نسخة معدلة من المكالمة الجماعية أو العرض التقديمي لأرباح KMI من 22-أبريل -20: 8 مساءً بتوقيت جرينتش

الآن اسمحوا لي أن أتحدث عن أرباحنا. يوليو 2017 ، عندما كنا ندفع أرباحًا سنوية بقيمة 0.50 دولار أمريكي ، قلنا أننا نتوقع زيادة هذا الربح 0.80 دولارًا أمريكيًا في 2018 إلى 1 دولار أمريكي عام 2019 إلى 1.25 دولارًا أمريكيًا في عام 2020. حققنا تلك التوقعات في كل من 2018 و 2019 ، ولدينا الإمكانات المالية لتلبية هدف 1.25 دولار في 2020 مع تغطية كبيرة. ومع ذلك ، في الأوقات غير المسبوقة مثل هذه ، فإن الاختيار الحكيم في رأي إدارتنا ومجلسنا هو الحفاظ على المرونة وقدرة الميزانية العمومية. وبالتالي ، فإننا لا نزيد الأرباح إلى 1.25 دولارًا التي توقعناها في ظروف مختلفة تمامًا في عام 2017. ومع ذلك ، كعلامة على ثقتنا في قوة أعمالنا وأمن تدفقاتنا النقدية ، فإننا نزيد الأرباح إلى 1.05 دولارًا سنويًا بزيادة 5٪. بالقيام بذلك ، نعتقد أننا حققنا التوازن المناسب بين الحفاظ على قوة الميزانية العمومية والقيمة العائدة لمساهمينا ، والتي لا تزال الهدف الأساسي لشركتنا. نحن ملتزمون بزيادة الأرباح إلى 1.25 دولار سنويًا. بافتراض العودة إلى النشاط الاقتصادي الطبيعي ، نتوقع أن نتخذ ذلك القرار عندما يجتمع المجلس في يناير 2021 لتحديد أرباح الربع الرابع من عام 2020.

ومع ذلك ، سوف أقوم بتسليمها إلى ستيف.

————————————————– ——————————

Steven J.Kean، Kinder Morgan، Inc. – الرئيس التنفيذي والمدير [3]

————————————————– ——————————

حسنا. شكرا ريتش. سأقدم لك نظرة عامة على أعمالنا ، بما في ذلك استجابة وتأثير الفيروسات التاجية ، وسأحيلها إلى رئيسنا ، كيم دانغ ، لتغطية التوقعات وتحديثات القطاعات. سيأخذك المدير المالي لدينا ، ديفيد ميشيلز ، من خلال البيانات المالية ، وبعد ذلك سنأخذ أسئلتك كالمعتاد.

سأبدأ بملاحظة ممتنة. أنا سعيد لأننا عززنا ميزانيتنا العمومية ، وخفضنا الدين بحوالي 10 مليار دولار منذ الربع الثالث من عام 2015. وأنا ممتن لأننا أكملنا بيع KML في ديسمبر من عام 2019 وحولنا العائدات إلى نقد في وقت جذاب. أنا سعيد لأننا قمنا بتغطية النفط الخام في وقت مبكر من العام. أنا سعيد لأن لدينا نهجًا منظمًا لاستثمار رأس المال وأننا ندير أعمالنا معها – نعمل باستخدام نموذج أعمال يعزلنا عن بعض أسوأ الآثار المزدوجة الحالية على أسواق الطاقة في الوقت الحالي. أنا ممتن للطريقة التي ندير بها أعمالنا وثقافة القوى العاملة لدينا. كل هذه الأشياء جعلتنا أقوياء للعاصفة الحالية.

في مثل هذه الأوقات ، من المهم بشكل خاص أن تضع أولوياتك ومبادئك في الاعتبار. أولوياتنا هي ، أولاً ، الحفاظ على سلامة موظفينا ؛ واثنان ، للحفاظ على عملنا. نعمل البنية التحتية الضرورية للأعمال والمجتمعات في جميع أنحاء البلاد. نحن بحاجة إلى الحفاظ على تشغيل أصولنا ولدينا.

لحماية موظفينا ، أنشأنا العمل عن بعد ، والذي عمل بشكل جيد بشكل مدهش ، بالمناسبة ، وأجرى تغييرات في عملياتنا الميدانية لتمكين زملائنا في العمل من أجل الحفاظ على المسافة المادية المناسبة. في بعض الحالات التي يكون فيها التباعد غير ممكن ، نقوم بتحسين متطلبات معدات الحماية الشخصية لدينا. انها تعمل. جميع أصولنا تعمل ، ونحن نحافظ على سلامة زملائنا في العمل.

تبقى مبادئنا المالية كما هي: أولاً ، الحفاظ على ميزانية عمومية قوية. حتى مع تقديراتنا المنقحة ، نحن متسقون مع هدفنا تقريبًا 4.5 مرة من الدين إلى EBITDA. نعتقد أن قرار توزيع الأرباح اليوم كان قرارا حكيما. ثانيًا ، نحن نحافظ على انضباطنا الرأسمالي من خلال معايير العائد ، وسجل جيد من التنفيذ ومن خلال التمويل الذاتي لاستثماراتنا. على هذه الجبهة ، قمنا بتقييم جميع مشاريعنا الرأسمالية التوسعية لعام 2020 وخفضنا CapEx بنحو 700 مليون دولار لعام 2020 أو 30٪ استجابة للظروف المتغيرة في أسواقنا. لا يزال لدينا 1.7 مليار دولار من رأس المال التوسعي في عام 2020 على استثمارات المشروع الجيدة.

أخيرًا ، نحن نعيد القيمة لمساهمينا مع زيادة أرباح الأسهم بنسبة 5٪ على أساس سنوي إلى 1.05 دولار سنويًا والالتزام بالوصول إلى 1.25 دولارًا عندما تتعافى ظروف السوق. كما قال ريتش ، نعتقد أن التأجيل في زيادة أكبر الآن وترك ميزانيتنا العمومية أقوى ولكن لا يزال يظهر زيادة في توزيعات الأرباح لدينا التوازن الصحيح. الميزانية العمومية القوية ونظام رأس المال وقيمة العائد للمساهمين ، تلك هي المبادئ التي نعمل عليها حتى في أو حتى في مثل هذه الأوقات.

إليك ما نراه في أعمالنا. لا يزال نقل وتخزين الغاز الطبيعي قويًا نسبيًا ، كما ارتفعت أحجام النقل عامًا بعد عام. بمرور الوقت ، سنرى بعض التحول من الغاز المصاحب إلى الغاز الجاف ، لكن لدينا أصول تخدم كليهما.

أحجام المنتجات المكررة تنخفض بطريقة لم نشهدها من قبل. هذا يؤثر علينا بعدة طرق. خطوط أنابيب منتجاتنا المكررة هي خطوط أنابيب مشتركة ، لذا نتلقى رسومًا على الإنتاجية الفعلية. تاريخيا ، اختلفت الإنتاجية قليلا فقط ، وعادة ما تنمو بنسبة 1 ٪ أو نحو ذلك في السنة. يترجم انخفاض الإنتاجية إلى انخفاض الإيرادات حتى نبدأ في رؤية الانتعاش في الاقتصاد.

في أعمالنا الطرفية ، تأتي معظم إيراداتنا من MWCs ، ورسوم المستودعات الشهرية ، ولكن الخدمات المساعدة ، المزج ، على سبيل المثال ، تعتمد على الإنتاجية ، لذا نرى بعض التدهور هناك. ويقابل ذلك جزئياً زيادة الطلب على الطاقة التي تم الإفراج عنها سابقاً. تقريبا كل دبابة لدينا الآن تحت العقد.

فيما يتعلق بحجم المنتجات المكررة على وجه التحديد ، نعتقد أن هذا ليس تغييرًا دائمًا. إنه مؤقت. هناك كل أنواع الآراء حول المدة المؤقتة ومتى سنصل إلى الجانب الآخر ، لكننا سنصل إلى هناك.

سوف تتأثر الأصول التي نجمعها ومعالجتها سلبًا بانخفاض نشاط المنتجين. ومع ذلك ، نشهد اهتمامًا متزايدًا بأصول هاينزفيل ، ولكن هذا سيستغرق بعض الوقت لزيادة. بشكل عام ، يؤثر انخفاض نشاط المنتج بشكل سلبي على هذا الجزء من أعمالنا. للتذكير ، فإن التجميع والمعالجة ، عندما تضع جزءًا من الغاز مع جزء المنتجات ، يكون حوالي 10٪ فقط من الجزء الخاص بالميزانية EBDA.

أخيرًا ، في أعمال CO2 لدينا ، تكون أسعار السلع السلبية سلبية. ومع ذلك ، قمنا بالكثير من التحوط في وقت مبكر من العام. وكما ترى في صفحة الحساسيات المحدثة التي أدرجناها في حزمة أرباح هذا الربع ، فإن تعرضنا لتغيرات أسعار النفط ينخفض ​​مستقبلاً. نحن نركز على التدفق النقدي الحر ، ومن المتوقع أن تعوض تخفيضات رأس المال لدينا لعام 2020 في هذا القطاع انخفاض التدفق النقدي القابل للتوزيع لعام 2020 في هذا القطاع.

تستند أرقام التوقعات التي ستأخذك إليها كيم على إعادة بناء من الأسفل إلى الأعلى عملنا عليها مع كل من وحدات الأعمال لدينا وموظفي الشركات. ركزت تلك المراجعة على تأثيرات الهامش وفرص توفير التكاليف. كما قمنا بمراجعة نفقاتنا الرأسمالية بالكامل ، كما ذكرت. من الصعب تقديم التوجيه في أوقات غير مؤكدة مثل هذه. نعتقد أننا نعالج هذا التحدي من خلال إعطائك تقديرنا وأيضًا منحك الحساسيات المقدرة.

وبهذا سأسلمها لكيم.

————————————————– ——————————

Kimberly Allen Dang، Kinder Morgan، Inc. – الرئيس والمدير [4]

————————————————– ——————————

حسنا. شكرا ستيف. اسمحوا لي أن أذكر بسرعة بعض الإحصائيات للربع وكيف تغيرت في الآونة الأخيرة ، وبعد ذلك سأقضي معظم الوقت في توقعاتنا لتوازن العام والافتراضات التي تقوم عليها هذه التوقعات.

بالنسبة للربع ، ارتفعت أحجام نقل الغاز الطبيعي لدينا بنسبة 8٪ أو 3.1 مليار قدم مكعب في اليوم. مع تقدمنا ​​خلال شهر أبريل ، ما زلنا نرى قوة في هذه المجلدات. اسمحوا لي أن أذكركم ، على الرغم من ذلك ، بأن معظم أحجامنا تخضع لأنابيب النقل الخاصة بنا في عقود النقل الخاصة بنا. لذا إلى الحد الذي نرى فيه انخفاضًا في الأحجام في المستقبل ، فلن نتأثر.

انخفضت أحجام التجمعات لدينا بنسبة 2 ٪ في الربع. الانخفاض – في الواقع ، ارتفعوا بنسبة 2٪ في الربع. كان الانخفاض في أحواض الغاز الجاف أكثر بقليل من تعويضه بزيادة في الأحجام في المسرحيات المرتبطة بها. ومع ذلك ، نشهد انخفاضًا في الحجم في المسرحيات المرتبطة في أبريل ، ونتوقع المزيد في مايو.

كان الطلب على المنتجات النفطية ثابتًا خلال الربع. كانت إيجابية في يناير وفبراير ، ثم شهدنا انخفاضًا بنسبة 8٪ في مارس. نشهد حاليًا انخفاضًا يتراوح بين 40٪ و 45٪ في حجم المنتجات المكررة ، مما سيؤثر على كل من خط أنابيب منتجاتنا والقطاع النهائي.

ارتفعت أحجام النفط الخام والمكثفات بنسبة 9٪ في الربع ، وبخلاف المنتجات النفطية ، ظلت قوية في مارس ، لكنها سترتفع في أبريل ، ونتوقع المزيد من التدهور في مايو.

للسنة الكاملة ، نتوقع أن تأتي بنسبة أقل من ميزانية EBITDA بنحو 8٪ وحوالي 10٪ أقل من ميزانية DCF. لذا فإننا نتوقع ما يقرب من 7 مليار دولار في الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك وإطفاء الدين وحوالي 4.6 مليار دولار في DCF.

لقد قمنا بتخفيض CapEx التوسعي ، كما ذكر ستيف ، بحوالي 700 مليون دولار أو ما يقرب من 30 ٪. لذا فإن التخفيض في DCF يقابله أكثر من التخفيض في CapEx ، مما يؤدي إلى تقليل DCF من CapEx التي تكون أفضل بحوالي 200 مليون دولار من ميزانيتنا. نتوقع حاليًا نهاية العام عند 4.6 مرة من الدين إلى الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك وإطفاء الدين.

دعني الآن أقسم تباين 8٪ على الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك وإطفاء الدين إلى 6 مجموعات لمساعدة الجميع على الفهم. المجموعة الأولى هي أسعار السلع المنخفضة ، ومن المتوقع أن يكون تأثيرها على جميع السلع أقل من 2٪. نحن نفترض أن سعر النفط يبلغ حوالي 30 دولارًا للبرميل في المتوسط ​​لرصيد السنة. كما تم تقليل حساسيتنا تجاه النفط ، كما ذكر ستيف. إنها تغير حوالي 1.7 مليون لكل دولار في سعر البرميل ، لذلك لا توجد حساسية كبيرة هنا نظرًا للتحوطات التي لدينا.

كما يتوقع أن يكون للدلو الثاني ، وهو حجم أقل من تجميع الغاز الطبيعي ومعالجته ، تأثير أقل من 2٪ بقليل. بالنسبة للربع الثاني حتى الربع الرابع ، نفترض تخفيضًا بنسبة 12٪ في الحجم ، ولكن هناك الكثير من الاختلافات بين الأصول اعتمادًا على الحوض الذي تخدمه. على سبيل المثال ، في بعض أصولنا ، نتوقع انخفاضًا أكبر بنسبة 30٪ في الأحجام ، بينما في الأصول الأخرى ، نتوقع انخفاضًا أقل بكثير.

بشكل عام ، فيما يتعلق بأصول G&P للغاز الطبيعي ، تؤدي افتراضاتنا إلى انخفاض بنسبة 20٪ تقريبًا في الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك والإطفاء مقارنة بميزانيتنا للعام. وأحد الأسباب الرئيسية للاختلاف بين انخفاض الحجم وانخفاض EBITDA هو أننا نتوقع انخفاضات أكبر في الحجم على أصولنا ذات الهامش الأعلى.

يتوقع الدلو الثالث ، أحجام المنتجات المكررة الأقل ، أن يؤثر ذلك علينا بأقل من 2٪ بقليل. يأخذ هذا في الاعتبار التأثير على كل من قطاع خط أنابيب المنتجات والقطاع الخاص بنا. هنا ، ما نفترضه في توقعاتنا هو انخفاض الأحجام من 18٪ إلى 20٪ مقابل ميزانيتنا لرصيد العام مع انخفاض 40٪ إلى 45٪ في الربع الثاني ، وانخفاض إلى 10٪ إلى 12٪ في الربع الثالث و 5٪ إلى 6٪ في الربع الرابع.

هذه الدلاء الثلاثة ، وأسعار السلع ، وجمع الغاز الطبيعي والمنتجات المكررة بنسبة أقل بقليل من 2٪ لكل منها تمثل 5.5٪ تقريبًا من فرق 8٪.

يتوقع أن يكون للدلاء الرابع ، وهو كميات أقل من الخام والمكثفات ، تأثير بنحو 0.7٪ من الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك وإطفاء الدين. نحن نفترض انخفاضًا بنسبة 19٪ في أحجام Q2 حتى Q4 مقابل ميزانيتنا. تشمل هذه الأرقام التأثير على كل من أنظمة التجميع لدينا وأحجام نقل خطوط الأنابيب الخاصة بنا.

آخر 2 دلاء ، ونفقات عامة رأسمالية منخفضة ، نتيجة لانخفاض الإنفاق الرأسمالي ، وانخفاض أحجام ثاني أكسيد الكربون معًا يمثلان تباينًا بنسبة 1٪ تقريبًا. لذلك اسمحوا لي أن أذكر أنه بينما نحدد التأثيرات على الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك وإطفاء الدين ، فقد أخذنا في الاعتبار وحذفنا من الأرقام التي ذكرتها حوالي 80 مليون دولار في OpEx ووفورات في التكاليف ، وبعضها وقود وقوة ترتبط مباشرة بالأسعار المنخفضة أحجام. بحيث يغطي أهم القطع في توقعات EBITDA ويشرح إلى حد كبير نسبة 8٪.

على الجانب الإيجابي ، لدينا حوالي 100 مليون دولار من المدخرات بين انخفاض تكلفة الفائدة وانخفاض CapEx الاستدامة. لذا فإن التخفيض بنسبة 8٪ في الأرباح قبل تكاليف التمويل والضرائب والاستهلاك والاستقطاعات (EBITDA) يقلل من الوفورات على حساب الفوائد ويحافظ على CapEx تقريبًا مما يجعلك تصل إلى التأثير بنسبة 10٪ على الأرباح قبل الفوائد والضرائب والإهلاك والاستهلاك.

نعمل الآن في بيئة شديدة التغير والتغيير ، من الصعب معرفة مدى سرعة تطبيع النشاط الاقتصادي. لذا في الجدول 8 من البيان الصحفي ، قدمنا ​​لك حساسيات حول أكبر الأجزاء المتحركة في توقعاتنا ، وذلك حتى مع تغير الأشياء ، يمكنك حساب التأثير على توقعاتنا.

وبهذا ، سأقوم بتسليمها إلى ديفيد ميشيلز.

————————————————– ——————————

ديفيد باتريك ميشيلز ، Kinder Morgan، Inc. – VP & CFO [5]

————————————————– ——————————

شكرا لك كيم. أولاً ، أود أن أشيد بمحاسبينا ومخططينا الماليين وقسم الضرائب لدينا وعلاقات المستثمرين وكل شخص آخر كان له دور في عملية إغلاق التقارير التي قدمها كيندر مورغان في هذا الربع. لقد عملنا عن بُعد منذ 16 مارس. وفي ذلك الوقت ، أغلقنا الربع بنجاح ، وقمنا بفاعلية بإجراءات التحكم الخاصة بنا وأعدنا تحديثًا مفصلاً لتوقعات عام كامل ، وحساسيات لهذا التنبؤ بالإضافة إلى تحليل داعم كبير. وعلى الرغم من كل هذا العمل الإضافي وجميع التحديات الإضافية ، فقد التقينا بجدولنا الزمني القريب والتقارير ، وهذا نتيجة لعزم والتزام زملائنا في العمل. إنه عمل عظيم.

الانتقال إلى الربع. كما كنت – كان للأحداث الجارية تأثير سلبي على صافي دخلنا المتوقع ، EBITDA و DCF. ومع ذلك ، مع تخفيضات الإنفاق الرأسمالي المحددة ، نتوقع أن نكون قادرين على تمويل احتياجاتنا النقدية بالكامل ، بما في ذلك نفقاتنا الرأسمالية وتوزيعات الأرباح من خلال التدفق النقدي القابل للتوزيع.

بالإضافة إلى ذلك ، لدينا تسهيلات ائتمانية غير مسحوبة بقيمة 4 مليار دولار ، مما يوفر سيولة وفيرة ، حتى مع مراعاة آجال الاستحقاق القادمة. لدينا حوالي 950 مليون دولار من الديون المستحقة في سبتمبر ، و 1.9 مليار دولار أخرى تستحق في الربع الأول من العام المقبل. بالإضافة إلى ذلك ، على الرغم من الاضطرابات الكبيرة في السوق الحالية ، ظلت أسواق رأس المال الخاص بديون الاستثمار مفتوحة بشكل عام وكانت متاحة لنا. علاوة على ذلك ، حتى مع التغيير المتوقع في الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك وإطفاء الدين ، فإننا نتوقع حاليًا مستوى من الدين إلى الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك والإطفاء في نهاية العام يبلغ 4.6 ضعفًا ، مقارنةً بميزانيتنا البالغة 4.3 ولكن لا تزال متسقة مع هدف الرافعة المالية طويلة الأجل الذي يبلغ 4.5.

ومع ذلك ، على الرغم من السيولة الوافرة ، والأعمال المعزولة نسبيًا ، والصحة المالية العامة ، نعتقد أنه من الحكمة عدم زيادة أرباحنا بنسبة 25٪ كما كان متوقعًا سابقًا. لذلك ، نعلن عن توزيع أرباح بقيمة 0.2625 دولارًا أمريكيًا للسهم الواحد ، وهو 1.05 دولار سنويًا ، أو زيادة بنسبة 5 ٪ عن الربع الماضي ولكن أقل من ميزانيتنا البالغة 31 – 0.1325 دولارًا أمريكيًا (كذا) [$0.3125] لكل سهم أو 1.25 دولار للسهم سنويًا.

ننتقل الآن إلى أداء الأرباح للربع الأول 2020 مقارنة بالربع الأول من العام الماضي. انخفضت الإيرادات 323 مليون دولار مدفوعة جزئياً بانخفاض أسعار الغاز الطبيعي مقابل الربع الأول من عام 2019. كما أدى انخفاض أسعار الغاز الطبيعي إلى انخفاض في التكلفة المرتبطة بالمبيعات بقيمة 285 مليون دولار. للتذكير ، نظرًا للطريقة التي نتعاقد بها ، لا سيما في أعمالنا في ولاية تكساس داخل الولايات المتحدة ، فإن الهامش الإجمالي هو مؤشر أفضل لأدائنا من الإيرادات وحدها ، وهذا مثال جيد على ذلك.

بالإضافة إلى ذلك ، تم بيع KML والجزء الأمريكي من خط أنابيب Cochin الخاص بنا في الربع الأول من عام 2020 ، والتي ساهمت بشكل جماعي بحوالي 74 مليون دولار من الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك وإطفاء الدين في الربع الأول من عام 2019. ولدينا خسارة في حالات انخفاض القيمة والتصفية بقيمة 971 مليون دولار في هذا الربع ، وهذا يشمل 350 دولارًا مليون ضعف في أصولنا المنتجة للنفط والغاز في قطاع ثاني أكسيد الكربون لدينا بالإضافة إلى انخفاض قيمة الشهرة المرتبطة بهذا القطاع بمقدار 600 مليون دولار. ويعود سبب هذا الضعف إلى الانخفاض الحاد في النفط الذي شهدناه خلال الربع.

نتج عن الخسائر بشكل كبير ، كانت لدينا خسارة صافية تعزى إلى KMI بقيمة 306 مليون دولار للربع. انخفضت أرباحنا المعدلة ، وهي مصطلحنا غير المتوافق مع مبادئ المحاسبة المقبولة عمومًا لصافي الدخل المعدل لبعض البنود ، بمقدار 300 مليون دولار مقارنة بالربع الأول من عام 2019 – 30 مليون دولار مقارنة بالربع الأول من عام 2019. وبلغت الأرباح المعدلة للسهم 0.24 دولارًا للربع ، بانخفاض 0.01 دولار عن الربع الأول من عام 2019.

الانتقال إلى أداء DCF. وانخفض الغاز الطبيعي 2٪ لهذا الربع. تتضمن التأثيرات غير المواتية هناك بيعنا لـ Cochin ، وكون TGP منخفضًا بسبب تأثيرات 501-G وشتاء أكثر اعتدالًا مما كان متوقعًا – أو عن العام الماضي وانخفاض مساهمات التجهيز والمعالجة في KinderHawk North Texas و Oklahoma. وقد عوضت جزئياً تلك المساهمات من مشروعات تسييل جزيرة إلبا وساحل الخليج السريع.

انخفضت المنتجات بنسبة 7٪ ، مدفوعة بتأثيرات أسعار النفط على أصول النفط الخام والمكثفات. انخفضت المحطات بنسبة 14 ٪ ، ويرجع ذلك في الغالب إلى بيع KML والمحطات الطرفية الكندية. وانخفض ثاني أكسيد الكربون بنسبة 7٪ ، مدفوعًا بانخفاض ثاني أكسيد الكربون وحجم النفط قابله جزئيًا ارتفاع أسعار النفط المحققة. كانت رسومنا على الشركات والأفراد أقل بمقدار 18 مليون دولار بسبب انخفاض نفقات المعاشات التقاعدية غير النقدية والاستفادة من بيع KML قابلها جزئياً انخفاض النفقات الرأسمالية.

لدينا JV DD & A والمصالح غير المسيطرة ، كان هناك 19 مليون دولار من التخفيضات بين هذين ، ويتم تفسير ذلك بشكل رئيسي من خلال مشاركة شركائنا في جزيرة إلبا ، مساهمات أكبر. وهذا يفسر التغييرات الرئيسية في الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك وإطفاء الدين ، والتي كانت أقل بنسبة 5٪ عن الربع الأول من عام 2019.

إجمالي DCF من 1.261 مليار دولار انخفض 110 مليون دولار أو 8 ٪. DCF للسهم الواحد 0.55 دولار للسهم ، بانخفاض 0.05 دولار عن العام الماضي. لتلخيص تأثيرات DCF ، كان لدينا تأثيرات على الأسعار والحجم على قطاعات من حوالي [$70 million]. كانت تأثيرات الطقس و 501 G على TGP 27 مليون دولار أخرى مع زيادة رأس المال المستدام 26 مليون دولار ، وزيادة مساهمات المعاشات التقاعدية من 18 مليون دولار. وأثر بيع KML على DCF بحوالي 18 مليون دولار. أثرت عملية البيع على القطاعات بمبلغ 74 مليون دولار ولكن كان لها تعويضات في الفوائد ، G & A و NCI. وقد قابل هذه البنود جزئياً صافي المساهمات في مشاريع Elba Liquefaction و GCX ، التي ساهمت بنحو 52 مليون دولار. وبذلك تحصل على 107 مليون دولار من التغيير البالغ 110 مليون دولار.

نضيف الآن قليلاً إلى ما قدمه كيم لتوجيهات عام 2020 بالكامل. سأقدم البعض حسب القطاع. من المتوقع أن ينخفض ​​قطاع الغاز الطبيعي بنسبة 4 ٪ عن الخطة للعام بأكمله ، مدفوعًا بانخفاض مستويات أنشطة التجميع والمعالجة. من المتوقع أن تنخفض المنتجات بنحو 17٪ ، مدفوعة بانخفاض أحجام المنتجات المكررة ، وانخفاض المنتج الخام – معذرةً ، وأحجام خطوط الأنابيب الخام وتأثيرات الأسعار غير المواتية. من المتوقع أن ينخفض ​​قطاع المحطات لدينا بنسبة 5 ٪ ، مدفوعًا بانخفاض الإنتاجية. وعلى الرغم من أن هذا الجزء هو إلى حد كبير هو الدفع أو الدفع ، كما ذكر ستيف ، إلا أن لدينا إيرادات خدمات ثانوية أقل ، وإيرادات رف الشاحنات ، والأعمال التجارية بالجملة التي تتأثر بانخفاض الإنتاجية. ومن المتوقع أن ينخفض ​​ثاني أكسيد الكربون بنسبة 16٪ ، مدفوعًا بانخفاض أسعار النفط والغاز الطبيعي المسال ، وانخفاض أحجام إنتاج ثاني أكسيد الكربون والنفط أيضًا.

G&A ، يؤدي إنفاقنا الرأسمالي المنخفض إلى انخفاض النفقات الرأسمالية المنخفضة ولكن يتم تعويضه جزئيًا بدخل معاش غير نقدي ووفورات في التكاليف.

وهذا يوفر العناصر الرئيسية التي تدفع EBITDA بنسبة 8٪ أقل حسب القطاع.

ذكر كيم جدولنا الجديد 8 ، وأود أيضًا أن أشير إلى أنه على الرغم من أننا لا نتوقع هذا على أنه خطر مادي في هذه المرحلة نظرًا لأن أصولنا تقدم بشكل عام خدمات البنية التحتية الحيوية ، فقد نتعرض لأحداث التخلف عن سداد الائتمان المحتملة. لم نتوقع أيًا من هذه التأثيرات المحتملة ، لذلك إذا تم اختبارها ، فيمكننا رؤية المزيد من الضغط على التوقعات.

أود أيضًا أن ألفت انتباهك إلى مجموعة شرائح تكميلية تم نشرها على موقعنا. وهذا يوفر المزيد من المعلومات حول الافتراضات للسنة بالإضافة إلى بعض المعلومات المفيدة حول أصولنا وعملائنا ومزيج العقد.

الانتهاء من الميزانية العمومية. لقد أنهينا الربع عند 4.3 مرة من الدين إلى الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك وإطفاء الدين ، وهو ما يتفق مع ما كنا عليه في نهاية العام. مع تأثير EBITDA بنسبة 8٪ ، نتوقع أن يرتفع إلى 4.6٪ ، كما ذكرت ، بحلول نهاية العام. وأعتقد أن الأحداث الجارية تؤكد مدى أهمية تخفيض ديوننا بما يقرب من 10 مليارات دولار منذ عام 2015.

بلغ صافي ديوننا الربع عند 32.56 مليار دولار ، بانخفاض حوالي 470 مليون دولار من نهاية العام. للتوفيق بين هذا التغيير ، كان لدينا 1.261 مليار دولار من DCF. تلقينا عائدات بيع أسهم بيمبينا بقيمة 900 مليون دولار. كان لدينا رأسمال نمو ومساهمات مشتركة تبلغ حوالي 500 مليون دولار في الربع. لقد دفعنا أرباحًا بلغت حوالي 570 مليون دولار. لقد دفعنا ضرائب لبعض الضرائب المؤجلة على بيع Trans Mountain بالإضافة إلى بعض الضرائب على مبيعات أسهم Pembina التي تبلغ حوالي 160 مليون دولار. اشترينا ما قيمته 50 مليون دولار من أسهم KMI ، وكان لدينا استخدام رأس المال العامل ، وبشكل رئيسي مدفوعات الفائدة ، ومدفوعات ضريبة الأملاك الإضافية في الربع حوالي 400 مليون دولار ، وهذا يجعلك قريبًا من التغيير الصافي للديون البالغ 469 مليون دولار للربع .

مع ذلك ، سأعيدها إلى ستيف.

————————————————– ——————————

Steven J.Kean، Kinder Morgan، Inc. – الرئيس التنفيذي والمدير [6]

————————————————– ——————————

حسنا. شكرا ديفيد. ودينيس ، سنفتحها الآن للأسئلة. (تعليمات المشغل)

دينيس؟

================================================== ==============================

أسئلة وأجوبة

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [1]

————————————————– ——————————

(تعليمات المشغل) وسؤالنا الأول اليوم يأتي من جان آن ساليسبري مع برنشتاين.

————————————————– ——————————

Jean Ann Salisbury، Sanford C. Bernstein & Co.، LLC. ، قسم الأبحاث – محلل أول [2]

————————————————– ——————————

عند التعاقد على سعة المحطة الطرفية للحصول على ما يصل إلى 100٪ ، هل تعاقدت على هذه المساحة لمدة عام واحد فقط؟ أم سيستمر هذا التدفق النقدي الإضافي لفترة أطول؟ وأردت فقط توضيح ذلك بالفعل في التوجيه الجديد.

————————————————– ——————————

Steven J.Kean، Kinder Morgan، Inc. – الرئيس التنفيذي والمدير [3]

————————————————– ——————————

نعم. إنها بالفعل في التوجيه الجديد. وفعلنا – تعاقدنا مع مجموعة متنوعة من الشروط. وجون شلوسر ، لماذا لا تشرحون ذلك؟

————————————————– ——————————

جون دبليو شلوسر ، Kinder Morgan ، Inc. – نائب الرئيس ورئيس المحطات [4]

————————————————– ——————————

أكيد. كان في أي مكان من 1 إلى 2 سنة. بدأنا من الربع عند 2.3 مليون برميل من الطاقة المتاحة. وبينما نقف اليوم ، وصلنا إلى 727000 ، ومعظمها خزانات كيميائية صغيرة جدًا. حسنًا ، نتوقع أن يستمر الانكماش مع مرور الشهر والاقتراب من الصفر مع انتهاء الربع – أو الشهر ، اعذروني.

————————————————– ——————————

Jean Ann Salisbury، Sanford C. Bernstein & Co.، LLC. ، قسم الأبحاث – محلل أول [5]

————————————————– ——————————

حسنا. منطقي. وكان هذا كل شيء للأطراف الثالثة ، لذلك لا ينبغي أن نتوقع رؤية أرباح تسويقية مثيرة من contango من KMI ، أليس كذلك؟

————————————————– ——————————

جون دبليو شلوسر ، Kinder Morgan ، Inc. – نائب الرئيس ورئيس المحطات [6]

————————————————– ——————————

كل طرف ثالث.

————————————————– ——————————

Jean Ann Salisbury، Sanford C. Bernstein & Co.، LLC. ، قسم الأبحاث – محلل أول [7]

————————————————– ——————————

حسنا. ومن ثم يمكنك – من الواضح أن أعمال CO2 هي الأكثر تعرضًا لأسعار النفط. هل يمكنك أن تعطينا فكرة عن الحد الأدنى من CapEx للمضي قدمًا للحفاظ على هذا العمل سليمًا خلال السنوات القليلة القادمة؟

————————————————– ——————————

Steven J.Kean، Kinder Morgan، Inc. – الرئيس التنفيذي والمدير [8]

————————————————– ——————————

نعم. مرة أخرى ، نستثمر CapEx في أعمال CO2 على أساس العوائد التي تنتجها. بعبارة أخرى ، هناك عائدات مرتبطة بالنفط الذي يأتي مع رأس المال الذي نستثمره ، ونلقي نظرة على ذلك ونشدد على اختبار سعر هذا النفط ، ونحدد ما إذا كان يفي بمعايير العقبة أم لا. من الواضح أن هذه الأسعار انخفضت. لهذا السبب أخذنا حوالي 130 مليون دولار من برنامج CapEx. ولكن – لذلك نحن لا نستثمر في محاولة لإبقائها ثابتة. ما نستثمر فيه يعتمد على الاقتصاد المتزايد لتلك الاستثمارات. لقد تمسكنا بمعدل انخفاض صغير نسبيًا مع CapEx الذي نستثمره. نتوقع أن يرتفع معدل الانخفاض ، من الواضح ، قليلاً ، لا يزال يتعين رؤيته بالضبط ، ولكن زيادة قليلاً مع سحب رأس المال بعيدًا عن هذا العمل. ولكن مرة أخرى ، نستثمر رأس المال بناءً على الاقتصاديات الإضافية التي نحصل عليها.

إن رفع CO2 الخاص بنا – أو تكاليف رفع معظم استثماراتنا في الوقت الحالي تبلغ حوالي 20 دولارًا ، وهذا يشمل سعر ثاني أكسيد الكربون بسعر السوق لثاني أكسيد الكربون ، وليس ما يكلفنا إنتاج ثاني أكسيد الكربون هذا ، وهو أقل بكثير. ولذا فإننا ننظر إلى إنتاجنا ، ونتأكد من أنه من المنطقي الاستمرار في إنتاجه. وكما ذكرت ، لدينا جزء كبير منها مغطى.

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [9]

————————————————– ——————————

السؤال التالي يأتي من Shneur Gershuni مع UBS.

————————————————– ——————————

Shneur Z. Gershuni ، بنك UBS الاستثماري ، قسم الأبحاث – المدير التنفيذي في Energy Group and Analyst [10]

————————————————– ——————————

نقدر البيئة الصعبة التي يوجد فيها الجميع ، من حيث محاولة وضع التوجيه معًا ، ونقدر الحساسيات التي تطرحها اليوم. كنت أتساءل فقط إذا كان بإمكاننا التركيز على أعمال المنتجات المكررة لثانية هنا. عندما أنظر إلى افتراضات الربع الثاني الخاصة بك بتخفيض 40٪ إلى 45٪ من ميزانية المنتجات المكررة والمحطات ، هل يمكنك تقديم القليل من الألوان حول المدخلات التي دخلت في هذه الافتراضات؟ هل هذا ما تعانيه اليوم وأنت تحمله حتى نهاية الربع؟ أم أن هناك علاقة بين استخدام المصفاة يجب أن نراقبها؟ أنا فقط أحاول أن أفهم ما هي العلامات التي يجب أن ننظر إليها عند التفكير في الأحجام لأنها تمر عبر شريحة المنتجات المكررة حيث تتكشف الأشياء في هذه البيئة الصعبة؟

————————————————– ——————————

Steven J.Kean، Kinder Morgan، Inc. – الرئيس التنفيذي والمدير [11]

————————————————– ——————————

نعم. سؤال جيد. وهكذا فعلنا ذلك على مستوى عالٍ إلى حد ما. كما سمعت من كيم ، قمنا بذلك نوعًا ما ربعًا تلو الآخر. لقد قمنا بذلك ربعًا تلو الآخر. واستند إلى النشاط الحالي ، وأعني النشاط الحالي الذي نشهده في أصولنا في الشهر الحالي وكذلك المناقشات مع عملائنا التي كانت لدينا في كل من المنتجات وفي أعمال المحطات. وبذلك أبلغ الافتراضات التي نستخدمها.

الآن بعد أن قلنا ذلك ، فإن الأمر قليل من التخمين في الوقت الحالي للجميع ، لكننا اتخذنا أفضل حكم مستنير يمكننا استنادًا إلى البيانات التي كانت متاحة لنا ، ثم ، مرة أخرى ، أعطاك بعض الحساسية حتى تتمكن من تعديلها بناءً على افتراضات مختلفة إذا كان لديك. لكني أعتقد أنه تم إعلامه إلى حد ما بناءً على الخبرة الفعلية في وقت مبكر ، على الأقل ، في الربع الثاني ولكن أيضًا محادثات مع العملاء.

كيم ، أي شيء تريد أن تفصله هناك؟

————————————————– ——————————

Kimberly Allen Dang، Kinder Morgan، Inc. – الرئيس والمدير [12]

————————————————– ——————————

أعتقد أن هذا يغطيها.

————————————————– ——————————

Shneur Z. Gershuni ، بنك UBS الاستثماري ، قسم الأبحاث – المدير التنفيذي في Energy Group and Analyst [13]

——————————————————————————–

And for a follow-up question, I think we appreciate the prudence around the dividend increase being only 5% versus 25%. Definitely appreciate the comments about that you have the ability to actually pay it out of cash flows if you had chosen to done it — to do it and you’re looking to revisit in the fourth quarter of this year.

Just wondering, if the balance of 2020 turns out better than you’re currently budgeting, would you be open to returning cash flow to shareholders via buybacks as an alternative means to returning shares under the existing — returning cash flows under the existing buyback program.

——————————————————————————–

Richard D. Kinder, Kinder Morgan, Inc. – Executive Chairman of the Board [14]

——————————————————————————–

Should I answer…

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [15]

——————————————————————————–

Yes. So you’re — go ahead.

——————————————————————————–

Richard D. Kinder, Kinder Morgan, Inc. – Executive Chairman of the Board [16]

——————————————————————————–

I’ll try to answer to that. Again, our anticipation is that we want to go to the $1.25 when normal — when the economy has normalized, and we think there’s an excellent chance that will happen by the fourth quarter. That’s why we put it in the way we did. I don’t think we are — while I would never say never, it’s not our intention to do significant additional buybacks this year. But again, we’ll watch the whole situation very carefully.

I think, as Steve has said, these are really unprecedented times. We’re just trying to be very conservative and very protective of the strength of our balance sheet and provide all the flexibility we can for the company.

——————————————————————————–

Operator [17]

——————————————————————————–

The next question comes from Jeremy Tonet with JPM.

——————————————————————————–

Jeremy Bryan Tonet, JP Morgan Chase & Co, Research Division – Senior Analyst [18]

——————————————————————————–

I just want to start off with the proceedings before the Texas Railroad Commission here. And in the event that there is actions to prorate production, would you be able to kind of walk us through what that would mean for KMI, the EOR, CO2 business, the nat gas pipes? Would this invoke some type of force majeure on take or pays? Realize this is a highly unusual situation in question, but just wanted to see what you guys’ thoughts were.

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [19]

——————————————————————————–

Yes. So we’ve evaluated our force majeure provisions, and while there is some variability in them, if you look at our tariffs on the interstate natural gas transportation business in particular, which is a big — obviously a big chunk of our overall business, force majeure events do not excuse obligation to pay. And so even if something technically qualified as a force majeure — and I’m not saying that this would, but even if it did, under our interstate tariffs, it wouldn’t be a force majeure on the obligation to pay. Now in terms of whether they’ll actually go ahead with this and how it will look when it happens and how it would be different from what’s going to happen anyway with people taking the right economic steps based on the price signals that they’re getting in the market, I think that’s anybody’s guess. But at least when it comes to our transportation tariffs, we think we’re fairly well insulated there.

When it comes to CO2 production, I’ll ask Jesse to supplement anything that he sees there. But I mean we are reacting to price signals, too, as we expect others are, and would expect in the event — and again, I don’t think it’s very likely, but in the event that they did put in some kind of a proration, I think we can comply with it and probably would be complying with it just in the normal course, if that’s what price is telling us.

Jesse, anything you want to add to that?

——————————————————————————–

Jesse Arenivas, Kinder Morgan, Inc. – VP & President of CO2 [20]

——————————————————————————–

Yes. I think you’ve covered it there on the production side. Just on the takeaway from that perspective, we do not have minimum volume commitments, so our takeaway contracts would not be affected by the proration.

——————————————————————————–

Jeremy Bryan Tonet, JP Morgan Chase & Co, Research Division – Senior Analyst [21]

——————————————————————————–

That’s very helpful. And you talked about in the G&P that there’s declines in certain basins. I was just wondering if you could walk us through a bit more detail what you’re seeing in the various basins where actual shut-ins are happening or any more color you could provide on what’s happening on the ground right now.

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [22]

——————————————————————————–

حسنا. Tom, I’ll ask you to elaborate on that?

——————————————————————————–

Thomas A. Martin, Kinder Morgan, Inc. – VP & President of Natural Gas Pipelines [23]

——————————————————————————–

Yes. I mean it’s very early days. And I think we’re seeing this probably real time starting now and more so, I think, as we get into May. But all the associated gas plays are going to be primarily where we see this. Some Permian volumes will be declining or coming off, we think. Clearly, the Bakken will be impacted as well. Those are probably the 2 biggest areas that we’re seeing.

Now the other side of the coin, I think as we progress through the year, we’re already getting some inbound inquiries about incremental activity in our dry gas basin part of the network in Haynesville, particularly. So I think we’ll see some potential offset in those areas maybe late this year, early next year.

——————————————————————————–

Operator [24]

——————————————————————————–

The next question comes from Colton Bean with Tudor, Pickering, Holt & Co.

——————————————————————————–

Colton Westbrooke Bean, Tudor, Pickering, Holt & Co. Securities, Inc., Research Division – Director of Midstream Research [25]

——————————————————————————–

So just a follow-up on the question there around the EOR business. Steve, I think you mentioned that lifting cost is around $20 a barrel. To the extent that acknowledging that you guys may not have or you have integrated economics on the CO2, if you were to see a price that dropped below even those integrated economics, is there any ability to defer production and settle your hedges on a financial basis or even purchase in-basin if physical volumes are needed?

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [26]

——————————————————————————–

Yes. There is the ability to turn down production and just collect on the hedges. We have a customer on the other end of those contracts, so we would be judicious about that, but there is some flexibility to do that.

——————————————————————————–

Colton Westbrooke Bean, Tudor, Pickering, Holt & Co. Securities, Inc., Research Division – Director of Midstream Research [27]

——————————————————————————–

Got it. And then just following up on the CapEx side of things. So I think you all noted that you had taken out about $700 million in 2020. Quite a bit more than, I think, CO2 could account for. So can you just explain for us within the other segments what some of the moving pieces were there?

——————————————————————————–

Kimberly Allen Dang, Kinder Morgan, Inc. – President & Director [28]

——————————————————————————–

Yes…

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [29]

——————————————————————————–

Yes. And on the — oh, go ahead, Kim.

——————————————————————————–

Kimberly Allen Dang, Kinder Morgan, Inc. – President & Director [30]

——————————————————————————–

Go ahead.

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [31]

——————————————————————————–

Yes. So if you look at the slide deck that David referred to, on Page 5, we break that out for you. And so in Natural Gas, for example, we pulled down CapEx by about $460 million. A lot of that is in either removed or deferred G&P investments. In products, it was about $90 million, and that’s really — a lot of that is coming from some reduction in the crude or the gathering business that is part of that segment. And Terminals, there was a few project deferrals in there. And then CO2 at the — about $130 million that I mentioned. Terminals was $30 million, by the way. I don’t know if I said that. CO2, about $130 million, most of that is project deferrals into a different — until we see a different price environment.

Kim, anything you want to add to that?

——————————————————————————–

Kimberly Allen Dang, Kinder Morgan, Inc. – President & Director [32]

——————————————————————————–

لا.

——————————————————————————–

Operator [33]

——————————————————————————–

The next question is from Spiro Dounis with Crédit Suisse.

——————————————————————————–

Spiro Michael Dounis, Crédit Suisse AG, Research Division – Director [34]

——————————————————————————–

Just a higher-level question, if you’ll entertain. I guess you’ve all been through a few cycles at this point, so would certainly appreciate your point of view on this. And just around the downturn, does this one feel different in terms of its lasting impact on the sector? Rich, I know you mentioned getting back to normal by fourth quarter, but got to think at least on the supply side, maybe there’s a lasting impact here.

And just more broadly, what you think KMI needs to do to adapt. I don’t want to lead you too much, but do you see yourselves pivoting back towards dry gas basins here or shifting your strategy in any sort of meaningful way?

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [35]

——————————————————————————–

I’ll start and ask Rich to add to this. I mean this is certainly different, unprecedented when you put the combination of the 2 things, the OPEC Plus falling apart on March 6 together with COVID crushing demand. And I think you have to look at those 2 things separately in terms of duration.

On COVID, again, it’s still anyone’s guess, but it’s a virus. Virus tends to be temporary. Even if it comes back, it will still be a temporary phenomenon, and we would expect demand to return to normal for refined products, for example. And as Kim mentioned, we’re not really seeing much degradation yet in our natural gas demand and natural gas throughput.

When you look at the OPEC Plus situation, if — even with a return to normal economic activity, if the coalition, if you will, doesn’t hold together and the market is forced to balance on just fundamentals of supply and demand, that could take longer. That could be a more lasting impact, which would have an impact on the shales and the near-term additional gathering and production investment that we would otherwise have planned to make. That could last longer unless a deal is put together in a better economic environment than what we’re experiencing today.

On your point about being able to pivot to dry gas plays, we do have that ability. If you think about our assets — our natural gas assets, we serve dry gas plays like the Marcellus/Utica from a transmission standpoint and storage standpoint with our Tennessee Gas Pipeline system. We serve the Haynesville, as Tom mentioned. And we’ve got plenty of room to grow to the extent the dry gas market — or to the extent that the gas market comes back into balance with the reliance less on associated gas volumes and more on dry gas volume.

Rich, anything else you want to add about cycles?

——————————————————————————–

Richard D. Kinder, Kinder Morgan, Inc. – Executive Chairman of the Board [36]

——————————————————————————–

No, I think you’ve covered it, Steve. I agree.

——————————————————————————–

Spiro Michael Dounis, Crédit Suisse AG, Research Division – Director [37]

——————————————————————————–

حسنا. Perfect. Appreciate the color there. And then just to circle back on the CapEx reductions, I guess, what percentage of the total CapEx cut would you say — or CapEx reduction would you say is an actual cut versus an actual deferral. I can see, obviously, the backlog there is down about, I think, $300 million or so since the fourth quarter, but I know there’s a lot of moving pieces in there. So just to help understand what you guys have actually trimmed out on a kind of permanent basis here.

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [38]

——————————————————————————–

Yes. So that’s hard to say, right, because it depends on if there’s a recovery in commodity prices and when that occurs, and that’s what would drive back in more CapEx on G&P, for example, and on CO2. And so you kind of have to ask yourself what you believe about that. We’ve talked about it as a management team, and this definitely goes in the category of forward-looking statement because nobody knows for sure right now, but we’re below the $2 billion to $3 billion threshold, obviously, at $1.7 billion for this year. And our best guess, and it is just a guess at this point, is we’re going to run below that $2 billion to $3 billion range as we look ahead to 2021 as well. Barring some real big turnaround, and it would be a while before we get back to kind of that $2 billion to $3 billion range. And it would require, I think, as I said, some return in producer activity driven by a better commodity price environment.

——————————————————————————–

Operator [39]

——————————————————————————–

The next question is from Gabe Moreen with Mizuho.

——————————————————————————–

Gabriel Philip Moreen, Mizuho Securities USA LLC, Research Division – MD of Americas Research [40]

——————————————————————————–

Quick questions on, I guess, the language around exposure to credit default events. Maybe I could just drill down — and I don’t mean to sort of fish for negatives here at all. But any discussions you’re having with customers around areas of concern there, maybe some surprises you’ve seen in portfolio in terms of customers maybe approaching you for maybe some [legally] contractually? I’m just curious whether that was based on specific current customer discussions or just generic legal language.

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [41]

——————————————————————————–

Well, it’s a fairly generic comment, but let me tell you how we look at credit, Gabe. We look at it — on our Monday meetings, it’s the second topic we cover every Monday. And we go through and we’ve evaluated customer by customer who has some difficulty, has there been a credit downgrade, what are the outstanding receivables, et cetera, et cetera. But we also look at and we seek collateral and we call on collateral where we have the right to do so. And we also look at what is the underlying value of the capacity that, that particular customer is holding and to what extent, in a worst-case scenario, will they still need that capacity in order to be able to get their product to market and, therefore, unlikely to reject the contract. So we try to take all of those things into account.

Now there’s no good analogy to the current year. There just isn’t. But if we look at something that was similar in terms of impact on the producer segment and we go back to 2016, our bankruptcy defaults in 2016 amounted to about $10 million. Now this is, for all the reasons I said before, it is a worse year than that, but we have those mitigations that I mentioned. It’s also a little bit difficult to call your shots on who you think is going to tip over or not tip over. Maybe they do a debt restructuring instead, et cetera, et cetera, and that’s why it’s very hard for us to project it. But I think it was appropriate for David to mention it because we don’t have it in our revised forecast.

——————————————————————————–

Gabriel Philip Moreen, Mizuho Securities USA LLC, Research Division – MD of Americas Research [42]

——————————————————————————–

I appreciate that. And then as a follow-up to that, on PHP, can you talk about how capital contributions from your JV partners work? What were to happen if maybe, let’s say, in the unlikely scenario a capital contribution from a JV partner would not come through? And then, I guess, also, would you be willing to talk about what the credit rating is for that one producer on the pipe that, I think, holds 20% of the project?

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [43]

——————————————————————————–

Tom, I’m going to ask you to answer that. I’m not familiar with how dilution works and that sort of thing under the agreements. هل تعرف؟

——————————————————————————–

Thomas A. Martin, Kinder Morgan, Inc. – VP & President of Natural Gas Pipelines [44]

——————————————————————————–

Yes. Actually, I don’t off the top of my head, Steve.

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [45]

——————————————————————————–

حسنا. Anthony, do you have any insight to offer on the capital calls? I mean they’ve all been going well, but any other insights?

——————————————————————————–

Anthony B. Ashley, Kinder Morgan, Inc. – VP of IR & Treasurer [46]

——————————————————————————–

No. Obviously, they have been going well, and there is support — credit support for the shipper — the equity owners that are noninvestment-grade or unrated. So to the extent they did not put in their contribution, their support, we have support.

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [47]

——————————————————————————–

Credit support for the capital contribution.

——————————————————————————–

Anthony B. Ashley, Kinder Morgan, Inc. – VP of IR & Treasurer [48]

——————————————————————————–

Correct.

——————————————————————————–

Operator [49]

——————————————————————————–

The next question comes from Michael Lapides with Goldman Sachs.

——————————————————————————–

Michael Jay Lapides, Goldman Sachs Group Inc., Research Division – VP [50]

——————————————————————————–

The first one is on the refined products business, which is when your 40%-plus demand downtick in the second quarter, when you look at your refined product pipeline system relative to kind of the broader United States system as a whole, is there something about your system in particular where you think it could be better or worse than kind of the broader nation? Or do you think yours is a good proxy for what’s happening in the broader U.S.?

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [51]

——————————————————————————–

Yes. So Michael, I won’t try to speak for others, but think about the markets we serve, right? The SFPP system is our largest system. It serves California, and it serves Arizona. If you think about our Plantation Pipe Line system, that really serves the Mid-Atlantic. Its point of terminus is the national airport in — near Washington, D.C., and so you’re talking about Southeast to Mid-Atlantic markets there. And the other system is our CFPL system, which serves Tampa and Central Florida.

And so you can think about differences in demand and differences in response to this virus and how that’s playing out in different places. You can also think about how it’s playing out and which will be likely to recover earlier, and I’ll just ask you to make your own assumptions about that rather than me trying to speculate for other people’s pipelines.

——————————————————————————–

Michael Jay Lapides, Goldman Sachs Group Inc., Research Division – VP [52]

——————————————————————————–

Got it. And then one other one, looking at Slide 12 and kind of the commentary about your customer base and their credit ratings. Just curious, have you all looked at the 76% or so that you outlined as being investment grade? And how many of those are on credit outlook negative watches? Meaning, we’re seeing lots of fallen angels in the energy credit world these days, and I’m just curious how many — or what percent of that — what portion of that 76% you think might be migrating from investment-grade to high yield?

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [53]

——————————————————————————–

حسنا. Yes. So the 76% is investment grade as well as substantial credit support. And the other thing we identified is our estimate of an approximately 1% exposure on our budgeted net revenues from those who are B- or below, and so those are kind of the fence posts we put out there. I don’t know the proportion of that 76% that is on negative outlook.

I will ask, Anthony, if you happen to know.

——————————————————————————–

Anthony B. Ashley, Kinder Morgan, Inc. – VP of IR & Treasurer [54]

——————————————————————————–

I think most of that already has been incorporated into the update. I think there’s probably a small — very small percentage that’s on negative outlook. But generally, to the extent they are on negative outlook and they get dropped from investment grade to noninvestment grade, it would trigger a right for us to draw on collateral, but it’s a relatively small percentage.

——————————————————————————–

Operator [55]

——————————————————————————–

The next question comes from Ujjwal Pradhan. Ujjwal’s with Bank of America.

——————————————————————————–

Ujjwal Pradhan, BofA Merrill Lynch, Research Division – Associate [56]

——————————————————————————–

And thanks for all the updated guidance and budget sensitivities. First one for me, regarding options for crude oil storage within your asset platform. Are there any options that you’re currently exploring to provide additional storage capacity given the shortage recently? And you have 16 Jones Act tankers with over 5 million barrel of potential capacity. Can you comment if all of that is contracted out or if there’s a possibility of using that capacity?

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [57]

——————————————————————————–

Yes. I’ll take the last part of that first. It is all under contract on the Jones Act capacity. And John will elaborate on this, but there is a reluctance to — and it’s under our customers’ control. Right? It’s under our customers’ control. But they’re — and it’s mostly clean products, as I mentioned, and there is a reluctance to convert those to dirty products where we don’t already have them in dirty product service, dirty being crude, I mean, and because of cleaning costs, et cetera.

But John, anything you want to add to that?

——————————————————————————–

John W. Schlosser, Kinder Morgan, Inc. – VP & President of Terminals [58]

——————————————————————————–

No, you’re correct. 2/3 is in clean. It won’t be converted back to crude, and the other is just the economics on the smaller MR-size vessels for storage doesn’t make sense from our customers’ standpoint.

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [59]

——————————————————————————–

And then on the crude storage, I mean, again, it makes sense for our refined products assets to be in refined product service. That’s where most of our tankage is. And as John pointed out, it is filling up rapidly.

On the crude side, we do have some limited storage capability in our CO2 business as well as in our Products Pipeline business, but it’s not particularly material.

——————————————————————————–

Ujjwal Pradhan, BofA Merrill Lynch, Research Division – Associate [60]

——————————————————————————–

Got it. And as a follow-up, after the Keystone pipeline ruling in Montana last week, I saw there were a few headlines raising questions about potential challenge to Permian Highway permits as well. Can you comment on the potential legal challenge there?

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [61]

——————————————————————————–

Yes, sure. The — we’re aware of the decision, obviously. It’s not stopping us from continuing our construction at this point. I’ll just say that it’s hard to imagine that, that decision applies outside of the project that, that decision was related to, particularly when you think about the implications of all of the various projects that are operating under Nationwide Permit 12 from the Army Corps and all the jobs that are at stake, et cetera. It’s hard to imagine that, as a country, we would send those people home during times like this.

So look, we wouldn’t expect this decision to stop our construction on PHP. And an important fact there is that we already have — we have an existing authorization — or verification under Nationwide Rule 12 (sic) [Nationwide Permit 12] that applies to PHP.

——————————————————————————–

Operator [62]

——————————————————————————–

The next question is from Pearce Hammond with Simmons Energy.

——————————————————————————–

Pearce Wheless Hammond, Piper Sandler & Co., Research Division – Research Analyst [63]

——————————————————————————–

Picking up on Spiro’s earlier question. During this downturn, are there opportunities to strengthen the company and make it an even better enterprise coming out of the downturn? And if so, what are some of those steps or opportunities that you could take?

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [64]

——————————————————————————–

Yes. As I said at the beginning of my remarks, I think we took a lot of really important steps over the last several years to make our company stronger. Certainly, what we’re doing, continuing to operate and operate well and operate the way we have been has been — it strengthens our organization.

In terms of further strengthening the balance sheet, we are following the capital allocation priorities that Rich outlined and that I outlined. And we do feel comfortable with our current leverage metric in terms of supporting the rating that we have, and we stay in close contact with the rating agencies and believe that they agree with that. And we’ll always look for opportunities to get stronger. But I think we’ve done a really good job of getting to where we are right now.

——————————————————————————–

Operator [65]

——————————————————————————–

The next question is from Kristen Richardson (sic) [Tristan Richardson] with SunTrust.

——————————————————————————–

Tristan James Richardson, SunTrust Robinson Humphrey, Inc., Research Division – VP [66]

——————————————————————————–

Just a quick follow-up to an earlier question on what you guys are seeing in midstream. With respect to the revised expectations there, conceptually, can you talk about how much of the revision is due to either expected shut-ins of existing production or versus previously expected volume growth that is just now no longer expected to materialize?

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [67]

——————————————————————————–

Yes. So I think what we tried to do, as I said before, was we looked closely at what our current activity levels were but also had conversations with our customers to try to understand what they were seeing coming. And look, just — that’s going to be an evolving situation. Shut-ins will be the right solution for certain wells for a certain period of time, but I think there’ll be instances where there’s a prioritization going on. And some of our customers even pointed out that they may drill other wells and shut in other ones that are not as economic because high GOR, water handling costs, all kinds of things. So there are a whole variety of considerations that will go into that.

But I think doing this quarter-by-quarter, I think we captured, at least our best guess and informed by what our customers are telling us, the deep negative that we’re seeing right now as well as what we expect that to average out to for the quarter.

Kim, any additional detail there?

——————————————————————————–

Kimberly Allen Dang, Kinder Morgan, Inc. – President & Director [68]

——————————————————————————–

No, I think you covered it.

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [69]

——————————————————————————–

حسنا.

——————————————————————————–

Tristan James Richardson, SunTrust Robinson Humphrey, Inc., Research Division – VP [70]

——————————————————————————–

And just second, on the cost savings side, Kim, you talked about the $80 million in operating cost savings and $100 million in lower interest costs, and I think you mentioned capitalized overhead. But do you guys see any further opportunity on the G&A side?

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [71]

——————————————————————————–

Kim, go ahead.

——————————————————————————–

Kimberly Allen Dang, Kinder Morgan, Inc. – President & Director [72]

——————————————————————————–

Yes. I mean, in these numbers, we’ve taken into account G&A savings, things that have come from not traveling, things like that. So we have tried to take into account G&A savings. And the $100 million, just so you know, was it’s — half of that about is on interest, and then half of that is on sustaining CapEx, so that $100 million was a combination of interest and sustaining CapEx. But we did take into account G&A savings in the $80 million.

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [73]

——————————————————————————–

And the other thing I would add there is we continue to look for opportunities to save costs without compromising the safety and integrity of our assets. One phenomenon that we’re really just on the front end of and we’ve seen — we’ve reflected some of this, but I suspect we haven’t reflected all of it yet — is that as we’re going out to our vendors and service providers, we’re getting good cost reductions. And we’re really on kind of the front end of that. People are anxious to do business with us. They’re anxious to have work wherever they can at this point.

And Jesse and his team in CO2, for example, they’re in the early part of their cycle at getting those sort of price and term concessions from the people who provide services to us. And so I think that can lead to additional capital and OpEx savings as we progress on. But there are — obviously, there are negatives on the other side as there are with any forecast, but I think that is one thing I would point to.

——————————————————————————–

Kimberly Allen Dang, Kinder Morgan, Inc. – President & Director [74]

——————————————————————————–

Yes. And Steve, the other thing I’d forecast — mention is that we’ve assumed that a lot of work just gets pushed to later in the year and that we can get basically double the work done in certain cases. And so there is the potential that we have other things move out of the year that we just haven’t been able to project at this point.

——————————————————————————–

Operator [75]

——————————————————————————–

The next question is from Danilo Juvane with BMO Capital.

——————————————————————————–

Danilo Marcelo Juvane, BMO Capital Markets Equity Research – Analyst [76]

——————————————————————————–

I really have a follow-up on guidance. To the extent that it was informed by conversations with your customers, how confident are you that you’ll be able to hit the updated numbers? And could you see further revisions to your leverage objectives as well as your dividend growth target for the year?

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [77]

——————————————————————————–

Kim, you want to take the first stab at that?

——————————————————————————–

Kimberly Allen Dang, Kinder Morgan, Inc. – President & Director [78]

——————————————————————————–

How confident are we in these numbers? Well, look, we did a bottoms-up review. We involved all of our business units. We tried to get in all the data that we could from what our — we were seeing from our customers, and so we took our best stab at it. And — but as I said earlier, it is a highly uncertain market, and so we don’t know if those judgments are going to prove to be correct. And so that’s why we have given people, one, clarity and, two, the judgment we made about how much we were taking down volumes and then further provided a sensitivity. So to the extent that volumes end up worse than what we’re projecting or better than what we were projecting, people can adjust our numbers in the future.

——————————————————————————–

Operator [79]

——————————————————————————–

The next question comes from Becca Followill with U.S. Capital Advisors.

——————————————————————————–

Rebecca Gill Followill, U.S. Capital Advisors LLC, Research Division – Senior MD & Head of Research [80]

——————————————————————————–

First, thanks for this level of detail. I know how difficult this is to put together, and it’s really very helpful.

Second, on the CO2 business, there is huge uncertainty. We don’t know how prices are going to shake out. You guys are pretty heavily hedged for this year but not as much for next year. Can you talk about what shut-ins would mean for that business in terms of how durable is the field if you do shut it in? Would it take additional capital to bring it back? Can you just curtail it back and then bring it up to kind of ease things? Or just kind of bigger picture on CO2.

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [81]

——————————————————————————–

أكيد. And I’ll ask Jesse to supplement this, but we’re not talking about shutting in fields. There may be some turn down here and there depending on the price signals we’re seeing in the cash market, as we talked about earlier.

But for example, in our 3 smaller fields, we’re looking at, instead of introducing new CO2 into those fields, just recapturing the CO2 that comes out with our oil production and recycling it in those fields. So it’s not about shutting it down. It’s more about dialing it back and, under the current market environment, not introducing new CO2 into it.

But Jesse, why don’t you comment further on that?

——————————————————————————–

Jesse Arenivas, Kinder Morgan, Inc. – VP & President of CO2 [82]

——————————————————————————–

That’s a good summary there, Steve. But I think where we are, Becca, is we’re obviously high grading the production in each field and optimizing the highest-cost production, highest gas to oil ratio, so we’ve taken steps to curtail that production. Each field is different, different reservoirs, different wellbore diagrams. So where you have pumps, there’s obviously some risk that you have to pull those if you restart.

But from a material perspective, we think that most of the production will come back with very little capital required. You will have some instances where you have to work over a well or restimulate to get it going. But right now, we’re just high grading production and getting the most profitable barrels to market.

——————————————————————————–

Rebecca Gill Followill, U.S. Capital Advisors LLC, Research Division – Senior MD & Head of Research [83]

——————————————————————————–

And then what basis differential are you guys assuming for the rest of the year?

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [84]

——————————————————————————–

Jesse, you want to answer that as well? Are you talking about Mid-Cush?

——————————————————————————–

Jesse Arenivas, Kinder Morgan, Inc. – VP & President of CO2 [85]

——————————————————————————–

Yes.

——————————————————————————–

Steven J. Kean, Kinder Morgan, Inc. – CEO & Director [86]

——————————————————————————–

Go ahead, Jesse. We hedge that…

——————————————————————————–

Jesse Arenivas, Kinder Morgan, Inc. – VP & President of CO2 [87]

——————————————————————————–

Yes, with respect to Mid-Cush, we are virtually 100% hedged there at a positive $0.14. So we’ve taken that risk off the table.

——————————————————————————–

Operator [88]

——————————————————————————–

Thank you, and there are no other questions at this time.

——————————————————————————–

Richard D. Kinder, Kinder Morgan, Inc. – Executive Chairman of the Board [89]

——————————————————————————–

Thank you very much, and have a good evening. Stay safe, and stay healthy. شكرا جزيلا.

——————————————————————————–

Operator [90]

——————————————————————————–

This does conclude today’s conference call. Thank you for participating, and you may disconnect at this time.