金德尔摩根公布了2024年第二季度财务业绩

每股派息金额为0.2875美元($1.15年度化)，已获批准。

每股收益达到了2023年第二季度的同等水平，调整后的每股收益增长了4％

2024年7月17日，休斯顿-金德尔摩根公司（纽约证券交易所：KMI）的董事会批准了每股0.2875美元的股息，适用于2024年第二季度（年化1.15美元），并将于2024年8月15日向截至2024年7月31日营业结束时的股东支付。该股息较2023年第二季度增加2％。

该公司报告：

第二季度每股收益（EPS）为0.26美元，每股可分配现金流（DCF）为0.49美元，与2023年第二季度持平，分别增长了2％。

KMI归属净收入为5.75亿美元，较2023年第二季度的5.86亿美元下降。

第二季度DCF为11亿美元，比2023年第二季度的10.76亿美元增长了2％。

金德尔摩根公司执行主席Richard D. Kinder表示：“在第二季度，我们享受了又一个强劲的操作和财务表现。 我们继续内部资助高质量资本项目，同时在资本支出后的运营现金流中产生了17亿美元和11亿美元的自由现金流（FCF）。 此外，我们很高兴欢迎Amy Chronis参加她的第一次金德尔摩根董事会会议。 我很高兴看到Amy加入我们才华横溢的董事会，因为我们期待获得她的财务专业知识和能源行业的丰富知识。”

“作为中游板块的领导者，在能源基础设施领域拥有广泛的互连网络，我们为维护美国的能源安全感到自豪。 此外，通过我们对液化天然气（LNG）部门的大规模和不断增长的支持（包括我们在埃尔巴岛的出口设施），我们还在为世界各国提供能源安全。” Kinder说到。

首席执行官Kim Dang表示：“公司的天然气管道，产品管道和码头业务板块为第二季度的增加贡献提供了坚实的支持，调整后的EBITDA比2023年第二季度增长了3％。”

Dang继续说：“KMI的资产负债表仍然非常强劲，因为我们以4.1倍的净负债/调整后的EBITDA比率结束了本季度。”

Dang继续说：“尽管目前天然气的价格低廉，但我们的天然气管道业务板块的未来前景非常光明。 正如我在上一季度所指出的那样，我们预计天然气的需求将在现在和2030年之间大幅增长，其中包括LNG出口需求增加一倍以上，天然气出口至墨西哥增加近50％。 我们还预计，人工智能操作，数字货币挖掘，数据中心和产业回流将产生重大的新天然气需求，这将增加上述增长。 “Dang继续说：“满足这种需求增长的机会之一是我们今天宣布的有关拟议中的南部系统扩展项目的有约束力开放季节的成功。该项目旨在将Southern Natural Gas（SNG）管道的南线容量每天增加约12亿立方英尺（Bcf / d）。 在收到所有所需批准后完成后，该项目将有助于满足东南市场上日益增长的电力发电和当地分布公司的需求。”

“我们第二季度的项目积压金额为52亿美元，比2024年第一季度的33亿美元增加。 在计算积压项目EBITDA倍数时，我们将CO2增强油藏项目和采气加工（G＆P）项目的资本和EBITDA排除在外，其中收益比其他业务板块更不均匀。 为了弥补这些不均匀的收益结构，我们对这些项目要求更高的收益率门槛。 我们预计积压项目的剩余38亿美元将产生平均约5.4倍的项目EBITDA。”

“我们将约80％的项目积压投入低碳能源投资，包括传统天然气，可再生天然气（RNG），可再生柴油（RD），与RD相关的原料以及可持续航空燃料（SAF），以及碳捕集和封存，”Dang说到。

2024展望

包括对STX Midstream资产的贡献，在2024年，KMI预算归属于KMI的净收入为27亿美元（每股1.22美元），比2023年增长15％，并计划在2024年宣布每股1.15美元的股息，比2023年宣布的股息增加2％。 该公司还预算了2024年50亿美元（每股2.26美元）的DCF和81.6亿美元的调整EBITDA，均比2023年增长8％，并计划在2024年结束时以3.9倍的净负债/调整后的EBITDA比率结束。

预算假设WTI原油和Henry Hub天然气的平均年价格分别为每桶82美元和每百万英热单位（MMBtu）3.50美元，与公司年度预算流程期间公布的正式前瞻性曲线一致。

“我们预计全年与预算保持大致一致（预算或低于预算1-2％）。 较低的商品价格，冬季天气影响和启动延迟

“我们的RNG设施低于预算，G＆P容量较低，预计将被抵消或大部分抵消，但天然气运输和储存的贡献，我们的码头业务板块的贡献优于预期，以及养老金成本下降会更好。”Dang说到。

本新闻稿包括KMI的调整归属净收入和DCF，分别为总体和每股，调整业务EBDA，EBITDA，净债务，FCF和项目EBITDA，所有这些都是非GAAP财务指标。 有关这些非GAAP财务指标的描述以及与按照普遍接受会计原则编制的最相似的措施的和解，请参阅“非GAAP财务指标”和附带我们的初步财务报表的表格。

业务板块概述

“天然气管道业务板块在2024年第二季度相对于2023年第二季度的财务表现得益于来自德克萨斯州境内管道系统的更高贡献以及来自STX 中游收购的额外贡献，部分抵消了由于资产出售和低商品价格导致采集系统贡献下降的影响，”金德尔摩根总裁Tom Martin表示。

“2023年第二季度相比，天然气运输量略有增长。采气量从2023年第二季度的10%增加，主要来自我们在海恩斯维尔和鹰峰采集系统。”

“商品管道业务板块的贡献相比2023年第二季度有所提高，由于现有资产收取了更高的费率以及新资本项目的贡献。成品精炼品总体成交量略有增加，而原油和干净的成分总成交量与2023年第二季度持平，” Martin说。

“终端业务板块的收益相比2023年第二季度有所增长。液体终端受到投运的扩建项目以及我们纽约港集散地设施的更高费率和利用率的影响。我们的散装业务从煤炭、石油焦和苏打灰的增加销量中受益。琼斯法油轮的更高费率（在期限租约协议下保持完全合同状态）也为该季度板块的业绩做出了贡献，” Martin继续说。

“CO2业务板块的收益（不包括出售收益）相比2023年第二季度有所下降，原因是在净金德尔摩根基础上石油、CO2销售和NGL成交量都下降了13％、8％和17％，原油成交量之所以下降部分原因是SACROC之后的停产时间。截至目前，原油成交量下降了8％。该业务板块三种主要商品的价格变动从2023 年第二季度至今得出总体是积极的。该板块从Wink Pipeline的贡献增加中受益，主要由于2023年出现了一起炼油厂停工事件。金德尔摩根的ETV贡献增加是由于在2023年第二季度之后发电厂开始运行目的是运用可再生自然气设施，” Martin说。

其他资讯

公司

• KMI将从年度转变为两年一次的现场股东日展示。因此，2025年不会有现场股东日展示，但公司预计将在2026年第一季度举办股东日。金德尔摩根将继续按照先前的做法在每年的第一季度初公布详细的年度预算。

天然气管道

• SNG在所提出的南系统扩建4号(SSE4)项目上进行了成功的绑定公开招标。该项目旨在将SNG的南线输气能力提高近1.2亿立方英尺/天。项目完工后，约30亿美元的项目将有助于满足东南市场日益增长的电力和地方分配公司需求。 SSE4项目将几乎完全由SNG和Elba Express管道系统上的棕地环线和马力压缩装置组成。在获得所有必要的批准后，金德尔摩根预计该项目将于2028年底投入使用。

• 7月初，公司签署了必要的正式协议，以继续进行约2.63亿美元的Altamont Green River Pipeline项目。该项目将提供额外的天然气出口以缓解Uinta盆地现有的生产限制。Green River管道将包括约43英里的20英寸管道和配套压缩设备，从盆地提供约1,500万立方英尺/天( MMcf/d) 的输送能力到Western Chipeta加工厂。将修建中间设施，以便即刻开始天然气离场，直到新管道预计于2025年中期投入使用。

• 金德尔摩根Tejas管道(Tejas)的大约9400万美元的南德克萨斯到休斯敦市场扩建项目的建设工作正在顺利进行。该项目将在Tejas的干线上增加压缩，以使天然气输送能力增加约350亿立方英尺/天到休斯敦市场。目标投入使用日期是2025年第一季度。

• Kinder Morgan Texas Pipeline (KMTP)系统的约1.68亿美元的扩建项目正在继续为是指饱和烷气鹰峰区的生产者提供输送和处理服务。得到长期合同支持的扩建项目旨在将鹰峰天然气最高输送400亿立方英尺/天输送到公司的 Texas Intrastate网络。该项目目前计划于2024年11月投入使用。

• 6700万美元的Evangeline Pass项目第一阶段于2024年7月1日投入使用。该项目的第二阶段仍在进行施工，预计于2025年7月1日投入使用。这个两阶段项目涉及到密西西比州和路易斯安那州的田纳西气体管道（TGP）和南方天然气（SNG）系统的部分改造和增强，将使每天大约2亿立方英尺的天然气输送到Venture Global的Plaquemines LNG设施。

终端

• 金德尔摩根正在其下游密西西比河枢纽的RD和SAF原料库存储和物流领域进行最新扩展的建设工作。工程范围包括在Geismar，路易斯安那州的Geismar River码头建设多个罐，总加热储存能力约25万桶，以及各种海运、铁路和管道基础设施改进，这个大约5400万美元的Geismar River终端项目，得到了长期商业承诺，预计将在2024年第四季度投入使用。

产品

• 根据签订的最终协议，公司计划将其Double H Pipeline系统从原油转换为天然气液体（NGL）服务，为威利斯顿盆地的生产者和中游公司提供管道容量到关键市场中心。这约1.5亿美元的项目预计将于2026年第一季度投入使用。这个管道将一直用于原油运输直到2025年，并且船主将提前被通知停止原油服务。未来的阶段可能会提供额外的管道容量，包括从Powder River Basin输出。

• 随着金德尔摩根南加州和北加州RD中心第2个阶段的完成，公司正在策划北加州RD中心第3个阶段的扩建工程。这个扩建项目将从Chico、萨克拉门托开始提供RD服务并将RD服务扩大到多个地点，包括弗雷斯诺、圣何塞、Colton和Mission Valley，同时在这些地点增加每天1万到2万桶的额外RD能力。营业日期将取决于许可要求和客户支持。

• KMI的子公司SFPP，L.P.于2024年6月10日对其East Line系统进行了多达1万桶/天的额外容量的开放季节，以提供从德克萨斯州埃尔帕索到图森的运输服务。有兴趣的客户将能够为墨西哥品级柴油以及国内品级燃料(汽油、柴油和喷气燃料)做出体育比赛量的承诺。公开季节的时间从2024年8月9日到2024年8月9日。

二氧化碳

在本季度，金德尔摩根的二氧化碳段通过在佩尔米安盆地进行的两项交易进行了资产组合的优化，净投入约为4000万美元。 该地段出售了其在Katz Unit、Goldsmith Landreth San Andres Unit、Tall Cotton Field和Reinecke Unit等领域的利益以及钻石m领域的某些浅层利益，并收购了AVAD Energy Partners在North McElroy Unit (NMU)的利益和毗邻SACROC的未开发租赁利益。 NMU是一个现有的注水作业，目前每天产生大约1,250桶原油。 金德尔摩根的分析表明，NMU可能是一种非常适合进行CO2注水的候选项目。 这两项交易的影响是用具有潜在吸引力的CO2洪水项目取代了产量下降速度高、CO2洪水机会有限的领域。

能源转型企业

自上次宣布将密歇根州的Autumn Hills垃圾填埋气体发电设施转换为RNG设施以来，其建设工程即将完成，预计在2024年第四季度投入使用，年产RNG容量0.8 Bcf。 完成并投入使用后，这个附加设施将使KMI的总RNG发电能力达到6.9 Bcf每年。

金德尔摩根有限公司(NYSE:KMI)是北美最大的能源基础设施公司之一。可靠、负担得起的能源获取是改善全球生活的重要组成部分。我们致力于以安全、高效和环境负责的方式为我们服务的人、社区和企业提供能源运输和储存服务。我们拥有或运营约79,000英里的管道、139个终端、702亿立方英尺的天然气存储容量，以及约6.1 Bcf每年的可再生天然气发电能力和另外0.8 Bcf的发展能力。我们的管道运输天然气、精炼石油制品、原油、冷凝油、二氧化碳、可再生燃料和其他产品，我们的终端存储和处理包括汽油、柴油、喷气燃料、化学品、金属、石油焦、乙醇和其他可再生燃料和原料等各种商品。了解更多关于我们工作推进低碳倡议的能源解决方案，请访问 www.kindermorgan.com 的相关网页。

请于7月17日周三下午4:30在www.kindermorgan.com参加金德尔摩根公司的第二季度收益的现场网络会议。

非依照普遍公认会计准则的财务措施

如下所述，我们的管理层主要使用净利润归属于金德尔摩根公司和DD&A支出之前的部门收益(EBDA)以及非GAAP财务指标——调整后的归属于普通股的净利润和可分配现金流(DCF)，以及每种的总数和每种之间的比较。调整后的段位EBDA、调整后的净利润归属于金德尔摩根公司、利息、收入、DD&A支出(包括超额股权投资成本的摊销)之前的调整后的收益(EBITDA)和净债务等。

我们以下的非GAAP财务指标不应被视为GAAP金德尔摩根公司净利润或其他GAAP措施的替代品，并且作为分析工具具有重要的局限性。我们计算这些非GAAP财务指标的方法可能与其他使用相同标题的指标的人们不同。在单独或与我们的GAAP报告结果的分析中，您不应将这些非GAAP财务指标视为孤立的，也不应将其视为GAAP的替代品。通过在描述一下以下的非GAAP汇总财务指标的可比GAAP措施的理解和明白差异的措施，并将这些信息纳入分析和决策过程中，管理层用包括我们的一个GAAP合规的措施在内的可比GAAP措施补偿我们的合并非GAAP财务指标的局限性。

Certain Items，作为我们的非GAAP财务指标计算的调整项，是GAAP要求反映在归属于金德尔摩根公司净利润中的项，但通常（1）没有现金影响（例如，未解决的商品对冲和资产减值），或（2）由于其性质与我们的正常业务运营是分离的，在大多数情况下很可能只会偶发发生（例如，某些法律和解、新税法的制定和灾难损失）。 （参见附表2、3、4和6。）我们还包括与合资企业相关的调整（请参见以下的“来自合资企业的金额”）。

下表总结了我们特定项目的情况，截至2023年6月30日和2024年6月30日。

归属于金德尔摩根公司的调整后净利润是通过调整归属于金德尔摩根公司的净利润而计算出来的特定项目。调整后的归属于金德尔摩根公司的净利润被我们、投资者和我们财务报表的其他外部用户用作提供决策有用的有关我们的周期性表现和产生与我们的持续经营活动密切相关的盈利能力的补充措施。我们认为最接近调整后的净利润归属于金德尔摩根公司的GAAP措施是归属于金德尔摩根公司的净利润。请参见附表1和2。

调整后的普通股净利润及调整后的每股收益是通过调整净利润来计算的，净利润以季度为单位计算，通过调整最相似的GAAP（US Generally Accepted Accounting Principles）度量（即归属于 Kinder Morgan, Inc. 的净利润）的某些项目，以及为参与证券分配的净利润和超出参与证券派息的调整后净利润进一步调整得出。 我们认为调整后的普通股净利润可以在最具可比性的基础上计算调整后的每股收益（调整后每股收益），而每股收益是最相似的GAAP ( US Generally Accepted Accounting Principles ) 指标计算出的。调整后的每股收益计算公式为：调整后的普通股净利润/我们的加权平均股份。调整后的每股收益采用与基本每股收益相同的双类方法。 我们、投资者以及我们财务报表的其他外部用户使用调整后的每股收益作为每股补充性指标，为我们期内期的表现和生成与我们持续经营活动相密切相关的利润的能力提供有关决策有用信息。(详见附表2。)

DCF是通过调整归属于 Kinder Morgan, Inc.的净利润的某些项目以及DD&A和权益投资过高成本的摊销，所得的净收益、现金税费、维持资本支出和其他项目进一步调整而计算的。 我们还将合营企业的金额进行调整，以考虑其所得的税费，DD&A，现金税费和维持资本支出 (以下请参见 “合营企业的金额” ) 。DCF是我们、投资者和其他外部用户用来评估我们的绩效，以及衡量和估算我们的资产在支付利息费用、支付现金税费和支出维持资本后生成经济利润的能力的重要性绩效测量。DCF还提供了有关我们当前期间资产特定成本的额外见解，并促进了从持续业务活动中对我们的表现进行期间对比的可能性。DCF也被我们、投资者和其他外部用户用来比较我们行业内公司的表现。DCF每股是DCF除以平均股份，包括参与股息的限制性股票奖励。(详见附表2。)

调整后的分部EBDA通过调整分部利润前DD&A和权益投资成本过高的摊销、一般和管理费用、企业费用、利息费用以及所归属部门的某些项目的EBDA来计算。 调整后的分部EBDA由管理人员用于分析分部绩效和我们业务的管理。我们认为，调整后的分部EBDA是一个有用的绩效度量，因为它为我们的业务部门跨业务部门的表现趋势、我们部门对我们的整体表现的相对贡献以及我们的部门在持续产生收益的能力提供了管理、投资者和其他财务报表的外部用户额外的见解。 调整后的分部EBDA也是我们年度激励计划下的企业部门总裁和其他企业部门员工的薪酬决定因素。 我们认为这对投资者也非常有用，因为管理层使用此指标来为我们的部门分配资源和评估每个部门的表现。（详见附表4。）

对投资者的相关内部决策的重要信息。

调整后的EBITDA是通过调整归属于 Kinder Morgan, Inc. 的净收入的某些项目以及DD&A和权益投资成本过高的摊销、所得税费用和利息进一步计算得出的。我们还包括合营企业的金额，以获得所得税和DD&A （请参见下面的“合营企业的金额”）。与我们的净债务 (下文有更详细的描述)一起使用的调整后的EBITDA (滚动12个月基础) 由管理层、投资者和其他外部用户使用，以评估我们的杠杆率。管理层和外部用户也使用调整后的 EBITDA 作为比较我Industry 中公司估值的一个重要指标。我们的净债务与调整后的EBITDA比率被用作我们年度激励计划下的一项补充性绩效目标。 我们认为，与调整后的EBITDA最直接可比的GAAP指标是归属于 Kinder Morgan, Inc. 的净收入。(详见附表3和6。)

来自合营企业的金额——某些项目、DCF和调整后的EBITDA反映了利用了与记录“资产专项投资所得收益”和“非控股权益 (NCI)” 所使用的相同的确认和计量方法的非consolidated合营企业(JVs)和经过consolidated的JV。我们与用于我们完全拥有的合营公司的DCF和EBITDA的计算相同的项目(DD&A和税费，对于DCF而言，还有现金税费和维持资本支出)，我们移除了这些调整中非控股权益所占的部。 (请参见附表2、3和6.) 虽然这些金额相关的我们的未经consolidated JV 包括在DCF和调整后的EBITDA的计算中，但此类包含不应被理解为我们对此未经consolidated JV的运作和相关收入、支出或现金流有控制。(详见附表2、3和6。)

净债务是通过从债务中减去(1)现金和现金等价物(2)债务公允价值调整,(3)对欧元计价债券的汇率影响来计算的，我们已经签订汇率掉期来将该债务转换为美元。净债务和我们的调整后的EBITDA (滚动12个月基础) 一起，作为净债务对调整后的EBITDA比率的一部分，是我们管理、投资者和其他外部用户用来评估我们的杠杆率的非GAAP财务指标。 调整后的EBITDA是我们年度激励计划下的一个补充性业绩目标。 我们认为，最直接可比的净债务措施是在表6的附注中协调过的总债务。(详见附表6。)

项目EBITDA是按照特定资本项目计算的，即该项目的利润在支付与该项目有关的利息费用、税费用、DD&A和一般和管理费用后，或对于JV项目，与“合营企业的金额”下所述方法一致，结合对该项目的资本支出，是我们项目EBITDA多级基础。 管理层、投资者和其他人使用项目EBITDA来评估我们的资本项目的投资回报率，投资回报率,在我们的业务部门中,一般不是由经营管理人员控制的费用前,在一般的费用前。我们认为最直接可比的GAAP指标是归属于资本项目的净收入的部分。我们不提供个别资本项目预算净收益的部分（最直接可比的 GAAP财务指标，即项目EBITDA）的原因是，在预测特定处理项目的净收益时，通过第二个完整业务年度基础上的GAAP，关于预测估计的东西是难以想预测的，如预估商品价格、对标记到市场的衍生工具的未实现盈亏和可能与项目完工相关的某些或所有的潜在的明确负债估计。

与项目EBITDA最直接可比的GAAP财务指标是归属于特定处理项目的净收入的部分。 我们不提供个别资本项目预算净收益的部分（最直接可比的 GAAP财务指标，即项目EBITDA）的原因是，在预测特定处理项目的净收益时，通过第二个完整业务年度基础上的GAAP，关于预测估计的东西是难以想预测的，如预估商品价格、对标记到市场的衍生工具的未实现盈亏和可能与项目完工相关的某些或所有的潜在的明确负债估计。

FCF是通过减少从经营活动中产生的现金流量以用于资本支出（维持和扩张），再对期间所支付的股息进行进一步减少来计算的。 FCF是由我们管理、投资者和其他外部用户用作额外杠杆度量，并且FCF股息后的提供了现金流量生成的其他见解。因此，我们认为FCF对我们的投资者有用。我们认为与FCF最直接可比的GAAP指标是从经营活动中产生的现金流量。(详见附表7。)

有关前瞻性声明的重要信息。

本新闻发布涉及《1995年美国私人证券诉讼改革法》和《1934年证券交易法》第21E条规定的前瞻性陈述。一般来说，“预计”、“相信”、“预期”、“计划”、“将”、“应该”、“估计”、“项目”和类似的表达式表明前瞻性陈述，这些陈述一般不具有历史性质。本新闻发布中的前瞻性陈述包括但不限于有关KMI资产和服务的长期需求、与能源进化相关的机会；KMI 2024年的预期；预期分红；KMI的资本项目，包括预期成本，完成时间和有关这些项目的利益等明示或暗示的陈述。前瞻性陈述面临风险和不确定性，并基于管理人员的信念和假设，基于目前向他们提供的信息。尽管KMI认为这些前瞻性陈述基于合理的假设，但它不能保证这些任何前瞻性陈述是否会在何时或是否会实现，或其对我们运营或财务状况的最终影响。导致实际结果与这些前瞻性陈述所表达的相差悬殊的重要因素包括：我们运输和处理的产品的供应和需求的变化的时间和程度；商品价格，交易对手的财务风险；及KMI报告的风险和不确定性，其在《美国证券交易委员会》（SEC）的EDGAR系统和我们的网站ir.kindermorgan.com上可通过KMI提交的报告，包括截至2023年12月31日的年度报告（在“风险因素”和“有关前瞻性陈述的信息”和其他地方），以及其后续报告。前瞻性陈述仅作于发表之日，并且除了法律规定必须，KMI不会因为新信息、未来事件或其他因素而更新任何前瞻性陈述。因为存在风险和不确定性，读者不应过多地依赖这些前瞻性陈述。