8月24日，涉及2026年到期的5.550%优先债券(通过引用从附件4.1中并入ONEOK Inc.的S目前的8-K表格报告，于2023年8月25日提交(文件编号1-13643))。 |
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| 4.42 | 由ONEOK公司、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人的截至2023年8月24日的第21份补充契约，涉及2028年到期的5.650%优先债券(通过引用从附件4.2并入ONEOK Inc.的S目前的8-K表格报告，于2023年8月25日提交(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 4.43 | ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人的第22份补充契约，日期为2023年8月24日，涉及2030年到期的5.800%优先债券(通过引用从附件4.3中并入ONEOK Inc.的S目前的8-K表格报告，于2023年8月25日提交(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 4.44 | ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人的第23份补充契约，日期为2023年8月24日，涉及2033年到期的6.050%优先债券(通过引用从附件4.4并入ONEOK Inc.的S目前的8-K报表报告，于2023年8月25日提交(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 4.45 | ONEOK，Inc.、ONEOK Partners，L.P.、ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行全国协会作为受托人的第24份补充契约，日期为2023年8月24日，涉及2053年到期的6.625%优先债券(通过引用从附件4.5中并入ONEOK Inc.的S目前的8-K表格报告，于2023年8月25日提交(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 4.46 | 第二十五份补充契约，日期为2023年9月25日，由ONEOK，Inc.，ONEOK Partners，L.P.，Oneok Partners Intermediate Limited，Magellan Midstream Partners，L.P.和美国银行全国协会作为受托人(通过引用并入ONEOK Inc.的S当前Form 8-K报告，于2023年9月25日提交(文件编号1-13643))。 |
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| 4.47 | 麦哲伦中流合伙公司与美国全国银行协会作为受托人于2007年4月19日签署的契约(通过引用将附件4.1并入麦哲伦中流合伙公司S于2007年4月20日提交的8-K表格(文件编号1-16335))。 |
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| 4.48 | 作为受托人的麦哲伦中游合伙人和美国银行协会于2007年4月19日签署的第一份补充契约，涉及2037年到期的6.400%优先票据(通过引用从附件4.2并入麦哲伦中游合伙人S于2007年4月20日提交的8-K表格(文件编号1-16335)). |
| | |
| 4.49 | 第二补充契约，日期为2023年9月25日，由Magellan Midstream Partners，L.P.，Oneok Partners，L.P.，Oneok Partners Intermediate Limited Partnership和U.S.Bank Trust Company，National Association作为受托人(通过引用纳入Oneok Inc.的S当前报告Form 8-K，于2023年9月25日提交)。 |
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| 4.50 | 作为受托人的麦哲伦中游合伙人和美国银行全国协会之间日期为2010年8月11日的契约(通过引用合并自附件4.1 to Midstream Partners L.P.‘S Form 8-K，提交于2010年8月16日(文件编号1-16335))。 |
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| 4.51 | 第二份补充契约，日期为2012年11月9日，由ONEOK，Inc.(麦哲伦中游合伙人的权益继承人)和作为受托人的美国银行全国协会就2042年到期的4.200%优先票据(通过引用从附件4.2并入麦哲伦中游合伙人L.P.的S 2012年11月9日提交的当前8-K表报告(文件编号1-16335)). |
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| 4.52 | 第三份补充契约，日期为2013年10月10日，ONEOK，Inc.（Magellan Midstream Partners，LP的继承人）、和美国全国银行协会，作为受托人，就2043年到期的5.15%优先票据（通过引用表4.2并入Magellan Midstream Partners，LP）' s当前的8-K表格报告，2013年10月10日提交（文件编号1-16335）。 |
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| 4.53 | 第四份补充契约，日期为2015年3月4日，由ONEOK，Inc.（Magellan Midstream Partners，LP的继承人）、和美国全国银行协会作为受托人，就2025年到期的3.20%优先票据（通过引用表4.2并入Magellan Midstream Partners，LP）' s当前的8-K表格报告，2015年3月4日提交（文件编号1-16335）。 |
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| 4.54 | 第五份补充契约，日期为2015年3月4日，由ONEOK，Inc.(麦哲伦中游合伙人的权益继承人)和作为受托人的美国银行全国协会就2045年到期的4.20%优先票据(通过引用附件4.3并入麦哲伦中游合伙人L.P.的S目前的8-K表格报告(文件编号1-16335))。 |
| | |
| 4.57 | 第六份补充契约，日期为2016年2月29日，由ONEOK，Inc.(麦哲伦中游合伙人的权益继承人)和作为受托人的美国银行全国协会就2026年到期的5.00%优先票据(通过引用从附件4.2并入麦哲伦中游合伙人L.P.的S当前报告Form 8-K(文件编号1-16335))。 |
| | |
| 4.58 | 第七份补充契约，日期为2016年9月13日，由ONEOK，Inc.(麦哲伦中游合伙人的权益继承人)和作为受托人的美国银行全国协会就2046年到期的4.25%优先票据(通过引用附件4.2并入麦哲伦中游合伙人L.P.的S目前的8-K表格报告(文件编号1-16335))。 |
| | |
| 4.59 | 第八份补充契约，日期为2017年10月3日，由ONEOK，Inc.(麦哲伦中游合伙人的权益继承人)和作为受托人的美国银行全国协会就2047年到期的4.200%优先票据(通过引用附件4.2并入麦哲伦中游合伙人S于2017年10月3日提交的当前8-K表报告(文件编号1-16335))。 |
| | |
| | | | | | | | |
| 4.60 | 第九份补充契约，日期为2019年1月18日，由ONEOK，Inc.(麦哲伦中游合伙人的权益继承人)和作为受托人的美国银行全国协会就2049年到期的4.850%优先票据(通过引用从附件4.2并入麦哲伦中游合伙人L.P.的S目前的8-K表格报告，于2019年1月18日提交(文件编号1-16335))。 |
| | |
| 4.61 | 第十份补充契约，日期为2019年8月19日，由ONEOK，Inc.(麦哲伦中游合伙人的权益继承人)和作为受托人的美国银行全国协会就2050年到期的3.950%优先票据(通过引用从附件4.2并入麦哲伦中游合伙人L.P.的S目前的8-K表格报告(文件编号1-16335))。 |
| | |
| 4.62 | 第十一份补充契约，日期为2020年5月20日，由ONEOK，Inc.(麦哲伦中游合伙人的权益继承人)和作为受托人的美国银行全国协会就2030年到期的3.250%优先票据(通过引用从附件4.2并入麦哲伦中游合伙人，L.P.S于2020年5月20日提交的当前8-K表格报告(文件编号1-16335))。 |
| | |
| 4.63 | 第十二份补充契约，日期为2023年9月25日，由麦哲伦中流合伙公司，L.P.，ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership和美国银行信托公司，National Association作为受托人(通过引用并入附件4.6至Oneok Inc.的S当前报告Form 8-K，于2023年9月25日提交(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 4.64 | 第三补充契约，日期为2023年12月13日，由Oneok，Inc.，Oneok Partners，L.P.，Oneok Partners Intermediate Limited，Magellan Midstream Partners，L.P.和美国银行信托公司全国协会作为受托人(通过引用并入附件4.1，Oneok Inc.的S 2023年12月14日提交的8-K表格当前报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 4.65 | 第十三次补充契约，日期为2023年12月13日，由ONEOK，Inc.，ONEOK Partners，L.P.，ONEOK Partners Intermediate Limited，Magellan Midstream Partners，L.P.和作为受托人的美国银行信托公司(通过引用合并自表4)签署。2致ONEOK Inc.的S当前报告Form 8-K于2023年12月14日提交(1-13643号文件)。 |
| | |
| 4.66 | 证券说明(引用自附件4.43至Oneok，Inc.的S截至2021年2月23日提交的财政年度10-K表的年报(1-13643号文件))。 |
| | |
| 10 | Oneok，Inc.长期激励计划(通过引用并入附件10(A)至Oneok，Inc.‘S截至2001年12月31日的财政年度10-K年度报告，提交于2002年3月14日(文件编号：G1-13643))。 |
| | |
| 10.1 | Oneok，Inc.非雇员董事股票薪酬计划(从附件99到Oneok，Inc.的S登记说明书2001年1月25日提交的S-8表格(文件编号：3333-54274))。 |
| | |
| 10.2 | Oneok，Inc.补充高管退休计划于2004年12月31日终止和冻结(通过引用并入ONEOK，Inc.‘S于2004年12月20日提交的8-K表格当前报告(文件编号1-13643)的附件10.1)。 |
| | |
| 10.3 | Oneok，Inc.2005年补充高管退休计划，经修订和重述，日期为2008年12月18日(以引用方式并入ONEOK，Inc.截至2008年12月31日的财政年度10-K表S年报(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.4 | 信贷协议，日期为2017年4月18日，由ONEOK，Inc.，Citibank，N.A.作为行政代理、Swingline贷款人、信用证发行人和贷款人，以及其他贷款人、Swingline贷款人和信用证发行人当事人之间的信贷协议(通过引用并入ONEOK，Inc.于2017年4月19日提交的S当前8-K报表报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| | | | | | | | |
| 10.5 | 经修订的ONEOK，Inc.与ONEOK，Inc.高级管理人员和董事之间的赔偿协议表(通过引用并入ONEOK，Inc.截至2015年12月31财年的10-K表S年度报告(文件号1-13643))。 |
| | |
| 10.6 | 修订和重订ONEOK，Inc.年度高级管理人员激励计划(通过引用并入附件10.1至ONEOK，Inc.的S最新报告，于2009年5月27日提交的8-K表格(1-13643号文件))。 |
| | |
| 10.7 | Oneok，Inc.员工非限定递延补偿计划，经修订并于2004年12月16日重述(通过引用并入附件10.3至Oneok，Inc.‘S于2004年12月20日提交的8-K表格当前报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.8 | ONEOK，Inc.2005年非限定递延薪酬计划，经修订和重述，日期为2008年12月18日(通过引用并入ONEOK，Inc.‘Form 10-K’S年度报告截至2008年12月31日的财政年度(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.9 | Oneok，Inc.非雇员董事递延薪酬计划，经修订和重述，日期为2008年12月18日(引用附件10.9并入ONEOK，Inc.提交的截至2009年2月25日的财务年度10-K表格S年报(文件编号1-13643))。 |
| | |
| | |
| | |
| 10.10 | ONEOK Partners，L.P.和ONEOK Partners Intermediate Limited Limited之间的担保协议，日期为2017年6月30日，根据日期为2017年4月18日的信贷协议，ONEOK Partners，L.P.和ONEOK Partners Intermediate Limited Limited之间的担保协议，以花旗银行为行政代理，ONEOK，Inc.，Citibank，N.A.和其他贷款人当事人之间的担保协议(通过引用合并自ONEOK，Inc.的附件10.1到ONEOK，Inc.的S当前提交于2017年7月3日的8-K表格报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.11 | 延期协议，日期为2018年6月18日，由ONEOK，Inc.，Citibank，N.A.，作为行政代理、Swingline贷款人、信用证发行人和贷款人，以及其他贷款人、Swingline贷款人和信用证发行人双方签订的延期协议(通过引用并入ONEOK，Inc.的附件10.1，S于2018年6月18日提交的当前8-K报表(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.12 | 第一修正案和延期协议，日期为2019年5月24日，由ONEOK，Inc.，Citibank，N.A.，作为行政代理、Swingline贷款人、信用证发行人和贷款人，以及其他贷款人、Swingline贷款人和信用证发行人各方之间的协议(通过引用并入ONEOK，Inc.的附件10.1，S于2019年5月29日提交的8-K表格当前报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.13 | ONEOK Overland Pass Holdings，L.L.C.与Williams field Services Company，LLC于2006年5月31日签订的修订和重新签署的ONEOK Overland Pass管道有限责任公司协议(通过参考ONEOK Partners，L.P.S于2006年8月4日提交的10-Q表格季度报告(文件编号1-12202)的附件10.6而并入)。 |
| | |
| 10.14 | ONEOK，Inc.高级管理人员变更控制权分离计划表格(通过引用并入附件10.1至ONEOK，Inc.‘S于2011年7月22日提交的8-K表格当前报告(1-13643号文件))。 |
| | |
| 10.15 | 2023年2月22日的限制性单位股票奖励协议表格(通过引用并入附件10.15至ONEOK，Inc.的S年度报告Form 10-K，于2023年2月28日提交(第1-13643号文件))。 |
| | |
| 10.16 | 2023年业绩单位奖励协议表，日期为2023年2月22日(通过引用并入附件10.16至ONEOK，Inc.于2023年2月28日提交的S年度报告10-K表(1-13643号文件))。 |
| | |
| 10.17 | 2022年受限单位奖励协议表格(通过引用并入附件10.17至ONEOK，Inc.‘S年度报告表格10-K，于2022年3月1日提交(1-13643号文件))。 |
| | |
| | | | | | | | |
| 10.18 | 2022年业绩单位奖励协议表(通过引用并入附件10.18至Oneok，Inc.‘S年度报告10-K表，于2022年3月1日提交(1-13643号文件))。 |
| | |
| 10.19 | Oneok，Inc.股权激励计划(通过引用Oneok，Inc.于2018年4月5日提交的关于附表14A的S最终委托书附录A(1-13643号文件)合并)。 |
| | |
| 10.20 | Oneok，Inc.利润分享计划，日期为2005年1月1日(通过引用并入附件99至Oneok，Inc.于2004年12月30日提交的S-8表格的S登记声明(文件编号333-121769))。 |
| | |
| 10.21 | Oneok，Inc.经修订和重述的股权薪酬计划，日期为2008年12月18日(通过引用并入ONEOK，Inc.‘10-K表截至2008年12月31日的会计年度S年报(文件编号1-13643)的附件10.44)。 |
| | |
| 10.22 | Oneok，Inc.和美国银行证券公司于2023年8月3日签署的股权分配协议，作为销售代理、委托人和/或远期卖家，作为远期购买者(通过引用并入Oneok，Inc.的S当前报告的8-K表格和2023年8月3日提交的(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.23 | 信用协议第二修正案，日期为2020年6月26日，由ONEOK，Inc.，Citibank，N.A.作为行政代理、Swingline贷款人、信用证发行人和贷款人，以及其他贷款人、Swingline贷款人和信用证发行人当事人之间的协议(通过引用并入ONEOK，Inc.的S当前报告Form 8-K，于2020年6月30日提交)。 |
| | |
| 10.24 | 2024年限制单位奖励协议表格，日期为2024年2月27日。 |
| | |
| 10.25 |
|
| | |
| 10.26 | 2021年受限单位奖励协议表(引用附件10.33并入ONEOK，Inc.‘S截至2020年12月31日的财政年度10-K表年度报告，提交于2021年2月23日(第1-13643号文件)). |
| | |
| 10.27 | 2021年绩效单位奖励协议表格(从附件10.34引用到ONEOK，Inc.于2021年2月23日提交的截至2020年12月31日的财政年度Form 10-K年度报告(文件编号1-13643)). |
| | |
| 10.28 | 2020年限制性单位奖励协议表格(通过引用附件10.35并入ONEOK，Inc.‘S截至2019年12月31日的财政年度10-K表格年度报告，提交于2020年2月25日(第1-13643号文件))。 |
| | |
| 10.29 | 2020年业绩单位奖励协议表(参考附件10.36并入ONEOK，Inc.‘S截至2019年12月31日的财政年度10-K表年度报告，提交于2020年2月25日(1-13643号文件))。 |
| | |
| 10.30 | 自2023年5月24日起修订和重述的ONEOK，Inc.员工股票购买计划(通过引用附件99.1并入ONEOK，Inc.的S登记声明表S-8，于2023年11月9日提交(1-13643号文件))。 |
| | |
| 10.31 | ONEOK，Inc.2020年非合格递延薪酬计划日期为2019年7月24日，自2020年1月1日起生效(通过引用并入附件10.40至ONEOK，Inc.于2021年2月23日提交的财年10-K表S年度报告(文件编号1-13643)). |
| | |
| 10.32 | ONEOK，Inc.与皮尔斯·H·诺顿二世签订的股权激励计划受限单位奖励协议(Make-Whole奖励)的表格(通过引用附件10.1并入ONEOK，Inc.提交的截至2021年8月4日的10-Q表格季度报告(文件编号1-13643))。 |
| | | | | | | | |
| | |
| 10.33 | Oneok，Inc.股权激励计划限制性单位奖励协议(Make-Whole奖励)表格(通过引用附件10.1并入ONEOK，Inc.的S截至2022年9月30日的季度10-Q季度报告(文件1-13643))。 |
| | |
| 10.34 | ONEOK，Inc.和Pamela Amburgy之间的受限单位奖励协议(通过引用附件10.2并入ONEOK，Inc.的S截至2022年9月30日的季度10-Q表季度报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.35 | ONEOK，Inc.和Janet Hogan之间的受限单位奖励协议(通过引用附件10.3并入ONEOK，Inc.的S截至2022年9月30日的季度10-Q表季度报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.36 | ONEOK，Inc.和Darren Wallis之间的受限单位奖励协议(通过引用附件10.4并入ONEOK，Inc.的S截至2022年9月30日的季度10-Q表季度报告(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.37 | ONEOK，Inc.修订和重新签署的信用协议，日期为2022年6月10日，由ONEOK，Inc.作为借款人，花旗银行，N.A.，作为行政代理、回旋额度贷款人、信用证发行人和贷款人，以及其他贷款人、回旋额度贷款人和信用证发行人当事人(通过引用合并自ONEOK，Inc.的附件10.1，S当前的8-K报表，于2022年6月13日提交(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.38 | 修订和重新签署的担保协议，日期为2022年6月10日，由ONEOK Partners，L.P.和ONEOK Partners Intermediate Limited Partnership之间的协议，以花旗银行为受益人(通过引用并入附件10.2至Oneok，Inc.的S当前报告Form 8-K，于2022年6月13日提交(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.39 | 2023年9月25日由麦哲伦中流合伙公司签署的、以花旗银行为行政代理的担保协议，日期为2022年6月10日的信贷协议，由ONEOK，Inc.、花旗银行，N.A.和其他贷款人之间的信用协议(通过引用合并自ONEOK，Inc.的附件10.1到Oneok，Inc.的S当前报告，于2023年9月25日提交(文件编号1-13643))。 |
| | |
| 10.40 | 对修订和重新签署的信贷协议的第一修正案，日期为2023年5月26日，由ONEOK，Inc.，ONEOK Partners Intermediate Limited和Oneok Partners，L.P.，贷款人，花旗银行，N.A.，作为行政代理，摆动额度贷款人和L/C发行商(通过引用合并自ONEOK，Inc.的附件10.1，S当前的Form 8-K报告，于2023年5月26日提交)。 |
| | |
| 10.41 | ONEOK，Inc.长期激励计划，经修订和重述，日期为2021年1月26日(f/k/a麦哲伦中流合伙人，L.P.，长期激励计划)(通过引用麦哲伦中流合伙人，L.P.并入，S于2021年4月29日提交的10-K表附件10(A)) (1-16335号档案) |
| | |
| 10.42 |
|
| | |
| 21 | 有关注册人子公司的所需信息。 |
| | |
| 22.1 | 担保证券的附属担保人和发行人名单。 |
| | |
| 23 | 独立注册会计师事务所的同意-普华永道会计师事务所。 |
| | |
| 31.1 | Pierce H.的认证诺顿二世根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条。 |
| | |
| | | | | | | | |
| 31.2 | Walter S.的认证根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条，赫尔斯三世。 |
| | |
| 32.1 | Pierce H.的认证诺顿II根据美国法典18根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条通过的第1350条（仅根据规则13 a-14（b）提供）。 |
| | |
| 32.2 | Walter S.的认证根据《美国法典》第18条，赫尔斯三世根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条通过的第1350条（仅根据规则13 a-14（b）提供）。 |
| | |
| 97 | ONEOK，Inc的薪酬补偿政策. |
| | |
| 101.INS | 内联XBRL实例文档-实例文档不显示在交互数据文件中，因为其XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。 |
| | |
| 101.SCH | 内联XBRL分类扩展架构文档。 |
| | |
| 101.CAL | 内联XBRL分类计算链接库文档。 |
| | |
| 101.DEF | 内联MBE分类扩展定义文档。 |
| | |
| 101.LAB | 内联XBRL分类标签Linkbase文档。 |
| | |
| 101.PRE | 内联XBRL分类演示文稿Linkbase文档。 |
| | |
| 104 | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。 |
本年度报告附件101为与XBRL有关的文件：(I)文件和实体信息；(Ii)截至2023年12月31日、2022年和2021年12月31日的合并损益表；(Iii)截至2023年、2022年和2021年12月31日的合并全面收益表；(Iv)截至2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表；(V)截至2023年、2023年和2021年12月31日的合并现金流量表；(Vi)截至2023年12月31日、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的综合权益变动表及(Vii)综合财务报表附注。
项目16.表格10-K摘要
没有。
签名
根据《交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
| | | | | | | | |
| | ONEOK，Inc. |
| | 注册人 |
| | |
| | | |
| 日期：2024年2月27日 | 发信人： | /S/Walter S.Hulse III |
| | | Walter·S·赫尔斯三世 |
| | | 首席财务官、财务主管和 |
| | | 投资者关系部执行副总裁总裁 |
| | 和企业发展 |
| | | (首席财务官) |
根据交易法的要求，本报告已由以下人员代表注册人并以2024年2月27日这一天指定的身份签署。
| | | | | | | | | | | |
| /S/朱莉·H·爱德华兹 | | /s/ Pierce H.诺顿二世 |
| 朱莉·H·爱德华兹 | | 皮尔斯H.诺顿二世 |
| 董事会主席 | | 首席执行官总裁和 |
| | | 董事 |
| | | |
| /S/Walter S.Hulse III | | /s/玛丽·M.斯皮尔斯 |
| Walter·S·赫尔斯三世 | | 玛丽M.斯皮尔斯 |
| 首席财务官、财务主管和 | | 高级副总裁和酋长 |
| 投资者执行副总裁 | | 财务和税务会计官 |
| 关系与企业发展 | | |
| | | |
| /s/布莱恩·L. Derksen | | /s/ Jim W.莫格 |
| 布莱恩·L Derksen | | 吉姆·W莫格 |
| 董事 | | 董事 |
| | | |
| /s/ Lori A.戈比约 | | /s/ Pattye L.摩尔 |
| 洛里·A·戈比洛 | | 帕蒂·L·摩尔 |
| 董事 | | 董事 |
| | | |
| /s/ Mark W.赫尔德曼 | | /s/爱德华多A.罗德里格斯 |
| 马克·W·赫尔德曼 | | 爱德华多·罗德里格斯 |
| 董事 | | 董事 |
| | | |
| /s/兰德尔·J·拉尔森 | | /s/杰拉尔德·B.史密斯 |
| 兰德尔·J·拉森 | | 杰拉尔德·B·史密斯 |
| 董事 | | 董事 |
| | | |
| /s/史蒂文·J·马尔科姆 |
| /s/ Wayne T.史密斯 |
| 史蒂文·J·马尔科姆 | | 韦恩·T·史密斯 |
| 董事 | | 董事 |
