Corenergy Infrastructure Trust Inc
Annual Report 2019

Plain-text annual report

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION WASHINGTON, DC 20549 ___________________________________________ FORM 10-K  ___________________________________________ x ANNUAL REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the fiscal year ended December 31, 2019 OR ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission file number: 001-33292 _________________________________________________________ CORENERGY INFRASTRUCTURE TRUST, INC. ______________________________________________________________________ (Exact name of registrant as specified in its charter) Maryland 20-3431375 (State or other jurisdiction of incorporation or organization) (IRS Employer Identification No.) 1100 Walnut, Ste. 3350 Kansas City, MO (Address of Principal Executive Offices) 64106 (Zip Code) (816) 875-3705 (Registrant's telephone number, including area code) Securities registered pursuant to Section 12(b) of the Act: Title of Each Class Trading Symbol(s) Common Stock, par value $0.001 per share   CORR Name of Each Exchange On Which Registered New York Stock Exchange 7.375% Series A Cumulative Redeemable Preferred Stock CORRPrA New York Stock Exchange Securities registered pursuant to Section 12(g) of the Act: None ___________________________________________ Indicate by check mark if the registrant is a well-known seasoned issuer, as defined in Rule 405 of the Securities Act. Yes  o No  x Indicate by check mark if the registrant is not required to file reports pursuant to Section 13 or Section 15(d) of the Act. Yes  o No  x Indicate by check mark whether the registrant (1) has filed all reports required to be filed by Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934 during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to file such reports), and (2) has been subject to such filing requirements for the past 90 days.    Yes  x No o Indicate by check mark whether the registrant has submitted electronically every Interactive Data File required to be submitted pursuant to Rule 405 of Regulation S-T (§232.405 of this chapter) during the preceding 12 months (or for such shorter period that the registrant was required to submit such files). Yes  x    No  o                   Indicate by check mark whether the registrant is a large accelerated filer, an accelerated filer, a non-accelerated filer, a smaller reporting company, or an emerging growth company. See the definitions of "large accelerated filer", "accelerated filer", "smaller reporting company", and "emerging growth company" in Rule 12b-2 of the Exchange Act. Large accelerated filer Non-accelerated filer o   o   Accelerated filer Smaller reporting company Emerging growth company x x o If an emerging growth company, indicate by check mark if the registrant has elected not to use the extended transition period for complying with any new or revised financial accounting standards provided pursuant to Section 13(a) of the Exchange Act. o Indicate by check mark whether the registrant is a shell company (as defined in Rule 12b-2 of the Act)     Yes  o No  x The aggregate market value of the voting and non-voting common equity held by non-affiliates of the registrant on June 28, 2019, the last business day of the registrant's most recently completed second fiscal quarter, based on the closing price on that date of $39.66 on the New York Stock Exchange was $506,662,643. Common shares held by each executive officer and director and by each person who owns 10% or more of the outstanding common shares (as determined by information provided to the registrant) have been excluded in that such persons may be deemed to be affiliates. This determination of affiliate status is not necessarily a conclusive determination for other purposes. As of February 26, 2020, the registrant had 13,651,521 common shares outstanding. DOCUMENTS INCORPORATED BY REFERENCE Portions of the registrant's Proxy Statement for its 2020 Annual Meeting of Stockholders to be filed not later than 120 days after the end of the fiscal year covered by this Annual Report on Form 10-K are incorporated by reference into Part III of this Form 10-K.       Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. FORM 10-K FOR THE FISCAL YEAR ENDED DECEMBER 31, 2019 TABLE OF CONTENTS ____________________________________________________________________________________________ PART I   Glossary of Defined Terms   Item 1.   Business   Item 1A.   Risk Factors   Item 1B.   Unresolved Staff Comments   Item 2.   Properties   Item 3.   Legal Proceedings   Item 4.   Mine Safety Disclosures PART II Item 5. Market for Registrant's Common Equity, Related Stockholder Matters and Issuer Purchases of Equity Securities   Item 6.   Selected Financial Data   Item 7.   Management's Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations   Item 7A.   Quantitative and Qualitative Disclosures about Market Risk   Item 8.   Financial Statements and Supplementary Data   Item 9.   Changes in and Disagreements with Accountants on Accounting and Financial Disclosure   Item 9A.   Controls and Procedures   Item 9B.   Other Information PART III   Item 10.   Directors, Executive Officers and Corporate Governance   Item 11.   Executive Compensation   Item 12.   Security Ownership of Certain Beneficial Owners and Management and Related Stockholder Matters   Item 13.   Certain Relationships and Related Transactions, and Director Independence   Item 14.   Principal Accountant Fees and Services PART IV       Item 15.   Exhibits and Financial Statement Schedules   Item 16.   Form 10-K Summary   Signatures 2   Page No. 3 6 11 36 36 38 39 39 41 42 64 64 64 64 67 67 67 67 67 67 68 F-42 F-42                                                                                                         PART I Table of Contents GLOSSARY OF DEFINED TERMS Certain of the defined terms used in this Report are set forth below: 5.875% Convertible Notes: the Company's 5.875% Convertible Senior Notes due 2025. 7.00% Convertible Notes: the Company's 7.00% Convertible Senior Notes due 2020. Accretion Expense: the expense recognized when adjusting the present value of the GIGS ARO for the passage of time. Administrative Agreement: the Administrative Agreement dated December 1, 2011, as amended effective August 7, 2012, between the Company and Corridor. Amended Pinedale Term Credit Facility: Pinedale LP's $41.0 million Second Amended and Restated Term Credit Agreement and Note Purchase Agreement with Prudential as lender, effective December 29, 2017. Arc Logistics: Arc Logistics Partners LP, a wholly-owned subsidiary of Zenith Energy U.S., LP. as a result of the completion of a merger on December 21, 2017. ARO: the Asset Retirement Obligation liabilities assumed with the acquisition of GIGS. ASC: FASB Accounting Standards Codification. ASU: FASB Accounting Standard Update. Bbls: standard barrel containing 42 U.S. gallons. BOEM: U.S. Federal Bureau of Ocean Energy Management. BSEE: U.S. Federal Bureau of Safety and Environmental Enforcement. Code: the Internal Revenue Code of 1986, as amended. Company or CorEnergy: CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. (NYSE: CORR). Compass SWD: Compass SWD, LLC, the current borrower under the Compass REIT Loan. Compass REIT Loan: the financing notes between Compass SWD and Four Wood Corridor. Convertible Notes: collectively, the Company's 5.875% Convertible Notes and the Company's 7.00% Convertible Notes. CorEnergy BBWS: CorEnergy BBWS, Inc., a wholly-owned taxable REIT subsidiary of CorEnergy. CorEnergy Credit Facility: the Company's upsized $160.0 million CorEnergy Revolver and the $1.0 million MoGas Revolver with Regions Bank. CorEnergy Revolver: the Company's $160.0 million secured revolving line of credit facility with Regions Bank. CorEnergy Term Loan: the Company's $45.0 million secured term loan with Regions Bank that was paid off in conjunction with the amendment and restatement of the CorEnergy Credit Facility on July 28, 2017. Corridor: Corridor InfraTrust Management, LLC, the Company's external manager pursuant to the Management Agreement. Corridor MoGas: Corridor MoGas, Inc., a wholly-owned taxable REIT subsidiary of CorEnergy and the holding company of MoGas, United Property Systems and CorEnergy Pipeline Company, LLC. Corridor Private: Corridor Private Holdings, Inc., an indirect wholly-owned taxable REIT subsidiary of CorEnergy. Corridor Public: Corridor Public Holdings, Inc., an indirect wholly-owned taxable REIT subsidiary of CorEnergy. Cox Acquiring Entity: MLCJR LLC, an affiliate of Cox Oil, LLC. Cox Oil: Cox Oil, LLC.   CPI: Consumer Price Index. Exchange Act: the Securities Exchange Act of 1934, as amended. 3 Table of Contents GLOSSARY OF DEFINED TERMS (Continued from previous page) EGC: Energy XXI Ltd, the parent company (and guarantor) of our tenant on the Grand Isle Gathering System lease, emerged from a reorganization under Chapter 11 of the US Bankruptcy Code on December 30, 2016, with the succeeding company named Energy XXI Gulf Coast, Inc. Effective October 18, 2018, EGC became  an  indirect  wholly-owned  subsidiary  of  MLCJR  LLC  ("Cox  Acquiring  Entity"),  an  affiliate  of  Cox  Oil,  LLC,  as  a  result  of  a  merger  transaction. Throughout this document, references to EGC will refer to both the pre- and post-bankruptcy entities and, for dates on and after October 18, 2018, to EGC as an indirect wholly-owned subsidiary of the Cox Acquiring Entity. EGC Tenant: Energy  XXI  GIGS  Services,  LLC,  a  wholly-owned  operating  subsidiary  of  Energy  XXI  Gulf  Coast,  Inc.  that  is  the  tenant  under  Grand  Isle Corridor's triple-net lease of the Grand Isle Gathering System. FASB: Financial Accounting Standards Board. FERC: Federal Energy Regulatory Commission. Four Wood Corridor: Four Wood Corridor, LLC, a wholly-owned subsidiary of CorEnergy. GAAP: U.S. generally accepted accounting principles. GIGS: the Grand Isle Gathering System, owned by Grand Isle Corridor LP and triple-net leased to a wholly-owned subsidiary of Energy XXI Gulf Coast, Inc. GOM: Gulf of Mexico. Grand Isle Corridor: Grand Isle Corridor LP, an indirect wholly-owned subsidiary of the Company. Grand Isle Gathering System: a subsea midstream pipeline gathering system located in the shallow Gulf of Mexico shelf and storage and onshore processing facilities. Grand Isle Lease Agreement: the June 2015 agreement pursuant to which the Grand Isle Gathering System assets are triple-net leased to EGC Tenant. Indentures: collectively, (i) that certain Base Indenture, dated June 29, 2015, as supplemented by the related First Supplemental Indenture, dated as of June 29, 2015, between the Company and Computershare Trust Company, N.A., as Trustee for the 7.00% Convertible Notes and (ii) that certain Base Indenture, dated August 12, 2019, between the Company and U.S. Bank National Association, as Trustee for the 5.875% Convertible Notes. IRS: U.S. Internal Revenue Service. Joliet: Zenith Energy Terminals Joliet Holdings LLC, an indirect subsidiary of Zenith Energy U.S., LP. Lightfoot: collectively, Lightfoot Capital Partners, LP and Lightfoot Capital Partners GP LLC. Management Agreement: the current management agreement between the Company and Corridor entered into May 8, 2015, effective as of May 1, 2015. MoGas: MoGas Pipeline LLC, an indirect wholly-owned subsidiary of CorEnergy. MoGas Pipeline System: an approximately 263-mile interstate natural gas pipeline system in and around St. Louis and extending into central Missouri, owned and operated by MoGas. MoGas Revolver: a $1.0 million secured revolving line of credit facility at the MoGas subsidiary level with Regions Bank. Mowood: Mowood, LLC, a wholly-owned subsidiary of CorEnergy and the holding company of Omega Pipeline Company, LLC. Mowood/Omega Revolver: a $1.5 million secured revolving line of credit facility at the Mowood subsidiary level with Regions Bank. NAREIT: National Association of Real Estate Investment Trusts. Omega: Omega Pipeline Company, LLC, a wholly-owned subsidiary of Mowood, LLC. Omega Pipeline: Omega's natural gas distribution system in south central Missouri. OCS: the Outer Continental Shelf. Pinedale Credit Facility: a $70.0 million secured term credit facility, with the Company and Prudential as refinance lenders, used by Pinedale Corridor, LP to finance a portion of the acquisition of the Pinedale LGS. 4 Table of Contents GLOSSARY OF DEFINED TERMS (Continued from previous page) Pinedale LGS: the  Pinedale  Liquids  Gathering  System,  a  system  consisting  of  approximately  150  miles  of  pipelines  and  four  above-ground  central  gathering facilities located in the Pinedale Anticline in Wyoming, owned by Pinedale LP and triple-net leased to a wholly-owned subsidiary of Ultra Petroleum. Pinedale Lease Agreement: the December 2012 agreement pursuant to which the Pinedale LGS assets are triple-net leased to a wholly owned subsidiary of Ultra Petroleum. Pinedale LP: Pinedale Corridor, LP, an indirect wholly-owned subsidiary of CorEnergy. Pinedale LP I: Pinedale LP I, LLC, a wholly-owned subsidiary of CorEnergy, which purchased the 18.95 percent outstanding equity interest in Pinedale LGS from Prudential. Pinedale GP: the general partner of Pinedale LP and a wholly-owned subsidiary of CorEnergy. PLR: the Private Letter Ruling dated November 16, 2018 (PLR 201907001) issued to CorEnergy by the IRS. Portland Lease Agreement: the  January  2014  agreement  pursuant  to  which  the  Portland  Terminal  Facility  was  triple-net  leased  to  Zenith  Terminals,  which terminated on December 21, 2018 upon sale of the facility. Portland Terminal Facility: a petroleum products terminal located in Portland, Oregon sold on December 21, 2018 to Zenith Terminals. Prudential: the Prudential Insurance Company of America. QDI: qualified dividend income. REIT: real estate investment trust. SEC: Securities and Exchange Commission. Securities Act: the Securities Act of 1933, as amended. Series A Preferred Stock: the  Company's  7.375%  Series  A Cumulative  Redeemable  Preferred  Stock,  par  value  $0.001 per  share,  of  which  there  currently  are outstanding approximately 50,197 shares represented by 5,019,727 depositary shares, each representing 1/100th of a whole share of Series A Preferred Stock. SWD: SWD Enterprises, LLC, the previous debtor of the financing notes with Four Wood Corridor. TRS: taxable REIT subsidiary. UPL: Ultra Petroleum Corp. Ultra Wyoming: Ultra Wyoming LGS LLC, an indirect wholly-owned subsidiary of Ultra Petroleum. United Property Systems: United Property Systems, LLC, an indirect wholly-owned subsidiary of CorEnergy, acquired with the MoGas transaction in November 2014. VIE: Variable Interest Entity. Zenith: Zenith Energy U.S., LP. Zenith Terminals: Zenith Energy Terminals Holdings, LLC (f/k/a Arc Terminal Holdings, LLC), a wholly-owned operating subsidiary of Arc Logistics LP (and, subsequent to December 21, 2017, an indirect wholly-owned subsidiary of Zenith). 5 Table of Contents ITEM 1. BUSINESS GENERAL Glossary of Defined Terms CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. ("CorEnergy") was organized as a Maryland corporation and commenced operations on December 8, 2005. As used in this Annual Report on Form 10-K ("Report"), the terms "we", "us", "our" and the "Company" refer to CorEnergy and its subsidiaries. COMPANY OVERVIEW CorEnergy primarily owns and seeks to own assets in the U.S. energy sector that perform utility-like functions, such as pipelines, storage terminals, rail terminals and gas and electric transmission and distribution assets. Our objective has been to generate long-term contracted revenue from operators of our assets, primarily under triple-net participating leases without direct commodity price exposure. We believe our leadership team's energy and utility expertise provides CorEnergy with a competitive advantage to acquire, own and lease U.S. energy infrastructure assets in a tax-efficient, transparent and investor-friendly REIT. Our leadership team also utilizes a disciplined investment philosophy developed through an average of over 25 years of relevant industry experience. We expect our leases to provide us with contracted base rent, plus participating rent based upon asset-specific criteria. The energy industry commonly employs contracts  with  participating  features,  and  we  provide  exposure  to  both  the  risk  and  opportunity  of  utilization  of  our  assets,  which  we  believe  is  a  hallmark  of infrastructure assets of all types. Our participating triple-net leases require the operator to pay all expenses of the business including maintaining our assets in good working order. The majority of our assets leased to tenants under triple-net  leases are dependent upon the tenants' exploitation of hydrocarbon reserves in the fields where our assets  are  located.  These reserves  are  depleted  over  time,  and therefore,  may economically  diminish  the value  of  our assets  over  the period  that  the underlying reserves are exploited. Accordingly, we expect the contracted base rents under these leases, including fair market renewal rent expectations, to provide for a return- on-capital, as well as a return of our invested capital, over the life of the asset. The portion of rents we believe to constitute a return of our invested capital are utilized for debt repayment and/or are reserved for capital reinvestment activities in order to maintain our long-term earnings and dividend paying capacity. The return-on-capital is that portion of rents which are available for distribution to our stockholders through dividend payouts. Base rents under our leases are structured on an estimated fair market value rent structure over the initial term, which includes assumptions related to the terminal value of our assets and expectations of tenant renewals. At the conclusion of the initial lease term, our leases often contain fair market value repurchase options or fair market rent renewal terms. These clauses also act as safeguards against our tenants pursuing activities which would undermine or degrade the value of our assets faster than the underlying reserves are depleted. Our participating rents are structured to provide exposure to the successful commercial activity of the tenant, and as such, also provide protection in the event that the economic life of our assets is reduced based on accelerated production by our tenants. Our assets are predominately mission-critical to our customers, in that utilization of our assets is necessary for the business they seek to conduct and their rental payments are an essential operating expense. For example, our crude oil gathering system assets are necessary to the exploitation of upstream crude oil reserves, so the  operators'  lease  of those  assets  is  economically  critical  to their  operations.  Some  of  our  assets  are  subject  to  rate  regulation  by FERC or  state  public  utility commissions. Further, energy infrastructure assets are an essential and growing component of the U.S. economy that give us the opportunity to assist the capital expansion plans and meet the capital needs of various midstream and upstream participants. On November 16, 2018, the IRS issued the PLR to CorEnergy. The PLR provides to us assurance that fees we may receive for the usage of storage and pipeline capacity on assets we may own, including oil platforms, will qualify as rents from real property for purposes of our qualification as a REIT. As a result, the PLR grants us the opportunity to own and operate certain infrastructure assets under conditions set forth in the PLR. We can consider, and are considering, a broader set of investment opportunities than was available to us prior to issuance of the PLR. For example, prior to the PLR, we could own the Portland Terminal Facility that we previously leased to Zenith Terminals, but we were not then assured that we could operate such an asset and treat the revenues as rents from real property for purposes of the REIT income test. As a result of the PLR, we can now acquire and operate a storage terminal facility such as the Portland Terminal Facility. We intend to distribute substantially all of our cash available for distribution, less prudent reserves, on a quarterly basis. We regularly assess our ability to pay and to grow our dividend to common stockholders. We target long-term revenue growth of 1-3 percent annually from existing contracts through inflation escalations and participating rents, and additional growth from acquisitions. There can be no assurance that any potential acquisition opportunities will result in consummated transactions. Our management contract includes incentive provisions, aligning our leadership team with our stockholders' interests. 6   Table of Contents Glossary of Defined Terms We believe these characteristics align CorEnergy with the attractive attributes of other globally listed infrastructure companies, including high barriers to entry and contracts with predictable revenue streams, while mitigating risks and volatility experienced by other companies engaged in the midstream energy sector. 2019 Highlights Our 2019 fiscal year was highlighted by a number of transactions being completed which enhanced our liquidity and positioned the Company for future growth. These and other key transactions and events during our fiscal year ended December 31, 2019 are highlighted below: On January 16, 2019, we exchanged $43.8 million face amount of our 7.00% Convertible Notes for an aggregate of 837,040 shares of our common stock plus aggregate cash consideration of $19.8 million. On August 12, 2019, we completed a private placement offering of $120.0 million aggregate principal amount of 5.875% Convertible Notes. On August 15, 2019, we used a portion of the net proceeds from the offering, together with shares of our common stock, to exchange $63.9 million face amount of our  7.00%  Convertible  Notes.  The  total  cash  and  stock  consideration  for  the  exchange  was  valued  at  approximately  $93.2 million.  This  included  an aggregate of 703,432 shares of common stock plus cash consideration of approximately $60.2 million. On  August  22,  2019,  the  FERC  approved  the  settlement  of  the  MoGas  rate  case  filed  in  May  of  2018.  The  FERC  order  provides  annual  rates  of approximately  $14.8  million.  The  settlement  became  effective  September  1,  2019,  with  the  new  rates  retroactively  effective  December  1,  2018.  In conjunction with the settlement, MoGas entered into 5-year firm transportation service agreements with its customers in exchange for modest discounts. During 2019, we received participating rent of $4.6 million on the Pinedale Lease Agreement based on the volumes of condensate and water that flowed through the Pinedale LGS. During 2019, we began considering investment structures and opportunities that became available to us as a result of the PLR from the IRS which, among other things, qualifies use fees for storage and pipeline capacity and oil platforms as representing REIT-qualifying rents from real property. • • • • • Assets Most  of  our  REIT  qualifying  and  other  energy  infrastructure  assets  have  been  acquired  at  various  times  since  June  of  2011,  while  our  legacy  private  equity investments have been liquidated in accordance with the plans of those entities. Our business currently consists of the assets summarized below. For additional details concerning our energy infrastructure real property, see Item 2, "Properties" in this Report. Energy Infrastructure Real Property Investments • • Grand Isle Gathering System: a subsea, midstream 137-mile pipeline system located in the Gulf of Mexico and a 16-acre onshore terminal facility triple- net  leased  on  a  long-term  basis  to  a  subsidiary  of  EGC,  pursuant  to  the  Grand  Isle  Lease  Agreement.  The  EGC  Tenant's  obligations  under  the  lease agreement are guaranteed by EGC. Pinedale LGS:  a  system  consisting  of  approximately  150  miles  of  pipelines  and  four  above-ground  central  gathering  facilities  located  in  the  Pinedale Anticline  in  Wyoming  triple-net  leased  on  a  long-term  basis  to  a  subsidiary  of,  and  guaranteed  by,  Ultra  Petroleum  Corp.  and  Ultra  Resources,  Inc. pursuant to the Pinedale Lease Agreement. • MoGas Pipeline System: MoGas is the owner and operator of the MoGas Pipeline System, an approximately 263-mile FERC-regulated interstate natural gas pipeline in and around St. Louis and extending into central Missouri. • Omega Pipeline: Omega Pipeline Company, LLC is a natural gas service provider located primarily on the US Army's Fort Leonard Wood military post in south-central Missouri. Energy Infrastructure Financing Investments We have provided financing loans to owners and operators of energy infrastructure real property assets, secured by such assets and related equipment, as well as by the outstanding equity of the borrowers. These loans may include participating features pursuant to which we may receive additional interest tied to increases in utilization of the underlying facilities. See Part IV, Item 15, Note 5 ("Financing Notes Receivable") included in this Report for additional information concerning these investments. 7   Table of Contents Glossary of Defined Terms Private Equity Investments Our legacy private equity investments have been liquidated in accordance with the plans of those entities. Certain of our private equity investments were sold or disposed  of  by  the  end  of  2018,  and  the  remaining  interest  was  liquidated  at  the  end  of  2019.  For  additional  information,  see  Part  IV,  Item  15,  Note 10 ("Fair Value") included in this Report. Acquisition Strategies and Due Diligence We primarily rely on our own analysis to determine whether to make an acquisition. In evaluating acquisition opportunities, we consider, among other things, the following aspects of each transaction: • • • • • • • • Tenant/Borrower/Counterparty Evaluation – We evaluate each potential tenant, borrower or counterparty for its creditworthiness, typically considering factors such as management experience, industry position and fundamentals, operating history, and capital structure, as well as other factors that may be relevant to a particular acquisition. We seek opportunities in which we believe the tenant may have a stable or improving credit profile or credit potential that has not been recognized by the market. In evaluating a possible investment, the creditworthiness of a tenant, borrower or counterparty often will be balanced with the value of the underlying real estate, particularly if the underlying property is specifically suited to the needs of the tenant. Whether a prospective tenant, borrower or counterparty is creditworthy will be determined by our management team and reviewed by the investment committee, as described below. Creditworthy does not necessarily mean "investment grade." Importance to Tenant/Borrower/Counterparty Operations – We will predominately focus on properties that we believe are essential or important to the ongoing operations of the tenant, borrower or counterparty and/or for the economic production of hydrocarbon resources, which would remain necessary to  any  owner  of  the  assets.  We  believe  that  this  type  of  property  will  provide  a  relatively  low  risk  of  loss  in  the  case  of  a  potential  bankruptcy  or abandonment scenario since a tenant/borrower/counterparty is less likely to risk the loss of a critically important lease or property. Diversification –  We  attempt  to  diversify  our  portfolio  to  avoid  dependence  on  any  one  particular  tenant,  borrower,  counterparty,  collateral  type,  and geographic  location  within  the  U.S.  or  tenant/borrower/counterparty industry. By  diversifying,  we  seek  to  reduce  the  adverse  effect  of  a  single  under- performing investment or a downturn in any particular asset or geographic region within the U.S. Lease Terms – Typically, the net leased properties we will acquire will be leased on a full recourse basis to the tenants or their affiliates. In addition, we often seek to include a clause in each lease that provides for increases in rent over the term of the lease. These increases are fixed or tied to increases in indices  such  as  the  CPI.  In  many  cases  the  lease  will  also  seek  to  provide  for  participation  in  gross  revenues  of  the  tenant  at  the  property,  thereby providing exposure to the successful commercial activity of the tenant through features such as participating rent. Alternatively, a lease may provide for mandated rental increases on specific dates, and we may adopt other methods in the future. Asset Evaluation – We review the physical condition of the property and assess the likelihood of replacing the rental payment stream if the tenant defaults. We also engage a third party to conduct, or require the seller to conduct, a preliminary examination, or Phase 1 assessment, of the site to determine the potential  for  contamination  or  similar  environmental  site  assessments  in  an  attempt  to  identify  potential  environmental  liabilities  associated  with  a property prior to its acquisition. Transaction Provisions to Enhance and Protect Value – We attempt to include provisions in the leases that we believe may help protect a real property asset from changes in the operating and financial characteristics of a tenant that may affect its ability to satisfy its obligations or reduce the value of the real property asset. Such provisions include requiring our consent to specified tenant activity, requiring the tenant to provide indemnification protections, and  requiring  the  tenant  to  utilize  good  operating  practices  consistent  with  objective  criteria.  We  seek  to  enhance  the  likelihood  of  a  tenant's  lease obligations being satisfied through a guaranty of obligations from the tenant's corporate parent or other entity or a letter of credit. In some circumstances, we may provide tenants with repurchase options on the leased property. We expect, in those situations that the option purchase price will generally be the greater of the contract purchase price or the fair market value of the property at the time the option is exercised. Equity Enhancements – We may attempt to obtain equity enhancements in connection with transactions. These equity enhancements may involve warrants exercisable at a future time to purchase stock of the tenant or borrower or their parent. If warrants are obtained, and become exercisable, and if the value of the stock subsequently exceeds the exercise price of the warrant, equity enhancements can help achieve the goal of increasing investor returns. Other Real Estate Related Assets – As other opportunities  arise, we may also seek to expand the portfolio  to include other  types of real  estate-related investments, in all cases within the energy infrastructure sector, such as: • equity investments in real properties that are not long-term net leased to a single-tenant and may include partially leased properties, undeveloped properties and properties subject to short-term net leases, among others; 8   Table of Contents Glossary of Defined Terms • mortgage loans secured by real properties including loans to our taxable REIT subsidiaries; • subordinated interests in first mortgage real estate loans, or B-notes; • mezzanine loans related to real estate, which are senior to the borrower's equity position but subordinated to other third-party financing; • • other energy infrastructure assets that we may acquire and operate as provided in the PLR; and equity  and  debt  securities  (including  preferred  equity,  limited  partnership  interests,  trusts  and  other  higher-yielding  structured  debt  and  equity investments)  issued  by  companies  that  are  engaged  in  real-estate-related  businesses  as  defined  by  regulations  promulgated  under  the  Code, including other REITs. Use of Taxable REIT Subsidiaries We operate as a REIT and therefore are generally not subject to U.S. federal corporate income taxes on the income and gains that we distribute to our stockholders, including the income derived through leasing fees and financing revenue from our REIT qualifying investments in energy infrastructure assets. However, even as a REIT, we remain obligated to pay income taxes on earnings from our taxable REIT subsidiaries. The use of TRSs enables us to own certain assets and engage in certain  businesses  while  maintaining  compliance  with  the  REIT qualification  requirements  under  the  Code. We  may,  from  time  to  time,  change  the  election  of previously  designated  TRSs  to  be  treated  as  qualified  REIT  subsidiaries,  and  may  reorganize  and  transfer  certain  assets  or  operations  from  our  TRSs  to  other subsidiaries,  including  qualified  REIT  subsidiaries.  For  example,  through  a  series  of  reorganization  events,  and  based  on  a  favorable  IRS  private  letter  ruling received, Omega was converted from a TRS entity to a qualified REIT subsidiary in 2017. Refer to the "Omega Pipeline (Mowood, LLC)" section in Item 2 of this Report for additional details. Regulatory and Environmental Matters Our energy infrastructure assets and operations, as well as those of our tenants, are subject to numerous federal, state and local laws and regulations concerning the protection  of  public  health  and  safety,  zoning  and  land  use,  and  pricing  and  other  matters  related  to  certain  of  our  business  operations.  For  a  discussion  of  the current effects and potential future impacts of such regulations on our business and properties, see the discussion presented in Item 1A of this Report under the subheading "Risks Related to Our Investments in Real Estate and the U.S. Energy Infrastructure Sector." In particular, for a discussion of the current and potential future  effects  of  compliance  with  federal,  state  and  local  environmental  regulations,  see  the  discussion  titled  "Costs of complying with governmental laws and regulations, including those relating to environmental matters, may adversely affect our income and the cash available for distribution to our stockholders" within such section. Financing Strategies Consistent with our asset acquisition policies, we use leverage when available on terms we believe are favorable. The amount of leverage that we may employ will depend on our assessment of market conditions and other factors at the time of any proposed borrowing. Although we currently do not anticipate doing so, the amount of total funded debt leverage we employ may exceed 50 percent of our total assets. Secured loans which we obtain, could be recourse or non-recourse to us. A lender on non-recourse mortgage debt often has recourse only to the property collateralizing such debt and not to any of our other assets, while full recourse financing  would  give  the  lender  recourse  to  all  of  our  assets.  The  use  of  non-recourse  debt,  helps  us  to  limit  the  exposure  of  all  of  our  assets  to  any  one  debt obligation. Lenders may, however, have recourse to our other assets in limited circumstances not related to the repayment of the indebtedness, such as under an environmental indemnity. We may have an unsecured line of credit that can be used in connection with refinancing existing debt and making new acquisitions, as well as to meet other working capital needs. We generally intend to incur debt which bears interest at fixed rates, or is effectively converted to fixed rates through interest rate caps or swap agreements. Competition We compete with public and private funds, commercial and investment banks and commercial financing companies to make the types of investments that we plan to make in the U.S. energy infrastructure sector. Many of our competitors are substantially larger and have considerably greater financial, technical and marketing resources than us. For example, some competitors may have a lower cost of funds and access to a greater variety of funding sources than are available to us. In addition,  some  of  our  competitors  may  have  higher  risk  tolerances  or  different  risk  assessments,  allowing  them  to  consider  a  wider  variety  of  investments  and establish  more  relationships  than  us.  These  competitive  conditions  may  adversely  affect  our  ability  to  make  investments  in  the  energy  infrastructure  sector  and could adversely affect our distributions to stockholders. 9   Table of Contents MANAGEMENT Our Manager Glossary of Defined Terms We are externally managed by Corridor. Corridor is a real property asset manager with a focus on U.S. energy infrastructure real property assets. Corridor assists us in identifying infrastructure real property asset acquisition opportunities, and is generally responsible for our day-to-day operations. Corridor Team Each of our officers is an employee of Corridor or one of its affiliates. Corridor is not obligated to dedicate certain of its employees exclusively to us, nor are it or its employees obligated to dedicate any specific portion of its or their time to our business. As described below, we pay a management fee and certain other fees to Corridor, which it uses in part to pay compensation to its officers and employees who, notwithstanding that some of them also are our officers, receive no cash compensation directly from us. We  pay  Corridor  a  management  fee  based  on  total  assets  under  management.  Additionally,  in  aligning  our  strategy  to  focus  on  distributions  and  distribution growth,  Corridor  is  paid  an  incentive  fee  based  on  increases  in  distributions  to  our  stockholders.  A  percentage  of  the  Corridor  incentive  fee  is  reinvested  in CorEnergy's  common  stock.  Pursuant  to  the  Management  Agreement  and  Administrative  Agreement,  Corridor  has  agreed  to  use  its  reasonable  best  efforts  to present us with suitable acquisition opportunities consistent with our investment objectives and policies and is generally responsible, subject to the supervision and review of our Board of Directors, for our day-to-day operations. Energy Infrastructure Real Property Asset Management and Operation The  Corridor  team  has  experience  across  several  segments  of  the  energy  sector  and  is  primarily  responsible  for  investigating,  analyzing  and  selecting  potential infrastructure asset acquisition opportunities. Acquisitions and transactions are submitted to our Board of Directors for final approval following a recommendation from the management team. We believe that effective management of our assets is essential to maintain and enhance property values. Important aspects of asset management include meeting the evolving needs of current tenants, re-leasing properties, refinancing debt, selling properties and knowledge of the bankruptcy process. We monitor, on an ongoing basis, compliance by tenants with their lease obligations and other factors that could affect the financial performance of any of our properties.  Monitoring  involves  receiving  assurances  that  each  tenant  has  paid  real  estate  taxes,  assessments  and  other  expenses  relating  to  the  properties  it occupies and confirming that appropriate insurance coverage is being maintained by the tenant. We review financial statements of tenants and undertake regular physical inspections of the condition and maintenance of properties. In addition, we periodically analyze each tenant's financial condition and the industry in which each tenant operates. The PLR creates the opportunity for us to acquire and operate assets in the manner we now do for MoGas and Mowood, but on a broader scale. If we were to undertake to operate assets we acquire, we would rely on Corridor to provide or supervise the employees responsible for operating such assets. Management Agreement Under our Management Agreement, Corridor (i) presents us with suitable acquisition opportunities consistent with our investment policies and our objectives, (ii) is  responsible  for  our  day-to-day  operations  and  (iii)  performs  such  services  and  activities  relating  to  our  assets  and  operations  as  may  be  appropriate.  The Management  Agreement  does  not  have  a  specific  term,  and  will  remain  in  place  unless  terminated  by  us  or  Corridor  in  the  manner  permitted  pursuant  to  the agreement. The terms of the Management Agreement include a quarterly management fee equal to 0.25 percent (1.00 percent annualized) of the value of our Managed Assets as of the end of each quarter. For purposes of the Management Agreement, "Managed Assets" means our total assets (including any securities receivables, other personal property or real property purchased with or attributable to any borrowed funds) minus (A) the initial invested value of all non-controlling interests, (B) the value of any hedged derivative assets, (C) any prepaid expenses and (D) all of the accrued liabilities other than (1) deferred taxes and (2) debt entered into for the purpose of leverage. For purposes of the definition of Managed Assets, our securities portfolio will be valued at then-current market value. For purposes of the definition of Managed Assets, other personal property and real property assets will include real and other personal property owned and our assets invested, directly or  indirectly,  in  equity  interests  in  or  loans  secured  by  real  estate  or  personal  property  (including  acquisition-related  costs  and  acquisition  costs  that  may  be allocated to intangibles or are unallocated), valued at the aggregate historical cost, before reserves for depreciation, amortization, impairment charges or bad debts or other similar noncash reserves. 10   Table of Contents Glossary of Defined Terms Corridor voluntarily recommended, and we agreed, that effective solely for the purpose of computing the Managed Assets in calculating the quarterly management fee under the terms of the Management Agreement for the quarters ended September 30, 2019 and December 31, 2019, the net proceeds received during the third quarter of 2019 from the offering of 5.875% Convertible Notes, which closed on August 12, 2019 (other than the cash portion of such proceeds that was utilized in connection with the exchange of our 7.00% Convertible Notes) should be excluded from Managed Assets. The Management Agreement includes a quarterly incentive fee of 10 percent of the increase in distributions paid over a threshold distribution equal to $0.625 per share  per  quarter.  The  Management  Agreement  also  requires  at  least  half  of  any  incentive  fees  to  be  reinvested  in  our  common  stock.  Corridor  voluntarily recommended, and we agreed, that that they would waive $470 thousand of the $658 thousand total quarterly incentive fees that would otherwise be payable under the provisions described above with respect to dividends paid on our common stock during the year ended December 31, 2019. Accordingly, Corridor received an incentive fee of $188 thousand during 2019. Administrative Agreement Under  our  Administrative  Agreement,  Corridor,  as  our  administrator,  performs  (or  oversees  or  arranges  for  the  performance  of)  the  administrative  services necessary for our operation, including without limitation providing us with equipment, clerical, bookkeeping and record keeping services. For these services we pay our administrator an annual fee equal to 0.04 percent of the value of the Company's Managed Assets as of the end of each quarter, with a minimum annual fee of $30 thousand. Pursuant to the Management and Administrative Agreement, Corridor furnishes us with office facilities and clerical and administrative services necessary for our operation (other than services provided by our custodian, accounting agent, dividend and interest-paying agents and other service providers). Corridor is authorized to enter into agreements with third parties to provide such services. To the extent we request, Corridor will (i) oversee the performance and payment of the fees of our service providers and make such reports and recommendations to the Board of Directors concerning such matters as the parties deem desirable; (ii) respond to inquiries and otherwise assist such service providers in the preparation and filing of regulatory reports, proxy statements, and stockholder communications, and the preparation of materials and reports for the Board of Directors; (iii) establish and oversee the implementation of borrowing facilities or other forms of leverage authorized  by  the  Board  of  Directors;  and  (iv)  supervise  any  other  aspect  of  our  administration  as  may  be  agreed  upon  by  us  and  Corridor.  We  have  agreed, pursuant to the Management Agreement, to reimburse Corridor for all out-of-pocket expenses incurred in providing the foregoing. We  bear  all  expenses  not  specifically  assumed  by  Corridor  and  incurred  in  our  operations.  The  compensation  and  allocable  routine  overhead  expenses  of  all management professionals of Corridor and its staff, when and to the extent engaged in providing us management services, is provided and paid for by Corridor and not us. Employees As  we  are  externally  managed,  we  have  no  employees  at  the  corporate  level.  Our  subsidiary,  Omega,  has  one  part-time  and  three  full-time  employees.  Our subsidiary MoGas has one part-time employee and 15 full-time employees. AVAILABLE INFORMATION We are required to file reports, proxy statements and other information with the SEC. We will make available free of charge our Annual Report on Form 10-K, Quarterly Reports on Form 10-Q, Current Reports on Form 8-K and any amendments to those reports on or through our web site at http://corenergy.reit as soon as reasonably  practicable  after  such  material  is  electronically  filed  with,  or  furnished  to,  the  SEC.  This  information  may  also  be  obtained,  without  charge,  upon request by calling us at (816) 875-3705 or toll-free at (877) 699-2677. The SEC maintains an Internet site that contains reports, proxy and information statements and other information filed by us with the SEC which is available on the SEC's Internet site at www.sec.gov. Please note that any Internet addresses provided in this  Form  10-K  are  for  informational  purposes  only  and  are  not  intended  to  be  hyperlinks.  Accordingly,  no  information  found  and/or  provided  at  such  Internet address is intended or deemed to be included by reference herein. ITEM 1A. RISK FACTORS There are many risks and uncertainties that can affect our future business, financial performance or share price. Many of these are beyond our control. A description follows of some of the important factors that could have a material negative impact on our future business, operating results, financial condition or share price. This discussion includes a number of forward-looking statements. You should refer to the description of the qualifications and limitations on forward- looking statements in the first paragraph under Item 7 "Management's Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations" of this Form 10- K. 11   Table of Contents Glossary of Defined Terms Risks Related to Our Investments in Real Estate and the U.S. Energy Infrastructure Sector Risks Related to Our Two Largest Investments The Grand Isle Gathering System and the Pinedale LGS constitute the largest components of our leased infrastructure real property assets and associated lease revenues and will materially impact the results of our business. The Grand Isle  Gathering  System represented  approximately  32 percent  of our total  assets as of  December 31, 2019, and the  lease  under  the  Grand  Isle  Lease Agreement with the EGC Tenant represented approximately 47 percent of our total revenue for the year ended December 31, 2019. The Pinedale LGS represented approximately  26 percent  of  our  total  assets  as  of  December  31,  2019,  and  the  lease  payments  under  the  Pinedale  Lease  Agreement  with  Ultra  Wyoming represented approximately 31 percent of our total revenue for the year ended December 31, 2019. Accordingly, the financial condition of these tenants and related parent guarantors  and the ability  and willingness of each to satisfy  their obligations  under the respective  lease agreements  and guaranties  will have  an ongoing material impact on our results of operations, ability to service our indebtedness and ability to make distributions. EGC, the corporate parent and guarantor of the obligations of EGC Tenant under the Grand Isle Lease Agreement and certain entities affiliated with it filed for bankruptcy on April 14, 2016. The EGC Tenant did not file for bankruptcy. On December 13, 2016, EGC announced the confirmation of its Plan of Reorganization by the bankruptcy court and, effective December 30, 2016, EGC emerged from its bankruptcy reorganization under the successor company name Energy XXI Gulf Coast, Inc., and we entered into related agreements effective December 30, 2016 pursuant to which the new EGC entity succeeded to the rights and obligations of pre-bankruptcy EGC under the original purchase agreement for the GIGS and as guarantor of the obligations of our tenant under the Grand Isle Lease Agreement. All payments due to us from the EGC Tenant were timely paid throughout the bankruptcy proceedings. EGC subsequently was acquired by an affiliate of Cox Oil, effective October 18, 2018. Ultra Wyoming, the lessee of the Pinedale LGS, as well as Ultra Petroleum and Ultra Resources, the guarantors of Ultra Wyoming's obligations as tenant under the Pinedale Lease Agreement, each filed for bankruptcy on April 29, 2016. During the bankruptcy proceedings, Ultra Wyoming agreed to accept our lease without amendment, which was approved by the bankruptcy court on November 28, 2016. On March 14, 2017 the bankruptcy court approved Ultra Petroleum's Plan of Reorganization, and on April 12, 2017, the company announced its successful emergence from bankruptcy. All payments due to us under the Pinedale LGS lease were paid timely throughout the bankruptcy proceedings. Despite their emergence from bankruptcy, Ultra Petroleum and, prior to its October 2018 acquisition by Cox Oil, EGC, have disclosed a number of risks related to their business in their respective filings with the SEC. A complete discussion of the risks related to Ultra Petroleum's business can be found in its Exchange Act reports filed with the SEC (NASDAQ: UPL through August 7, 2019; OTCQX: UPLC beginning August 8, 2019). Prior to the filing by EGC of a Form 15 with the SEC on October 29, 2018, following its acquisition by an affiliate of Cox Oil, to suspend its SEC reporting obligations, EGC had also disclosed a discussion of risks related to its business in the Exchange Act reports that EGC had filed with the SEC as a public reporting company (NASDAQ: EGC). Since EGC ceased to be a public reporting company on and after such date, it has not disclosed any updates to such risks following the Cox Oil acquisition. We are subject to the risk of EGC Tenant and Ultra Wyoming transferring their obligations under the Grand Isle Lease Agreement and the Pinedale Lease Agreement, respectively. Under the terms of the Grand Isle Lease Agreement and the terms of the Pinedale Lease Agreement, both the EGC Tenant and Ultra Wyoming may transfer their respective rights and obligations under the Grand Isle Lease Agreement and the Pinedale Lease Agreement at any time, subject to certain conditions. We thus bear the  risk  that  EGC  Tenant  will  transfer  its  rights  and  obligations  under  the  Grand  Isle  Lease  Agreement,  or  that  Ultra  Wyoming  will  transfer  its  rights  and obligations under the Pinedale Lease Agreement, in each case to a third party whose creditworthiness may not be on par with that of our current tenant, which could inhibit such transferee's ability to make timely lease payments under the Grand Isle Lease Agreement or the Pinedale Lease Agreement (as applicable), or increase the likelihood that a downturn in the business of such transferee could give rise to a default under the applicable lease agreement. The occurrence of either of these events could have a material adverse impact on our business and financial condition. Additional Risks Related to Our Real Estate and Energy Infrastructure Investments Our focus on the energy infrastructure sector will subject us to more risks than if we were broadly diversified. Because we specifically focus on the energy infrastructure sector, investments in our common stock may present more risks than if we were broadly diversified over numerous sectors of the economy. Therefore, a downturn in the U.S. energy infrastructure sector would have a larger impact on our assets and performance than  on  a  company  that  does  not  concentrate  in  one  sector  of  the  economy.  The  energy  infrastructure  sector  can  be  significantly  affected  by  the  supply  of  and demand for specific products and services; the supply and demand for crude oil, natural gas, and other energy commodities; the price of crude oil, natural gas, and other  energy  commodities;  exploration,  production  and  other  capital  expenditures;  government  regulation;  world  and  regional  events,  politics  and  economic conditions. 12   Table of Contents Glossary of Defined Terms Production  declines  and  volume  decreases  could  be  caused  by  various  factors,  including  decreased  access  to  capital  or  loss  of  economic  incentive  to  drill  and complete  wells,  depletion  of  resources,  catastrophic  events  affecting  production,  labor  difficulties,  political  events,  OPEC  actions,  environmental  proceedings, increased regulations, equipment failures and unexpected maintenance problems, failure to obtain necessary permits, unscheduled outages, unanticipated expenses, inability  to  successfully  carry  out  new  construction  or  acquisitions,  import  or  export  supply  and  demand  disruptions,  or  increased  competition  from  alternative energy sources. We are subject to risks involved in single tenant leases. A significant portion of our acquisition activities are focused on real properties that are triple-net leased to single tenants. Therefore, the financial failure of, or other  default  by, a  single  tenant  under its lease:  (i)  is  likely  to cause  a significant  reduction  in  the operating  cash flow generated  by the  property  leased  to that tenant, (ii) might decrease the value of that property, and (iii) could expose us to 100 percent of all applicable operating costs. In addition, if we determine that a renewal of a lease with any present or future tenant of any of our energy infrastructure assets is not in the best interests of our stockholders, if a tenant determines it no longer wishes to be the tenant under a lease upon its expiration, if we desire to terminate a lease as a result of a breach of that lease by the tenant or if we lose any tenant as a result of such tenant's bankruptcy, then in each circumstance we would need to identify a new tenant for the lease. We may not be able to identify a new tenant, as interest in leasing certain of our assets would be dependent on ownership of an interest in nearby mineral rights. In addition, any new tenant would need to be a qualified and reputable operator of such energy infrastructure assets with the wherewithal and capability of acting as our tenant. There is no assurance that we would be able to identify a tenant that meets these criteria, or that we could enter into a new lease with any such tenant on terms that are as favorable as the lease terms that were in place with the prior tenant. We may be unable to identify and complete acquisitions of real property assets. Our ability to identify and complete acquisitions of real property assets on favorable terms and conditions are subject to the following risks: • • • • we may be unable to acquire a desired asset because of competition from other investors with significant capital, including both publicly traded and non- traded REITs and institutional investment funds; competition from other investors may significantly increase the purchase price of a desired real property asset or result in less favorable terms; we may not complete the acquisition of a desired real property asset even if we have signed an agreement to acquire such real property asset because such agreements are subject to customary conditions to closing, including completion of due diligence investigations to our satisfaction; and we may be unable to finance acquisitions of real property assets on favorable terms or at all. Net leases may not result in fair market lease rates over time. We expect a large portion of our future income to come from net leases. Net leases typically have longer lease terms and, thus, there is an increased risk that if market rental rates increase in future years, the rates under our net leases will be less than fair market rental rates during those years. As a result, our income and distributions could be lower than they would otherwise be if we did not engage in net leases. We often will seek to include a clause in each lease that provides increases in rent over the term of the lease, as well as participating features based on increases in the tenant's utilization of the underlying asset, but there can be no assurance we will be successful in obtaining such a clause. If a tenant declares bankruptcy and such action results in a rejection of the lease, or if the sale-leaseback transaction is challenged as a fraudulent transfer or re-characterized in the lessee company's bankruptcy proceeding, our business, financial condition and cash flows could be adversely affected. We  enter  into  sale-leaseback  transactions,  whereby  we  purchase  an  energy  infrastructure  property  and  then  simultaneously  lease  the  same  property  back  to  the seller. If a lessee company declares bankruptcy, our business could be adversely affected by one or both of the following: • A sale-leaseback transaction may be re-characterized by a bankruptcy court as either a disguised financing transaction or a functional joint venture. If the sale-leaseback were re-characterized as a financing transaction, we might not be considered the owner of the subject property and, as a result, we should have the status of a secured creditor of the lessee company with regard to the subject property, assuming the securitization measures we take as described below are respected by the bankruptcy court. In that event, we would no longer have the right to sell or encumber our ownership interest in the property. Instead,  we would have a  claim  against  the  lessee  company  for  the amounts  owed under the lease.  Although we believe  each  of our  lease  agreements constitutes a true lease that should not be subject to recharacterization, there is no guaranty 13   Table of Contents Glossary of Defined Terms that a bankruptcy court would agree. In the event of recharacterization, our claim under a lease agreement would either be secured or unsecured. As a preventative measure, we take steps to create and perfect a security interest in property made the subject of our lease agreements to ensure that our claim against the bankrupt lessee would be secured in the event of a recharacterization, but such attempts could be subject to challenge by the debtor or creditors and there is no assurance that a court would find our claim to be secured. The bankrupt lessee under this scenario might have the ability to restructure the terms, interest rate and amortization schedule of its outstanding balance owed under the lease. If approved by the bankruptcy court, we could be bound by the new terms, and prevented from foreclosing any lien on the property, so long as the lessee adhered to the new terms. If the sale-leaseback were re- characterized  as  a  joint  venture  under  applicable,  non-bankruptcy  law,  we  and  the  lessee  company  could  be  treated  as  co-venturers  with  regard  to  the property. As a result, we could be held liable, under some circumstances, for debts incurred by the lessee company relating to the property. • A  lessee  could  either  assume,  assign  or  reject  a  lease  in  a  bankruptcy  case.  The  bankrupt  lessee  is  required  to  make  rent  payments  to  us  during  its bankruptcy until it rejects the commercial real property lease (for leases that are personal property leases, the lessee need not make rental payments that arise from the petition date until 60 days after the order for relief is entered in the bankruptcy case). If the lessee assumes the lease, the bankrupt debtor must pay or “cure” all existing monetary defaults under the lease. Further, the lease can only be assumed “as is”. The bankruptcy court would not be able to change the rental amount or any other lease provision that could financially impact us. However, if the lessee rejects the lease, the facility would be returned  to  us.  If  a  lease  is  rejected,  we  may  not  be  able  to  identify  a  new  tenant,  as  interest  in  leasing  certain  of  our  assets  would  be  dependent  on ownership of an interest in nearby mineral rights. In addition, any new tenant would need to be a qualified reputable operator of such energy infrastructure assets  with  the  wherewithal  and  capability  of  acting  as  our  tenant.  There  is  no  assurance  that  we  would  be  able  to  identify  a  tenant  that  meets  these criteria, or that we could enter into a new lease with any such tenant on terms that are as favorable as the lease terms that were in place with the prior tenant. If we were able to re-lease the affected facility to a new tenant only on unfavorable terms or after a significant delay, we could lose some or all of the  revenue  from  that  facility  for  an  extended  period  of  time.  Further,  if  the  lease  agreement  is  rejected,  our  claim  against  the  lessee  and/or  parent guarantor could be, in some courts, subject to a statutory cap under section 502(b)(6) of the Bankruptcy Code to the extent the lease agreement is deemed to be a lease for real property rather than a lease for personal property. Such cap generally limits the amount of a claim for lease-based damages in the event of a termination of a commercial real property lease to the greater of one year's rent or 15 percent of the rent reserved for the remaining lease term, not to exceed 3 years. There is a national split of authority as to whether a rejection of such a lease equates a termination, so the outcome will depend on where the bankrupt lessee files  its bankruptcy.  We believe  that any of our lease agreements  would be characterized  as real property leases  rather  than personal property leases, though a court could hold to the contrary. Energy infrastructure companies are and will be subject to extensive regulation because of their participation in the energy infrastructure sector, which could adversely impact the business and financial performance of our tenants and the value of our assets. Companies in the energy infrastructure sector are subject to significant federal, state and local government regulation in virtually every aspect of their operations, including how facilities are constructed, maintained and operated, environmental and safety controls, and the prices they may charge for the products and services they provide. Various governmental authorities have the power to enforce compliance with these regulations and the permits issued under them, and violators are subject to administrative, civil and criminal penalties, including civil fines, injunctions or both. Stricter laws, regulations or enforcement policies could be enacted in  the  future  that  likely  would  increase  compliance  costs,  which  could  adversely  affect  the  business  and  financial  performance  of  our  tenants  in  the  energy infrastructure sector and the value or quality of our assets. Costs of complying with governmental laws and regulations, including those relating to environmental matters, may adversely affect our income and the cash available for distribution to our stockholders. We have invested, and expect to continue to invest, in real property assets, which are subject to laws and regulations relating to the protection of the environment and human health and safety. These laws and regulations generally govern the gathering, storage, handling, and transportation of petroleum and other hazardous substances,  the  emission  and  discharge  of  materials  into  the  environment,  including  wastewater  discharges  and  air  emissions,  the  operation  and  removal  of underground and aboveground storage tanks, the generation, use, storage, treatment, transportation and disposal of solid and hazardous materials and wastes, and the remediation of any contamination associated with such disposals. We own assets related to the storage and distribution of oil and gas, natural gas and natural gas liquids, and storage and throughput of crude oil, which are subject to all of the inherent hazards and risks normally incidental to such assets, such as fires, well site  blowouts,  cratering  and  explosions,  pipe  and  other  equipment  and  system  failures,  uncontrolled  flows  of  oil,  gas  or  well  fluids,  formations  with  abnormal pressures, environmental risks and hazards such as gas leaks, oil spills and pipeline ruptures and discharges of toxic gases. Environmental laws and regulations may impose joint and several liability on tenants, owners or operators for the costs to investigate or remediate contaminated properties, regardless of fault or whether the acts causing the contamination were legal. This liability could be substantial. Moreover, if one or more of 14   Table of Contents Glossary of Defined Terms these hazards occur, there can be no assurance that a response will be adequate to limit or reduce any resulting damage. In addition, the presence of hazardous substances,  or  the  failure  to  properly  remediate  these  substances,  may  adversely  affect  our  ability  to  sell,  rent  or  pledge  such  property  as  collateral  for  future borrowings. We also may be required to comply with various local, state and federal fire, health, life-safety and similar regulations. Local, state and federal laws in this area are constantly evolving. Compliance with new or more stringent laws or regulations, or stricter interpretation of existing laws, may impose material environmental liability and/or require material expenditures by us to avoid such liability. Further, our tenant companies' operations, the existing condition of land when we buy it or operations in the vicinity of our properties (each of which could involve the presence of underground storage tanks), or activities of unrelated third parties may affect our properties. We intend to monitor these laws and take commercially reasonable steps to protect ourselves from the impact of these laws, including, where deemed necessary, obtaining environmental assessments of properties that we acquire. In addition, any such assessment that we do obtain may not reveal all environmental liabilities or whether a prior owner of a property created a material environmental condition not known to us and may not offer any protection against liability for known or unknown environmental conditions. Failure to comply with applicable environmental, health, and safety laws and regulations may result in the assessment of sanctions, including administrative, civil or criminal fines or penalties, permit revocations, and injunctions limiting or prohibiting some or all of the operations at our facilities. Any material compliance expenditures, fines, or damages we must pay could materially and adversely affect our business, assets or results of operations and, consequently, would reduce our ability to make distributions. Regulation of greenhouse gases and climate change could have a negative impact on our and our tenants' businesses. We  cannot  predict  with  certainty  the  rate  at  which  climate  change  is  occurring.  However,  scientific  studies  have  suggested  that  emissions  of  certain  gases, commonly referred to as greenhouse gases ("GHGs") and including carbon dioxide and methane, may be contributing to warming of the earth's atmosphere and other  climatic  changes.  In  response  to  such  studies,  the  issue  of  the  effect  of  GHG  emissions  on  climate  change,  in  particular  emissions  from  fossil  fuels,  is attracting increasing attention worldwide. We are aware of the increasing focus of local, state, national and international regulatory bodies on GHG emissions and climate  change  issues.  The  U.S.  Environmental  Protection  Agency  ("EPA")  has  adopted  rules  requiring  GHG  reporting  and  permitting,  and  the  United  States Congress  and  EPA  may  consider  additional  legislation  or  regulations  that  could  ultimately  require  new,  modified,  and  reconstructed  facilities,  and/or  existing facilities, to meet emission standards by installing control technologies, adopting work practices, or otherwise reducing GHG emissions. Although it is not possible at this time to predict whether proposed legislation or regulations will be adopted, any such future laws and regulations could result in increased compliance costs or additional operating restrictions that could adversely impact our energy infrastructure assets as well as the businesses of our tenants and customers. If we or our tenants  are  unable  to  recover  or  pass  through  a  significant  level  of  the  costs  related  to  complying  with  any  such  future  climate  change  and  GHG  regulatory requirements, it could have a material adverse impact on our or our tenants' business, financial condition and results of operations. Further, to the extent financial markets  view  climate  change  and  GHG  emissions  as  a  financial  risk,  this  could  negatively  impact  our  cost  of  or  access  to  capital.  Climate  change  and  GHG regulation could also reduce the demand for hydrocarbons and, ultimately, demand for utilization of our energy infrastructure assets related to the production and distribution  of  hydrocarbons.    Finally,  it  should  be  noted  that  studies  suggest  that  increasing  concentrations  of  GHGs  in  the  Earth's  atmosphere  may  produce climate changes that have significant physical effects, such as increased frequency and severity of hurricanes and other storms, floods and related climatic events. If any such effects were to occur, they could have an adverse effect on our assets and operations, particularly an offshore asset such as the GIGS. Our operations, as well as those of our tenants, are subject to operational hazards and unforeseen interruptions. If a significant accident or event occurs that results in a business interruption or shutdown for which we or our tenant operators are not adequately insured, such operations and our financial results could be materially adversely affected. Our assets are subject to many hazards inherent in the transmission of energy products and provision of related services, including: • • • • • • aging infrastructure, mechanical or other performance problems; damage  to  pipelines,  facilities  and  related  equipment  caused  by  tornadoes,  hurricanes,  floods,  fires  and  other  natural  disasters,  explosions  and  acts  of terrorism; inadvertent damage from third parties, including from construction, farm and utility equipment; leaks of natural gas and other hydrocarbons or losses of natural gas as a result of the malfunction of equipment or facilities; operator error; environmental hazards, such as natural gas leaks, product and waste spills, pipeline and tank ruptures, and unauthorized discharges of products, wastes and other pollutants into the surface and subsurface environment, resulting in environmental pollution; and explosions. 15   Table of Contents Glossary of Defined Terms These risks could result in substantial losses due to personal injury and/or loss of life, severe damage to and destruction of property and equipment and pollution or other environmental damage and may result in curtailment or suspension of our or our tenants' related operations or services. A natural disaster or other hazard affecting the areas in which we or our tenants operate could have a material adverse effect on our operations and the financial results of our business. Both we and our tenants depend on certain key customers for a significant portion of our respective revenues. The loss of any such key customers could result in a decline in our business. Both we and our tenants are subject to risks of loss resulting from nonperformance by customers. We depend on certain key customers for a significant portion of our revenues, particularly operating revenues from MoGas. Our tenants are similarly dependent on revenues from key customers to support their operations and ability to make lease payments to us. The loss of all or even a portion of the contracted volumes of such customers, as a result of competition, creditworthiness, inability to negotiate extensions or replacements of contracts or otherwise, could have a material adverse effect on the business, financial condition and results of operations of us or our tenants (as applicable), unless we or they are able to contract for comparable volumes from other customers at favorable rates. We are exposed to the credit risk of our tenants and customers and our credit risk management may not be adequate to protect against such risk. We are subject to the risk of loss resulting from nonpayment and/or nonperformance by our tenants and customers. Our credit procedures and policies may not be adequate  to  fully  eliminate  such  credit  risk.  If  we  fail  to  adequately  assess  the  creditworthiness  of  existing  or  future  tenants  or  customers,  unanticipated deterioration in their creditworthiness and any resulting increase in nonpayment and/or nonperformance by them and inability to re-market the resulting capacity, or  re-lease  the  underlying  assets,  could  have  a  material  adverse  effect  on  our  business,  financial  condition  and  results  of  operations.  We  may  not  be  able  to effectively re-market such capacity, or re-lease such assets, during and after bankruptcy or insolvency proceedings involving a tenant or customer. Our assets and operations, as well as those of our tenants and other investees and customers, can be affected by extreme weather patterns and other natural phenomena. Our  assets  and  operations,  as  well  as  those  of  our  tenants  and  other  investees  and  customers,  can  be  adversely  affected  by  floods,  hurricanes,  earthquakes, landslides,  tornadoes  and  other  natural  phenomena  and  weather  conditions,  including  extreme  or  unseasonable  temperatures,  making  it  more  difficult  for  us  to realize  the  historic  rates  of  return  associated  with  our  assets  and  operations.  These  events  also  could  result  in  significant  volatility  in  the  supply  of  energy  and power,  which  might  create  fluctuations  in  commodity  prices  and  earnings  of  companies  in  the  energy  infrastructure  sector.  A  significant  disruption  in  our operations or those of our tenants, investees or customers, or a significant liability for which we or any affected tenant or investee is not fully insured, could have a material adverse effect on our business, results of operations, and financial condition. Moreover, extreme weather events could adversely impact the valuation of our energy infrastructure assets. The operation of our energy infrastructure assets could be adversely affected if third-party pipelines, railroads or other facilities interconnected to our facilities become partially or fully unavailable. Our facilities, as well as those of our tenants, may connect to other pipelines, railroads or facilities owned by third parties. Both we and our tenants depend upon third-party pipelines and other facilities that provide delivery options to and from such facilities. For example, MoGas' pipeline interconnects, directly or indirectly, with most major interstate pipelines in the eastern portion of the U.S. and a significant number of intrastate pipelines. Because we do not own these third-party facilities,  their  continuing  operation  is  not  within  our  control.  Accordingly,  these  pipelines  and  other  facilities  may  become  unavailable,  or  available  only  at  a reduced capacity. If these pipeline connections were to become unavailable to us or our tenants for current or future volumes of products due to repairs, damage, lack  of  capacity  or  any  other  reason,  our  ability,  or  the  ability  of  our  tenants,  to  operate  efficiently  and  continue  shipping  products  to  end  markets  could  be restricted, thereby reducing revenues. Likewise, if any of these third-party pipelines or facilities becomes unable to transport any products distributed or transported through our or our tenants' facilities, our or our tenants' business, results of operations and financial condition could be adversely affected, which could adversely affect our ability to make cash distributions to our stockholders. The relative illiquidity of our real property and energy infrastructure asset investments may interfere with our ability to sell our assets when we desire. Investments in real property and energy infrastructure assets are relatively illiquid compared to other investments. Accordingly, we may not be able to sell such assets when we desire or at prices acceptable to us in response to changes in economic or other conditions. This could substantially reduce the funds available for satisfying our obligations and for distribution to our stockholders. 16   Table of Contents Glossary of Defined Terms Additional Risks Related to the Grand Isle Gathering System and Grand Isle Lease Agreement The ongoing refusal of EGC and Cox Oil to provide financial statements to us in accordance with the terms of the Grand Isle Lease Agreement has adversely impacted the use of our effective registration statements on Form S-3 and Form S-8 to register the offer and sale of securities. The lack of EGC financial statement information has also limited our ability to issue registered common stock to participants in our dividend reinvestment plan and to use our common stock as a component of compensation for our independent directors. The refusal by EGC and Cox Oil will also either prevent or make more costly our efforts to raise future capital if we are unable to use our universal shelf registration statement on Form S-3. Under applicable SEC rules, an issuer loses the privilege of using "short form" Form S-3 or Form S-8 registration statements to offer and sell securities unless it has  timely  filed  all  periodic  and  other  reports  required  to  be  filed  under  the  Exchange  Act  after  the  initial  filing  of  such  a  registration  statement.  As  described elsewhere in this Report, EGC and Cox Oil have refused to provide the financial statement information concerning EGC required to be filed by us pursuant to SEC Regulation  S-X,  as  described  in  Section  2340  of  the  SEC  Financial  Reporting  Manual.  We  believe  that  EGC  and  Cox  Oil  are  required  to  provide  us  with  this information, for inclusion in our SEC reports, pursuant to the terms of the Grand Isle Lease Agreement. The refusal of EGC and Cox Oil to provide these financial statements has adversely impacted our ability to use our currently effective shelf registration statements on Form S-3. In addition, we do not expect that the SEC will declare effective any registration statement that we file on any other form in connection with an offering so long as we remain unable to amend our Annual Reports  on  Form  10-K  for  the  years  ended  December  31,  2019  and  2018  to  include  the  required  financial  statements  of  EGC.  These  circumstances  will  either prevent or make more costly our efforts to raise future capital through the issuance of our equity and debt securities on a rapid basis. This action by EGC and Cox Oil could also have a negative impact on executing potential acquisitions or other transactions in a timely and efficient manner. While we may be able to raise additional capital through bank financing, private placement transactions or other means, these alternatives could increase both our financing costs and the amount of time required to complete a transaction, and there is no guarantee that we would succeed in raising the additional capital required on a timely basis. Our dividend reinvestment plan is registered under the Securities Act pursuant to a Form S-3D. As previously disclosed in our Current Report on Form 8-K filed on April 24, 2019, as a result of the refusal by EGC and Cox Oil to provide financial information, we have suspended our dividend reinvestment plan and currently are paying  quarterly  common  stock  dividends  entirely  in  cash.  Furthermore,  the  issuance  of  common  stock  to  our  independent  directors  as  a  portion  of  their compensation  is  registered  under  the  Securities  Act  pursuant  to  a  Form  S-8.  We  have  similarly  suspended  the  issuance  of  these  registered  shares  under  the Company's Director Compensation Plan as a result of our inability to file the required EGC financial statements. We have engaged in dialogue with the staff of the SEC in an effort to shorten the period during which we do not use these registration statements. We do not expect this period to be shortened until the EGC financial statement information has been received and filed. There is no assurance that we will be successful in obtaining such relief. Requirements imposed by the BOEM and BSEE related to the decommissioning, plugging, and abandonment of offshore facilities could significantly impact our cost of owning the Grand Isle Gathering System, which could have a material adverse impact on our financial condition and ability to make distributions to our stockholders. The Bureau of Ocean Energy Management (the "BOEM") issued guidance effective October 15, 2010, following the Deepwater Horizon accident, that effectively established a more stringent regimen for the timely decommissioning of what is known as "idle iron"-wells, platforms and pipelines that are no longer producing or serving  exploration  or  support  functions  related  to  an  operator's  lease-in  the  Gulf  of  Mexico  ("GOM").  This  guidance  includes  decommissioning  requirements providing that pipelines, platforms or other facilities, which would include various components of the Grand Isle Gathering System, that are no longer useful for operations  must be removed within five years of the cessation  of operations,  or as otherwise specified  therein.  A higher  than normal level  of decommissioning activity in the GOM at a time when the Grand Isle Gathering System is decommissioned may result in increased demand for salvage contractors and equipment, which in turn could result in increased estimates of plugging, abandonment and removal costs related to these regulatory asset retirement obligations. To cover these asset retirement obligations, the BOEM generally requires that Outer Continental Shelf ("OCS") lessees, pipeline right-of-way holders and other facility owners demonstrate financial strength and reliability  according to regulations or post bonds or other acceptable  assurances that such obligations will be satisfied.  In  July  2016,  the  BOEM  issued  a  new  Notice  to  Lessees  ("NTL")  with  an  effective  date  of  September  12,  2016,  requiring  additional  security  for decommissioning  activities.  The  BOEM  announced  on  June  22,  2017  that,  pending  its  review  of  the  NTL,  the  implementation  timeline  would  be  indefinitely extended, subject to certain exceptions. At this time it remains uncertain when or if the new NTL will be implemented. The cost of these bonds or assurances can be  substantial  and  could  increase  under  the  BOEM's  latest  policies,  depending  on  the  outcome  of  the  Trump  administration's  review  during  the  extended implementation period. There is no assurance that such bonds or assurances can be obtained in all cases. While EGC historically has satisfied these requirements with respect to its ownership and operation of the Grand Isle Gathering System, and the terms of the Grand Isle Lease Agreement require EGC to continue to do so, given continued volatility in commodity 17   Table of Contents Glossary of Defined Terms prices and the unwillingness of the surety companies to post bonds without the requisite collateral from operators such as EGC, there is no assurance that EGC will be able to continue to satisfy the demands for additional collateral for its current bonds or comply with any new supplemental bonding requirements. If EGC were financially unable to satisfy these requirements, Grand Isle Corridor, LP, as the owner of the Grand Isle Gathering System, would be required to do so. There can be no assurance that we would be able to meet any such increased bonding requirements. Under some circumstances, the BOEM may require any of our or our lessee's operations on federal leases, rights-of-way or facilities to be suspended or terminated. Any such suspension or termination could materially adversely affect our  financial  condition  and results  of  operations.  In  addition,  the  BOEM can require  supplemental  bonding  from  operators  for  decommissioning,  plugging,  and abandonment  liabilities  if  financial  strength  and  reliability  criteria  are  not  met.  If  EGC  is  unable  to  fund  any  such  supplemental  bonding  requirements  and  our subsidiary were required to bear the cost as owner of the Grand Isle Gathering System, such cost could have a material adverse impact on our financial condition and ability to make distributions to our stockholders. The Bureau of Safety and Environmental Enforcement ("BSEE") administers regulations governing blowout preventer systems and well control for oil and gas and sulfur operations on the OCS; lease term requirements for continuing operations; and production safety systems. BSEE regulations also require offshore oil and gas lessees and owners of operating rights to submit summaries of their actual expenditures for decommissioning pipelines and wells, platforms, and other facilities on the OCS. These regulations may require capital expenditures and other compliance costs and could result in liability for non-compliance. Failure to comply with these laws and regulations may trigger a variety of administrative, civil and criminal enforcement measures, including the assessment of monetary penalties, the imposition of remedial requirements and the issuance of orders enjoining future operations. In addition, increases in penalty amounts and limits of liability for damages to reflect inflation and/or increases in the CPI may result in increased exposure to EGC and its indirect parent, Cox Oil. EGC and Cox Oil may be unable to recover some or all of the resulting costs through insurance or increased revenues, which could have a material adverse effect on its business, results of operations and financial condition. Additional Risks Related to Our Ownership and Operation of MoGas or Other Assets Our operation of assets such as those at MoGas is subject to extensive regulation, including those relating to environmental matters, which may adversely affect our income and the cash available for distribution. In addition to the regulations discussed above and pipeline safety regulations discussed below, MoGas' operations, as well as those of assets we may acquire and operate  in the future, are subject  to extensive  federal,  regional,  state and local environmental  laws including, for example,  the Clean Air Act (CAA), the Clean Water  Act  (CWA),  the  Comprehensive  Environmental  Response,  Compensation  and  Liability  Act  (CERCLA),  the  Resource  Conservation  and  Recovery  Act (RCRA),  the  Oil  Pollution  Act  (OPA),  the  Occupational  Safety  and  Health  Administration  (OSHA)  and  analogous  state  and  local  laws.  These  laws  and  their implementing regulations may restrict or impact such business activities in many ways, including requiring the acquisition of permits or other approvals to conduct regulated activities, limiting emissions and discharges of pollutants, restricting the manner in which it disposes of wastes, requiring remedial action to remove or mitigate contamination, requiring capital expenditures to comply with pollution control or workplace safety requirements, and imposing substantial liabilities for pollution resulting from its operations. In addition, the regulations implementing these laws are constantly evolving, and the potential impact of recent regulatory actions  is  unclear.  For  instance,  the  EPA  adopted  final  rules  establishing  new  source  performance  standards  for  methane  emissions  from  new,  modified,  or reconstructed oil and gas sources, although a rule proposing reconsideration of these amendments has been proposed. Compliance with new or more stringent laws or regulations,  or stricter  interpretation  of existing  laws, may  require  material  expenditures  by MoGas, and likewise  may require  material  expenditures  at other facilities or systems we may acquire and operate. Failure to comply with these laws and regulations may trigger a variety of administrative, civil and criminal enforcement measures, including the assessment of monetary penalties, the imposition of remedial requirements and the issuance of orders enjoining future operations. In addition, increases in penalty amounts and limits of liability for damages to reflect inflation and/or increases in the CPI may result in increased exposure to operations such as MoGas. The operator of any such assets may be unable to recover some or all of the resulting costs through insurance or increased revenues, which could have a material adverse effect on its business, results of operations and financial condition. The PLR grants us the ability to own and to operate storage facilities, pipelines, and oil platforms and to have assurance that the payments we receive are treated as rent from real property for purposes of our qualification as a REIT. To the extent we acquire and operate any such asset, we will be exposed to risks similar to those described above and to which MoGas is exposed. In addition, oil platforms located off the coast of the United States are subject to additional regulatory scrutiny by BOEM and BSEE, as is described above for our Grand Isle Gathering System. 18   Table of Contents Glossary of Defined Terms MoGas' natural gas transmission operations, and related customer revenue agreements, are subject to regulation by FERC. MoGas' business operations are subject to regulation by FERC, including the types and terms of services MoGas may offer to its customers, construction of new facilities, expansion of current facilities, creation, modification or abandonment of services or facilities, record keeping and relationships with affiliated companies. Compliance with these requirements can be costly and burdensome and FERC action in any of these areas could adversely affect MoGas' ability to compete for business, construct new facilities, expand current facilities, offer new services, recover the full cost of operating its pipelines or earn its authorized rate of return. This regulatory oversight can result in longer lead times or additional costs to develop and complete  any future project  than competitors that are not subject  to FERC's regulations. To the extent we, in reliance on the PLR, acquire and operate other facilities or systems, those facilities or systems may similarly be subject to FERC regulatory oversight. In addition, the rates MoGas can charge for its natural gas transmission operations are regulated by FERC pursuant to the Natural Gas Act of 1938 ("NGA") as follows: • MoGas  may  only  charge  rates  that  have  been  determined  to  be  just  and  reasonable  by  FERC,  subject  to  a  prescribed  maximum  and  minimum,  and  is prohibited from unduly preferring or unreasonably discriminating against any person with respect to its rates or terms and conditions of service. • MoGas'  existing  rates  may  be  challenged  in  a  proceeding  before  FERC,  which  may  reduce  MoGas'  rates  if  FERC  finds  the  rates  are  not  just  and reasonable or are unduly preferential or unduly discriminatory. Proposed rate increases may be challenged by protest and allowed to go into effect subject to refund. Even if a rate increase is permitted by FERC to become effective, the rate increase may not be adequate. To the extent MoGas' costs increase in an amount greater than its revenues increase, or there is a lag between MoGas' cost increases and its ability to file for and obtain rate increases, MoGas' operating results would be negatively affected. Should FERC find that MoGas has failed to comply with all applicable FERC-administered statutes, rules, regulations, and orders, or with the terms of MoGas' tariffs on file with FERC, MoGas could be subject to substantial penalties and fines. Under the Energy Policy Act of 2005 ("EPAct 2005"), FERC has civil penalty authority under the NGA and Natural Gas Policy Act of 1978 ("NGPA") to impose penalties for violations of up to approximately $1.3 million per day for each violation, to revoke existing certificate authority and to order disgorgement of profits associated with any violation. On  May  31,  2018,  MoGas  filed  a  general  rate  case  with  FERC  seeking  a  change  in  its  rates  to  (i)  recover  increases  in  capital,  operating  and  maintenance expenditures incurred; (ii) mitigate the revenue impact from the substantial decrease in volumes due to the loss of a firm transportation agreement with a St. Louis natural gas marketing entity; (iii) mitigate the substantial decrease in revenue from the negotiated rate charged to MoGas' largest customer; and (iv) reflect changes in  the  corporate  income  tax  rate  associated  with  the  2017  Tax  Cuts  and  Jobs  Act.  MoGas'  filing  proposed  an  increase  in  MoGas'  revenue  requirement  of approximately $8.7 million. The proposed rates went into effect on December 1, 2018. On August 22, 2019, the FERC approved a settlement agreed to by MoGas and all intervenors in the rate case  to provide  maximum  annual  transportation  rates  that  equate  to approximately  $14.8 million,  effective  September  1, 2019. As a  result  of  the approved  and effective settlement, MoGas has begun to refund the difference between the filed rates and the settlement rates. In conjunction with the settlement, MoGas entered into 5-year firm transportation service agreements with its customers in exchange for modest discounts to its maximum transportation rates. The agreements, which amend prior year-to-year agreements, extend the termination date for the existing firm transportation service agreements to December 31, 2023. We cannot give any assurance regarding potential future regulations under which MoGas will operate its natural gas transmission business, or the effect that any changes in such future regulations, or in MoGas' agreements with its customers following December 31, 2023, could have on MoGas' business, financial condition and results of operations. Once the five-year rate agreements described above expire, revenues of MoGas' business with its customers other than Spire will once again be generated under agreements that are subject to cancellation on an annual basis. Once the term of MoGas' current firm transportation services pricing arrangement with its customers other than its largest customer, Spire, expire on December 31, 2023, revenues for MoGas' business with such other customers will once again be generated under transportation agreements which renew automatically on a year- to-year basis, but will be subject to cancellation by the customer or MoGas on 365 days' notice. When that occurs, if MoGas is unable to succeed in replacing any agreements canceled by its customers or itself that account for a significant portion of its revenues, or in renegotiating such agreements on terms substantially as favorable as the existing agreements, MoGas could suffer a material reduction in its revenues, financial results and cash flows. The maintenance or replacement of agreements with MoGas' customers at rates sufficient to maintain current or projected revenues and cash flows ultimately depends on a number of factors beyond its control, including competition from other pipelines, the proximity of supplies 19   Table of Contents Glossary of Defined Terms to the markets, and the price of, and demand for, natural gas. In addition, changes in state regulation of local distribution companies may cause them to exercise their cancellation rights in order to turn back their capacity when the agreements expire. Pipeline safety integrity programs and repairs may impose significant costs and liabilities on MoGas or other operating assets we may acquire. Regulations  administered  by  the  Federal  Office  of  Pipeline  Safety  within  the  U.S.  Department  of  Transportation's  Pipeline  and  Hazardous  Materials  Safety Administration ("PHMSA") require pipeline operators to develop integrity management programs to comprehensively evaluate certain areas along their pipelines and to take additional measures to protect certain pipeline segments. As an operator, MoGas is, and any other systems or facilities we may acquire and operate in reliance on the PLR are likely to be, required to: • • • • • perform ongoing assessments of pipeline or asset integrity; identify and characterize applicable threats to pipeline or asset segments that could impact a high consequence area; improve data collection, integration and analysis; repair and remediate the pipeline or asset as necessary; and implement preventative and mitigating actions. MoGas is required to maintain pipeline integrity testing programs that are intended to assess pipeline integrity. Any repair, remediation, preventative or mitigating actions  could  require  significant  capital  and  operating  expenditures.  The  regulations  implementing  these  laws  are  constantly  evolving;  pursuant  to  its reauthorization under the Protecting our Infrastructure of Pipelines and Enhancing Safety Act of 2016 (the "PIPES Act"), PHMSA has adopted rules implementing its  emergency  order  authority  over  pipelines,  revising  federal  pipeline  safety  regulations  related  to  underground  natural  gas  storage  facilities,  and  imposing additional requirements on the transportation of natural gas and hazardous liquids by pipeline, including more stringent standards for plastic pipe. In October 2019, PHMSA  issued  final  rules  amending  pipeline  safety  regulations  governing  both  hazardous  liquid  pipelines  and  gas  transmission  pipelines.  These  rules  extend reporting, inspections, integrity assessment, leak detection, and in-line inspection requirements to include additional pipeline segments, including certain pipeline segments outside high consequence areas. PHMSA also issued a final rule adopting enhanced emergency order procedures implementing certain emergency order authority  conferred  on  the  Secretary  by  the  PIPES  Act.  No  further  action  has  been  taken  on  the  notice  of  proposed  rulemaking  to  harmonize  the  hazardous materials regulations with international regulations and standards. Compliance with new or more stringent laws or regulations, or stricter interpretation of existing laws, could significantly increase compliance costs. Should MoGas fail to comply with the Federal Office of Pipeline Safety's rules and related regulations and orders, it could be subject to significant penalties and fines, including potential future increases in applicable penalty amounts to reflect inflation, which could have a  material  adverse  effect  on  MoGas'  business,  results  of  operations  and  financial  condition.  PHMSA  also  may  apply  to  other  systems  at  facilities  that  we,  in reliance on the PLR, may acquire and operate in the future. MoGas competes with other pipelines. The principal elements of competition among pipelines are availability of capacity, rates, terms of service, access to supplies, flexibility, and reliability of service. Additionally,  FERC's  policies  promote  competition  in  natural  gas  markets  by  increasing  the  number  of  natural  gas  transmission  options  available  to  MoGas' customer  base.  Any  current  or  future  pipeline  system  or  other  form  of  transmission  that  delivers  natural  gas  into  the  areas  that  MoGas  serves  could  offer transmission services that are more desirable to shippers than those MoGas provides because of price, location, facilities or other factors. Increased competition could  reduce  the  volumes  of  product  MoGas  transports,  result  in  a  reduction  in  the  rates  MoGas  is  able  to  negotiate  with  its  customers,  or  cause  customers  to choose  to  ship  their  product  on  a  different  competing  pipeline.  Any  one  of  these  consequences  could  have  a  material  adverse  impact  on  MoGas,  or  on  the operations of any other pipeline owned by the Company. These competitive considerations also could intensify the negative impact of factors that adversely affect the demand for MoGas' services, such as adverse economic conditions, weather, higher fuel costs and taxes or other regulatory actions that increase the cost, or limit the use, of products MoGas transports. Risks Related to Our Financing Arrangements Our indebtedness could have important consequences, including impairing our ability to obtain additional financing or pay future distributions, as well as subjecting us to the risk of foreclosure on any mortgaged properties in the event of non-payment of the related debt. As of December 31, 2019, we had outstanding consolidated indebtedness of approximately $156.0 million. Our leverage could have important consequences. For example, it could: • result in the acceleration of a significant amount of debt for non-compliance with the terms of such debt or, if such debt contains cross-default or cross- acceleration provisions, other debt; 20   Table of Contents Glossary of Defined Terms • materially  impair  our  ability  to  borrow  undrawn  amounts  under  existing  financing  arrangements  or  to  obtain  additional  financing  or  refinancing  on favorable terms or at all; • • • • require us to dedicate a substantial portion of our cash flow to paying principal and interest on our indebtedness, thereby reducing the cash flow available to fund our business, to pay distributions, including those necessary to maintain REIT qualification, or to use for other purposes; increase our vulnerability to economic downturns; limit our ability to withstand competitive pressures; or reduce our flexibility to respond to changing business and economic conditions. It is also important to note that our variable rate indebtedness under the CorEnergy Credit Facility and the Mowood/Omega Revolver use LIBOR as a benchmark for establishing the rate. LIBOR is the subject of recent national, international and other regulatory guidance and proposals for reform. These reforms and other pressures may cause LIBOR to disappear entirely or to perform differently than in the past. The consequences of these developments cannot be entirely predicted, but could include an increase in the cost of our variable rate indebtedness. In July 2017, the Financial Conduct Authority, the authority that regulates LIBOR, announced it intends to stop compelling banks to submit rates for the calculation of LIBOR after 2021. The Alternative Reference Rates Committee ("ARRC") has proposed that the Secured Overnight Financing Rate ("SOFR") is the rate that represents best practice as the alternative to USD-LIBOR for use in derivatives and other financial contracts that are currently indexed to USD-LIBOR. ARRC has proposed a paced market transition plan to SOFR from USD-LIBOR and organizations are currently working on industry wide and company specific transition plans as it relates to derivatives and cash markets exposed to USD-LIBOR. There is no guarantee that a transition from LIBOR to an alternative will not result in financial market disruptions, significant increases in benchmark rates, or financing costs to borrowers. We have material contracts that are indexed to USD-LIBOR and we are monitoring this activity and evaluating the related risks. Further, we expect to mortgage many of our properties to secure payment of indebtedness. If we are unable to meet mortgage payments, such failure could result in the loss of assets due to foreclosure and transfer to the mortgagee or sale on unfavorable terms with a consequent loss of income and asset value. A foreclosure of one  or  more  of  our  properties  could  create  taxable  income  without  accompanying  cash  proceeds,  and  could  adversely  affect  our  financial  condition,  results  of operations, cash flow, and ability to service debt and make distributions and the market price of our stock. We face risks associated with our dependence on external sources of capital. In order to qualify as a REIT, we are required each year to distribute to our stockholders at least 90 percent of our REIT taxable income, and we will be subject to tax on our income to the extent it is not distributed. Because of this distribution requirement, we may not be able to fund all future capital needs from cash retained from operations. As a result, to fund capital needs, we must rely on third-party sources of capital, which we may not be able to obtain on favorable terms, if at all. Our access to third-party sources of capital depends upon a number of factors, including (i) general market conditions; (ii) the market's perception of our growth potential;  (iii)  our  current  and  potential  future  earnings  and  cash  distributions;  and  (iv)  the  market  price  of  our  capital  stock.  Additional  debt  financing  may substantially increase our debt-to-total capitalization ratio. Additional equity issuances may dilute the holdings of our current stockholders. Covenants in our loan documents could limit our flexibility and adversely affect our financial condition. The  terms  of  our  various  credit  agreements  and  other  indebtedness  require  us  to  comply  with  a  number  of  customary  financial  and  other  covenants,  such  as maintaining  debt  service  coverage  and  leverage  ratios  and  maintaining  insurance  coverage.  These  covenants  may  limit  our  flexibility  in  our  operations,  and breaches of these covenants could result in defaults under the instruments governing the applicable indebtedness even if we had satisfied our payment obligations. If we were to default under credit agreements or other debt instruments, our financial condition would be adversely affected. We face risks related to "balloon payments" and refinancings. Certain of our mortgages will have significant outstanding principal balances on their maturity dates, commonly known as "balloon payments." There can be no assurance that we will be able to refinance the debt on favorable terms or at all. To the extent we cannot refinance this debt on favorable terms or at all, we may be forced to dispose of properties on disadvantageous terms or pay higher interest rates, either of which would have an adverse impact on our financial performance and ability to service debt and make distributions. 21   Table of Contents Glossary of Defined Terms Risks Related to Our Convertible Notes We expect that the trading price of the Convertible Notes will be significantly affected by the price of our common stock, which may be volatile. The market price of our common stock, as well as the general level of interest rates and our credit quality, will likely significantly affect the market price of the Convertible Notes. This may result in significantly greater volatility in the trading price of the Convertible Notes than would be expected for nonconvertible debt securities we may issue. We  cannot  predict  whether  the  price  of  our  common  stock  or  interest  rates  will  rise  or  fall.  The  market  price  of  our  common  stock  will  be  influenced  by  our operating results and prospects and by economic, financial, regulatory and other factors. General market conditions, including the level of, and fluctuations in, the trading prices of stocks generally, could affect the price of our common stock. Holders who receive shares of our common stock upon the conversion of their Convertible Notes will be subject to the risk of volatile and depressed market prices of our common  stock. There  can be no assurances  that the market  price  of our common  stock will not fall  in the future. A decrease  in the market  price of our common stock would likely adversely impact the trading price of the Convertible Notes. The Convertible Notes are structurally subordinated to all liabilities of our existing or future subsidiaries. Holders  of  the  Convertible  Notes  do  not  and  will  not  have  any  claim  as  a  creditor  against  any  of  our  present  or  future  subsidiaries.  Indebtedness  and  other liabilities,  including  trade  payables,  whether  secured  or  unsecured,  of  those  subsidiaries  are  structurally  senior  to  our  obligations  to  holders  of  the  Convertible Notes. In the event of a bankruptcy, liquidation, reorganization or other winding up of any of our subsidiaries, such subsidiaries will pay the holders of their debts, holders of any equity interests, including fund investors, and their trade creditors before they will be able to distribute any of their assets to us (except to the extent we  have  a  claim  as  a  creditor  of  such  subsidiary).  Any  right  that  we  have  to  receive  any  assets  of  any  of  the  subsidiaries  upon  the  bankruptcy,  liquidation, reorganization or other winding up of those subsidiaries, and the consequent rights of holders of Convertible Notes to realize proceeds from the sale of any of those subsidiaries' assets, will be effectively structurally subordinated to the claims of those subsidiaries' creditors, including trade creditors and holders of any preferred equity interests of those subsidiaries. The Convertible Notes are solely the obligations of the Company and are not guaranteed by any of our subsidiaries; whereas, our operations are conducted through, and substantially all of our consolidated assets are held by, our subsidiaries. The Convertible Notes are our obligations exclusively and are not guaranteed by any of our operating subsidiaries. Substantially all of our consolidated assets are held by our subsidiaries. Accordingly, our ability to service our debt, including the Convertible Notes, depends on the results of operations of our subsidiaries and upon the ability of such subsidiaries to provide us with cash, whether in the form of dividends, loans or otherwise, to pay amounts due on our obligations, including the  Convertible  Notes.  Our  subsidiaries  are  separate  and  distinct  legal  entities  and  have  no  obligation,  contingent  or  otherwise,  to  make  payments  on  the Convertible Notes or to make any funds available for that purpose. In addition, dividends, loans or other distributions to us from such subsidiaries may be subject to contractual and other restrictions set forth in our current and future debt instruments and are subject to other business considerations. Servicing our debt requires a significant amount of cash, and we may not have sufficient cash flow from our business to pay our substantial debt. Our ability to make scheduled payments of the principal of, to pay interest on or to refinance our indebtedness, including the Convertible Notes, depends on our future performance, which is subject to economic, financial, competitive and other factors beyond our control. Our business may not continue to generate cash flow from  operations  in  the  future  sufficient  to  service  our  debt  and  make  necessary  capital  expenditures.  If  we  are  unable  to  generate  such  cash  flow,  we  may  be required to adopt one or more alternatives, such as selling assets, restructuring debt or obtaining additional equity capital on terms that may be onerous or highly dilutive. Our ability to refinance our indebtedness will depend on the capital markets and our financial condition at such time. We may not be able to engage in any of these activities or engage in these activities on desirable terms, which could result in a default on our debt obligations. Regulatory actions may adversely affect the trading price and liquidity of the Convertible Notes. Current and future regulatory actions and other events may adversely affect the trading price and liquidity of the Convertible Notes. We expect that many investors in,  and  potential  purchasers  of,  the  Convertible  Notes  will  employ,  or  seek  to  employ,  a  convertible  arbitrage  strategy  with  respect  to  the  Convertible  Notes. Investors would typically implement such a strategy by selling short the common stock underlying the Convertible Notes and dynamically adjusting their short position while continuing to hold the 22   Table of Contents Glossary of Defined Terms Convertible Notes. Investors may also implement this type of strategy by entering into swaps on our common stock in lieu of or in addition to short selling the common stock. The SEC and other regulatory and self-regulatory authorities have implemented various rules and taken certain actions, and may in the future adopt additional rules and take other actions, which may impact those engaging in short selling activity involving equity securities (including our common stock). Such rules and actions include Rule 201 of SEC Regulation SHO, the adoption by the Financial Industry Regulatory Authority, Inc. and the national securities exchanges of a "Limit Up- Limit Down" program, the imposition of market-wide circuit breakers that halt trading of securities for certain periods following specific market declines, and the implementation  of  certain  regulatory  reforms  required  by  the  Dodd-Frank  Wall  Street  Reform  and  Consumer  Protection  Act  of  2010.  Any  governmental  or regulatory action that restricts the ability of investors in, or potential purchasers of, the Convertible Notes to effect short sales of our common stock, borrow our common stock or enter into swaps on our common stock could adversely affect the trading price and the liquidity of the Convertible Notes. We may still incur substantially more debt or take other actions which would intensify the risks discussed above. We and our subsidiaries may be able to incur substantial additional debt in the future, subject to the restrictions contained in our debt instruments, some of which may be secured debt. We are not restricted under the terms of the Indentures governing the Convertible Notes from incurring additional debt, securing existing or future debt, recapitalizing our debt or taking a number of other actions that are not limited by the terms of the Indentures governing the Convertible Notes that could have the effect  of diminishing  our ability to make payments on the Convertible  Notes when due. Our existing credit  facilities  restrict  our ability to incur additional indebtedness, including secured indebtedness, but we may be able to obtain waivers of such restrictions or may not be subject to such restrictions under the terms of any subsequent indebtedness. We may not have the ability to raise the funds necessary to repurchase the Convertible Notes upon a fundamental change. Holders of the Convertible Notes have the right, at their option, to require us to repurchase for cash all of their Convertible Notes, or any portion of the principal thereof  that  is  equal  to  $1,000,  or  a  multiple  of  $1,000,  upon  the  occurrence  of  a  fundamental  change,  as  set  forth  in  the  Indentures,  at  a  fundamental  change repurchase price equal to 100 percent of the principal amount of the Convertible Notes to be repurchased, plus accrued and unpaid interest, if any, thereon to (but excluding) the fundamental change repurchase date. However, we may not have enough available cash or be able to obtain financing at the time we are required to make  repurchases  of  Convertible  Notes  surrendered  therefor.  Our  failure  to  repurchase  Convertible  Notes  at  a  time  when  the  repurchase  is  required  by  the Indentures  would  constitute  a  default  under  the  Indentures.  A  default  under  the  Indentures  or  the  fundamental  change  itself  could  also  lead  to  a  default  under agreements governing our existing or future indebtedness. If the repayment of the related indebtedness were to be accelerated after any applicable notice or grace periods, we may not have sufficient funds to repay the indebtedness and repurchase the Convertible Notes or make cash payments upon conversions thereof. Our ability to repurchase the Convertible Notes may also be limited by law or by regulatory authority. Future sales of shares of our common stock or equity-linked securities in the public market, or the perception that they could occur, may depress the market price for our common stock and adversely impact the trading price of the Convertible Notes. We may, in the future, sell additional shares of our common stock or equity-linked securities to raise capital. Sales of substantial amounts of additional shares of common stock or equity-linked securities, shares that may be sold by stockholders and shares of common stock underlying the Convertible Notes as well as sales of shares that may be issued in connection with future acquisitions or for other purposes, including to finance our operations and business strategy, or the perception that such sales could occur, may have an adverse effect on the trading price of the Convertible Notes and prevailing market prices for our common stock and our ability to raise additional capital in the financial markets at a time and price favorable to us. The price of our common stock could also be affected by possible sales of our common stock by investors who view the Convertible Notes as a more attractive means of equity participation in our company and by hedging or arbitrage trading activity that we expect will develop involving our common stock. We  have  also  reserved  a  substantial  amount  of  shares  of  our  common  stock  in  connection  with  the  Convertible  Notes,  the  issuance  of  which  will  dilute  the ownership interests of existing stockholders. Any sales in the public market of the common stock issuable upon such issuance or conversion could adversely affect prevailing market prices of our common stock. We are unable to predict the effect that sales, or the perception that our shares may be available for sale, will have on the prevailing market price of our common stock and the trading price of the Convertible Notes. 23   Table of Contents Glossary of Defined Terms Holders of Convertible Notes are not entitled to any rights with respect to our common stock, but are subject to all changes made with respect to our common stock. Holders of Convertible Notes are not entitled to any rights with respect to our common stock (including, without limitation, voting rights and rights to receive any dividends or other distributions on our common stock) prior to the conversion date with respect to any Convertible Notes they surrender for conversion, but are subject  to  all  changes  affecting  our common  stock.  For example,  if  an amendment  is  proposed to our  charter  or bylaws  requiring  stockholder  approval  and the record date for determining the stockholders of record entitled to vote on the amendment occurs prior to the conversion date related to a holder's conversion of its notes, then such holder  will not be entitled  to vote on the amendment,  although  such holder  will nevertheless  be subject  to any changes  affecting  our common stock. The Convertible Notes are not protected by restrictive covenants. The Indentures governing the Convertible Notes do not contain any financial or operating covenants or restrictions on the payments of dividends, the incurrence of indebtedness  or  the  issuance  or  repurchase  of  securities  by  us  or  any  of  our  subsidiaries.  The  Indentures  contain  no  covenants  or  other  provisions  to  afford protection to holders of the Convertible Notes in the event of a fundamental change or other corporate transaction involving us except in limited circumstances as set forth in the Indentures. For example, events such as leveraged recapitalizations, refinancings, restructurings or acquisitions initiated by us may not constitute a fundamental change requiring us to repurchase the Convertible Notes. In the event of any such events, the holders of the Convertible Notes would not have the right  to  require  us  to  repurchase  the  Convertible  Notes,  even  though  each  of  these  transactions  could  increase  the  amount  of  our  indebtedness,  or  otherwise adversely affect our capital structure or any credit ratings, thereby adversely affecting the trading price of the Convertible Notes. The adjustment to the conversion rate for 7.00% Convertible Notes converted in connection with a Make-Whole Adjustment Event may not adequately compensate the holders for any lost value of their 7.00% Convertible Notes as a result of such transaction. If  a  "Make-Whole  Adjustment  Event"  (as  defined  in  the  Indenture  for  the  7.00%  Convertible  Notes)  occurs,  under  certain  circumstances,  we  will  increase  the conversion rate by a number of additional shares of our common stock for 7.00% Convertible Notes converted in connection with such Make-Whole Adjustment Event. The increase in the conversion rate will be determined based on the date on which the specified corporate transaction becomes effective and the price paid (or deemed to be paid) per share of our common stock in such transaction, all as set forth in the Indenture for the 7.00% Convertible Notes. The adjustment to the conversion rate for 7.00% Convertible Notes converted in connection with a make-whole fundamental change may not adequately compensate the holders for any lost value of their 7.00% Convertible Notes as a result of such transaction. In addition, if the price of our common stock in the transaction is greater than $45.00 per share or less than $30.00 per share (in each case, subject to adjustment), no additional shares will be added to the conversion rate. Moreover, in no event will the conversion rate per $1,000 principal amount of 7.00% Convertible Notes as a result of this adjustment exceed 33.3333 shares, subject to adjustments in the same manner as the conversion rate under the terms of the Indenture for the 7.00% Convertible Notes. Our  obligation  to  increase  the  conversion  rate  upon  the  occurrence  of  a  make-whole  fundamental  change  could  be  considered  a  penalty,  in  which  case  the enforceability thereof would be subject to general principles of reasonableness and equitable remedies. The increase in the conversion rate for 5.875% Convertible Notes converted in connection with a make-whole fundamental change or notice of redemption may not adequately compensate the holders for any lost value of their 5.875% Convertible Notes as a result of such make-whole fundamental change or redemption. If  a  make-whole  fundamental  change  occurs  prior  to  the  maturity  date  or  if  we  deliver  a  notice  of  redemption,  under  certain  circumstances  as  described  in  the Indenture for the 5.875% Convertible Notes, we will increase the conversion rate by a number of additional shares of our common stock for 5.875% Convertible Notes converted in connection with such make-whole fundamental change or notice of redemption. The increase in the conversion rate will be determined based on the  date  on  which  the  specified  corporate  transaction  that  constitutes  a  make-whole  fundamental  change  becomes  effective  or  the  date  we  deliver  a  notice  of redemption and the price paid (or deemed to be paid) per share of our common stock in the make-whole fundamental change or the average of the last reported sale prices of our common stock over the five consecutive trading day period ending on, and including, the trading day immediately preceding the date of the notice of redemption (such average, the “redemption price”), as described in the Indenture for the 5.875% Convertible Notes. The increase in the conversion rate for 5.875% Convertible Notes converted in connection with a make-whole fundamental change or notice of redemption may not adequately compensate the holders for any lost value of their 5.875% Convertible Notes as a result of such transaction or redemption. In addition, if the price per share of our common stock paid (or deemed to be paid) in the transaction or the redemption price, as applicable, is greater than $65.00 per share or less than $44.25 per share (in each case, subject to adjustment), no additional shares will be added to the conversion rate. Moreover, in no event will the conversion rate per $1,000 principal amount of 5.875% Convertible Notes as a result of this adjustment exceed 24   Table of Contents Glossary of Defined Terms 22.5998 shares of our common stock, subject to adjustments in the same manner as the conversion rate as set forth under the terms of the Indenture for the 5.875% Convertible Notes. Our  obligation  to  increase  the  conversion  rate  or  5.875%  Convertible  Notes  converted  in  connection  with  a  make-whole  fundamental  change  or  notice  of redemption could be considered a penalty, in which case the enforceability thereof would be subject to general principles of reasonableness and equitable remedies. The conversion rate of the Convertible Notes may not be adjusted for all dilutive events. The conversion rate of the Convertible Notes is subject to adjustment for certain events, including, but not limited to, the issuance of certain stock dividends on our common  stock,  the  issuance  of  certain  rights  or  warrants,  subdivisions,  combinations,  distributions  of  capital  stock,  indebtedness,  or  assets,  cash  dividends  and certain issuer tender or exchange offers. However, the conversion rate will not be adjusted for other events, such as a third-party tender or exchange offer or an issuance of our common stock or derivative instruments for cash or an exercise or conversion of any derivative instrument, that may adversely affect the trading price of the Convertible Notes or our common stock. An event that adversely affects the value of the Convertible Notes may occur, and that event may not result in an adjustment to the conversion rate. Some significant restructuring transactions and significant changes in the composition of our board may not constitute a fundamental change, in which case we would not be obligated to offer to repurchase the Convertible Notes. Upon  the  occurrence  of  a  fundamental  change,  holders  of  Convertible  Notes  have  the  right  to  require  us  to  repurchase  their  Convertible  Notes.  However,  the fundamental change provisions of the Indentures do not afford protection to holders of Convertible Notes in the event of other transactions that could adversely affect  the  Convertible  Notes.  For  example,  transactions  such  as  leveraged  recapitalizations,  refinancings,  restructurings,  or  acquisitions  initiated  by  us  may  not constitute a fundamental change requiring us to repurchase the Convertible Notes. In the event of any such transaction, the holders would not have the right to require us to repurchase the Convertible Notes, even though each of these transactions could increase the amount of our indebtedness, or otherwise adversely affect our capital structure or any credit ratings, thereby adversely affecting the holders of Convertible Notes. In addition, absent the occurrence of a fundamental change, changes in the composition of our Board of Directors will not provide holders with the right to require us to repurchase the Convertible Notes or to an increase in the conversion rate upon conversion. We have not registered the 5.875% Convertible Notes or the common stock issuable upon conversion of the 5.875% Convertible Notes which will limit the holders ability to resell them. The 5.875% Convertible  Notes and the shares of common stock issuable  upon conversion  of the 5.875% Convertible  Notes have not been registered  under the Securities  Act  or  any  state  securities  laws.  Unless  the  5.875%  Convertible  Notes  and  the  shares  of  common  stock  issuable  upon  conversion  of  the  5.875% Convertible Notes have been registered, the 5.875% Convertible Notes and such shares may not be transferred or resold except in a transaction exempt from or not subject to the registration requirements of the Securities Act and applicable state securities laws. We do not intend to file a registration statement for the resale of the 5.875% Convertible Notes and the common stock into which the 5.875% Convertible Notes are convertible. An active trading market may not develop for the Convertible Notes or, if it develops, may not be maintained or be liquid. We  do  not  intend  to  apply  to  list  the  Convertible  Notes  on  any  securities  exchange  or  to  arrange  for  quotation  on  any  automated  dealer  quotation  system.  The underwriters in our public offering of the 7.00% Convertible Notes or the initial purchasers of the 5.875% Convertible Notes may cease their market-making of the respective Convertible Notes at any time without notice. In addition, the liquidity of the trading market in the Convertible Notes, and the market price quoted for the  Convertible  Notes,  may  be  adversely  affected  by  changes  in  the  overall  market  for  this  type  of  security  and  by  changes  in  our  financial  performance  or prospects or in the prospects for companies in our industry generally. As a result, an active trading market may not develop for the Convertible Notes. If an active trading market does not develop or is not maintained, the market price and liquidity of the Convertible Notes may be adversely affected. In that case holders of the Convertible Notes may not be able to sell their Convertible Notes at a particular time or they may not be able to sell their Convertible Notes at a favorable price. The  liquidity  of  the  trading  market,  if  any,  and  future  trading  prices  of  the  Convertible  Notes  will  depend  on  many  factors,  including,  among  other  things,  the market  price  of  our  common  stock,  prevailing  interest  rates,  our  financial  condition,  results  of  operations,  business,  prospects  and  credit  quality  relative  to  our competitors,  the  market  for  similar  securities  and  the  overall  securities  market.  The  liquidity  of  the  trading  market  of  the  Convertible  Notes  may  be  adversely affected by unfavorable changes in any of these factors, some of which are beyond our control and others of which would not affect debt that is not convertible into capital  stock.  Historically,  the  market  for  convertible  debt  has  been  subject  to  disruptions  that  have  caused  volatility  in  prices  of  securities  similar  to  the Convertible  Notes.  Market  volatility  could  materially  and  adversely  affect  the  Convertible  Notes,  regardless  of  our  financial  condition,  results  of  operations, business, prospects or credit quality. 25   Table of Contents Glossary of Defined Terms The Convertible Notes are not rated. Any adverse rating of the Convertible Notes may cause their trading price to fall. We do not intend to seek a rating on the Convertible Notes. However, if a rating service were to rate the Convertible Notes and if such rating service were to lower its rating on the Convertible Notes below the rating initially assigned to the Convertible Notes or otherwise announces its intention to put the Convertible Notes on credit watch or to withdraw the rating, the trading price of the Convertible Notes could decline. Upon conversion of the Convertible Notes, holders may receive less valuable consideration than expected because the value of our common stock may decline after they exercise their conversion right. Under the Convertible Notes, a converting holder will be exposed to fluctuations in the value of our common stock during the period from the date such holder surrenders  Convertible  Notes for conversion until the date we settle  our conversion  obligation.  We will be required  to deliver  the shares of our common stock, together with cash for any fractional shares, on the third business day following the relevant conversion date; and for any conversion that occurs on or after the record date for the payment of interest on the Convertible Notes at the maturity date, we will be required to deliver shares on the maturity date. Accordingly, if the price  of  our  common  stock  decreases  during  this  period,  the  value  of  the  shares  that  the  holders  receive  will  be  adversely  affected  and  would  be  less  than  the conversion value of the Convertible Notes on the conversion date. Conversion of the Convertible Notes may dilute the ownership interest of existing stockholders, including holders who had previously converted their Convertible Notes. To the extent we issue shares of our common stock upon conversion of the Convertible Notes, the conversion of some or all of the Convertible Notes will dilute the ownership interests of existing stockholders. Any sales in the public market of shares of our common stock issuable upon such conversion of the Convertible Notes could adversely affect prevailing market prices of our common stock. In addition, the existence of the Convertible Notes may encourage short selling by market participants because the conversion of the Convertible Notes could be used to satisfy short positions, or anticipated conversion of the Convertible Notes into shares of our common stock could depress the price of our common stock. Provisions of the Convertible Notes could discourage an acquisition of us by a third party. Certain provisions of the Indentures and the Convertible Notes could make it more difficult or more expensive for a third party to acquire us. Upon the occurrence of certain transactions constituting a fundamental change under the Indentures, holders of the Convertible Notes will have the right, at their option, to require us to repurchase all or a portion of their Convertible Notes. We may also be required to increase the conversion rate upon conversion or provide for conversion into the acquirer's  capital  stock  in  the  event  of  certain  fundamental  changes.  In  addition,  the  Indentures  and  the  Convertible  Notes prohibit  us from  engaging  in  certain mergers or acquisitions unless, among other things, the surviving entity assumes our obligations under the Convertible Notes and the Indentures. Holders of the Convertible Notes may be subject to tax if we make or fail to make certain adjustments to the conversion rate of the Convertible Notes even though they do not receive a corresponding cash distribution. The conversion rate of the Convertible Notes is subject to adjustment in certain circumstances, including the payment of cash dividends. If the conversion rate is adjusted as a result of a distribution that is taxable to our common stockholders, such as a cash dividend, holders of Convertible Notes may be deemed to have received a dividend subject to U.S. federal income tax without the receipt of any cash. In addition, a failure to adjust (or to adjust adequately) the conversion rate after an event that increases the proportionate interest in us could be treated as a deemed taxable dividend to holders of the Convertible Notes. If, pursuant to the terms of the Indentures, a make-whole fundamental change occurs on or prior to the maturity date, under some circumstances, we will increase the conversion rate for Convertible Notes converted in connection with the make-whole fundamental change. Such increase may also be treated as a distribution subject to U.S. federal income tax as a dividend. For a non-U.S. holder of the Convertible Notes, any deemed dividend may be subject to U.S. federal withholding tax at a 30 percent rate, or such lower rate as may be specified by an applicable treaty, which may be set off against subsequent payments on the Convertible Notes. Because the Convertible Notes were initially issued in book-entry form, holders must rely on the Depository Trust Company's ("DTC") procedures to receive communications relating to the Convertible Notes and exercise their rights and remedies. We initially issued the Convertible Notes in the form of one or more global notes registered in the name of Cede & Co., as nominee of DTC. Beneficial interests in global notes will be shown on, and transfers of global notes will be effected only through, the records maintained by DTC. Except in limited circumstances, we will not  issue  certificated  notes.  Accordingly,  if  the  holders  own  a  beneficial  interest  in  a  global  note,  then  they  will  not  be  considered  an  owner  or  holder  of  the Convertible  Notes.  Instead,  DTC  or  its  nominee  will  be  the  sole  holder  of  global  notes.  Unlike  persons  who  have  certificated  notes  registered  in  their  names, owners of beneficial  interests in global notes will not have the direct right to act on our solicitations  for consents or requests for waivers or other actions from holders. Instead, those beneficial owners will be permitted to act only to the extent that they have received appropriate proxies 26   Table of Contents Glossary of Defined Terms to  do so  from  DTC or,  if  applicable,  a  DTC  participant.  The  applicable  procedures  for  the  granting  of  these  proxies  may  not  be  sufficient  to  enable  owners  of beneficial interests in global notes to vote on any requested actions on a timely basis. In addition, notices and other communications relating to the Convertible Notes  will  be  sent  to  DTC.  We  expect  DTC  to  forward  any  such  communications  to  DTC  participants,  which  in  turn  would  forward  such  communications  to indirect DTC participants. But we can make no assurances that holders will timely receive any such communications. Risks Related to Our Preferred Stock An active trading market for our depositary shares may not be maintained. Our depositary shares, each of which represents 1/100th of a share of our Series A Preferred Stock, are listed on the NYSE; however, we can provide no assurance that an active trading market on the NYSE for the depositary shares may be maintained. As a result, the ability to transfer or sell the depositary shares and any trading price of the depositary shares could be adversely affected. The market price of the depositary shares representing interests in our Series A Preferred Stock may be adversely affected by the future incurrence of debt or issuance of preferred stock by the Company. In  the  future,  we  may  increase  our  capital  resources  by  making  offerings  of  debt  securities  and  preferred  stock  of  the  Company  and  other  borrowings  by  the Company. The debt securities, preferred stock (if senior to our Series A Preferred Stock) and borrowings of the Company are senior in right of payment to our Series A Preferred Stock, and all payments (including dividends, principal and interest) and liquidating distributions on such securities and borrowings could limit our ability to pay dividends or make other distributions to the holders of depositary shares representing interests in our Series A Preferred Stock. Because our decision to issue securities and make borrowings in the future will depend on market conditions and other factors, some of which may be beyond our control,  we  cannot  predict  or  estimate  the  amount,  timing  or  nature  of  our  future  offerings  or  borrowings.  Thus,  holders  of  the  depositary  shares  representing interests in Series A Preferred Stock bear the risk of our future offerings or borrowings reducing the market price of the depositary shares representing interests in our Series A Preferred Stock. A holder of depositary shares representing interests in the Series A Preferred Stock has extremely limited voting rights. The voting rights of a holder of depositary shares are limited. Our common stock is the only class of our securities that carries full voting rights. Voting rights for holders of depositary shares exist primarily with respect to (i) the ability to elect (together with the holders of other series of preferred stock on parity with the Series  A  Preferred  Stock,  if  any)  two  additional  directors  to  our  Board  of  Directors  in  the  event  that  six  quarterly  dividends  (whether  or  not  declared  or consecutive) payable on the Series A Preferred Stock are in arrears, (ii) voting on amendments to our Charter, including the articles supplementary creating our Series A Preferred Stock (in some cases voting together with the holders of Parity Preferred Stock as a single class) that materially and adversely affect the rights of the holders of depositary shares representing interests in the Series A Preferred Stock and (iii) the creation of additional classes or series of our stock that are senior to the Series A Preferred Stock with respect to the payment of dividends or distributions of assets upon our liquidation, in each case, provided that in any event adequate provision for redemption has not been made. Other than certain limited circumstances, holders of depositary shares do not have any voting rights. The Change of Control conversion feature of Series A Preferred Stock may not adequately compensate the holders, and the Change of Control conversion and redemption features of the shares of Series A Preferred Stock underlying the depositary shares may make it more difficult for a party to take over the Company or discourage a party from taking over the Company. Upon the occurrence of a Change of Control (as defined in the Articles Supplementary for Series A Preferred Stock), holders of the depositary shares representing interests in our Series A Preferred Stock will have the right (unless, prior to the Change of Control Conversion Date (as defined in the Articles Supplementary for Series A Preferred Stock), we have provided notice of our election to redeem the depositary shares either pursuant to our optional redemption right or our special optional  redemption  right)  to  convert  some  or  all  of  their  depositary  shares  into  shares  of  our  common  stock  (or  equivalent  value  of  Alternative  Conversion Consideration). Upon such a conversion, the maximum number of shares of common stock that holders of depositary shares will receive for each depositary share converted  will  be  limited  to  the  Share  Cap.  These  features  of  the  Series  A  Preferred  Stock  may  have  the  effect  of  inhibiting  a  third  party  from  making  an acquisition  proposal  for  the  Company  or  of  delaying,  deferring  or  preventing  a  Change  of  Control  of  the  Company  under  circumstances  that  otherwise  could provide  the  holders  of  our  common  stock  and  Series  A  Preferred  Stock  with  the  opportunity  to  realize  a  premium  over  the  then-current  market  price  or  that stockholders may otherwise believe is in their best interests. The market price of the depositary shares could be substantially affected by various factors. The market price of the depositary shares will depend on many factors, which may change from time to time, including: • Prevailing interest rates, increases in which may have an adverse effect on the market price of the depositary shares representing interests in our Series A Preferred Stock; 27   Table of Contents Glossary of Defined Terms • The market for similar securities issued by other REITs; • General economic and financial market conditions; • The financial condition, performance and prospects of us, our tenants and our competitors; • Any rating assigned by a rating agency to the depositary shares; • Changes in financial estimates or recommendations by securities analysts with respect to us, our competitors or our industry; and • Actual or anticipated variations in our quarterly operating results and those of our competitors. In addition, over the last several years, prices of equity securities in the U.S. trading markets have been experiencing extreme price fluctuations. As a result of these and other factors, investors holding our depositary shares may experience a decrease, which could be substantial and rapid, in the market price of the depositary shares, including decreases unrelated to our financial condition, performance or prospects. Likewise, in the event that the depositary shares become convertible and are converted into shares of our common stock, holders of our common stock issued upon such conversion may experience a similar decrease, which also could be substantial and rapid, in the market price of our common stock. Risks Related to REIT Qualification and Federal Income Tax Laws We have elected to be taxed as a REIT for fiscal 2013 and subsequent years, but the IRS may challenge our qualification as a REIT. We have elected to be a REIT for federal income tax purposes. In order to qualify as a REIT, a substantial percentage of our income must be derived from, and our assets  consist  of,  real  estate  assets,  and,  in  certain  cases,  other  investment  property.  We  have  acquired  and  managed  investments  which  satisfy  the  REIT  tests. Whether a particular investment is considered a real estate asset for such purposes depends upon the facts and circumstances of the investment. Due to the factual nature of the determination, the IRS may challenge whether any particular investment will qualify as a real estate asset or realize income which satisfies the REIT income  tests.  In  determining  whether  an  investment  is  a  real  property  asset,  we  will  look  at  the  Code  and  the  IRS's  interpretation  of  the  Code  in  regulations, published rulings, private letter rulings and other guidance. In the case of a private letter ruling issued to another taxpayer, we would not be able to bind the IRS to the holding of such ruling. If the IRS successfully challenges our qualification as a REIT, we may not be able to achieve our objectives and the value of our stock may decline. As a REIT, our distributions from earnings and profits will be treated as ordinary income and a return of capital, and generally will not qualify as qualified dividend income ("QDI"). Fluctuations in the fair market value of the assets that we own and that are owned by our taxable REIT subsidiaries may adversely affect our continued qualification as a REIT. We have to satisfy the asset tests at the end of each quarter. Although fluctuations in the fair market value of our assets should not adversely affect our qualification as a REIT, we must satisfy the asset tests immediately after effecting the REIT acquisition of any asset. Thus, we may be limited in our ability to purchase certain assets depending upon the potential fluctuations in the fair market value of our direct and indirect assets. As fair market value determinations are factual, risks exist as to the fair market determination. Although we believe that the Grand Isle Gathering System and Pinedale LGS constitute real estate assets under the REIT provisions of the Code, that belief is not binding on the IRS or any court and does not guarantee our qualification as a REIT. On August 31, 2016, the IRS issued final regulations to define real property under the REIT provisions, which provide that interests in real estate include inherently permanent structures such as pipelines and certain related assets. The qualifying real estate assets in the energy infrastructure sector include electric transmission and distribution systems, pipeline systems, and storage and terminaling systems, among others. We believe that substantially all of the Grand Isle Gathering System and  Pinedale  LGS  constitute  real  estate  assets  under  the  REIT  provisions  consistent  with  the  final  regulations  and  certain  private  letter  rulings.  We  have  not obtained any private letter rulings with respect to the Grand Isle Gathering System. We have received a private letter ruling and certain other confirmation from the IRS that certain Pinedale LGS assets qualify as real property for REIT purposes. If the Grand Isle Gathering System or Pinedale LGS does not constitute a real estate asset for federal income tax purposes, we would likely fail to continue to qualify as a REIT. If that should occur, it likely would prevent us from achieving our business objectives and could cause the value of our stock to decline. Failure to qualify as a REIT would have significant adverse consequences to us and the value of our common stock. Beginning with our fiscal year ended December 31, 2013, we believe our income and investments have allowed us to meet the income and asset tests necessary for us to qualify for REIT status and we have elected to be taxed as a REIT for fiscal years 2013 through 2019. Qualification as a REIT involves the application of highly technical and complex provisions of the Internal Revenue Code as 28   Table of Contents Glossary of Defined Terms to which there may only be limited judicial and administrative  interpretations  and involves the determination of facts and circumstances not entirely within our control. Future legislation, new regulations, administrative interpretations or court decisions may significantly change the tax laws or the application of the tax laws with  respect  to  qualification  as  a  REIT  for  federal  income  tax  purposes  or  the  federal  income  tax  consequences  of  such  qualification.  Accordingly,  we  cannot assure you that we will be organized or will operate to qualify as a REIT for future fiscal years. If, with respect to any taxable year, we fail to qualify as a REIT, we would not be allowed to deduct distributions to stockholders in computing our taxable income. After our initial election and qualification as a REIT, if we later failed  to  so qualify  and we were not  entitled  to  relief  under  the relevant  statutory  provisions,  we would also be  disqualified  from  treatment  as  a REIT for four subsequent taxable years. If we fail to qualify as a REIT, corporate-level income tax would apply to our taxable income at regular corporate rates. As a result, the amount  available  for  distribution  to  holders  of  equity  securities  would be  reduced  for  the  year  or  years  involved,  and  we would no longer  be  required  to  make distributions. In addition, our failure to qualify as a REIT could impair our ability to expand our business and raise capital, and it could adversely affect the value of our common stock. As a REIT, failure to make required distributions would subject us to federal corporate income tax. In order to remain qualified for taxation as a REIT, we also are generally required to distribute at least 90 percent of our REIT taxable income (determined without regard to the dividends paid deduction and excluding net capital gain) each year, or in limited circumstances, the following year, to our stockholders. Beginning with our fiscal year ended December 31, 2013, we believe we have satisfied these requirements. While the amount, timing and form of any future distributions will be determined, and will be subject to adjustment, by our Board of Directors, we generally expect to distribute all or substantially all of our REIT taxable income. If our cash available for distribution falls short of our estimates, we may be unable to maintain distributions that approximate our REIT taxable income and may fail to remain qualified for taxation as a REIT. In addition, our cash flows from operations may be insufficient to fund required distributions as a result of differences in timing between the actual receipt of income and the payment of expenses and the recognition of income and expenses for federal income tax purposes, or the effect of nondeductible expenditures, such as capital expenditures, payments of compensation for which Section 162(m) of the Code denies a deduction, interest expense deductions limited by Section 163(j) of the Code, the creation of reserves or required debt service or amortization payments. To the extent that we satisfy the 90 percent distribution requirement but distribute less than 100 percent of our REIT taxable income, we will be subject to federal corporate  income  tax  on  our  undistributed  taxable  income.  In  addition,  we  will  be  subject  to  a  4  percent  nondeductible  excise  tax  on  our  undistributed  taxable income to the extent the actual amount that we distribute to our stockholders for a calendar year is less than the minimum distribution amount specified under the Code. Ownership limitation provisions in our charter may delay or prevent certain transactions in our shares, and could have the effect of delaying, deferring or preventing a transaction or change of control of our Company. To maintain our qualification as a REIT for U.S. federal income tax purposes, among other purposes, our charter includes provisions designed to ensure that not more than 50 percent in value of our outstanding stock may be owned, directly or indirectly, by or for five or fewer individuals (as defined in the Internal Revenue Code to include certain entities such as private foundations) at any time during the last half of any taxable year. Subject to the exceptions described below, our charter generally prohibits any person (as defined under the Internal Revenue Code to include certain entities) from actually owning or being deemed to own by virtue of the applicable constructive ownership provisions of the Internal Revenue Code, (i) more than 9.8 percent (in value or in number of shares, whichever is more restrictive) of the issued and outstanding shares of our common stock or (ii) more than 9.8 percent in value of the aggregate of the outstanding shares of all classes  and  series  of  our  stock,  in  each  case,  excluding  any  shares  of  our  stock  not  treated  as  outstanding  for  federal  income  tax  purposes.  We  refer  to  these restrictions as the "ownership limitation provisions." Our charter further prohibits any person from beneficially or constructively owning shares of our capital stock that would result in us being "closely held" under Section 856(h) of the Code or otherwise failing to qualify as a REIT. Our charter also provides that any transfer of shares of our capital stock which would, if effective, result in our capital stock being beneficially owned by fewer than 100 persons (as determined pursuant to the Internal Revenue Code) shall be void ab initio and the intended transferee shall acquire no rights in such shares. These ownership limitation provisions may prevent or delay individual transactions in our stock that would trigger such provisions, and also could have the effect of delaying, deferring or preventing a change in control and, as a result, could adversely affect our stockholders' ability to realize a premium for their shares of common stock. However, our Board of Directors may waive the ownership limitation provisions with respect to a particular stockholder and establish different ownership limitation provisions for such stockholder. In granting such waiver, our Board of Directors may also require the stockholder receiving such waiver to make certain representations, warranties and covenants related to our ability to qualify as a REIT. Ownership limitations in our charter may impair the ability of holders to convert Convertible Notes into our common stock. In order to assist us in maintaining our qualification as a REIT for U.S. federal income tax purposes, among other purposes, our charter restricts ownership of more than 9.8 percent (in value or in number, whichever is more restrictive) of our outstanding shares of common stock, or 9.8 percent in value of our outstanding capital stock, subject to certain exceptions. Notwithstanding any other 29   Table of Contents Glossary of Defined Terms provision  of  the  Convertible  Notes  or  the  Indentures,  no  holder  of  Convertible  Notes  will  be  entitled  to  receive  common  stock  following  conversion  of  such Convertible Notes to the extent that receipt of such common stock would cause such holder (after application of certain constructive ownership rules) to exceed the ownership  limit  contained  in  our  charter.  We  will  not  be  able  to  deliver  our  common  stock,  even  if  we  would  otherwise  choose  to  do  so,  to  any  holder  of Convertible Notes if the delivery of our common stock would cause that holder to exceed the ownership limits described above. Complying with REIT requirements may affect our profitability and may force us to liquidate or forgo otherwise attractive investments. To qualify as a REIT, we must continually satisfy tests concerning, among other things, the nature and diversification of our assets, the sources of our income and the amounts we distribute to our stockholders. We may be required to liquidate or forgo otherwise attractive investments in order to satisfy the asset and income tests or to qualify under certain statutory relief provisions. We may also be required to make distributions to stockholders at disadvantageous times or when we do not have funds readily available for distribution. As a result, having to comply with the distribution requirement could cause us to sell assets in adverse market conditions, borrow on unfavorable terms or distribute amounts that would otherwise be invested in future acquisitions, capital expenditures or repayment of debt. Accordingly, satisfying the REIT requirements could materially and adversely affect us. As a REIT, re-characterization of sale-leaseback transactions may cause us to lose our REIT status. We intend to purchase certain properties and simultaneously lease those same properties back to the sellers. While we will use our best efforts to structure any such sale-leaseback transaction so that the lease will be characterized as a "true lease," thereby allowing us to be treated as the owner of the property for U.S. federal income tax purposes, the IRS could challenge such characterization. In the event that any sale-leaseback transaction is recharacterized as a financing transaction or loan  for  U.S.  federal  income  tax  purposes,  deductions  for  depreciation  and  cost  recovery  relating  to  such  property  would  be  disallowed.  If  a  sale-leaseback transaction  were  so  recharacterized,  we  might  fail  to  satisfy  the  REIT  qualification  "asset  tests"  or  the  "income  tests"  and,  consequently,  lose  our  REIT  status effective with the year of re-characterization. Alternatively, the amount of our REIT taxable income could be recalculated which might also cause us to fail to meet the distribution requirement for a taxable year. As a REIT, we are required to make distributions, other than capital gain distributions, to our stockholders each year in the amount of at least 90 percent of our REIT taxable income in order to deduct distributions to our stockholders. As a result, we will continue to need additional capital to make new investments. If additional funds are unavailable or not available on favorable terms, our ability to make new investments will be impaired. As a REIT, we are required to distribute at least 90 percent of our REIT taxable income in order to deduct distributions to our stockholders, and as such we expect to continue to require additional capital to make new investments or carry existing investments. We may acquire additional capital from the issuance of securities senior to our common stock, including additional borrowings or other indebtedness or the issuance of additional securities. We may also acquire additional capital through the issuance of additional equity. However, we may not be able to raise additional capital in the future on favorable terms or at all. Unfavorable economic conditions could increase our funding costs, limit our access to the capital markets or result in a decision by lenders not to extend credit to us. We may issue debt securities, other instruments of indebtedness or preferred stock, and we may borrow money from banks or other financial institutions, which we refer to collectively as "senior securities." As a result of issuing senior securities, we will also be exposed to typical risks associated with leverage, including increased risk of loss. If we  issue  preferred  securities  which  will  rank  "senior"  to  our  common  stock  in  our  capital  structure,  the  holders  of  such  preferred  securities  may  have  separate voting rights and other rights, preferences or privileges more favorable than those of our common stock, and the issuance of such preferred securities could have the effect of delaying, deferring or preventing a transaction or a change of control that might involve a premium price for security holders or otherwise be in our best interest. To the extent our ability to issue debt or other senior securities is constrained, we will depend on issuances of additional common stock to finance new investments. If we raise additional funds by issuing more of our common stock or senior securities convertible into, or exchangeable for, our common stock, the percentage ownership of our stockholders at that time would decrease, and you may experience dilution. If we acquire C corporations in the future, we may inherit material tax liabilities and other tax attributes from such acquired corporations, and we may be required to distribute earnings and profits. From  time  to  time  we  may  acquire  C  corporations  or  assets  of  C  corporations  in  transactions  in  which  the  basis  of  the  corporations'  assets  in  our  hands  is determined by reference to the basis of the assets in the hands of the acquired corporations, or carry-over basis transactions. In the case of assets we acquire from a C corporation in a carry-over basis transaction, if we dispose of any such asset in a taxable transaction (including by deed in lieu of foreclosure) during the five-year period beginning on the date of the carry-over basis transaction, then we will be required to pay tax at the highest regular corporate tax rate on the gain recognized to the extent of the 30   Table of Contents Glossary of Defined Terms excess of (1) the fair market value of the asset over (2) our adjusted tax basis in the asset, in each case determined as of the date of the carry-over basis transaction. Any taxes we pay as a result of such gain would reduce the amount available for distribution to our stockholders. The imposition of such tax may require us to forgo an otherwise attractive disposition of any assets we acquire from a C corporation in a carry-over basis transaction, and as a result may reduce the liquidity of our portfolio of investments. In addition, in such a carry-over basis transaction, we could potentially succeed to any tax liabilities and earnings and profits of any acquired C corporation. To qualify as a REIT, we must distribute any non-REIT earnings and profits by the close of the taxable year in which such transaction occurs. If the IRS were to determine that we acquired non-REIT earnings and profits from a corporation that we failed to distribute prior to the end of the taxable year in which the carry-over basis transaction occurred, we could avoid disqualification as a REIT by paying a "deficiency dividend." Under these procedures, we generally  would  be  required  to  distribute  any  such  non-REIT  earnings  and  profits  to  our  stockholders  within  90  days  of  the  determination  and  pay  a  statutory interest charge at a specified rate to the IRS. Such a distribution would be in addition to the distribution of REIT taxable income necessary to satisfy the REIT distribution  requirement  and  may  require  that  we  borrow  funds  to  make  the  distribution  even  if  the  then-prevailing  market  conditions  are  not  favorable  for borrowings. In addition, payment of the statutory interest charge could materially and adversely affect us. Legislative or other actions affecting REITs could have a negative effect on us. The rules dealing with federal, state and local income taxation are constantly under review by persons involved in the legislative process and by the IRS and the U.S. Department of the Treasury. Changes to the tax laws, with or without retroactive application, could materially and adversely affect our investors or us. On December 22, 2017, the Tax Cuts and Jobs Act was signed into law by the U.S. President. Although we are not aware of any provision in the final tax reform legislation or any pending tax legislation that would adversely affect our ability to qualify as a REIT, we cannot predict how future changes in the tax laws might affect  our  investors  or  us.  New  legislation,  Treasury  Regulations,  administrative  interpretations  or  court  decisions  could  significantly  and  negatively  affect  our ability to qualify as a REIT or the income tax consequences of such qualification. Risks Related to Our Corporate Structure and Governance Corridor may serve as a manager to other entities, which may create conflicts of interest not in the best interest of us or our stockholders. Corridor's services under the Management Agreement are not exclusive, and, while it currently does not have any contractual arrangement to do so, it is free to furnish  the  same  or  similar  services  to  other  entities,  including  businesses  that  may  directly  or  indirectly  compete  with  us  so  long  as  its  services  to  us  are  not impaired by the provision of such services to others. Corridor and its members may have obligations to other entities, the fulfillment of which might not be in the best interests of us or our stockholders. We will be dependent upon key personnel of Corridor for our future success. We have entered into a management agreement with Corridor to provide full management services to us for real property asset investments. We will be dependent on the diligence, expertise and business relationships of the management of Corridor to implement our strategy of acquiring real property assets. The departure of one or more investment professionals of Corridor could have a material adverse effect on our ability to implement this strategy and on the value of our common stock. There can be no assurance that we will be successful in implementing our strategy. In addition to the ownership limit provisions discussed above, certain provisions of our charter and of Maryland law may limit the ability of stockholders to control our policies and effect a change of control of our Company. Our charter authorizes our Board of Directors to amend our charter to increase or decrease the aggregate number of authorized shares of stock, to authorize us to issue additional shares of our common stock or preferred stock and to classify or reclassify unissued shares of our common stock or preferred stock and thereafter to  authorize  us  to  issue  such  classified  or  reclassified  shares  of  stock.  We  believe  that  these  provisions  in  our  charter  provide  us  with  increased  flexibility  in structuring  possible  future  financings  and  acquisitions  and  in  meeting  other  needs  that  might  arise.  The  additional  classes  or  series,  as  well  as  the  additional authorized shares of stock, will be available for issuance without further action by our stockholders, unless such action is required by applicable law or the rules of any stock exchange or automated quotation system on which our securities may be listed or traded. Although our Board of Directors does not currently intend to do so, it could authorize us to issue a class or series of stock that could, depending upon the terms of the particular class or series, delay, defer or prevent a transaction or a change of control of our company that might involve a premium price for holders of our common stock or that our common stockholders otherwise believe to be in their best interests. 31   Table of Contents Glossary of Defined Terms Provisions of the Maryland General Corporation Law and our charter and bylaws could deter takeover attempts and have an adverse impact on the price of our common stock. The  following  considerations  related  to  provisions  of  Maryland  General  Corporation  Law, and  of  our  charter  and  bylaws,  may  have  the  effect  of  discouraging, delaying or making difficult a change in control of our Company or the removal of our incumbent directors: • We are subject to the Business Combination Act of the Maryland General Corporation Law. However, pursuant to the statute, our Board of Directors has adopted a resolution exempting us from the Maryland Business Combination Act for any business combination between us and any person to the extent that such business combination receives the prior approval of our Board of Directors. • • • • • • • Our  bylaws  exempt  from  the  Maryland  Control  Share  Acquisition  Act  acquisitions  of  stock  by  any  person.  If  we  amend  our  bylaws  to  repeal  the exemption  from  the  Maryland  Control  Share  Acquisition  Act,  the  Maryland  Control  Share  Acquisition  Act  also  may  make  it  more  difficult  to  obtain control of our Company. As described above, our charter includes a share ownership limit and other restrictions on ownership and transfer of shares, in each such case designed, among other purposes, to preserve our status as a REIT, which may have the effect of precluding an acquisition of control of us without the approval of our Board of Directors. Under our charter, our Board of Directors is divided into three classes serving staggered terms, which may make it more difficult for a hostile bidder to acquire control of us. Our charter contains a provision whereby we have elected to be subject to the provisions of Title 3, Subtitle 8 of the Maryland General Corporation Law relating to the filling of vacancies on our Board of Directors. Further, through provisions in our charter and bylaws unrelated to Subtitle 8, we (1) require a two-thirds  vote  for the  removal  of  any director  from  the  board, which  removal  must  be for  cause,  (2)  vest in  the board  the exclusive  power to  fix the number of directors, subject to limitations set forth in our charter and bylaws, (3) have a classified Board of Directors and (4) require that, unless a special meeting of stockholders is called by the chairman of our Board of Directors, our chief executive officer, our president or our Board of Directors, such a special meeting may be called to consider and vote on any matter that may properly be considered at a meeting of stockholders only at the request of stockholders entitled to cast not less than a majority of all votes entitled to be cast on a matter at such meeting. In addition, our Board of Directors may, without stockholder action, authorize the issuance of shares of stock in one or more classes or series, including preferred stock. Our Board of Directors also may, without stockholder action, amend our charter to increase the number of shares of stock of any class or series that we have authority to issue. Our bylaws include advance notice provisions, governing stockholders' director nominations or proposal of other business to be considered at an annual meeting of our stockholders, requiring the continuous ownership by the stockholder(s) putting forth any such nominee or proposal of at least one percent (1 percent) of our outstanding shares for a minimum period of at least three years prior to the date of such nomination or proposal and through the date of the related annual meeting (including any adjournment or postponement thereof), each as specified in the bylaws. Our bylaws designate certain Maryland courts as the sole and exclusive forum for certain types of actions and proceedings that may be initiated by our stockholders, which could limit our stockholders' ability to obtain a judicial forum that our stockholders believe is favorable for disputes with us or our directors, officers or employees. The existence of these provisions, among others, may have a negative impact on the price of our common stock and may discourage third party bids for ownership of our Company. These provisions may prevent any premiums being offered to you for our common stock. Our ability to pay dividends is limited by the requirements of Maryland law. Our ability to pay dividends on our common stock and Series A Preferred Stock is limited by the laws of Maryland. Under the Maryland General Corporation Law, a Maryland corporation generally may not make a distribution if, after giving effect to the distribution, the corporation would not be able to pay its debts as the debts become due in the usual course of business, or the corporation's total assets would be less than the sum of its total liabilities plus, unless the corporation's charter provides otherwise, the amount that would be needed, if the corporation were dissolved at the time of the distribution, to satisfy the preferential rights upon dissolution of stockholders whose preferential rights are superior to those receiving the distribution. Accordingly, we may not make a distribution on our common stock and the Series A Preferred Stock if, after giving effect to the distribution, we would not be able to pay our debts as they become due in the usual course of business or our total assets would be less than the sum of our total liabilities plus, unless the terms of such class or series provide otherwise, the amount that would be  needed  to  satisfy  the  preferential  rights  upon  dissolution  of  the  holders  of  any  shares  of  any  class  or  series  of  preferred  stock  then  outstanding,  if  any,  with preferences senior to those of our common stock and the Series A Preferred Stock. 32   Table of Contents Glossary of Defined Terms Additional Risks to Our Stockholders Our use of leverage increases the risk of investing in our securities and will increase the costs borne by common stockholders. Our  use  of  leverage  through  the  issuance  of  any  preferred  stock  or  debt  securities,  and  any  additional  borrowings  or  other  transactions  involving  indebtedness (other  than  for  temporary  or  emergency  purposes)  are  or  would  be  considered  "senior  securities"  and  create  risks.  Leverage  may  adversely  affect  common stockholders. If the return on securities acquired with borrowed funds or other leverage proceeds does not exceed the cost of the leverage, the use of leverage could cause us to lose money. Our issuance of senior securities involves offering expenses and other costs, including interest payments, which are borne indirectly by our common stockholders. Fluctuations  in interest  rates  could increase  interest  or dividend  payments on our senior securities,  and could reduce cash available  for distribution  on common stock. Increased operating costs, including the financing cost associated with any leverage, may reduce our total return to common stockholders. Rating agency guidelines applicable to any senior securities may impose asset coverage requirements, dividend limitations, voting right requirements (in the case of the senior equity securities), and restrictions on our portfolio composition and our use of certain investment techniques and strategies. The terms of any senior securities or other borrowings may impose additional requirements, restrictions and limitations that are more stringent than those required by a rating agency that rates  outstanding  senior  securities.  These  requirements  may  have  an  adverse  effect  on  us  and  may  affect  our  ability  to  pay  distributions  on  common  stock  and preferred  stock.  To  the  extent  necessary,  we  may  redeem  our  senior  securities  to  maintain  the  required  asset  coverage.  Doing  so  may  require  that  we  liquidate investments at a time when it would not otherwise be desirable to do so. In addition, lenders from whom we may borrow money or holders of our debt securities may have fixed dollar claims on our assets that are superior to the claims of our stockholders, and we have granted, and may in the future grant, a security interest in our assets in connection with our debt. In the case of a liquidation event, those lenders or note holders would receive proceeds before our stockholders. If the value of our assets increases, then leveraging would cause the book value of our common stock to increase more than it otherwise would have had we not leveraged. Conversely, if the value of our assets decreases, leveraging would cause the book value of our common stock to decline more than it otherwise would have had we not leveraged. Similarly, any increase in our revenue in excess of interest expense on our borrowed funds would cause our net income to increase more than it would without the leverage. Any decrease in our revenue would cause our net income to decline more than it would have had we not borrowed funds and could negatively affect our ability to make distributions on our common stock. Our ability to service any debt that we incur will depend largely on our financial performance and the performance of our investments and will be subject to prevailing economic conditions and competitive pressures. We cannot assure you that we will be able to pay dividends regularly. Our  ability  to  pay  dividends  in  the  future  is  dependent  on  our  ability  to  operate  profitably  and  to  generate  cash  from  our  operations  and  the  operations  of  our subsidiaries. We cannot guarantee that we will be able to pay dividends on a regular quarterly basis in the future. Furthermore, any new shares of common stock issued will substantially increase the cash required to continue to pay cash dividends at current levels. Any common stock or preferred stock that may in the future be issued to finance acquisitions, upon exercise of stock options or otherwise, would have a similar effect. Future sales of shares of our common stock may depress its market price. We may, in the future, sell additional shares of our common stock to raise capital. Sales of substantial amounts of additional shares of common stock, shares that may be sold by stockholders, shares of common stock underlying the Convertible Notes and shares issuable upon exercise of outstanding options as well as sales of shares that may be issued in connection with future acquisitions or for other purposes, including to finance our operations and business strategy, or the perception that such sales could occur, may have an adverse effect on prevailing market prices for our common stock and our ability to raise additional capital in the financial markets at a time and price favorable to us. The price of our common stock could also be affected by possible sales of our common stock by investors who view the Convertible  Notes  as  a  more  attractive  means  of  equity  participation  in  our  company  and  by  hedging  or  arbitrage  trading  activity  that  we  expect  will  develop involving our common stock. Risk Related to Terrorism and Cybersecurity A terrorist attack, act of cyber-terrorism or armed conflict could harm our business. Terrorist  activities,  anti-terrorist  efforts  and  other  armed  conflicts  involving  the  U.S., whether  or  not  targeted  at  our  assets  or  those  of  our  tenants,  investees  or customers, could adversely affect the U.S. and global economies and could prevent us from meeting our financial and other obligations. Both we and our tenants and  investees  could  experience  loss  of  business,  delays  or  defaults  in  payments  from  customers  or  disruptions  of  supplies  and  markets  if  domestic  and  global utilities or other energy infrastructure companies are direct targets or indirect casualties of an act of terror or war. Additionally, both we and our tenants and other investees rely on financial 33   Table of Contents Glossary of Defined Terms and  operational  computer  systems  to  process  information  critically  important  for  conducting  various  elements  of  our  respective  businesses.  Any  act  of  cyber- terrorism or other cyber-attack resulting in a failure of our computer systems, or those of our tenants, customers, suppliers or others with whom we do business, could materially disrupt our ability to operate our respective businesses and could result in a financial loss to the Company and possibly do harm to our reputation. Accordingly,  terrorist  activities  and  the  threat  of  potential  terrorist  activities  (including  cyber-terrorism)  and  any  resulting  economic  downturn  could  adversely affect our business, financial condition and results of operations. Any such events also might result in increased volatility in national and international financial markets, which could limit our access to capital or increase our cost of obtaining capital. Some losses related to our real property assets, including, among others, losses related to potential terrorist activities, may not be covered by insurance and would adversely impact distributions to stockholders. Our leases will generally require the tenant companies to carry comprehensive liability and casualty insurance on our properties comparable in amounts and against risks customarily insured against by other companies engaged in similar businesses in the same geographic region as our tenant companies. We believe the required coverage will be of the type, and amount, customarily obtained by an owner of similar properties. However, there are some types of losses, such as catastrophic acts of nature, acts of war or riots, for which we or our tenants cannot obtain insurance at an acceptable cost. If there is an uninsured loss or a loss in excess of insurance limits, we could lose both the revenues generated by the affected property and the capital we have invested in the property if our tenant company fails to pay us the casualty value in excess of such insurance limit, if any, or to indemnify us for such loss. This would in turn reduce the amount of income available for distributions. We would, however, remain obligated to repay any secured indebtedness or other obligations related to the property. Since September 11, 2001, the cost of insurance protection against terrorist acts has risen dramatically.  The cost of coverage for acts of terrorism is currently mitigated by the Terrorism Risk Insurance Program Reauthorization Act of 2019 ("TRIPRA"), which extended such program through December 31, 2027. Under TRIPRA, the amount of terrorism- related insurance losses triggering the federal insurance threshold has been increasing gradually from its initial level of $100 million for acts occurring in 2015 to $160 million for acts occurring in 2018, with $180 million being the applicable threshold for acts occurring in 2019 and finally increasing to $200 million for 2020. Additionally, the bill increases insurers' co-payments for losses exceeding their deductibles, from 15 percent in 2015 to 16 percent beginning January 1, 2016, and increasing in annual one percent steps thereafter  until reaching 20 percent for 2020. Each of these changes may have the effect of increasing  the cost to insure against acts of terrorism for property owners, such as the Company, notwithstanding the other provisions of TRIPRA. Further, if TRIPRA is not continued beyond 2027  or  is  significantly  modified,  we  may  incur  higher  insurance  costs  and  experience  greater  difficulty  in  obtaining  insurance  that  covers  terrorist-related damages. Our tenants may also have similar difficulties. There can be no assurance our tenant companies will be able to obtain terrorism insurance coverage, or that any coverage they do obtain will adequately protect our properties against loss from terrorist attack. We face risks associated with security breaches through cyber attacks, cyber intrusions or otherwise, as well as other significant disruptions of our information technology (IT) networks and related systems. We rely on information technology systems and network infrastructure, including the Internet, to process transmit and store electronic information and to manage or support a variety of our business processes, including financial transactions and maintenance of records. These systems and infrastructure are essential to the operation of our business and our ability to perform day-to-day operations and, in some cases, may be critical to the operations of certain of our tenants. Cyber attacks  targeting  our  infrastructure  could  result  in  a  full  or  partial  disruption  of  our  operations,  as  well  as  those  of  our  tenants.  Although  we  make  efforts  to maintain the security and integrity of our IT networks and related systems, and we have implemented various measures to manage the risk of a security breach or disruption, we cannot guarantee that our security efforts and measures will be effective at preventing or detecting any attempted or actual security breaches, or that disruptions caused by any such breaches or attempted breaches will not be successful or damaging to us or others. A security breach or other significant disruption involving our IT networks and related systems could disrupt the proper functioning of our networks and systems; result  in  disruption  of  business  operations  and  loss  of  service  to  our  tenants  and  customers;  result  in  significantly  decreased  revenues;  result  in  increased  costs associated in obtaining and maintaining cybersecurity investigations and testing, as well as in implementing protective measures and systems; result in increased insurance premiums and operating costs; result in misstated financial reports, violations of loan covenants and/or missed reporting deadlines; result in our inability to properly monitor our compliance with the rules and regulations regarding our qualification as a REIT; result in the unauthorized access to, and destruction, loss, theft,  misappropriation  or  release  of  proprietary,  confidential,  sensitive  or  otherwise  valuable  information  of  ours  or  others,  which  others  could  use  to  compete against  us  or  for  disruptive,  destructive  or  otherwise  harmful  purposes  and  outcomes;  require  significant  management  attention  and  resources  to  remedy  any damages that result; subject us to claims for breach of contract, damages, credits, penalties or termination of leases or other agreements; subject us to regulatory investigations and actions; cause harm to our competitive position and business value; and damage our reputation among our tenants and investors generally. In addition, as part of our business operations, we collect, store and process certain proprietary and sensitive information, including personal information about our customers, shareholders and employees. In some cases, we outsource administration of certain 34   Table of Contents Glossary of Defined Terms technology functions to vendors that could be targets of cyber attacks. Any theft, loss and/or fraudulent use of data of ours or of any tenant, customer, investor, employee or vendor as a result of a cyber attack on us or our vendors could subject us to significant litigation, liability and costs, as well as adversely impact our reputation. Risks Related to Our Investments in Loans Our loans may be impacted by unfavorable real estate market conditions, which could decrease the value of those loans and the return on your investment. If we make or invest in mortgage  loans, we will be at risk of defaults  on those loans caused by many conditions beyond our control, including local and other economic conditions affecting real estate values and interest rate levels. We do not know whether the values of the property securing the loans will remain at the levels  existing  on the  dates  of  origination  of  the  loans.  If  the  values  of  the  underlying  properties  drop,  our  risk  will  increase  because  of  the  lower  value  of  the security associated with such loans. If our borrowers declare bankruptcy, we may be unable to collect interest and principal payments when due under the loan documents. Either the borrowers under any loan documents we hold or any of borrowers' guarantor affiliates could become debtors under the bankruptcy laws of the United States. Such a bankruptcy filing would bar all efforts by us to collect pre-bankruptcy debts from these entities or their properties, unless we receive authorization from  the  bankruptcy  court  to  proceed  against  the  debtor  entities  under  the  respective  loan  documents.  Post-bankruptcy  debts  (those  debts  that  accrue  after  the bankruptcy was filed) are required to be paid on a current basis. Such a bankruptcy could delay efforts to collect past due balances under the loan documents, could ultimately preclude full collection of these sums, and could cause a decrease or cessation of principal and interest payments under the loan documents. If any of these events occur, our cash flow and funds available for distributions to our stockholders would be adversely affected. Delays in liquidating defaulted mortgage loans could reduce our investment returns. If there are defaults under our loans, we may not be able to repossess and sell under favorable market conditions any energy infrastructure real property securing such  loans.  The  resulting  time  delay  could  reduce  the  value  of  our  investment  in  the  defaulted  loans.  An  action  to  foreclose  on  a  property  securing  a  loan  is regulated  by  state  statutes  and  regulations  and  is  subject  to  many  of  the  delays  and  expenses  of  any  lawsuit  brought  in  connection  with  the  foreclosure  if  the defendant raises defenses or counterclaims. If there is a default by a mortgagor, these restrictions, among other things, may impede our ability to foreclose on or sell the mortgaged property or to obtain proceeds sufficient to repay all amounts due to us on the loan. A foreclosure on the energy infrastructure real property and equipment held by a borrower would create additional ownership risks that could adversely impact the return on our investment. If  we  should  acquire  any  of  the  energy  infrastructure  real  property  and/or  related  equity  held  by  a  borrower  by  foreclosure  following  a  default  under  the  loan documents, we will incur additional economic and liability risks as the owner of such assets, including, among other things, insurance costs, costs of maintenance and taxes relating to such property. In the event of a foreclosure on the energy infrastructure real property assets held by a borrower, we may not be able to sell such assets at a price equal to, or greater than, the loan amount and accrued unpaid interest under the loan documents, which may lead to a decrease in the value of our assets. Given  the  specialized  nature  of  the  borrowers'  assets  and  the  fact  they  are  predominantly  employed  in  support  of  the  borrowers'  operations,  there  can  be  no assurance that we would be able to find another buyer for these assets if financial distress on the part of a borrower forced us to foreclose on our security interest. Further,  even  if  we  were  able  to  sell  the  assets,  such  sale  may  occur  at  a  price  less  than  the  amount  required  to  recover  our  loan  balances  and  accrued  unpaid interest under the loan documents, which could adversely impact the value of our assets and our ability to make distributions to our stockholders. We may experience an impairment in the value of our loan to a borrower related to a deterioration in the credit worthiness of the borrower or a decline in the fair market value of the energy infrastructure real property assets securing the loan. A  deterioration  in  the  credit  worthiness  of  a  borrower,  due  to  changing  business  conditions  or  otherwise,  or  a  decline  in  the  fair  market  value  of  the  energy infrastructure real property assets securing any of our loans to a borrower, could require us to recognize an "other-than-temporary" impairment in the value of the promissory note secured by the assets if we were to determine that such loan was in an unrealized loss position and we did not have the ability and intent to hold such asset to maturity or for a period of time sufficient to allow for recovery of the value of the underlying assets. If such a determination were made, we would recognize unrealized losses through earnings and write down the asset value of such loan to a new cost basis, based on the fair value of the assets on the date they are considered to be other-than-temporarily impaired. Such impairment charges reflect non-cash losses at the time of recognition; a subsequent disposition or sale of the loan through foreclosure or otherwise could further affect our future losses 35   Table of Contents Glossary of Defined Terms or gains, as they would be based on the difference between the sales price received and the adjusted amortized cost of such loan at the time of sale. ITEM 1B. UNRESOLVED STAFF COMMENTS None. ITEM 2. PROPERTIES Leased Energy Infrastructure Assets We are primarily focused on acquiring and financing midstream and downstream real estate assets within the U.S. energy infrastructure sector and concurrently entering into long-term triple-net participating leases with energy companies. The following summarizes our investments in energy infrastructure assets that are leased on a triple-net basis to their respective operators as of December 31, 2019: Asset Name Owner/Landlord Tenant Asset Location Asset Description Encumbrances (1) Grand Isle Gathering System Grand Isle Corridor, LP Energy XXI GIGS Services, LLC (2) Gulf of Mexico / Louisiana Pinedale Liquids Gathering System Pinedale LP Ultra Wyoming LGS LLC (3) The Pinedale Anticline in Wyoming Approximately 137 miles of offshore pipeline with total capacity of 120 thousand Bbls/d, including a 16-acre onshore terminal and saltwater disposal system Approximately 150 miles of pipelines and four central storage facilities Security for the Company's $160 million revolving credit facility with Regions Bank Security for the Amended Pinedale Term Credit Facility (1) For additional information, see Part IV, Item 15, Note 11 ("Debt") included in this Report. (2) Energy XXI GIGS Services, LLC's obligations under the Grand Isle Lease Agreement are guaranteed by EGC. For additional information, see "Additional Information Concerning the Grand Isle Gathering System" below. (3) Ultra Wyoming's obligations under the Pinedale Lease Agreement are guaranteed by Ultra Petroleum and Ultra Petroleum's operating subsidiary, Ultra Resources. For additional information, see "Additional Information Concerning the Pinedale LGS" below. Additional Information Concerning the Grand Isle Gathering System Grand Isle Corridor, LP acquired the Grand Isle Gathering System on June 30, 2015 from Energy XXI USA, Inc., which has since become Energy XXI Gulf Coast, Inc.  and  an  indirect  wholly  owned  subsidiary  of  privately-held  Cox  Oil  as  discussed  further  below.  The  Grand  Isle  Gathering  System's  design  capacity  is approximately  120  thousand  barrels  per  day.  It  includes  137  miles  of  undersea  pipeline  that  transports  oil  and  water  from  seven  offshore  fields  and  a  16-acre onshore terminal. The terminal includes four storage tanks, three saltwater injection wells, and associated pipelines, land, buildings and facilities. As discussed in further  detail  in Part IV, Item  15, Note  12 ("Asset Retirement  Obligation"),  during  the  fourth  quarter  of  2018, the Company  decommissioned  a segment  of the GIGS pipeline system. The subsea pipelines forming the majority of the Grand Isle Gathering System and certain other components, such as the buildings and saltwater disposal facilities, have  useful  lives  that  extend  beyond  the  initial  term  of  the  Grand  Isle  Lease  Agreement,  and  the  system  is  critical  to  Cox  Oil's  central  Gulf  of  Mexico  oil production operations. The Grand Isle Gathering System provides shoreline terminal access to 38 offshore platforms producing from seven fields. Some of these fields have produced for over 50 years and continue to produce. During 2017-2018, EGC drilled and successfully completed four new wells. Future wells drilled will be dependent on economics, but several undrilled locations remain in fields served by the Grand Isle Gathering System. From its analysis, CORR assumes average Grand Isle Gathering System well lives of 10 to 20 years depending on the number of productive zones encountered, implying a long-term continued need for transport and terminaling services. The primary term of the Grand Isle Lease Agreement is 11 years, with an initial renewal term of nine years, subject to certain conditions. During the initial term of the  Grand  Isle  Lease  Agreement,  the  EGC  Tenant  is  required  to  make  minimum  monthly  rental  payments.  In  year  one,  the  minimum  monthly  payments  were initially $2.6 million. The monthly payments peak in year seven at $4.2 million before declining to $3.5 million in year eleven. In 2020, the minimum monthly rental payments will be $3.2 million through June 2020, and beginning in July 2020, the minimum monthly rental payments will be $4.0 million for the remainder of the year. In addition, the EGC Tenant is required to pay variable rent payments if certain pre-defined revenue thresholds are exceeded. Variable rent obligations are calculated monthly and based on ten percent revenue participation above the thresholds. Revenues are calculated on the volumes of the EGC Tenant's oil that flow through the Grand Isle Gathering System, multiplied by the average daily closing price of crude oil for the applicable calendar month. Participating rent is capped at 39 percent of the total rent for each month. There were no participating rents paid in 2019. 36   Table of Contents Glossary of Defined Terms Since the Grand Isle Gathering System represents a substantial portion of the Company's net leased property and is a significant source of revenues and operating income,  the  EGC  Tenant's  financial  condition  and  ability  and  willingness  to  satisfy  its  obligations  under  its  lease  with  the  Company  are  expected  to  have  a considerable impact on our results of operations and cash flows. We believe the terms of the Grand Isle Lease Agreement require we be provided with copies of certain financial statement information that we are required to file pursuant  to  SEC  Regulation  S-X,  as  described  in  Section  2340  of  the  SEC  Financial  Reporting  Manual.  Prior  to  October  29,  2018,  EGC  was  subject  to  the reporting  requirements  of  the  Exchange  Act  and  was  required  to  file  with  the  SEC  annual  reports  containing  audited  financial  statements  and  quarterly  reports containing unaudited financial statements. So long as EGC remained a public reporting company, the Grand Isle Lease Agreement provided this requirement was fulfilled by EGC making its financial statements and reports publicly available through the SEC's EDGAR system, in lieu of delivering such information directly to us. On October 18, 2018, EGC was acquired by an affiliate of Cox Oil. Upon the filing by EGC of a Form 15 with the SEC on October 29, 2018, EGC's SEC reporting obligations were suspended and it ceased to file such reports. As EGC's financial information is no longer publicly available, we are engaged in discussions with Cox Oil/EGC concerning satisfaction of its obligations under the Grand Isle Lease Agreement to provide the required information to us for inclusion in our SEC reports. To date, Cox Oil has not yet fulfilled these obligations. It is our intention to enforce the obligations of EGC to provide the financial statement information that we believe are required under the terms of the Grand Isle Lease Agreement. We expect to file the financial statement information that is required by Regulation S-X by amendment to our Annual Reports on Form 10-K for the years ended December 31, 2019 and 2018 once such information is made available to us in accordance with the terms of the lease. EGC's SEC filings  prior  to  October  29, 2018 can  be found  at  www.sec.gov. We  make  no representation  as  to  the  accuracy  or  completeness  of  the  audited  and unaudited financial statements of EGC but we have no reason to doubt the accuracy or completeness of such information. In addition, EGC has no duty, contractual or otherwise, to advise us of any events that might have occurred subsequent to the date of such financial statements which could affect the significance or accuracy of such information. None of the information in the public reports of EGC that are filed with the SEC is incorporated by reference into, or in any way form, a part of this filing. Additional Information Concerning the Pinedale LGS Pinedale LP acquired the Pinedale LGS with associated real property rights in the Pinedale Anticline in Wyoming from an indirect wholly-owned subsidiary of Ultra Petroleum on December 20, 2012. Prudential owned an 18.95 percent economic interest in the Pinedale LGS as a co-investor with us through December 29, 2017, at which point Pinedale LP I, our wholly-owned subsidiary, purchased the 18.95 percent economic interest from Prudential. The Pinedale LGS consists of more than 150 miles of pipelines and four central storage facilities that are utilized by Ultra Petroleum as a method for the gathering of a commingled hydrocarbon and produced water stream. The Pinedale LGS has a current capacity of approximately 52 thousand barrels per day. This stream is separated into its components of water, condensate and natural gas, for the purpose of subsequently storing, selling or disposing of these separated components. Condensate  is  a  valuable  hydrocarbon  commodity  that  is  sold  by  Ultra  Petroleum;  water  is  transported  to  disposal  wells  or  a  treatment  facility  for  re-use;  and natural gas is sold by Ultra Petroleum or otherwise used for fueling on-site operational equipment. Ultra Petroleum's non-operating working interest partners in the Pinedale field where the Pinedale LGS is located pay Ultra Petroleum a fee for the use of Ultra Petroleum's LGS. To date, no major operational issues have been reported with respect to the Pinedale LGS. We believe that the Pinedale LGS is critical in supporting the production of reserves for Ultra Petroleum, which reports the rental expense as part of its Facility Lease Expense. The underground pipelines constituting the majority of the Pinedale LGS and certain other components, such as the separators, have useful lives that extend beyond the initial term of the Pinedale Lease Agreement. Additionally, we believe that the Pinedale LGS is capable of being expanded at a relatively low incremental cost, for example, by adding additional separating equipment. Pinedale field operators have estimated average well lives as high as 40 years. For its internal analysis, CORR  assumes  average  Pinedale  well  lives  of  35  years.  In  December  of  2019,  UPL  described  Pinedale  as  having  over  4,000  vertical  well  drilling  locations remaining. Actual wells drilled will be dependent on economics, but these data suggest the potential for multiple decades of drilling location inventory with the last of these wells continuing to produce for approximately 35 years thereafter, providing a long-term perspective on the utility of the Pinedale LGS. Most  of  Ultra  Petroleum's  exploration  and  development  in  the  Pinedale  field  takes  place  on  land  under  the  jurisdiction  of  the  Bureau  of  Land  Management ("BLM"). The BLM has the authority to approve or deny oil and gas leases or to impose environmental restrictions on leases where appropriate. The BLM issued the  Pinedale  Record  of  Decision  ("ROD") in  September  2008.  Under the  ROD, Ultra  Petroleum  gained  year-round  access  to the  Pinedale  field  for drilling  and completion activities in development areas, 37   Table of Contents Glossary of Defined Terms provided  Ultra  Petroleum  conducts  an  environmental  mitigation  effort,  which  includes  the  use  of  a  liquids  gathering  system.  This  additional  access  resulted  in increased drilling efficiencies and allowed for accelerated development of the field. During the initial fifteen-year term of the Pinedale Lease Agreement, we will receive a fixed minimum annual rent ("base rent"), adjusted annually for changes based on the CPI (subject to a 2.00 percent annual cap). On January 1, 2020, the base rent increased by 1.79 percent to approximately $22.1 million annually. We also are eligible for a participating rent component based on volumes flowing through the Pinedale LGS exceeding a baseline established at inception of the lease, subject to a maximum annual rental payment during the initial fifteen-year term of $27.5 million. Beginning in the third quarter 2017, we received our first variable rent payments since lease inception. Total variable rent payments recorded for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017 were $4.6 million, $4.3 million and $587 thousand, respectively. In view of the fact that Ultra Petroleum leases a substantial portion of our net leased property, which is a significant source of revenues and operating income, its financial  condition  and  ability  and  willingness  to  satisfy  its  obligations  under  its  lease  with  us  are  expected  to  have  a  considerable  impact  on  our  results  of operations and cash flows. Ultra  Petroleum  is  currently  subject  to  the  reporting  requirements  of  the  Exchange  Act  and  is  required  to  file  with  the  SEC  annual  reports  containing  audited financial statements and quarterly reports containing unaudited financial statements. The audited financial statements and unaudited financial statements of Ultra Petroleum  can  be  found  on  the  SEC's  website  at  www.sec.gov.  We  make  no  representation  as  to  the  accuracy  or  completeness  of  the  audited  and  unaudited financial statements of Ultra Petroleum, but we have no reason to doubt the accuracy or completeness of such information. In addition, Ultra Petroleum has no duty,  contractual  or  otherwise,  to  advise  us  of  any  events  that  might  have  occurred  subsequent  to  the  date  of  such  financial  statements  which  could  affect  the significance or accuracy of such information. Other Energy Infrastructure Assets MoGas Pipeline System Our wholly-owned TRS, Corridor MoGas, Inc., owns all of the membership interests in a subsidiary that owns and operates the MoGas Pipeline System, which consists of an approximately 263-mile interstate natural gas pipeline system in and around St. Louis and extending into central Missouri, and certain related real and personal property. The MoGas Pipeline System, which is regulated by FERC, receives natural gas at three separate receipt points from third party interstate gas pipelines and delivers that gas through 24 different delivery points to investor-owned natural gas distribution companies, municipalities and end users. MoGas has eight  firm  transportation  customers.  We  provide  REIT-qualifying  intercompany  mortgage  financing  secured  by  the  real  property  assets  of  MoGas  and  United Property  Systems,  which  allows  for  a  maximum  principal  balance  of  $90.0  million.  Our  ownership  interest  in  the  MoGas  Pipeline  System  partially  secures borrowings under the CorEnergy Credit Facility. Omega Pipeline (Mowood, LLC) We indirectly hold 100 percent of the equity interests in Omega through Mowood, which was a TRS of the Company until December 31, 2017, as discussed further below. Mowood is the holding company of Omega, a natural gas service provider located primarily on the Department of Defense's Fort Leonard Wood military post in south-central  Missouri. Omega has a long-term contract with the Department of Defense, which was renewed for an additional 10-year term in January 2016,  to  provide  natural  gas  distribution  to  Fort  Leonard  Wood  through  Omega's  approximately  75-mile  pipeline  distribution  system  on  the  post.  In  addition, Omega has historically provided natural gas marketing services to several customers in the surrounding area. During  2017,  we  received  a  private  letter  ruling  from  the  IRS  which,  among  other  items,  qualified  the  revenue  from  our  long-term  contract  with  Fort  Leonard Wood as representing rents from real property. Accordingly, the revenue from the Fort Leonard Wood contract is considered REIT-qualifying income. As a result of the favorable ruling, we converted Omega from a taxable REIT subsidiary to a qualified REIT subsidiary. Omega's natural gas marketing service contracts with customers other than Fort Leonard Wood were sold to a newly created indirect wholly-owned TRS of the Company, Omega Gas Marketing, LLC. Principal Location Our principal executive office is located at 1100 Walnut Street, Suite 3350, Kansas City, MO 64106. ITEM 3. LEGAL PROCEEDINGS As discussed in further detail in Part IV, Item 15, Note 3 ("Leased Properties And Leases") in this Report, the Company initiated litigation on March 26, 2019 to enforce the terms of the Grand Isle Lease Agreement requiring that we be provided with copies of certain financial statement information that we are required to file pursuant to SEC Regulation S-X, as described in Section 2340 of the SEC Financial Reporting Manual, in the case CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. and Grand Isle Corridor, LP v. Energy XXI Gulf Coast, Inc. and Energy XXI GIGS Services, LLC,  Case  No.  01-19-0228-CV  in  the  11th  District  Court  of  Harris County, Texas. 38   Table of Contents Glossary of Defined Terms The Company sought and obtained a temporary restraining order mandating that our tenant deliver the required financial statements. On April 1, 2019, that order was stayed pending an appeal by the tenant to the Texas First District Court of Appeals in Houston. On January 6, 2020, that appellate court rejected our tenant's appeal and remanded the case for further proceedings in the 11th District Court of Harris County, Texas. While the appeal was pending, the original temporary restraining order lapsed by its own terms. However, the Company is requesting a hearing for as early in April 2020 as possible to obtain a temporary injunction mandating our tenant deliver the required financial statements. The Company believes that it is entitled to such relief and will continue to pursue this litigation and all viable options to obtain and file the necessary tenant financial statements. ITEM 4. MINE SAFETY DISCLOSURES Not applicable. PART II ITEM 5. MARKET FOR REGISTRANT'S COMMON EQUITY, RELATED STOCKHOLDER MATTERS AND ISSUER PURCHASES OF EQUITY SECURITIES Our common stock is traded on the New York Stock Exchange ("NYSE"), under the symbol "CORR". On December 1, 2015, we completed a 1-for-5 reverse stock split, which was previously approved by our Board of Directors. All issued and outstanding common stock  and  per  share  amounts  reflected  in  this  Report  have  been  retroactively  adjusted  to  reflect  this  reverse  stock  split  for  all  periods  presented.  As  of December 31, 2019, we had 28 stockholders of record. Dividends Our portfolio of real property assets and promissory notes generates cash flow to us from which we pay dividends to stockholders. The amount of any dividend is recorded on the ex-dividend date. The character of dividends made during the year may differ from their ultimate characterization for federal income tax purposes. Although there is no assurance that we will continue to make regular dividend payments, we believe that a number of actions can be taken to maintain 2020 dividends on a quarterly basis, and an estimated total 2020 annualized dividend of $3.00 per share, consistent with  2019 dividend payments. Refer to Item 7, "Dividends," for further discussion of our dividend. Federal and State Income Taxation We  have  elected  to  be  taxed  as  a  REIT  under  sections  856  through  860  of  the  Code  and  applicable  Treasury  regulations,  which  set  forth  the  requirements  for qualifying as a REIT, commencing with our taxable year beginning January 1, 2013. We believe that we have been organized and operated in a manner so as to qualify for taxation as a REIT under the Code and we intend to continue to operate in such a manner. For as long as we qualify for taxation as a REIT, we generally will not be subject to federal corporate income taxes on net income that we currently distribute to stockholders. This treatment  substantially  eliminates  the "double taxation" (at the corporate and security  holder levels) that can result from investment in a "C" corporation. A "C" corporation is a corporation that is generally required to pay tax at the corporate level. Double taxation means taxation once at the corporate level when income is earned and once again at the stockholder level when the income is distributed. As long as we qualify as a REIT, distributions made to our taxable U.S. stockholders out of current or accumulated earnings and profits (and not designated as capital  gain  dividends  or  retained  capital  gains)  will  be  taken  into  account  by  them  as  ordinary  income,  and  corporate  stockholders  will  not  be  eligible  for  the dividends received deduction as to such amounts. If we received qualified dividend income and designate such portion of our distributions as qualified dividend income in a written notice mailed no later than 60 days after the close of our taxable year, an individual U.S. stockholder may qualify (provided holding period and certain other requirements are met) to treat such portion of the distribution as qualified dividend income, eligible to be taxed at the reduced maximum rate of 20 percent.  Distributions  in  excess  of  current  and  accumulated  earnings  and  profits  will  not  be  taxable  to  a  stockholder  to  the  extent  that  they  do  not  exceed  the adjusted  basis  of  such  stockholder's  common  stock,  but  rather  will  reduce  the  adjusted  basis  of  such  shares  as  a  return  of  capital.  To  the  extent  that  such distributions exceed the adjusted basis of a stockholder's common stock, they will be included in income as long-term capital gains (or short-term capital gain if the shares have been held for one year or less),  assuming the shares  are a capital  asset  in the hands of the stockholder.  Distributions  that we properly  designate  as capital gain dividends will be taxable to stockholders as gains (to the extent they do not exceed our actual net capital gain for the taxable year) from the sale or disposition of a capital asset held for greater than one year. If we designate any portion of a dividend as a capital gain dividend, a U.S. stockholder will receive an Internal Revenue Service Form 1099-DIV indicating the amount that will be taxable to the stockholder as a capital gain. As a REIT, we will be subject to corporate level tax on certain built-in gains in assets if such assets are sold during the 5-year period following conversion. Built-in gain assets are assets whose fair market value exceeds the 39   Table of Contents Glossary of Defined Terms REIT's adjusted tax basis at the time of conversion or assets acquired from a C corporation if our initial tax basis in the asset is less than the fair market value of the asset. In addition, a REIT may not have earnings and profits accumulated in a non-REIT year. Thus, upon conversion to a REIT, we paid sufficient dividends in 2013 to distribute all accumulated earnings and profits. We  may,  from  time  to  time,  own  and  operate  certain  properties  through  C  corporation  subsidiaries  and  will  treat  those  subsidiaries  as  either  "qualified  REIT subsidiaries," or "taxable REIT subsidiaries." If a REIT owns a corporate subsidiary that is a "qualified REIT subsidiary," the separate existence of that subsidiary generally will be disregarded for federal income tax purposes. A "taxable REIT subsidiary" is an entity taxable as a corporation in which we own stock and that elected with us to be treated as a taxable REIT subsidiary under Section 856(1) of the Code. A taxable REIT subsidiary is subject to federal income tax, and state and local income tax where applicable, as a regular "C" corporation. Our tax expense or benefit attributable to the taxable REIT subsidiary is included in the Consolidated Statements of Income. Deferred income taxes reflect the net tax effects of temporary differences between the carrying amounts of assets and liabilities for financial reporting purposes and the amounts used for income tax purposes. Recent Sales of Unregistered Securities During  the  fourth  quarter  ended  December  31,  2019,  certain  holders  elected  to  convert  approximately  $3.4  million  of  7.00%  Convertible  Notes  to  CorEnergy common stock at a conversion rate of 30.3030 shares of common stock per $1,000 principal amount, as follows: Conversion Date Principal Amount of Convertible Notes Converted Number of Shares of Common Stock Issued November 13, 2019 December 19, 2019 December 19, 2019 Total   $   $ 20,000   15,000   3,399,000   3,434,000   606 454 103,000 104,060 The shares of common stock were issued solely to holders of the 7.00% Convertible Notes upon conversion pursuant to the exemption from registration provided under Section 3(a)(9) of the Securities Act of 1933, as amended. This exemption is available to the Company because the shares of common stock were exchanged by the Company with its existing security holders in accordance with the terms of the indenture governing the 7.00% Convertible Notes with no commission or other remunerations being paid or given for soliciting such an exchange. Performance Graph We operate as a REIT and primarily own assets in the midstream and downstream U.S. Energy sectors that perform utility-like functions, such as pipelines, storage terminals, rail terminals and gas transmission and distribution assets. The following graph sets forth the cumulative return on our common stock between January 1, 2015 and December 31,  2019, as compared to the following set of relevant indices: FTSE NAREIT All Equity REIT Index ("FTSE NAREIT"), the Dow Jones Utilities  Average  Index  ("DJ  UTIL"),  the  S&P  Global  Infrastructure  Index  ("SPGTIND")  and  the  Alerian  MLP  Index  ("AMZ").  The  graph  assumes  a  $100 investment  was  made  on  December  31,  2014 in  each  of  our  common  stock,  the  FTSE  NAREIT,  the  DJ  UTIL,  the  SPGTIND  and  the  AMZ,  and  assumes  the reinvestment of all cash dividends. The comparisons in the graph below are based on historical data and are not intended to forecast future performance. 40           Table of Contents Glossary of Defined Terms The performance graph shall not be deemed "filed" for purposes of Section 18 of the Exchange Act, or otherwise subject to the liabilities under that section, and shall not be deemed to be incorporated by reference into any filing under the Securities Act of 1933, as amended, or the Exchange Act. CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. $ FTSE NAREIT All Equity REIT Index Dow Jones Utilities Average Index S&P Global Infrastructure Index Alerian MLP Index Cumulative Value of $100 Investment, through December 31, 2014 2015 2016 2017 2018 2019 100.00   $ 100.00   100.00   100.00   100.00   48.70   $ 102.24   94.22   88.04   70.43   143.61   $ 111.89   109.52   98.68   88.68   176.95   $ 123.67   122.57   118.35   85.03   158.04   $ 114.05   119.39   104.75   71.09   233.21 153.07 154.86 133.20 78.93 Our shares began trading on the New York Stock Exchange ("NYSE") on February 2, 2007. Since December  3, 2012, our common stock has traded under the symbol "CORR". ITEM 6. SELECTED FINANCIAL DATA The  selected  financial  data  set  forth  below  should  be  read  in  conjunction  with  "Management's  Discussion  and  Analysis  of  Financial  Condition  and  Results  of Operations," and the financial  statements  and related notes included in this Report. Our consolidated  financial statements  include our accounts and our wholly- owned subsidiaries.  The financial  information  presented  below has been derived  from  our audited  consolidated  financial  statements,  which financial  statements have  been  audited  by  Ernst  &  Young  LLP,  our  independent  registered  public  accounting  firm.  The  historical  data  is  not  necessarily  indicative  of  results  to  be expected for any future period. The balance sheet data below reflects the reclassification of deferred financing costs under FASB Accounting Standards Update (ASU) No. 2015-03, Simplifying the Presentation of Debt Issue Costs, which was adopted on January 1, 2016, retrospectively. 41                 Table of Contents Glossary of Defined Terms Operating Data Total revenue Net Income attributable to CorEnergy Stockholders Net Income (Loss) attributable to Common Stockholders Per Share Data Net Income (Loss) attributable to Common stockholders: Basic Diluted Cash dividends declared per common share Other Data AFFO attributable to Common stockholders(1) Basic $ $ $ For the Years Ended December 31, 2019 2018 2017 2016 2015 85,945,570   $ 4,079,495   (5,175,973) 89,231,598   $ 43,711,876   34,163,499   88,749,377   $ 32,602,790   24,648,802   89,250,586   $ 29,663,200   25,514,763   71,288,935 12,319,911 8,471,083 (0.40)   $ (0.40) 3.000   2.86   $ 2.79   3.000   2.07   $ 2.07   3.000   2.14   $ 2.14   3.000   0.79 0.79 2.750 3.77 Diluted 3.56 (1) We believe that net income (loss), as defined by U.S. GAAP, is the most appropriate earnings measurement. However, we consider Adjusted Funds From Operations ("AFFO") to be an appropriate measure of operating performance of an equity REIT. See "Management's Discussion and Analysis of Financial Condition and Results of Operations - Non-GAAP Financial Measures" included in Item 7 of this Report for a reconciliation of AFFO to our GAAP earnings. 4.06   $ 3.83   4.11   $ 3.70   4.25   $ 3.81   4.41   $ 3.93   Balance sheet data Total assets Current debt maturities Long-term debt CorEnergy equity - Preferred CorEnergy equity - Common 2019 2018 2017 2016 2015 As of December 31, $ 651,455,794   $ 5,612,178   146,497,248   125,493,175   351,246,264   624,883,180   $ 3,528,000   146,510,380   125,555,675   329,455,630   633,418,113   $ 3,528,000   149,249,437   130,000,000   331,785,632   650,732,571   $ 7,128,556   193,504,324   56,250,000   350,218,436   677,979,621 66,132,000 150,732,752 56,250,000 361,784,244 ITEM 7. MANAGEMENT'S DISCUSSION AND ANALYSIS OF FINANCIAL CONDITION AND RESULTS OF OPERATIONS Certain statements included or incorporated by reference in this Annual Report on Form 10-K may be deemed "forward-looking statements" within the meaning of the federal securities laws. In many cases, these forward-looking statements may be identified by the use of words such as "will," "may," "should," "could," "believes," "expects," "anticipates," "estimates," "intends," "projects," "goals," "objectives," "targets," "predicts," "plans," "seeks," or similar expressions. Any forward-looking statement speaks only as of the date on which it is made and is qualified in its entirety by reference to the factors discussed throughout this Report. Although we believe the expectations reflected in any forward-looking statements are based on reasonable assumptions, forward-looking statements are not guarantees of future performance or results and we can give no assurance that these expectations will be attained. Our actual results may differ materially from those indicated by these forward-looking statements due to a variety of known and unknown risks and uncertainties. Such risks and uncertainties include, without limitation, the risk factors discussed in Part I, Item 1A of this Report. We disclaim any obligation to update or revise any forward-looking statements to reflect actual results or changes in the factors affecting the forward-looking information. BUSINESS OBJECTIVE CorEnergy primarily owns and seeks to own assets in the U.S. energy sector that perform utility-like functions, such as pipelines, storage terminals, rail terminals and gas and electric transmission and distribution assets. We also may provide other types of capital, including loans secured by energy infrastructure assets. Our objective has been to generate long-term contracted revenue from operators of our assets, primarily under triple-net participating leases without direct commodity price  exposure.  As  a  result  of  having  received  the  PLR,  we  are  now  able  to  consider,  and  are  considering,  a  broader  set  of  investment  opportunities  than  was available to us prior to issuance of the PLR. For additional information, see "Company Overview" in Item 1 of this Report. The assets are primarily mission-critical, in that utilization of the assets is necessary for the business the operators of those assets seek to conduct and their rental payments are an essential operating expense. We acquire assets that will enhance the stability of our dividend through diversification, while offering the potential for  long-term  distribution  growth.  These  sale-leaseback  or  real  property  mortgage  transactions  provide  the  energy  company  with  a  source  of  capital  that  is  an alternative to sources such as corporate borrowing, 42                                                                                                                                           Table of Contents Glossary of Defined Terms bond offerings, or equity offerings. We believe our leadership team's energy and utility expertise provides CorEnergy with a competitive advantage to acquire, own and lease U.S. energy infrastructure assets in a tax-efficient, transparent and investor-friendly REIT. Basis of Presentation The consolidated financial statements include CorEnergy Infrastructure Trust, Inc., as of December 31, 2019, and its direct and indirect wholly-owned subsidiaries. All significant intercompany accounts and transactions have been eliminated in consolidation. RESULTS OF OPERATIONS The following table summarizes the financial data and key operating statistics for CorEnergy for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017. We believe the Operating Results detail presented below provides investors with information that will assist them in analyzing our operating performance. The following data should be read in conjunction with our consolidated financial statements and the notes thereto included in Part IV, Item 15 of this Report. 43   Table of Contents Glossary of Defined Terms The following table and discussion are a summary of our results of operations for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017: Revenue Lease revenue Transportation and distribution revenue Financing revenue Total Revenue Expenses Transportation and distribution expenses General and administrative Depreciation, amortization and ARO accretion expense Provision for loan gain Total Expenses Operating Income Other Income (Expense) Net distributions and other income Net realized and unrealized gain (loss) on other equity securities Interest expense Gain on the sale of leased property, net Loss on extinguishment of debt Total Other Expense Income before income taxes Income tax expense (benefit), net Net Income Less: Net Income attributable to non-controlling interest Net Income attributable to CorEnergy Stockholders Preferred dividend requirements Net Income (Loss) attributable to Common Stockholders Other Financial Data(1) Adjusted EBITDAre NAREIT FFO FFO AFFO $ $ $ $ $ $ For the Years Ended December 31, 2019 2018 2017 67,050,506   $ 18,778,237   116,827   85,945,570   5,242,244   10,596,848   22,581,942   —   38,421,034   47,524,536   $ 72,747,362   $ 16,484,236   —   89,231,598   7,210,748   13,042,847   24,947,453   (36,867)   45,164,181   44,067,417   $ 1,328,853   $ 106,795   $ —   (10,578,711)   —   (33,960,565)   (43,210,423)   4,314,113   234,618   4,079,495   —   (1,845,309)   (12,759,010)   11,723,257   —   (2,774,267)   41,293,150   (2,418,726)   43,711,876   —   4,079,495   $ 9,255,468   (5,175,973)   $ 43,711,876   $ 9,548,377   34,163,499   $ 68,803,804 19,945,573 — 88,749,377 6,729,707 10,786,497 24,047,710 — 41,563,914 47,185,463 680,091 1,531,827 (12,378,514) — (336,933) (10,503,529) 36,681,934 2,345,318 34,336,616 1,733,826 32,602,790 7,953,988 24,648,802 71,435,331   $ 16,870,068   16,857,484   53,012,786   69,395,739   $ 46,796,201   47,959,311   49,024,120   67,944,360 46,308,969 46,046,781 50,536,194 (1) Refer to the "Non-GAAP Financial Measures" section that follows for additional details. Year Ended December 31, 2019 Compared to Year Ended December 31, 2018 Revenue. Consolidated revenues  were  $85.9 million for the year  ended December  31,  2019 compared  to  $89.2 million for  the year  ended December  31,  2018, representing a decrease of $3.3 million. Lease revenue was $67.1 million and $72.7 million for the years ended December 31, 2019 and 2018, respectively, with the decrease of approximately $5.7 million driven primarily by (i) the sale of the Portland Terminal Facility, partially offset by (ii) an increase in variable rent collected on the Pinedale lease during the year ended December 31, 2019. Transportation and distribution revenue from our subsidiaries MoGas and Omega was $18.8 million and $16.5 million for the years ended December 31, 2019 and 2018, respectively. The $2.3 million increase primarily resulted from higher rates going into effect on December 1, 2018 related to the rate case filed by MoGas with  the  FERC,  net  of  the  final  refund  liability.  The  FERC  rate  case  settlement  was  approved  in  August  of  2019.  Refer  to  "Asset  Portfolio  and  Related Developments" for further discussion related to the FERC rate case settlement. Transportation and Distribution Expenses. Transportation and distribution expenses were $5.2 million and $7.2 million for the years ended December 31, 2019 and 2018, respectively, representing a decrease of $2.0 million. The decrease relates primarily to lower legal, consulting and maintenance costs at MoGas. 44                                                               Table of Contents Glossary of Defined Terms General and Administrative Expenses. General and administrative expenses were $10.6 million for the year ended December 31, 2019 compared to $13.0 million for  the  year  ended  December  31,  2018.  The  most  significant  components  of  the  variance  from  the  prior  year  are  outlined  in  the  following  table  and  explained below: Management fees Acquisition and professional fees Other expenses Total For the Years Ended December 31, 2019 2018 $ $ 6,786,637   $ 2,413,617   1,396,594   10,596,848   $ 7,591,750 3,759,505 1,691,592 13,042,847 Management fees are directly proportional to our asset base. For the year ended December 31, 2019, management fees decreased $805 thousand compared to the prior year due to (i) cash utilized for the 7.00% Convertible Notes exchange in the first quarter of 2019, (ii) management fee waivers in the third and fourth quarters of  2019  to  exclude  the  net  proceeds  from  the  5.875%  Convertible  Notes  offering  (other  than  the  cash  portion  of  such  proceeds  utilized  in  connection  with  the exchange of the Company's 7.00% Convertible Notes) and (iii) lower incentive fees due to decreased revenue from the sale of the Portland Terminal in December 2018. See Part IV, Item 15, Note 9 ("Management Agreement") for additional information. Acquisition and professional fees for the year ended December 31, 2019 decreased $1.3 million from the prior year primarily due to a decrease in professional fees. Professional fees decreased $1.0 million during the current year while asset acquisition expenses decreased $336 thousand. Generally, we expect asset acquisition expenses to be repaid over time from income generated by acquisitions. However, any particular period may reflect significant expenses arising from third party legal,  engineering,  and  consulting  fees  that  are  incurred  in  the  early  to  mid-stages  of  due  diligence.  The  decrease  in  professional  fees  during  the  year  ended December  31,  2019 was  primarily  attributable  to  higher  legal  and  consulting  costs  in  the  prior  year  related  to  monitoring  our  GIGS  asset  and  the  sale  of  the Portland Terminal Facility, partially offset by legal and consulting costs incurred in the current year related to the ongoing litigation with EGC/Cox Oil. Refer to Part IV, Item 15, Note 3 ("Leased Properties And Leases") for additional information. Other expenses for the for the year ended December 31, 2019 decreased $295 thousand compared to the prior year. The decrease is primarily related to a loss on settlement of ARO related to the decommissioning of a segment of the GIGS pipeline system during the prior year. Depreciation, Amortization and ARO Accretion Expense. Depreciation, amortization and ARO accretion expense was $22.6 million for the year ended December 31, 2019 compared  to  $24.9 million for  the  year  ended  December  31,  2018.  The  $2.4 million decrease was  primarily  driven  by  depreciation  expense,  which decreased approximately $2.3 million for the year ended December 31, 2019 compared to the year ended December 31, 2018. The decrease in depreciation expense was driven by (i) the sale of the Portland Terminal Facility in December of 2018 and (ii) updates made to the estimated useful lives of certain ARO segments of GIGS at the end of 2018. Provision for loan gain. For the year ended December 31, 2018, we recorded a provision for loan gain of approximately $37 thousand related to the satisfaction of the  SWD  loans  with  Four  Wood  Corridor  upon  sale  of  the  assets  securing  the  loans  to  Compass  SWD,  LLC  in  exchange  for  (i)  a  new  loan  agreement  with Compass SWD, LLC for $1.3 million and (ii) cash proceeds from the sale recognized as principal payments on the SWD loans. For additional information, see Part IV, Item 15, Note 5 ("Financing Notes Receivable"). There were no loan (gain) loss provisions recorded for the year ended December 31, 2019. Net Distributions and Other Income. Net distributions and other income for the year ended December 31, 2019 was $1.3 million compared to $107 thousand for the year ended December 31, 2018. The increase was primarily related to interest income, which increased approximately $1.2 million from the prior-year period, due to a higher cash balance maintained during 2019. Net distributions of approximately $0.1 million recognized for each of the years ended December 31, 2019 and 2018 were impacted by (i) the sale of a large portion of the Lightfoot investment as a result of the Arc Logistics merger with Zenith, completed on December 21, 2017, (ii) Lightfoot's disposition of its remaining asset interest at the end of 2018 and (iii) and the liquidation of Lightfoot at the end of 2019. The portion of distributions and dividends deemed to be income versus a return of capital in any period are estimated at the time such distributions are received. These  estimates  may  be  subsequently  revised  based  on  information  received  from  the  portfolio  company  after  their  tax  reporting  periods  are  concluded.  The following table provides a reconciliation of the gross cash distributions and dividend income received from our investment securities for the years ended December 31, 2019 and 2018 to the net distributions and other income recorded on the Consolidated Statements of Income. 45         Table of Contents Glossary of Defined Terms Gross cash distributions and other income received from investment securities Add: Cash distributions received in prior period previously deemed a return of capital (dividend income) which have been reclassified as income (return of capital) in a subsequent period Less: Cash distributions and dividends received in current period deemed a return of capital and not recorded as income (recorded as a cost reduction) in the current period Net distributions and other income $ $ For the Years Ended December 31, 2019 2018 1,328,853   $ 770,734 —   —   1,328,853   $ — 663,939 106,795 Net Realized and Unrealized Loss on Other Equity Securities. For the year ended December 31, 2018, we recorded a net loss on other equity securities of $1.8 million. The net loss recorded during the year ended December 31, 2018 related to valuation considerations surrounding the arbitration award delivered to Eni USA and Gulf LNG as well as other market information. Due to the sale or asset disposition related to our investment securities at the end of 2018 and the liquidation of the remaining investment interest at the end of 2019, we no longer have an interest in other equity securities. Interest Expense. For  the  years  ended  December  31,  2019 and  2018,  interest  expense  totaled  approximately  $10.6 million and  $12.8 million, respectively. The decrease was primarily attributable to (i) a decrease in interest expense as a result of the 7.00% Convertible Notes exchanges and conversions that occurred during the  year  ended  December  31,  2019,  partially  offset  by  (ii)  additional  interest  expense  from  the  5.875%  Convertible  Notes  Offering  in  August  of  2019.  For additional information, see Part IV, Item 15, Note 11 ("Debt"). Gain on the sale of leased property. For the year ended December 31, 2018, a gain on the sale of leased property totaling approximately $11.7 million was recorded in connection with the sale of the Portland Terminal Facility to Zenith Terminals on December 21, 2018. For additional information, see Part IV, Item 15, Note 3 ("Leased Properties And Leases"). There was no gain on the sale of leased property recorded for the year ended December 31, 2019. Loss on Extinguishment of Debt. For the year ended December 31, 2019, a loss on extinguishment of debt totaling approximately $34.0 million was recorded in connection with the 7.00% Convertible Notes exchanges completed in the first and third quarters of 2019. For additional information, see Part IV, Item 15, Note 11 ("Debt"). There was no loss on extinguishment of debt recorded for the year ended December 31, 2018. Income Tax Expense (Benefit). Income tax expense was $235 thousand for the year ended December 31, 2019 compared to an income tax benefit of $2.4 million for the year ended December 31, 2018. The income tax expense recorded in the current year is primarily the result of (i) a change in our state effective rate due to changes in state law and state operations by certain of our TRS entities, (ii) certain fixed asset, deferred contract revenue and loan loss activities, partially offset by (iii) the impact of the refund liability related to the FERC rate case settlement and (iv) capital losses generated from the Lightfoot liquidation that will be carried back against capital gains from prior years. The income tax benefit recorded in the prior year was primarily attributable to (i) higher losses generated by our TRS subsidiaries and (ii) the capital losses generated from the sale of our interest in Joliet to Zenith Terminals and Lightfoot's disposition of its remaining asset interest that were carried back against capital gains generated from the sale of a portion of the Lightfoot investment in prior years.  Net Income. Net  income  was  $4.1 million and  $43.7 million for  the  years  ended  December  31,  2019 and  2018,  respectively,  representing  a  decrease of  $39.6 million.  After  deducting  $9.3  million and  $9.5  million for  the  portion  of  preferred  dividends  that  are  allocable  to  each  respective  period,  net  income  (loss) attributable to common stockholders for the year ended December 31, 2019 was  $(5.2) million, or $(0.40) per basic and diluted common share, as compared to $34.2 million, or $2.86 per basic and $2.79 diluted common share, for the prior year. Year Ended December 31, 2018 Compared to Year Ended December 31, 2017 Revenue. Consolidated revenues  were  $89.2 million for the year  ended December  31,  2018 compared  to  $88.7 million for  the year  ended December  31,  2017, representing an increase of $482 thousand. Lease revenue was $72.7 million and $68.8 million for the years ended December 31, 2018 and 2017, respectively, with the increase of approximately  $3.9 million driven primarily by variable rent collected on the Pinedale lease during 2018. Transportation and distribution revenue from our subsidiaries MoGas and Omega was $16.5 million and $19.9 million for the years ended December 31, 2018 and 2017, respectively. The $3.5 million decrease primarily resulted from a change to straight-line revenue recognition on MoGas' long-term contract with Spire under the new revenue recognition standard that was adopted on January 1, 2018. Revenue recognized for the year ended December 31, 2018 was approximately $3.2 million lower under the new accounting standard. Refer to Part IV, Item 15, Note 4 ("Transportation And Distribution Revenue") for additional details. 46                     Table of Contents Glossary of Defined Terms Transportation and Distribution Expenses. Transportation and distribution expenses were $7.2 million and $6.7 million for the years ended December 31, 2018 and 2017, respectively, representing an increase of $481 thousand. The increase relates primarily to MoGas, which had higher legal and consulting costs during 2018 related to the FERC rate case. The increase was partially offset by lower costs from the timing of projects performed by Omega for Fort Leonard Wood. General and Administrative Expenses. General and administrative expenses were $13.0 million for the year ended December 31, 2018 compared to $10.8 million for the year ended December 31, 2017. The most significant components of the variance from the prior year are outlined in the following table and explained below: Management fees Acquisition and professional fees Other expenses Total For the Years Ended December 31, 2018 2017 $ $ 7,591,750   $ 3,759,505   1,691,592   13,042,847   $ 7,213,720 2,380,918 1,191,859 10,786,497 Management fees are directly proportional to our asset base. For the year ended December 31, 2018, management fees increased $378 thousand compared to the prior year due to the acquisition of the non-controlling interest in Pinedale LP, which closed on December 29, 2017. See Part IV, Item 15, Note 9 ("Management Agreement") for additional information. Acquisition and professional fees for the year ended December 31, 2018 increased $1.4 million from the prior year primarily due to an increase in professional fees. The increase in professional fees for the year ended December 31,  2018 is primarily attributable to (i) higher legal and consulting costs in the current-year related to monitoring our GIGS asset, (ii) higher legal and consulting fees related to the sale of the Portland Terminal Facility and (iii) a prior-year reimbursement of legal fees received in 2017 for costs incurred during UPL's bankruptcy. Asset acquisition costs for the year ended December 31, 2018 were relatively consistent with the prior year, decreasing $71 thousand, due to continued focus on potential acquisition opportunities. Generally, we expect asset acquisition expenses to be repaid over time from income generated by acquisitions. However, any particular period may reflect significant expenses arising from third party legal, engineering, and consulting fees that are incurred in the early to mid-stages of due diligence. Other expenses for the for the year ended December 31, 2018 increased $500 thousand compared to the prior year. The increase is primarily related to (i) a loss on settlement  of  ARO  related  to  the  decommissioning  of  a  segment  of  the  GIGS  pipeline  system  during  2018  and  (ii)  a  non-cash  gain  recorded  on  settlement  of accounts payable in the prior year. Depreciation, Amortization and ARO Accretion Expense. Depreciation, amortization and ARO accretion expense was $24.9 million for the year ended December 31, 2018 compared to $24.0 million for the year ended December 31, 2017. This $900 thousand increase was primarily driven by an increase in ARO depreciation based on updates made to the estimated useful lives of certain segments of GIGS at the end of 2017. Provision for loan gain. For the year ended December 31, 2018, we recorded a provision for loan gain of approximately $37 thousand related to the satisfaction of the  SWD  loans  with  Four  Wood  Corridor  upon  sale  of  the  assets  securing  the  loans  to  Compass  SWD,  LLC  in  exchange  for  (i)  a  new  loan  agreement  with Compass SWD, LLC for $1.3 million and (ii) cash proceeds from the sale recognized as principal payments on the SWD loans. There were no loan (gain) loss provisions recorded for the year ended December 31, 2017. Net Distributions and Other Income. Net distributions and other income for the year ended December 31, 2018 was $107 thousand compared to $680 thousand for the year ended December 31, 2017. The portion of distributions and dividends deemed to be income versus a return of capital in any period are estimated at the time  such  distributions  are  received.  These  estimates  may  be  subsequently  revised  based  on  information  received  from  the  portfolio  company  after  their  tax reporting periods are concluded. The following table provides a reconciliation of the gross cash distributions and dividend income received from our investment securities for the years ended December 31, 2018 and 2017 to the net distributions and other income recorded as income on the Consolidated Statements of Income. 47         Table of Contents Glossary of Defined Terms Gross cash distributions and other income received from investment securities Add: Cash distributions received in prior period previously deemed a return of capital (dividend income) which have been reclassified as income (return of capital) in a subsequent period Less: Cash distributions and dividends received in current period deemed a return of capital and not recorded as income (recorded as a cost reduction) in the current period Net distributions and other income $ $ For the Years Ended December 31, 2018 2017 770,734   $ 949,646 —   (148,649) 663,939   106,795   $ 120,906 680,091 For the year ended December 31, 2018 compared to the year ended December 31, 2017, the decline in net distributions and dividends recorded as income versus the prior-year period was primarily due to (i) the sale of a large portion of the Lightfoot investment as a result of the Arc Logistics merger with Zenith, completed on December 21, 2017 and (ii) Lightfoot's disposition of its remaining asset interest at the end of 2018. Net Realized and Unrealized Gain (Loss) on Other Equity Securities. For the years ended December 31, 2018 and  2017, we recorded a net loss on other equity securities  of  $1.8 million and  a  net  gain  on  other  equity  securities  of  $1.5 million,  respectively,  resulting  in  a  decrease  of  $3.4  million.  The  net  gain  and  loss recorded are directly related to fluctuations in the valuation, sale and liquidation plan of our investments in private securities. The net loss recorded during the year ended December 31, 2018 related to (i) the sale of our equity interest in Joliet to Zenith Terminals and (ii) Lightfoot's disposition of its remaining asset interest at the end of 2018. The net gain recorded during the year ended December 31, 2017 was primarily due to gains realized related to Lightfoot upon completion of the Arc Logistics merger and valuation of the remaining investment in the Lightfoot LP and GP interests. See Part IV, Item 15, Note 10 ("Fair Value") for additional information. Interest Expense. For the years ended December 31, 2018 and  2017, interest expense totaled approximately $12.8 million and  $12.4 million, respectively. This increase was  attributable  to  (i)  increased  interest  on  the  Amended  Pinedale  Term  Credit  Facility  during  2018  as  a  result  of  the  refinancing  with  Prudential  on December 29, 2017, partially offset by (ii) interest incurred on outstanding borrowings on the CorEnergy Revolver and CorEnergy Term Loan during the prior year. Gain on the sale of leased property. For the year ended December 31, 2018, a gain on the sale of leased property totaling approximately $11.7 million was recorded in connection with the sale of the Portland Terminal Facility to Zenith Terminals on December 21, 2018. For additional information, see Part IV, Item 15, Note 3 ("Leased Properties And Leases"). There was no gain on the sale of leased property recorded for the year ended December 31, 2017. Loss on Extinguishment of Debt. For the year ended December 31, 2017, a loss on extinguishment of debt totaling approximately $337 thousand was recorded in connection with entering into the amended and restated CorEnergy Credit Facility on July 28, 2017 and Amended Pinedale Term Credit Facility on December 29, 2017. There was no loss on extinguishment  of debt recorded  for the year ended December 31, 2018. For additional  information,  see Part IV, Item 15, Note 11 ("Debt"). Income Tax Expense (Benefit). Income tax benefit was $2.4 million for the year ended December 31, 2018 compared to income tax expense of $2.3 million for the year ended December 31, 2017. The increased benefit in 2018 was primarily attributable to (i) higher losses generated by our TRS subsidiaries and (ii) the capital losses generated from the sale of our interest in Joliet to Zenith Terminals and Lightfoot's disposition of its remaining asset interest that will be carried back against capital gains generated from the sale of a portion of the Lightfoot investment in the prior year. Income tax expense for the year ended December 31, 2017 was primarily  attributable  to  (i)  the  transition  tax  adjustment  associated  with  application  of  lower  effective  tax  rates  from  the  Tax  Cuts  and  Jobs  Act  enacted  in December 2017 to existing deferred tax asset balances at our TRS entities, (ii) the write-off of certain deferred tax assets in connection with the reorganization of Omega from a TRS subsidiary to a qualified REIT subsidiary and (iii) realized and unrealized gains recorded associated with our Lightfoot investment. Net Income. Net  income  was  $43.7 million and  $34.3 million for the years  ended December  31,  2018 and  2017, respectively,  representing  an increase of  $9.4 million. For the years ended December 31, 2018 and 2017, net income attributable to CorEnergy stockholders was $43.7 million and $32.6 million, respectively. After deducting $9.5 million and $8.0 million for the portion of preferred dividends that are allocable to each respective period, net income attributable to common stockholders for the year ended December 31, 2018 was $34.2 million, or $2.86 per basic and $2.79 diluted common share, as compared to $24.6 million, or $2.07 per basic and diluted common share, for the prior year. 48                     Table of Contents Glossary of Defined Terms Common Equity Attributable to CorEnergy Stockholders per Share As of December 31, 2019, our common equity increased by approximately $21.8 million to $351.2 million from  $329.5 million as of December 31,  2018. This increase principally consists of: (i) $66.1 million of common stock issued pursuant to exchanges and conversion of 7.00% Convertible Notes and (ii) $404 thousand of common stock issued pursuant to reinvestment of dividends through the dividend reinvestment plan; partially offset by (iii) net loss attributable to CorEnergy common stockholders of approximately $5.2 million and (iv) dividends paid to our stockholders of approximately $39.5 million. Analysis of Equity Series A Cumulative Redeemable Preferred Stock 7.375%, $125,493,175 and $125,555,675 liquidation preference ($2,500 per share, $0.001 par value), 10,000,000 authorized; 50,197 and 50,222 issued and outstanding at December 31, 2019 and December 31, 2018, respectively Capital stock, non-convertible, $0.001 par value; 13,638,916 and 11,960,225 shares issued and outstanding at December 31, 2019 and December 31, 2018 (100,000,000 shares authorized) Book Value Per Common Share Additional paid-in capital Retained earnings (deficit) Total CorEnergy Stockholders' Equity Subtract: 7.375% Series A Preferred Stock Total CorEnergy Common Equity Common shares outstanding Book Value per Common Share NON-GAAP FINANCIAL MEASURES December 31, 2019 December 31, 2018 125,493,175   $ 125,555,675 13,639   360,844,497   (9,611,872)   476,739,439   $ (125,493,175)   351,246,264   $ 13,638,916   25.75   $ 11,960 320,295,969 9,147,701 455,011,305 (125,555,675) 329,455,630 11,960,225 27.55 $ $ $ $ We use certain financial measures that are not recognized under GAAP. The non-GAAP financial measures used in this Report include earnings before interest, taxes, depreciation and amortization as defined by the National Association of Real Estate Investment Trusts ("EBITDAre"); EBITDAre as adjusted in the manner described below ("Adjusted EBITDAre"); NAREIT funds from operations ("NAREIT FFO"); funds from operations adjusted for securities investments ("FFO"); and FFO as further adjusted in the manner described below ("AFFO"). These supplemental measures are used by our management team and are presented because we believe they help investors understand our business, performance and ability to earn and distribute cash to our stockholders by providing perspectives not immediately apparent from net income. The presentation of EBITDAre, Adjusted EBITDAre, NAREIT FFO, FFO and AFFO are not intended to be considered in isolation or as a substitute for, or superior to, the financial information prepared and presented in accordance with GAAP. We  offer  these  measures  to  assist  the  users  of  our  financial  statements  in  assessing  our  operating  performance  under  U.S.  GAAP,  but  these  measures  are  non- GAAP  measures  and  should  not  be  considered  measures  of  liquidity,  alternatives  to  net  income  or  indicators  of  any  other  performance  measure  determined  in accordance  with  GAAP,  nor  are  they  indicative  of  funds  available  to  fund  our  cash  needs,  including  capital  expenditures  (if  any),  to  make  payments  on  our indebtedness or to make distributions. Our method of calculating these measures may be different from methods used by other companies and, accordingly, may not  be  comparable  to  similar  measures  as  calculated  by  other  companies.  Investors  should  not  rely  on  these  measures  as  a  substitute  for  any  GAAP  measure, including net income, cash flows from operating activities or revenues. EBITDAre and Adjusted EBITDAre EBITDAre and  Adjusted  EBITDA re are  non-GAAP  financial  measures  that  management  and  external  users  of  our  consolidated  financial  statements,  such  as industry analysts, investors and lenders may use to evaluate our ongoing operating results, including (i) the performance of our assets without regard to the impact of financing methods, capital structure or historical cost basis of our assets and (ii) the overall rates of return on alternative investment opportunities. EBITDAre, as established  by  NAREIT,  is  defined  as  net  income  (loss)  (calculated  in  accordance  with  GAAP)  excluding  interest  expense,  income  tax,  depreciation  and amortization,  gains  or  losses  on  disposition  of  depreciated  property  (including  gains  or  losses  on  change  of  control),  impairment  write-downs  of  depreciated property and of investments in unconsolidated affiliates caused by a decrease in value of depreciated property in the affiliate, and adjustments to reflect the entity's pro rata share of EBITDAre of unconsolidated affiliates. Our presentation of Adjusted EBITDAre represents EBITDAre adjusted for net realized and unrealized (gain)  loss  on  securities,  non-cash;  (gain)  loss  on  extinguishment  of  debt;  provision  for  loan  (gain)  loss;  preferred  dividend  requirements;  distributions  and dividends received in prior period previously deemed a return of capital (recorded as a cost reduction) and reclassified as income in a subsequent period; (gain) loss on settlement of ARO; and non-cash settlement of accounts payable. We believe that the presentation of EBITDAre and Adjusted EBITDAre provide useful information to investors in assessing our financial condition and results of operations.  Our  presentation  of  EBITDAre is  calculated  in  accordance  with  standards  established  by  NAREIT,  which  may  not  be  comparable  to  measures calculated by other companies that do not use the NAREIT definition of 49     Table of Contents Glossary of Defined Terms EBITDAre. In addition, although EBITDAre is a useful measure when comparing our results to other REITs, it may not be helpful to investors when comparing to non-REITs. Adjusted EBITDAre presented by other companies may not be comparable to our presentation, since each company may define these terms differently. EBITDAre and Adjusted EBITDAre should not be considered measures of liquidity and should not be considered as alternatives to operating income, net income or other indicators of performance determined in accordance with GAAP. The  following  table  presents  a  reconciliation  of  Income  Attributable  to  Common  Stockholders,  as  reported  in  the  Consolidated  Statements  of  Income  and Comprehensive Income to EBITDAre and Adjusted EBITDAre: Income (Loss) Attributable to Common Stockholders Add: Interest expense, net Depreciation, amortization, and ARO accretion Less: Gain on the sale of leased property, net Income tax (expense) benefit Non-controlling interest attributable to depreciation, amortization, and interest expense EBITDAre(1) Add: Loss on extinguishment of debt Provision for loan gain Preferred dividend requirements Distributions and dividends received in prior period previously deemed a return of capital (recorded as a cost reduction) and reclassified as income in a subsequent period(2) Loss on settlement of ARO Less: Net realized and unrealized gain (loss) on securities, non-cash(3) Non-cash settlement of accounts payable For the Years Ended December 31, 2019 (5,175,973)   $ 2018 34,163,499   $ 2017 24,648,802 $ 10,578,711   22,581,942   12,759,010   24,947,453   12,378,514 24,047,710 —   (234,618)   —   11,723,257   2,418,726   —   $ 28,219,298   $ 57,727,979   $ 33,960,565   —   9,255,468   —   —   —   —   —   (36,867)   9,548,377   —   310,941   (1,845,309)   —   — (2,345,318) 2,283,024 61,137,320 336,933 — 7,953,988 148,649 — 1,410,921 221,609 Adjusted EBITDAre(1) (1) Effective March 31, 2018, we now present EBITDAre, reported in accordance with NAREIT guidelines, and Adjusted EBITDAre as supplemental measures of our 67,944,360 $ 71,435,331   $ 69,395,739   $ performance. Our prior year presentation has been updated to conform with the current year presentation. (2) We characterize distributions received from private investments estimated based on prior year activity. After receiving the K-1s, which depict our share of income and losses from the investment in the security, previously unrealized gains can be reclassified as dividend income. (3) Realized gains of $1.2 million related to the sale of interests in Lightfoot LP and Lightfoot GP have been excluded from Adjusted EBITDA for the year ended December 31, 2017. Refer to Part IV, Item 15, Note 10 ("Fair Value") for additional discussion. NAREIT FFO FFO is a widely used measure of the operating performance of real estate companies that supplements net income (loss) determined in accordance with GAAP. As defined  by  NAREIT,  NAREIT  FFO  represents  net  income  (loss)  (computed  in  accordance  with  GAAP),  excluding  gains  (or  losses)  from  sales  of  depreciable operating  property,  impairment  losses  of  depreciable  properties,  real  estate-related  depreciation  and  amortization  (excluding  amortization  of  deferred  financing costs or loan origination costs) and other adjustments for unconsolidated partnerships and non-controlling interests. Adjustments for non-controlling interests are calculated on the same basis. We define FFO attributable to common stockholders as defined above by NAREIT less dividends on preferred stock. Our method of calculating FFO attributable to common stockholders may differ from methods used by other REITs and, as such, may not be comparable. FFO ADJUSTED FOR SECURITIES INVESTMENTS (FFO) Due  to  the  legacy  investments  that  we  held,  we  have  also  historically  presented  a  measure  of  FFO,  to  which  we  refer  herein  as  FFO  Adjusted  for  Securities Investments  which  is  derived  by  further  adjusting  NAREIT  FFO  for  distributions  received  from  investment  securities,  income  tax  expense  (benefit)  from investment securities, net distributions and other income and net realized and unrealized gain or loss on other equity securities. We present NAREIT FFO and FFO Adjusted for Securities Investments because we consider it an important supplemental measure of our operating performance and believe that it is frequently used by securities analysts, investors, and other interested parties in 50                                                   Table of Contents Glossary of Defined Terms the evaluation of REITs, many of which present FFO when reporting their results. FFO is a key measure we use in assessing performance and in making resource allocation decisions. Both NAREIT FFO and FFO Adjusted for Securities Investments are intended to exclude GAAP historical cost depreciation and amortization of real estate and related assets, which assumes that the value of real estate diminishes ratably over time. Historically, however, real estate values have risen or fallen with market conditions,  and  that  may  also  be  the  case  with  certain  of  the  energy  infrastructure  assets  in  which  we  invest.  NAREIT  FFO  and  FFO  Adjusted  for  Securities Investments exclude depreciation and amortization unique to real estate and gains and losses from property dispositions and extraordinary items. As such, these performance measures provide a perspective not immediately apparent from net income when compared to prior-year periods. These metrics reflect the impact to operations from trends in base and participating rents, company operating costs, development activities, and interest costs. We calculate NAREIT FFO in accordance with standards established by the Board of Governors of the National Association of Real Estate Investment Trusts in its March  1995  White  Paper  (as  amended  in  November  1999  and  April  2002)  and  FFO  Adjusted  for  Securities  Investment  as  NAREIT  FFO  with  additional adjustments described above due to our legacy investments. This may differ from the methodology for calculating FFO utilized by other REITs and, accordingly may not be comparable to such other REITs. NAREIT FFO and FFO Adjusted for Securities Investments do not represent amounts available for management's discretionary  use because  of needed  capital  for replacement  or expansion,  debt  service  obligations,  or other  commitments  and uncertainties.  NAREIT FFO and FFO Adjusted for Securities Investments, as we have historically reported, should not be considered as an alternative to net income (loss) (computed in accordance with GAAP), as an indicator of our financial performance, or to cash flow from operating activities (computed in accordance with GAAP), as an indicator of our liquidity, or as an indicator of funds available for our cash needs, including our ability to make distributions or to service our indebtedness. AFFO Management  uses  AFFO  as  a  measure  of  long-term  sustainable  operational  performance.  AFFO  in  excess  of  dividends  is  used  for  debt  repayment,  capital reinvestment activities, funding our ARO liability, or other commitments and uncertainties which are necessary to sustain our dividend over the long term. AFFO should  not  be  considered  as  an  alternative  to  net  income  (loss)  (computed  in  accordance  with  GAAP),  as  an  indicator  of  our  financial  performance,  or  as  an alternative to cash flow from operating activities (computed in accordance with GAAP), as an indicator of our liquidity, or as an indicator of funds available for our cash needs, including our ability to make distributions or service our indebtedness. For completeness, the following table sets forth a reconciliation of our net income (loss) as determined in accordance with GAAP and our calculations of NAREIT FFO, FFO Adjusted for Securities Investments, and AFFO for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017. AFFO is a supplemental, non-GAAP financial measure  which  we  define  as  FFO  Adjusted  for  Securities  Investment  plus  (gain)  loss  on  extinguishment  of  debt,  provision  for  loan  (gain)  loss,  net  of  tax, transaction costs, amortization of debt issuance costs, amortization of deferred lease costs, accretion of asset retirement obligation, amortization of above market leases,  income  tax  expense  (benefit)  unrelated  to  securities  investments,  non-cash  costs  associated  with  derivative  instruments,  (gain)  loss  on  the  settlement  of ARO, and certain costs of a nonrecurring nature, less maintenance, capital expenditures (if any), amortization of debt premium, and other adjustments as deemed appropriate  by  Management. Also  presented  is  information  regarding  the  weighted-average  number  of  shares  of  our  common  stock  outstanding  used  for  the computation of per share data: 51   Table of Contents Glossary of Defined Terms NAREIT FFO, FFO Adjusted for Securities Investment, and AFFO Reconciliation Funds from operations adjusted for securities investments (FFO) $ 16,857,484 $ Net Income attributable to CorEnergy Stockholders Less: Preferred Dividend Requirements Net Income (Loss) attributable to Common Stockholders Add: Depreciation Less: Gain on the sale of leased property, net Non-Controlling Interest attributable to NAREIT FFO reconciling items NAREIT funds from operations (NAREIT FFO) Add: Distributions received from investment securities Income tax expense (benefit) from investment securities Less: Net distributions and other income Net realized and unrealized gain (loss) on other equity securities Add: Loss of extinguishment of debt Transaction costs Amortization of debt issuance costs Amortization of deferred lease costs Accretion of asset retirement obligation Non-cash loss associated with derivative instruments Loss on settlement of ARO Less: Non-cash settlement of accounts payable Income tax (expense) benefit Provision for loan gain Non-Controlling Interest attributable to AFFO reconciling items Adjusted funds from operations (AFFO) Weighted Average Shares of Common Stock Outstanding: Basic Diluted NAREIT FFO attributable to Common Stockholders Basic Diluted (1) FFO attributable to Common Stockholders Basic Diluted (1) AFFO attributable to Common Stockholders Basic $ $ For the Years Ended December 31, 2019 4,079,495   $ 2018 43,711,876   $ 2017 32,602,790 9,255,468   (5,175,973)   $ 9,548,377   34,163,499   $ 7,953,988 24,648,802 22,046,041   24,355,959   23,292,713 —   —   11,723,257   —   $ 16,870,068   $ 46,796,201   $ — 1,632,546 46,308,969 949,646 1,000,084 680,091 1,531,827 $ 46,046,781 336,933 592,068 1,661,181 91,932 663,065 33,763 — 221,609 (1,345,234) — 13,154 106,795   (682,199)   106,795   (1,845,309)   47,959,311 —   521,311   1,414,457   91,932   499,562   —   310,941   —   1,736,527   36,867   —   1,328,853   (12,584)   1,328,853   —   33,960,565   185,495   1,226,139   91,932   443,969   —   —   —   (247,202)   —   —   $ 53,012,786 $ 49,024,120 $ 50,536,194 13,041,613   15,425,747   11,935,021 15,389,180 11,900,516 15,355,061 $ $ $ $ $ 1.29   $ 1.29   $ 1.29   $ 1.29   $ 4.06   $ 3.83   $ 3.92 3.61 4.02 3.69 4.11 $ $ $ $ $ 3.89 3.59 3.87 3.57 4.25 Diluted (2) 3.81 (1) The year ended December 31, 2019 diluted per share calculations exclude dilutive adjustments for convertible note interest expense, discount amortization and deferred debt issuance amortization because such impact is antidilutive. The years ended December 31, 2018 and 2017 include these dilutive adjustments. For periods presented without per share dilution, the number of weighted average diluted shares is equal to the number of weighted average basic shares presented. Refer to the Convertible Note Interest Expense table in Part IV, Item 15, Note 11 ("Debt") for additional details. 3.70 $ $ (2) Diluted per share calculations include a dilutive adjustment for convertible note interest expense. Refer to the Convertible Note Interest Expense table in Part IV, Item 15, Note 11 ("Debt") for additional details.                                                                       52 Table of Contents Glossary of Defined Terms NAREIT FFO, FFO Adjusted for Securities Investment, and AFFO Reconciliation Net Income (Loss) attributable to CorEnergy Stockholders Less: Preferred Dividend Requirements Net Income (Loss) attributable to Common Stockholders Add: Depreciation NAREIT funds from operations (NAREIT FFO) Add: Distributions received from investment securities Income tax expense (benefit) from investment securities Less: Net distributions and other income Funds from operations adjusted for securities investments (FFO) Add: Loss of extinguishment of debt Transaction costs Amortization of debt issuance costs Amortization of deferred lease costs Accretion of asset retirement obligation Less: Income tax (expense) benefit Adjusted funds from operations (AFFO) Weighted Average Shares of Common Stock Outstanding: Basic Diluted NAREIT FFO attributable to Common Stockholders Basic Diluted (1) FFO attributable to Common Stockholders Basic Diluted (1) AFFO attributable to Common Stockholders Basic $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ March 31 For the Fiscal 2019 Quarters Ended   September 30 June 30   December 31 3,866,441   $ 9,824,926   $ (19,419,600)   $ 9,807,728 2,314,128   1,552,313   $ 2,313,780   7,511,146   $ 2,313,780   (21,733,380)   $ 2,313,780 7,493,948 5,511,121   7,063,434   $ 5,511,274   13,022,420   $ 5,511,367   (16,222,013)   $ 5,512,279 13,006,227 256,615   151,793   285,259   6,912   360,182   45,205   426,797 (216,494) 256,615   7,215,227   $ 285,259   13,029,332   $ 360,182   (16,176,808)   $ 426,797 12,789,733 5,039,731   53,970   298,432   22,983   110,992   —   88,611   281,630   22,983   110,993   28,920,834   14,799   313,022   22,983   110,992   — 28,115 333,055 22,983 110,992 (295,542) 13,036,877   $ (55,787)   13,589,336   $ 137,911   13,067,911   $ (33,784) 13,318,662 12,604,943   15,042,567   12,811,171   14,934,886   13,188,546   15,609,545   13,549,797 16,102,310 0.56   $ 0.56   $ 0.57   $ 0.57   $ 1.02   $ 0.96   $ 1.02   $ 0.96   $ (1.23)   $ (1.23)   $ (1.23)   $ (1.23)   $ 1.03   $ 0.96   $ 1.06   $ 0.99   $ 0.99   $ 0.94   $ 0.96 0.93 0.94 0.92 0.98 Diluted (2) 0.94 (1) The fiscal 2019 quarters ended for March 31 and September 30 diluted per share calculations exclude dilutive adjustments for convertible note interest expense, discount amortization and deferred debt issuance amortization because such impact is antidilutive. The fiscal 2019 quarters ended June 30 and December 31 include these dilutive adjustments. For periods presented without per share dilution, the number of weighted average diluted shares is equal to the number of weighted average basic shares presented. $ (2) Diluted per share calculations include a dilutive adjustment for convertible note interest expense. 53                                                                                                                                                                       Table of Contents DIVIDENDS Glossary of Defined Terms Our portfolio of real property assets and promissory notes generates cash flow from which we pay distributions to stockholders. For the year ended December 31, 2019,  the  primary  sources  of  our  stockholder  distributions  include  lease  revenue  and  transportation  and  distribution  revenue  from  our  real  property  assets. Deterioration in the cash flows generated by any of these sources may impact our ability to fund distributions to stockholders. Based on our current asset base, we target a ratio of AFFO to dividends of 1.5 times. We believe that this level of coverage provides a prudent reserve level to achieve dividend stability and growth over the long term. For the year ended December 31, 2019, our ratio of AFFO to dividends is 1.35 times, which is below our target ratio. To maintain AFFO coverage in 2020, we believe that a number of actions can be taken to adequately offset the lost revenue from the sale of the Portland Terminal, which include deleveraging of our balance  sheet through preferred equity and debt repurchases,  at attractive  market prices. However, in the current  market, we believe it is prudent to hold the net cash proceeds from the 5.875% Convertible Note Offering to utilize in additional investments in revenue generating assets. We regularly assess our ability to pay and to grow our dividend to common stockholders, and there is no assurance that we will continue to make regular dividend payments at current levels. Distributions to common stockholders are recorded on the ex-dividend date and distributions to preferred stockholders are recorded when declared by the Board of Directors. The characterization of any distribution for federal income tax purposes will not be determined until after the end of the taxable year. Refer to Part IV, Item 15, Note 6 ("Income Taxes") included in this Report for information on characterization of distributions for federal income tax purposes for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017. A REIT is generally required to distribute during the taxable year an amount equal to at least 90 percent of the REIT taxable income (determined under Internal Revenue Code section 857(b)(2), without regard to the deduction for dividends paid). We intend to adhere to this requirement in order to maintain our REIT status. The Board of Directors will continue to determine the amount of any distribution that we expect to pay our stockholders. Dividend payouts may be affected by cash flow requirements and remain subject to other risks and uncertainties. The following table sets forth common stock distributions for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017. Distributions are shown in the period in which they were declared. Common Dividends Amount 2019 Fourth Quarter Third Quarter Second Quarter First Quarter 2018 Fourth Quarter Third Quarter Second Quarter First Quarter 2017 Fourth Quarter Third Quarter Second Quarter First Quarter $ $ $ 0.7500 0.7500 0.7500 0.7500 0.7500 0.7500 0.7500 0.7500 0.7500 0.7500 0.7500 0.7500 54                   Table of Contents Glossary of Defined Terms The following table sets forth preferred stock distributions for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017: Preferred Dividends Amount 2019 Fourth Quarter Third Quarter Second Quarter First Quarter 2018 Fourth Quarter Third Quarter Second Quarter First Quarter 2017 Fourth Quarter Third Quarter Second Quarter First Quarter $ $ $ 0.4609 0.4609 0.4609 0.4609 0.4609 0.4609 0.4609 0.4609 0.4609 0.4609 0.4609 0.4609 On February 28, 2020, we will pay fourth quarter dividends of $0.75 per share of common stock and $0.4609375 per depositary share for our 7.375% Series A Cumulative Redeemable Preferred Stock. FEDERAL AND STATE INCOME TAXATION In 2013 we qualified, and in March 2014 elected (effective as of January 1, 2013), to be treated as a REIT for federal income tax purposes (which we refer to as the "REIT Election"). Because certain of our assets may not produce REIT-qualifying income or be treated as interests in real property, those assets are held in wholly- owned TRSs in order to limit the potential that such assets and income could prevent us from qualifying as a REIT. We elected to be taxed as a REIT for 2013 and subsequent years and generally will not pay federal income tax on taxable income of the REIT that is distributed to our stockholders. As a REIT, our distributions from earnings and profits will be treated as ordinary income and a return of capital, and generally will not qualify as qualified dividend income ("QDI"). To the extent that the REIT had accumulated C corporation earnings and profits from the periods prior to 2013, we distributed such earnings and profits in 2013. In addition, to the extent we receive taxable distributions from our TRSs, or the REIT received distributions of C corporation earnings and profits, such portion of our distribution is generally treated as QDI. While regular REIT dividends are not eligible for the reduced QDI tax rates, with respect to taxable years beginning after December 31, 2017 and before January 1, 2026, Section 199A of the Code typically permits a 20 percent deduction against taxable income for noncorporate taxpayers for qualified business income, which includes dividends from a REIT received during the tax year that is not a capital gain dividend or a dividend qualifying for the QDI rate, subject to certain income and holding period limitations. As  a  REIT,  we  hold  and  operate  certain  of  our  assets  through  one  or  more  wholly-owned  TRSs.  Our  use  of  TRSs  enables  us  to  continue  to  engage  in  certain businesses while complying with REIT qualification requirements and also allows us to retain income generated by these businesses for reinvestment without the requirement of distributing those earnings. As was done with our subsidiary Omega in 2017, and as warranted in the future, we may elect to reorganize and transfer certain assets or operations from our TRSs to our C corporation or other subsidiaries, including qualified REIT subsidiaries. Our other equity securities are limited partnerships or limited liability companies which are treated as partnerships for federal and state income tax purposes. As a limited partner, we report our allocable share of taxable income in computing our taxable income. To the extent held by a TRS, the TRS's tax expense or benefit is included  in  the  Consolidated  Statements  of  Income  based  on  the  component  of  income  or  gains  and  losses  to  which  such  expense  or  benefit  relates.  Deferred income  taxes  reflect  the  net  tax  effects  of  temporary  differences  between  the  carrying  amounts  of  assets  and  liabilities  for  financial  reporting  purposes  and  the amounts  used  for  income  tax  purposes.  A  valuation  allowance  is  recognized  if,  based  on  the  weight  of  available  evidence,  it  is  more  likely  than  not  that  some portion or all of the deferred income tax asset will not be realized. If we cease to qualify as a REIT, we, as a C corporation,  would be obligated  to pay federal  and state income tax on our taxable  income. For 2019, the federal income tax rate for a corporation was 21 percent. 55                   Table of Contents Glossary of Defined Terms The Tax Cuts and Jobs Act (the "2017 Tax Act") was enacted on December 22, 2017. The 2017 Tax Act reduced the US federal corporate tax rate from 35 percent to 21 percent. The 2017 Tax Act also repealed the alternative minimum tax for corporations. We completed our accounting for the tax effects of enactment of the 2017  Tax  Act  in  2018. We  remeasured  deferred  tax  assets  and  liabilities  based  on the  updated  rates  at  which  they  are  expected  to  reverse  in  the  future,  which resulted in a $1.3 million transition adjustment that reduced net deferred tax assets. We will continue to assess the impact of new tax legislation, as well as any future regulations and updates provided by the tax authorities. Refer to Part IV, Item 15, Note 6 ("Income Taxes") for additional information. MAJOR TENANTS As of December 31, 2019, we had two significant leases. For additional information concerning these leases, see Part I, Item 2, "Properties" and Part IV, Item 15, Note 3 ("Leased Properties And Leases") included in this Report. The table below displays the impact of significant leases on total leased properties and total lease revenues for the periods presented. Pinedale LGS (2) Grand Isle Gathering System Portland Terminal Facility (3) As a Percentage of (1) Leased Properties As of December 31, Lease Revenues For the Years Ended December 31, 2019 2018 2019 2018 2017 44.4%   55.3%   —%   44.5%   55.2%   —%   39.2%   60.6%   —%   35.2%   55.9%   8.8%   31.2% 59.1% 9.6% (1) Insignificant leases are not presented; thus percentages may not sum to 100%. (2) Pinedale LGS lease revenues include variable rent of $4.6 million, $4.3 million and $587 thousand for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017, respectively. (3) On December 21, 2018, the Portland Terminal Facility was sold to Zenith Terminals, terminating the Portland Lease Agreement. ASSET PORTFOLIO AND RELATED DEVELOPMENTS Descriptions  of  our  asset  portfolio  and  related  operations,  are  included  in  Part  I,  Item  2,  "Properties"  and  in  Part  IV,  Item  15,  Note 3 ("Leased Properties  And Leases") and  Note  5  ("Financing  Notes  Receivable") included  in  this  Report.  This  section  provides  additional  information  concerning  material  developments related to our asset portfolio during the year ended December 31, 2019 and through the date of this Report. Grand Isle Gathering System On  October  18,  2018,  EGC  was  acquired  by  an  affiliate  of  the  privately-held  Gulf  of  Mexico  operator,  Cox  Oil,  for  approximately  $322.0  million.  With  the purchase  of  EGC  by  Cox  Oil,  it  is  anticipated  that  EGC  will  remain  a  separate  subsidiary  owned  by  an  affiliate  of  Cox  Oil  and  that  EGC  (not  Cox  Oil)  will continue to be the guarantor of the tenant's obligation under the Lease Agreement. To date, EGC has met its obligations to make lease payments. We are currently engaged in efforts to enforce the reporting requirements in the lease. For additional information, refer to Part I, Item 3, Legal Proceedings and Part IV, Item 15, Note 3 ("Leased Properties And Leases"). Pinedale LGS Effective August 8, 2019, UPL's common stock was delisted from the NASDAQ Global Select Market and commenced trading on the OTCQX marketplace under the symbol "UPLC." UPL plans to continue to make all required SEC filings, including those on Forms 10-K, 10-Q and 8-K, and will remain subject to all SEC rules and regulations applicable to reporting companies under the Securities Exchange Act of 1934. On  September  16,  2019,  UPL  announced  that  it  entered  into  an  amended  credit  facility  to  remove  financial  maintenance  covenants  among  other  provisional changes,  while  also  announcing  plans  to  suspend  its  drilling  program  by  the  end  of  September  while  natural  gas  pricing  remains  near  multi-year  lows.  In connection with the approved credit facility amendment, UPL also announced a fall borrowing base redetermination of $1.175 billion, including $200 million of the  commitment  allocated  to  the  credit  facility.  The  amended  credit  facility  also  established  maximum  capital  expenditures  of  $65  million,  $10  million  and  $5 million, respectively, for the quarters ended September 30, 2019, December 31, 2019 and quarterly thereafter. On November 7, 2019, UPL updated full-year 2019 capital investment guidance to a range of $240 million to $250 million. UPL also announced expected 2020 production to be between 182 and 192 Bcfe, which assumes suspended drilling and the maximum capital expenditures outlined above. UPL also stated it continues proactive efforts to reduce debt and affirms its ongoing advisor engagements that are focused on liability management and assisting management and its board of directors in evaluating a range of strategic alternatives. 56                       Table of Contents Glossary of Defined Terms On February 18, 2020, UPL announced a spring borrowing base redetermination, effective April 1, 2020, which will reduce the borrowing base to $1.075 billion, with $100 million of the commitment attributed to its credit facility. Additionally, UPL announced full-year 2019 production of 240.2 Bcfe. MoGas Pipeline Effective  March  1,  2017,  MoGas  entered  into  a  long-term  firm  transportation  services  agreement  with  Spire,  its  largest  customer.  The  agreement  extends  the termination  date  for  Spire's  existing  firm  transportation  agreement  to  October  31,  2030.  During  the  entire  extended  term,  Spire  will  continue  to  reserve  62,800 dekatherms per day of firm transportation capacity on MoGas. This service continued at the full tariff rate of $12.385 per dekatherm per month until October 31, 2018, at which time the rate was reduced to $6.386 per dekatherm per month for the remainder of the agreement. On May 31, 2018, MoGas filed a general rate case before FERC. The proposed change in rates sought to (i) recover increases in capital, operating and maintenance expenditures incurred; (ii) mitigate for the substantial decrease in volumes due to the loss of a firm transportation contract with a St. Louis natural gas marketing entity; (iii) mitigate for the substantial decrease in revenue from Spire; and (iv) reflect changes in the corporate income tax rate associated with the 2017 Tax Cuts and  Jobs  Act.  The  proposed  rates  went  into  effect  on  December  1,  2018.  On  August  22,  2019,  the  FERC  approved  a  settlement  agreed  to  by  MoGas  and  all intervenors  in  the  rate  case  to  provide  annual  rates  of  approximately  $14.8  million,  effective  September  1,  2019.  As  a  result  of  the  approved  and  effective settlement, MoGas has begun to refund the difference between the filed rates and the settlement rates. In conjunction with the settlement, MoGas entered into 5- year  firm  transportation  service  agreements  with  its  customers  in  exchange  for  modest  discounts.  The  agreements,  which  amend  prior  year-to-year  agreements, extend the termination date for the existing firm transportation service agreements to December 31, 2023. CONTRACTUAL OBLIGATIONS The following table summarizes our significant contractual payment obligations as of December 31, 2019: Contractual Obligations Notional Value   Less than 1 year   Pinedale LP Debt Interest payments on Pinedale LP Debt 7.00% Convertible Debt(1) Interest payments on 7.00% Convertible Debt(1) 5.875% Convertible Debt Interest payments on 5.875% Convertible Debt $ 33,944,000   $ 2,092,000   120,000,000   3,528,000   $ 2,107,331   2,092,000   73,220   —   7,108,750   14,909,301   $ 1-3 years 30,416,000   $ 3,607,076   —   —   —   14,100,000   48,123,076   $ 3-5 years More than 5 years —   $ —   —   —   —   14,100,000   14,100,000   $ — — — — 120,000,000 7,050,000 Totals   $ 127,050,000 (1) Subsequent to December 31, 2019, holders of the 7.00% Convertible Notes converted $416 thousand face amount of notes for 12,605 shares of common stock, reducing (i) the 7.00% Convertible Notes outstanding to $1.7 million and (ii) interest expense to $59 thousand in 2020. Fees paid to Corridor under the Management Agreement and the Administrative Agreement are not included because they vary as a function of the value of our total asset base. For additional information see Part IV, Item 15, Note 9 ("Management Agreement") included in this Report. SEASONALITY Our  operating  companies,  MoGas  and  Omega,  have  stable  revenues  throughout  the  year  and  will  complete  necessary  pipeline  maintenance  during  the  "non- heating" season, or quarters two and three. Therefore, operating results for the interim periods are not necessarily indicative of the results that may be expected for the full year. OFF-BALANCE SHEET ARRANGEMENTS We  do  not  have,  and  are  not  expected  to  have,  any  off-balance  sheet  arrangements  that  have  or  are  reasonably  likely  to  have  a  current  or  future  effect  on  our financial condition, changes in financial condition, revenues or expenses, results of operations, liquidity, capital expenditures or capital resources. IMPACT OF INFLATION AND DEFLATION Deflation can result in a decline in general price levels, often caused by a decrease in the supply of money or credit. The predominant effects of deflation are high unemployment, credit contraction, and weakened consumer demand. Restricted lending practices could impact our ability to obtain financings or to refinance our properties and our tenants' ability to obtain credit. During inflationary 57                       Table of Contents Glossary of Defined Terms periods, we intend for substantially all of our tenant leases to be designed to mitigate the impact of inflation. Often, our leases include rent escalators that are based on the CPI, or other agreed upon metrics that increase with inflation. LIQUIDITY AND CAPITAL RESOURCES Overview At December 31, 2019, we had liquidity of approximately $257.3 million comprised of cash of $120.9 million plus revolver availability of $136.4 million. During 2019, our liquidity was enhanced by the net proceeds from the 5.875% Convertible Note offering, partially offset by cash utilized to complete two exchanges of the 7.00% Convertible Notes. The results of the MoGas rate case settlement discussed in the "Asset Portfolio and Related Developments" section above had a positive impact on revolver availability at the end of 2019 and going forward. We  use  cash  flows  generated  from  our  operations  to  fund  current  obligations,  projected  working  capital  requirements,  debt  service  payments  and  dividend payments. Management expects that future operating cash flows, along with access to financial markets, will be sufficient to fund future operating requirements and  acquisition  opportunities.  If  our  ability  to  access  the  capital  markets  is  restricted,  as  currently  is  the  case  as  discussed  in  Part  IV,  Item  15,  Note  13 ("Stockholders' Equity") or if debt or equity capital were unavailable on favorable terms, or at all, our ability to fund acquisition opportunities or to comply with the REIT distribution rules could be adversely affected. There are acquisition opportunities that are in preliminary stages of review, and consummation of any of these opportunities may depend on a number of factors beyond  our  control.  There  can  be  no  assurance  that  any  of  these  acquisition  opportunities  will  result  in  consummated  transactions.  As  part  of  our  disciplined investment philosophy, we plan to use a moderate level of leverage, approximately 25 percent to 50 percent of assets, supplemented with accretive equity issuance as needed, subject to current market conditions. We may invest in assets subject to greater leverage which could be both recourse and non-recourse to us. Cash Flows - Operating, Investing, and Financing Activities The following table presents our consolidated cash flows for the periods indicated below: Net cash provided by (used in): Operating activities Investing activities Financing activities Net increase in cash and cash equivalents Cash Flows from Operating Activities For the Years Ended December 31, 2019 2018 2017 $ $ 61,779,104   $ 4,699,066   (14,901,704)   51,576,466   $ 48,622,740   $ 56,816,490   (51,939,122)   53,500,108   $ 56,791,571 7,595,477 (56,495,063) 7,891,985 Net cash flows provided by operating activities for the year ended December 31, 2019 were primarily generated by (i) lease receipts of $63.2 million ($67.1 million lease revenue, net of $3.9 million of straight-line rent accrued during the period) and (ii) $17.1 million in net contributions from our operating subsidiaries MoGas and Omega, partially offset by (iii) $10.6 million in general and administrative expenses and (iv) $6.8 million in cash paid for interest. Net cash flows provided by operating activities for the year ended December 31, 2018 were primarily generated by (i) lease receipts of $62.3 million ($72.7 million lease revenue, net of $7.0 million of straight-line rent accrued during the period and $3.4 million of unearned revenue received in 2017) and (ii) $12.5 million in net  contributions  from  our  operating  subsidiaries  MoGas  and  Omega,  partially  offset  by  (iii)  $13.0  million  in  general  and  administrative  expenses,  (iv)  $11.2 million in cash paid for interest and (v) a $1.3 million increase in accounts and other receivables during the period. Net cash flows provided by operating activities for the year ended December 31, 2017 were primarily generated by (i) lease receipts of $61.6 million ($68.8 million lease revenue, net of $7.2 million of straight-line rent accrued during the period), (ii) $13.2 million in net contributions from our operating subsidiaries MoGas and Omega, (iii) an additional $2.9 million in unearned lease receipts associated with January 2018 revenues received in 2017 and (iv) $853 thousand in distributions and dividends received, partially offset by (v) $10.8 million in general and administrative expenses and (vi) $10.8 million in cash paid for interest. Cash Flows from Investing Activities Net cash flows provided by investing activities for the year ended December 31, 2019 were primarily attributed to a $5.0 million payment received on January 7, 2019 related to the promissory note entered into as part of the Portland Terminal Facility sale. 58                     Table of Contents Glossary of Defined Terms Net cash flows provided by investing activities for the year ended December 31, 2018 were primarily attributed to (i) the proceeds from the sale of the Portland Terminal Facility and equity interest in Joliet to Zenith Terminals, which generated proceeds of approximately $56.0 million, (ii) return of capital distributions on our Lightfoot investment of $664 thousand and (iii) principal payments associated with the Four Wood financing note receivable of $237 thousand. Net cash flows provided by investing activities for the year ended December 31, 2017 were primarily attributed to $7.6 million in proceeds received from the sale of the majority of our equity securities. Refer to Part IV, Item 15, Note 10 ("Fair Value") for additional details. Cash Flows from Financing Activities Net cash flows used in financing activities for the year ended December 31, 2019 were primarily attributable to (i) cash paid for the extinguishment of the 7.00% Convertible Notes of $78.9 million, (ii) common and preferred dividends paid of $39.1 million and $9.3 million, respectively and (iii) principal payments of $3.5 million on our secured credit facilities, partially offset by (iv) net proceeds from the 5.875% Convertible Notes offering of $116.4 million. Net cash flows used in financing activities for the year ended December 31, 2018 were primarily attributable to (i) common and preferred dividends paid of $34.3 million and $9.6 million, respectively, (ii) cash used to repurchase Series A Preferred Stock of $4.3 million, (iii) principal payments of $3.5 million on our secured credit facilities and (iv) $264 thousand of payments related to debt financing costs. Net cash flows used in financing activities for the year ended December 31, 2017 were primarily attributable to (i) net payments on the CorEnergy Revolver of $44.0 million, (ii) principal payments of $45.6 million on our secured credit facilities, (iii) common and preferred dividends paid of $34.7 million and $8.2 million, respectively,  (iv)  purchase  of  the  non-controlling  interest  in  Pinedale  LP  for  $32.8  million,  (v)  payment  of  $1.5  million  for  debt  issuance  costs  related  to  the CorEnergy Credit Facility and Amended Pinedale Term Credit Facility refinancings and (vi) distributions of $1.8 million to our non-controlling interest, partially offset by (vii) net offering proceeds on Series A Preferred Stock of $71.2 million and (viii) $41.0 million in proceeds from the Amended Pinedale Term Credit Facility. Revolving and Term Credit Facilities CorEnergy Credit Facility Prior to 2017, we had a credit facility with Regions Bank (as lender and administrative agent for the other participating lenders) providing borrowing capacity of $153.0 million, consisting of (i) the CorEnergy Revolver of $105.0 million, (ii) the CorEnergy Term Loan of $45.0 million and (iii) the MoGas Revolver of $3.0 million. On July 28, 2017, we entered into an amended and restated CorEnergy Credit Facility with Regions Bank (as lender and administrative agent for other participating lenders). The amended facility provides for commitments of up to $161.0 million, comprised of (i) increased commitments on the CorEnergy Revolver of up to $160.0 million, subject to borrowing base limitations, and (ii) a $1.0 million commitment on the MoGas Revolver. The amended facility has a 5-year term maturing on July 28, 2022, and provided for a springing maturity on February 28, 2020, and thereafter, if we failed to meet certain liquidity requirements from the springing maturity date through the maturity of our 7.00% Convertible Notes on June 15, 2020. This springing maturity would have been triggered on the first date on or after February 28, 2020 that both (i) the outstanding principal amount of the 7.00% Convertible Notes exceeded $28,750,000  and  (ii)  our  unrestricted  cash  liquidity  (including,  for  purposes  of  this  calculation,  the  undrawn  portion  of  the  Borrowing  Base  then  available  for borrowing under the CorEnergy Credit Facility) was less than the sum of (x) the outstanding principal amount of the 7.00% Convertible Notes plus (y) $5,000,000. We  will  not  trigger  the  springing  maturity  as  a  result  of  the  7.00%  Convertible  Note  exchange  completed  in  August  of  2019,  which  reduced  the  outstanding principal balance of the 7.00% Convertible Notes below the springing maturity threshold. Refer to Part IV, Item 15, Note 11 ("Debt") included in this Report for further details on convertible debt transactions. Under  the  terms  of  the  amended  and  restated  CorEnergy  Credit  Facility,  we  are  subject  to  certain  financial  covenants  as  follows:  (i)  a  minimum  debt  service coverage ratio of 2.0 to 1.0; (ii) a maximum total leverage ratio of 5.0 to 1.0; (iii) a maximum senior secured recourse leverage ratio (which generally excludes debt from certain subsidiaries that are not obligors under the CorEnergy Credit Facility) of 3.0 to 1.0.; and (iv) a maximum total funded debt to capitalization ratio of 50 percent. In addition, there is a covenant related to our ability to make distributions that is tied to AFFO and applicable REIT distribution requirements, and provides that,  in  the  absence  of  any  acceleration  of  maturity  following  an  Event  of  Default,  we  may  make  distributions  equal  to  the  greater  of  the  amount  required  to maintain our REIT status and 100 percent of AFFO for the trailing 12-month period. 59   Table of Contents Glossary of Defined Terms Borrowings under the credit facility will typically bear interest on the outstanding principal amount using a LIBOR pricing grid that is expected to equal a LIBOR rate plus an applicable margin of 2.75 percent to 3.75 percent, based on our senior secured recourse leverage ratio. The facility contains, among other restrictions, certain default and cross-default provisions customary for transactions of this nature (with applicable customary grace periods), all of which are substantially the same as under the prior facility. We  were  in  compliance  with  all  covenants  at  December  31,  2019 and  had  approximately  $136.4  million of  available  borrowing  capacity  on  the  CorEnergy Revolver. For a summary of the additional material terms of the CorEnergy Credit Facility, please see Part IV, Item 15, Note 11 ("Debt") included in this Report. Amended Pinedale Term Credit Facility In December 2012, Pinedale LP entered into a $70.0 million secured term credit facility with a lender that provided for monthly payments of principal and interest and was secured by the Pinedale LGS. The credit facility accrued interest at a variable annual rate linked to LIBOR. On March 30, 2016, we and Prudential (collectively, "the Refinancing Lenders"), refinanced the remaining $58.5 million principal balance of the $70.0 million credit  facility  (on  a  pro  rata  basis  equal  to  the  respective  equity  interests  in  Pinedale  LP,  with  our  81.05  percent  share  being  approximately  $47.4  million)  and executed a series of agreements assigning the credit facility to the Refinancing Lenders, with CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. as Agent for the Refinancing Lenders. Our portion of the debt and interest was eliminated in consolidation and Prudential's portion of the debt was shown as a related-party liability. On December 29, 2017, Pinedale LP entered into the Amended Pinedale Term Credit Facility, with Prudential and a group of lenders affiliated with Prudential as lenders and Prudential serving as administrative agent. The new amended facility is a 5-year $41.0 million term loan facility, bearing interest at a fixed rate of 6.5 percent,  which  matures  on  December  29,  2022.  Principal  payments  of  $294  thousand,  plus  accrued  interest,  are  payable  monthly.  Proceeds  from  the  Amended Pinedale Term Credit Facility were utilized by Pinedale LP to pay off the balance due to the Refinancing Lenders under the previously existing Pinedale LP credit facility. We utilized our portion of the proceeds from the repayment of the prior facility to finance the purchase of Prudential's 18.95 percent outstanding equity interest in Pinedale LP. The Amended Pinedale Term Credit Facility limits distributions by Pinedale LP to us, although such distributions are permitted to the extent required for us to maintain REIT qualification so long as Pinedale LP's obligations under the credit facility have not been accelerated following an Event of Default (as defined in the Amended Term Credit Facility). Outstanding balances under the facility are secured by the Pinedale LGS assets. The Amended Term Credit Facility is subject to (i) a minimum interest coverage ratio of 3.0 to 1.0, (ii) a maximum leverage ratio of 3.25 to 1.0 and (iii) a minimum net worth of $115.0 million, each measured at the Pinedale LP level and not at the  Company  level.  We  were  in  compliance  with  all  covenants  at  December  31,  2019.  For  a  summary  of  the  additional  material  terms  of  the  Pinedale  Credit Facility, please see Part IV, Item 15, Note 11 ("Debt") included in this Report for additional information. MoGas Revolver In conjunction with the MoGas Transaction, MoGas Pipeline LLC and United Property Systems, LLC, as co-borrowers, entered into a revolving credit agreement dated November 24, 2014 (the "MoGas Revolver"), with certain lenders, including Regions Bank as agent for such lenders. Following subsequent amendments and restatements  made  on  July  8,  2015  and  July  28,  2017  in  connection  with  the  amendments  and  restatements  of  the  CorEnergy  Credit  Facility,  discussed  above, commitments under the MoGas Revolver were reduced from the original level of $3.0 million to a current total of $1.0 million. Interest accrues under the MoGas Revolver  at  the  same  rate  and  pursuant  to  the  same  terms  as  it  accrues  under  the  CorEnergy  Revolver.  Refer  to  Part  IV,  Item  15,  Note 11 ("Debt") for further information. As of December 31, 2019, the co-borrowers were in compliance with all covenants and there were no borrowings outstanding on the MoGas Revolver. Mowood/Omega Revolver On July 31, 2015, a $1.5 million revolving line of credit ("Mowood/Omega Revolver") was established with Regions Bank with a maturity date of July 31, 2016. Following  annual  extensions,  the  current  maturity  of  the  facility  has  been  amended  and  extended  to  July  31,  2020.  The  Mowood/Omega  Revolver  is  used  by Omega for working capital and general business purposes and is guaranteed and secured by the assets of Omega. Interest accrues at LIBOR plus 4 percent and is payable monthly in arrears with no unused fee. There was no outstanding balance at December 31, 2019. 60   Table of Contents Convertible Notes 7.00% Convertible Notes Glossary of Defined Terms On June 29, 2015, we completed a public offering of $115.0 million aggregate principal amount of 7.00% Convertible Senior Notes Due 2020. The Convertible Notes mature on June 15, 2020 and bear interest at a rate of 7.0 percent per annum, payable semi-annually in arrears on June 15 and December 15 of each year, beginning on December 15, 2015. As  authorized  by  our  Board  of  Directors,  during  May  2016,  we  repurchased  $1.0  million  of  face  value  of  7.00%  Convertible  Notes.  During  the  year  ended December 31, 2018, certain holders elected to convert $42 thousand of 7.00% Convertible Notes for 1,271 shares of our common stock. On January 16, 2019, we agreed with three holders of our 7.00% Convertible Notes, pursuant to privately negotiated agreements, to exchange $43.8 million face amount of such notes for an aggregate of 837,040 shares of our common stock, par value  $0.001 per share, plus aggregate cash consideration of  $19.8 million, including $315 thousand of interest expense. Our agent and lenders under the CorEnergy Credit Facility provided a consent for the convertible note exchange. We recorded  a  loss  on  extinguishment  of  debt  of  approximately  $5.0 million in  the  Consolidated  Statements  of  Income  for  the  first  quarter  of  2019.  The  loss  on extinguishment of debt included the write-off of a portion of the underwriter's discount and deferred debt costs of $409 thousand and $27 thousand, respectively. On August 15, 2019, we used a portion of the net proceeds from the offering of the 5.875% Convertible Notes discussed further below, together with shares of our common stock, to exchange $63.9 million face amount of its 7.00% Convertible Notes pursuant to privately negotiated agreements with three holders. The total cash and stock consideration for the exchange was valued at approximately $93.2 million. This included an aggregate of 703,432 shares of common stock plus cash consideration of approximately $60.2 million, including $733 thousand of interest expense. We recorded a loss on extinguishment of debt of approximately $28.9 million  in  the  Consolidated  Statements  of  Income  for  the  third  quarter  of  2019.  The  loss  on  extinguishment  of  debt  included  the  write-off  of  a  portion  of  the underwriter's discount and deferred debt costs of $360 thousand and $24 thousand, respectively. Collectively, for the two exchange transactions described above, we recorded a loss on extinguishment of debt of $34.0 million for the year ended December 31, 2019. Additionally, during the year ended December 31, 2019, certain holders elected to convert $4.2 million of 7.00% Convertible Notes for approximately  127,143 shares  of  common  stock,  respectively.  As  of  December  31,  2019,  the  Company  has  $2.1  million aggregate  principal  amount  of  7.00%  Convertible  Notes outstanding. At  the  present  time,  we may  not  redeem  the  remaining  7.00%  Convertible  Notes  prior  to  the  maturity  date  without  the  consent  of  the  agent  and  lenders  of  the CorEnergy Credit Facility. Holders may convert their 7.00% Convertible Notes into shares of our common stock at their option until the close of business on the second scheduled trading day immediately preceding the maturity date. The current conversion rate for the 7.00% Convertible Notes is 30.3030 shares of common stock  per  $1,000  principal  amount  of  the  7.00%  Convertible  Notes,  equivalent  to  an  initial  conversion  price  of  $33.00  per  share  of  our  common  stock.  Such conversion rate will be subject to adjustment in certain events as specified in the Indenture. Refer to Part IV, Item 15, Note 11 ("Debt") included in this Report for additional information concerning the 7.00% Convertible Notes. 5.875% Convertible Notes On August 12, 2019, we completed a private placement offering of $120.0 million aggregate principal amount of 5.875% Convertible Senior Notes due 2025 to the initial purchasers of such notes for cash in reliance on an exemption from registration provided by Section 4(a)(2) of the Securities Act. The initial purchasers then resold the 5.875% Convertible Notes for cash equal to 100 percent of the aggregate principal amount thereof to qualified institutional buyers, as defined in Rule 144A under the Securities Act, in reliance on an exemption from registration provided by Rule 144A. The 5.875% Convertible Notes mature on August 15, 2025 and bear interest at a rate of 5.875 percent per annum, payable semiannually in arrears on February 15 and August 15 of each year, beginning on February 15, 2020. Holders may convert all or any portion of their 5.875% Convertible Notes into shares of our common stock at their option at any time prior to the close of business on the business day immediately preceding the maturity date. The initial conversion rate for the 5.875% Convertible Notes is 20.0 shares of common stock per $1,000 principal amount of the 5.875% Convertible Notes, equivalent to an initial conversion price of $50.00 per share of our common stock. Such conversion rate will be subject to adjustment in certain events as specified in the Indenture. 61   Table of Contents Glossary of Defined Terms Refer to Part IV, Item 15, Note 11 ("Debt") included in this Report for additional information concerning the 5.875% Convertible Notes. Shelf Registration Statements On October 30, 2018, we registered 1,000,000 shares of common stock for issuance under our dividend reinvestment plan pursuant to a separate shelf registration statement filed with the SEC. As of December 31, 2019, we have issued 22,003 shares of common stock under our dividend reinvestment plan pursuant to the shelf resulting in remaining availability (subject to the current limitation discussed below) of approximately 977,997 shares of common stock. On November 9, 2018, we had a new shelf registration statement declared effective by the SEC replacing our previously filed shelf registration statement, pursuant to which we may publicly offer additional debt or equity securities with an aggregate offering price of up to $600.0 million. As described elsewhere in this Report, EGC and Cox Oil have refused to provide the financial statement information concerning EGC that we must file pursuant to SEC Regulation S-X. At least until we are able to file these EGC financial statements, we do not expect to be able to use this shelf registration statement, or the shelf registration statement filed for our dividend reinvestment plan, to sell our securities. We have engaged in dialogue with the staff of the SEC in an effort to shorten the period during which we do not use our registration statements. We do not expect this  period  to  be  shortened  until  the  EGC  financial  statement  information  has  been  received  and  filed.  However,  there  can  be  no  assurance  that  we  will  be successful in obtaining such relief. Liquidity and Capitalization Our  principal  investing  activities  are  acquiring  and  financing  midstream  and  downstream  real  estate  assets  within  the  U.S.  energy  infrastructure  sector  and concurrently entering into long-term triple-net participating leases with energy companies. These investing activities have often been financed from the proceeds of our public equity and debt offerings as well as the term and credit facilities mentioned above. Continued growth of our asset portfolio will depend in part on our continued  ability  to  access  funds  through  additional  borrowings  and  securities  offerings.  Additionally,  our  liquidity  and  capitalization  may  be  impacted  by  the optional redemption of Series A Preferred Stock. As disclosed in Part IV, Item 15, Note 13 ("Stockholders' Equity"), the depositary shares may be redeemed on or after January 27, 2020, at our option, in whole or in part, at the $25.00 liquidation preference plus all accrued and unpaid dividends to, but not including, the date of redemption. The following table presents our liquidity and capitalization as of December 31, 2019 and 2018: Liquidity and Capitalization Cash and cash equivalents Revolver availability Revolving credit facility Long-term debt (including current maturities) (1) Stockholders' equity: Series A Cumulative Redeemable Preferred Stock 7.375%, $0.001 par value Capital stock, non-convertible, $0.001 par value Additional paid-in capital Retained earnings (deficit) CorEnergy equity Total CorEnergy capitalization (1) Long-term debt is presented net of discount and deferred debt costs. December 31, 2019 December 31, 2018 120,863,643   $ 136,358,445   $ 69,287,177 122,721,258 —   $ 152,109,426   — 150,038,380 125,493,175   13,639   360,844,497   (9,611,872)   476,739,439   628,848,865   $ 125,555,675 11,960 320,295,969 9,147,701 455,011,305 605,049,685 $ $ $ $ We  also  have  two  lines  of  credit  for  working  capital  purposes  for  two  of  our  subsidiaries  with  maximum  availability  of  $1.5  million  and  $1.0  million  at  both December 31, 2019 and 2018. SUBSEQUENT EVENTS For additional information regarding transactions that occurred subsequent to December 31, 2019, see Part IV, Item 15, Note 16 ("Subsequent Events") included in this annual Report on Form 10-K. 62                     Table of Contents Glossary of Defined Terms CRITICAL ACCOUNTING ESTIMATES The  financial  statements  included  in  this  Report  are  based  on  the  selection  and  application  of  critical  accounting  policies,  which  require  management  to  make significant estimates  and assumptions. Critical accounting  policies are those that are both important  to the presentation of our financial condition and results of operations and require management's most difficult, complex, or subjective judgments. The preparation of the consolidated financial statements in conformity with U.S. GAAP requires management to make estimates and assumptions that affect the reported amount of assets and liabilities, recognition of revenues and expenses, and disclosure of contingent assets and liabilities at the date of the consolidated financial statements. Actual results could differ from those estimates. See Part IV, Item 15, Note 2 ("Significant Accounting Policies") included in this Report for further information related to our significant accounting policies. Long-Lived Assets Our long-lived assets consist primarily of a subsea midstream pipeline system, liquids gathering system and natural gas pipelines that have been obtained through a business combination and asset acquisitions. Depreciation is computed using the straight-line method over the estimated useful life of the asset. Expenditures for repairs and maintenance are charged to operations as incurred, and improvements, which extend the useful lives of our assets, are capitalized and depreciated over the remaining estimated useful life of the asset. We continually monitor our business, the business environment, and performance of our operations to determine if an event has occurred that indicates that the carrying  value  of  a  long-lived  asset  may  be  impaired.  When  a  triggering  event  occurs,  which  is  a  determination  that  involves  judgment,  we  utilize  cash  flow projections to assess the ability to recover the carrying value of our assets based on our long-lived assets' ability to generate future cash flows on an undiscounted basis. This differs from the evaluation of goodwill, for which the recoverability assessment utilizes fair value estimates that include discounted cash flows in the estimation process, and accordingly any goodwill impairment recognized may not be indicative of a similar impairment of the related underlying long-lived assets. The projected cash flows of long-lived assets are primarily based on contractual cash flows relating to existing leases that extend many years into the future. If those cash flow projections indicate that the long-lived asset's carrying value is not recoverable, we record an impairment charge for the excess of carrying value of the asset over its fair value. The estimate of fair value considers a number of factors, including the potential value that would be received if the asset were sold, discount rates, and projected cash flows. Due to the imprecise nature of these projections and assumptions, actual results can differ from our estimates. There were no impairments of long-lived assets recorded during the years ended December 31, 2019, 2018 or 2017. Asset Retirement Obligations We follow ASC 410-20, Asset Retirement Obligations, which requires that an asset retirement obligation ("ARO") associated with the retirement of a long-lived asset be recognized as a liability in the period in which it is incurred and becomes determinable, with an offsetting increase in the carrying amount of the associated asset. We recognized an existing ARO in conjunction with the acquisition of the GIGS in June 2015. We measure changes in the ARO liability due to passage of time by applying an interest method of allocation to the amount of the liability at the beginning of the period. The increase in the carrying amount of the liability is recognized as an expense classified as an operating item in the Consolidated Statements of Income, hereinafter referred to as ARO accretion expense. We periodically reassess the timing and amount of cash flows anticipated associated with the ARO and adjusts the fair value of the liability accordingly under the guidance in ASC 410-20. The fair value of the obligation at the acquisition date was capitalized as part of the carrying amount of the related long-lived assets and is being depreciated over the  asset's  remaining  useful  life.  The  useful  lives  of  most  pipeline  gathering  systems  are  primarily  derived  from  available  supply  resources  and  ultimate consumption of those resources by end users. Adjustments to the ARO resulting from reassessments of the timing and amount of cash flows will result in changes to the retirement costs capitalized as part of the carrying amount of the asset. Upon decommissioning of the ARO or a portion thereof, we reduce the fair value of the liability and recognize a (gain) loss on settlement of ARO as an operating item in the Consolidated Statements of Income for the difference between the liability and actual decommissioning costs incurred. Federal and State Income Taxation We qualify as a REIT under Sections 856 to 860 of the Internal Revenue Code of 1986, and intend to continue to remain so qualified. For further information, see "Federal and State Income Taxation" above in this Item 7 and "Federal and State Income Taxation" under 63   Table of Contents Glossary of Defined Terms Item 5 "Market for Registrant's Common Equity, Related Stockholder Matters and Issuer Purchases of Equity Securities" of this Report. ITEM 7A. QUANTITATIVE AND QUALITATIVE DISCLOSURES ABOUT MARKET RISK Our business activities  contain elements of market risk. Historically, we have considered fluctuations in the value of our securities portfolio to be our principal market risk. With respect to our equity securities, there has been a substantial decline in our market risk exposure as compared to prior years, as certain private equity investments were sold or disposed of by the end of 2018 and liquidated by the end of 2019. Refer to Part IV, Item 15, Note 10 ("Fair Value") for additional details. Long-term  debt  used  to  finance  our  acquisitions  may  be  based  on  floating  or  fixed  rates.  As  of  December  31,  2019,  we  had  long-term  debt  (net  of  current maturities) with a carrying value of $146.5 million, all of which represents fixed-rate debt. Borrowings under our CorEnergy Revolver are variable-rate, based on a LIBOR pricing spread. There were no outstanding borrowings under the CorEnergy Revolver at December 31, 2019, and accordingly, no market risk exposure on outstanding variable rate debt. We consider the management of risk essential to conducting our businesses. Accordingly, our risk management systems and procedures are designed to identify and analyze our risks, to set appropriate policies and limits and to continually monitor these risks and limits by means of reliable administrative and information systems and other policies and programs. ITEM 8. FINANCIAL STATEMENTS AND SUPPLEMENTARY DATA Our financial statements and financial statement schedules are set forth beginning on page F-1 in this Annual Report and are incorporated herein by reference. ITEM 9. CHANGES IN AND DISAGREEMENTS WITH ACCOUNTANTS ON ACCOUNTING AND FINANCIAL DISCLOSURE None. ITEM 9A. CONTROLS AND PROCEDURES Our  management  is  responsible  for  the  preparation,  consistency,  integrity,  and  fair  presentation  of  the  financial  statements.  The  financial  statements  have  been prepared in accordance with U.S. generally accepted accounting principles applied on a consistent basis and, in management's opinion, are fairly presented. The financial statements include amounts that are based on management's informed judgments and best estimates. Conclusion Regarding Effectiveness of Disclosure Controls and Procedures Under the supervision and with the participation of our management, including our Chief Executive Officer and Chief Accounting Officer (our principal executive and principal financial officers, respectively), we have evaluated the effectiveness of our disclosure controls and procedures, as defined in Rule 13a-15(e) under the Exchange Act, as of the end of the period covered by this Report. Based on that evaluation, these officers concluded that our disclosure controls and procedures were effective to ensure that the information required to be disclosed by us in the reports that we file or submit under the Exchange Act is recorded, processed, summarized and reported within the time periods specified in the SEC rules and forms, and is accumulated and communicated to our management, including our Chief Executive Officer and Chief Accounting Officer, as appropriate, to allow timely decisions regarding required disclosure. Changes in Internal Control over Financial Reporting There have been no changes in our internal control over financial reporting, as defined in rule 13a-15(f) and 15d-15(f) of the Exchange Act, that occurred during the  quarterly  period  ending  December  31,  2019,  that  have  materially  affected,  or  are  reasonably  likely  to  materially  affect,  our  internal  control  over  financial reporting. Management's Report on Internal Control over Financial Reporting Our  management,  under  the  supervision  and  with  the  participation  of  our  Chief  Executive  Officer  and  Chief  Accounting  Officer  (our  principal  executive  and principal financial officers, respectively), is responsible for establishing and maintaining adequate internal control over our financial reporting. Our management has established and maintains comprehensive systems of internal control designed to provide reasonable assurance as to the consistency, integrity, and reliability of the preparation and presentation of financial statements and the safeguarding of assets. The concept of reasonable assurance is based upon the recognition that the cost of the controls should not exceed the benefit derived. Our management monitors the systems of internal control and maintains an internal auditing program that assesses the effectiveness of internal control. 64   Table of Contents Glossary of Defined Terms Our management assessed our systems of internal control over financial reporting for financial presentations in conformity with U.S. generally accepted accounting principles as of December 31, 2019. This assessment was based on criteria for effective internal control established in Internal Control—Integrated Framework issued  by  the  Committee  of  Sponsoring  Organizations  of  the  Treadway  Commission  (2013  framework)  (the  COSO  Report).  Based  on  this  assessment,  our management has determined that our internal control over financial reporting was effective as of December 31, 2019. The Board of Directors exercises its oversight role with respect to the systems of internal control primarily through its Audit Committee, which is comprised solely of  independent  outside  directors.  The  Committee  oversees  systems  of  internal  control  and  financial  reporting  to  assess  whether  their  quality,  integrity,  and objectivity are sufficient to protect stockholders' investments. Ernst & Young has issued an audit report on our internal control over financial reporting. This report begins on the next page. 65   Table of Contents Glossary of Defined Terms Report of Independent Registered Public Accounting Firm To the Stockholders and the Board of Directors of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. Opinion on Internal Control over Financial Reporting We have audited CorEnergy Infrastructure Trust, Inc.'s internal control over financial reporting as of December 31, 2019, based on criteria established in Internal Control-Integrated Framework issued by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (2013 framework) (the COSO criteria). In our opinion, CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. (the Company) maintained, in all material respects, effective internal control over financial reporting as of December 31, 2019, based on the COSO criteria. We also have audited, in accordance with the standards of the Public Company Accounting Oversight Board (United States) (PCAOB), the consolidated balance sheets of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. as of December 31, 2019 and 2018, the related consolidated statements of income and comprehensive income, equity and cash flow for each of the three years in the period ended December 31, 2019, and the related notes and financial statement schedules listed in the Index at Item 15 and our report dated February 27, 2020 expressed an unqualified opinion thereon. Basis for Opinion The Company's management is responsible for maintaining effective internal control over financial reporting and for its assessment of the effectiveness of internal control over financial reporting included in the accompanying Management's Report on Internal Control over Financial Reporting. Our responsibility is to express an opinion on the Company's internal  control over financial  reporting  based on our audit. We are a public accounting  firm registered with the PCAOB and are required  to  be  independent  with  respect  to  the  Company  in  accordance  with  the  U.S.  federal  securities  laws  and  the  applicable  rules  and  regulations  of  the Securities and Exchange Commission and the PCAOB. We conducted our audit in accordance with the standards of the PCAOB. Those standards require that we plan and perform the audit to obtain reasonable assurance about whether effective internal control over financial reporting was maintained in all material respects. Our audit included obtaining an understanding of internal control over financial reporting, assessing the risk that a material weakness exists, testing and evaluating the  design  and  operating  effectiveness  of  internal  control  based  on  the  assessed  risk,  and  performing  such  other  procedures  as  we  considered  necessary  in  the circumstances. We believe that our audit provides a reasonable basis for our opinion. Definition and Limitations of Internal Control Over Financial Reporting A company's internal control over financial reporting is a process designed to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles. A company's internal control over financial reporting  includes  those  policies  and  procedures  that  (1)  pertain  to  the  maintenance  of  records  that,  in  reasonable  detail,  accurately  and  fairly  reflect  the transactions and dispositions of the assets of the company; (2) provide reasonable assurance that transactions are recorded as necessary to permit preparation of financial  statements  in  accordance  with  generally  accepted  accounting  principles,  and  that  receipts  and  expenditures  of  the  company  are  being  made  only  in accordance  with authorizations  of management  and directors  of the company; and (3) provide reasonable  assurance  regarding  prevention  or timely  detection  of unauthorized acquisition, use, or disposition of the company's assets that could have a material effect on the financial statements. Because  of  its  inherent  limitations,  internal  control  over  financial  reporting  may  not  prevent  or  detect  misstatements.  Also,  projections  of  any  evaluation  of effectiveness to future periods are subject to the risk that controls may become inadequate because of changes in conditions, or that the degree of compliance with the policies or procedures may deteriorate. /s/ Ernst & Young LLP Kansas City, Missouri February 27, 2020 66   Table of Contents Glossary of Defined Terms ITEM 9B. OTHER INFORMATION None. ITEM 10. DIRECTORS, EXECUTIVE OFFICERS AND CORPORATE GOVERNANCE Codes of Ethics PART III We  have  adopted  a  code  of  ethics,  which  applies  to  our  principal  executive  officer  and  principal  financial  officer.  We  have  also  adopted  a  code  of  ethics  that establishes procedures for personal investments and restricts certain personal securities transactions. Personnel subject to the code of ethics may invest in securities for their personal investment accounts, including securities that may be purchased or held by us, so long as such investments are made in accordance with the code of ethics. This information may be obtained, without charge, upon request by calling us at (816) 875-3705 or toll-free at (877) 699-2677 and on our web site at http://corenergy.reit. The codes of ethics are available on the EDGAR Database on the Securities and Exchange Commission's Internet site at http://www.sec.gov. Sarbanes-Oxley Act of 2002 The Sarbanes-Oxley Act of 2002 (the "Sarbanes-Oxley Act") imposes a wide variety of regulatory requirements on publicly-held companies and their insiders. The Sarbanes-Oxley  Act  requires  us  to  review  our  policies  and  procedures  to  determine  whether  we  comply  with  the  Sarbanes-Oxley  Act  and  the  regulations promulgated  thereunder.  We  will  continue  to  monitor  our  compliance  with  all  future  regulations  that  are  adopted  under  the  Sarbanes-Oxley  Act  and  will  take actions necessary to ensure that we are in compliance therewith. As of December 31, 2019, we are an accelerated filer. As an accelerated filer for the fiscal year ended December 31, 2019, we are required to prepare and include in our annual report to stockholders for such period a report regarding management's assessment of our internal control over financial reporting under the Exchange Act and have included this report in Item 9A of this Annual Report on Form 10-K. Additional  information  is  incorporated  herein  by  reference  to  the  sections  captioned  "Nominees  for  Directors,"  "Incumbent  Directors  Continuing  in  Office," "Information  About  Executive  Officers,"  "Board  of  Directors  Meetings  and  Committees,"  "Section  16(a)  Beneficial  Ownership  Reporting  Compliance"  and "Stockholder Proposals and Nominations for the 2021 Annual Meeting" in our proxy statement for our 2020 Annual Stockholder Meeting, which will be filed with the Securities and Exchange Commission within 120 days after the end of the fiscal year covered by this Annual Report. ITEM 11. EXECUTIVE COMPENSATION Incorporated  by  reference  to  the  sections  captioned  "Director  Compensation  Table"  and  "Compensation  Committee  Interlocks  and  Insider  Participation"  in  our proxy statement for our 2020 Annual Stockholder Meeting to be filed with the Securities and Exchange Commission within 120 days after the end of the fiscal year covered by this Annual Report. ITEM 12. SECURITY OWNERSHIP OF CERTAIN BENEFICIAL OWNERS AND MANAGEMENT AND RELATED STOCKHOLDER MATTERS Incorporated  by  reference  to  the  sections  captioned  "Security  Ownership  of  Management  and  Certain  Beneficial  Owners"  and  "Director  Compensation"  in  our proxy statement for our 2020 Annual Stockholder Meeting to be filed with the Securities and Exchange Commission within 120 days after the end of the fiscal year covered by this Annual Report. ITEM 13. CERTAIN RELATIONSHIPS AND RELATED TRANSACTIONS, AND DIRECTOR INDEPENDENCE Incorporated  by  reference  to  the  sections  captioned  "Nominees  for  Director,"  "Incumbent  Directors  Continuing  in  Office,"  "Board  of  Directors  Meetings  and Committees" and "Certain Relationships and Related Party Transactions" in our proxy statement for our  2020 Annual Stockholder Meeting to be filed with the Securities and Exchange Commission within 120 days after the end of the fiscal year covered by this Annual Report. ITEM 14. PRINCIPAL ACCOUNTING FEES AND SERVICES Incorporated  by  reference  to  the  section  captioned  "Independent  Registered  Public  Accounting  Firm  Fees  and  Services"  in  our  proxy  statement  for  our  2020 Annual Stockholder Meeting to be filed with the Securities  and Exchange Commission within 120 days after  the end of the fiscal year covered by this Annual Report. 67   Table of Contents Glossary of Defined Terms PART IV ITEM 15. EXHIBITS AND FINANCIAL STATEMENT SCHEDULES The following documents are filed as part of this Annual Report on Form 10-K: 1. The Financial Statements listed in the Index to Financial Statements on Page F-1. 2. The Exhibits listed in the Exhibit Index below. Exhibit No. Description of Document 3.1 3.2 3.3 3.4 4.1 4.2 4.3.1 4.3.2 4.4 4.5 4.6 10.1.1 10.1.2 10.2.1 10.2.2 10.2.3 10.2.4 10.2.5 10.2.6 10.2.7 10.2.8 10.2.9 Articles of Amendment and Restatement of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc., as amended (incorporated by reference to the Registrant's Annual Report on Form 10-K, for the year ended December 31, 2015, filed March 14, 2016). Third Amended and Restated Bylaws (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed August 7, 2017). Articles Supplementary, dated January 22, 2015, Establishing and Fixing the Rights and Preferences of the Registrant’s 7.375% Series A Cumulative Redeemable Preferred Stock (incorporated by reference to the Registrant's Form 8-A, filed January 26, 2015). Articles Supplementary, dated April 12, 2017, Establishing and Fixing the Rights and Preferences of Additional Shares of the Registrant’s 7.375% Series A Cumulative Redeemable Preferred Stock (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed April 18, 2017). Form of Stock Certificate for Common Stock of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed January 14, 2014 (the first Form 8-K filing on such date)). Form of Certificate of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc.'s 7.375% Series A Cumulative Redeemable Preferred Stock (incorporated by reference to the Registrant's Form 8-A, filed January 26, 2015). Base Indenture, dated as of June 29, 2015, between CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. and Computershare Trust Company, N.A. (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed June 29, 2015). First Supplemental Indenture, dated as of June 29, 2015, between CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. and Computershare Trust Company, N.A. (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed June 29, 2015). Global note evidencing the 7.00% Convertible Notes due 2020 (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed June 29, 2015). Indenture relating to the 5.875% Convertible Senior Note due 2025, dated as of August 12, 2019 between CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. and U.S. Bank National Association, including the Form of Global Notes attached thereto as Exhibit A (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed August 12, 2019). Description of Securities - filed herewith Dividend Reinvestment Plan (incorporated by reference to the Registrant's Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended August 31, 2007 and filed on October 12, 2007). Amendment No. 1 to Dividend Reinvestment Plan (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed on April 24, 2019). Management Agreement dated April 30, 2014, effective January 1, 2014, between Corridor InfraTrust Management, LLC and CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. (incorporated by reference to the Registrant's Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2014, filed May 12, 2014). Management Agreement dated May 8, 2015, effective May 1, 2015 between Corridor InfraTrust Management, LLC and CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. (incorporated by reference to the Registrant's Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2015, filed May 11, 2015). Letter Agreement, dated May 9, 2016, concerning Management Fee for March 31, 2016 under Management Agreement, dated May 8, 2015 and effective as of May 1, 2015, between Corridor InfraTrust Management, LLC and CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. (incorporated by reference from the Registrant's Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended March 31, 2016, filed May 10, 2016). Letter Agreement, dated March 31, 2019, concerning Incentive Fee for March 31, 2019 under Management Agreement, dated May 8, 2015 and effective as of May 1, 2015, between Corridor InfraTrust Management, LLC and CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. (incorporated by reference to the Registrant's Quarterly Report on Form 10-Q, for the quarter ended March 31, 2019, filed May 2, 2019). Letter Agreement, dated June 30, 2019, concerning Incentive Fee for June 30, 2019 under Management Agreement, dated May 8, 2015 and effective as of May 1, 2015, between Corridor InfraTrust Management, LLC and CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. (incorporated by reference to the Registrant's Quarterly Report on Form 10-Q, for the quarter ended June 30, 2019, filed August 1, 2019). Letter Agreement, dated September 30, 2019, concerning Incentive Fee for September 30, 2019 under Management Agreement, dated May 8, 2015 and effective as of May 1, 2015, between Corridor InfraTrust Management, LLC and CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. (incorporated by reference to the Registrant's Quarterly Report on Form 10-Q, for the quarter ended September 30, 2019, filed October 31, 2019). Letter Agreement, dated September 30, 2019, concerning Management Fee for September 30, 2019 under Management Agreement, dated May 8, 2015 and effective as of May 1, 2015, between Corridor InfraTrust Management, LLC and CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. (incorporated by reference to the Registrant's Quarterly Report on Form 10-Q, for the quarter ended September 30, 2019, filed October 31, 2019). Letter Agreement, dated December 31, 2019, concerning Incentive Fee for December 31, 2019 under Management Agreement, dated May 8, 2015 and effective as of May 1, 2015, between Corridor InfraTrust Management, LLC and CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. - filed herewith Letter Agreement, dated December 31, 2019, concerning Management Fee for December 31, 2019 under Management Agreement, dated May 8, 2015 and effective as of May 1, 2015, between Corridor InfraTrust Management, LLC and CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. - filed herewith 68       Table of Contents Glossary of Defined Terms 10.3.1 10.3.2 10.4.1 10.4.2 10.5 10.6.1 10.6.2 10.6.3 10.7 10.8 10.9 10.9.1 10.9.2 10.10 10.10.1 10.11.1 10.11.2 10.11.3 10.12.1 10.12.2 10.12.3 10.12.4 10.12.5 10.12.6 10.13.1 10.13.2 10.14 10.15.1 10.15.2 Second Amended Administration Agreement dated December 1, 2011 (incorporated by reference to the Registrant’s current report on Form 8-K, filed December 1, 2011). Amendment and Assignment to the Second Amended Administration Agreement dated August 7, 2012 (incorporated by reference to the Registrant's Annual Report on Form 10-K, for the year ended November 30, 2012, filed February 13, 2013). Purchase and Sale Agreement, dated December 7, 2012, by and between Ultra Wyoming, Inc. and Pinedale Corridor, LP (incorporated by reference to the Registrant’s current report on Form 8-K, filed December 10, 2012 (the first Form 8-K filing on such date)). Amendment to Purchase and Sale Agreement, dated December 12, 2012, by and between Ultra Wyoming, Inc. and Pinedale Corridor, LP (incorporated by reference to the Registrant’s current report on Form 8-K, filed December 17, 2012). Second Amended and Restated Term Credit Agreement and Note Purchase Agreement, dated December 29, 2017, between Pinedale Corridor, LP and Prudential Insurance Company of America (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed January 4, 2018). Lease Agreement dated December 20, 2012 by and between Pinedale Corridor, LP and Ultra Wyoming LGS, LLC (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed December 21, 2012). First Amendment to Lease, dated June 19, 2013, by and between Pinedale Corridor, LP and Ultra Wyoming LGS, LLC (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed August 27, 2013). Amended and Restated Limited Guaranty of Collection, dated November 28, 2016, between Ultra Resources, Inc., and Pinedale Corridor, L.P. (incorporated by reference to the Registrant's Annual Report on Form 10-K, for the year ended December 31, 2016, filed March 2, 2017). First Amended and Restated Limited Partnership Agreement of Pinedale Corridor, LP, dated December 20, 2012, by and between Pinedale GP, Inc. and Ross Avenue Investments, LLC (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed December 21, 2012). Membership Interest Purchase Agreement, dated January 14, 2014, by and among Lightfoot Capital Partners, LP, CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. and Arc Terminals Holdings LLC (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed January 14, 2014 (the second Form 8-K filing on such date)). Lease, dated January 21, 2014, by and between LCP Oregon Holdings, LLC and Arc Terminals Holdings LLC (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed January 22, 2014). First Amendment to Lease, dated January 30, 2018, by and between LCP Oregon Holdings, LLC and Zenith Energy Terminals Holdings LLC f/k/a Arc Terminals Holdings LLC (incorporated by reference to the Registrant's Annual Report on Form 10-K, for the year ended December 31, 2017, filed February 28, 2018). Second Amendment to Lease, dated June 28, 2018, by and between LCP Oregon Holdings, LLC and Zenith Energy Terminals Holdings LLC f/k/a Arc Terminals Holdings LLC (incorporated by reference to the Registrant's Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended June 30, 2018, filed August 2, 2018). Asset Purchase Agreement, dated January 21, 2014, by and between LCP Oregon Holdings, LLC and Arc Terminals Holdings LLC (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed January 22, 2014). Asset Purchase and Sale Agreement, dated December 21, 2018, by and between LCP Oregon Holdings, LLC, Corridor Private Holdings, LLC and Zenith Energy Terminals Holdings LLC (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed December 28, 2018). Director Compensation Plan of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. (incorporated by reference to the Registrant's Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended June 30, 2014, filed August 11, 2014). * Amendment No. 1 to Director Compensation Plan of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. (incorporated by reference to the Registrant's Registration Statement on Form S-8, filed September 17, 2014 (File No. 333-198799)). * Amendment No. 2 to Director Compensation Plan of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. (incorporated by reference to the Registrant's Annual Report on Form 10-K, for the year ended December 31, 2015, filed March 14, 2016). * Revolving Credit Agreement dated as of September 26, 2014 by and among the Company and Regions Bank, et al (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed September 30, 2014). First Amendment to Revolving Credit Agreement, dated November 24, 2014 by and among the Company and Regions Bank, et al (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed November 25, 2014). Amended and Restated Revolving Credit Agreement, dated July 8, 2015, by and among the Company and Regions Bank, et al (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed July 8, 2015). First Amendment, dated November 4, 2015, and effective as of September 30, 2015, to Amended and Restated Revolving Credit Agreement, dated July 8, 2015, by and among the Company and Regions Bank, et al (incorporated by reference to the Registrant's Annual Report on Form 10-K, for the year ended December 31, 2015, filed March 14, 2016). Limited Consent and Amendment, dated March 4, 2016 by and among the Company and Regions Bank, et al (incorporated by reference to the Registrant's Annual Report on Form 10-K, for the year ended December 31, 2015, filed March 14, 2016). Second Amendment to Amended and Restated Revolving Credit Agreement, dated July 28, 2017, by and among the Company and Regions Bank, et al (incorporated by reference from the Registrant's Quarterly Report on Form 10-Q for the quarter ended June 30, 2017, filed August 2, 2017). Limited Liability Company Interests Purchase Agreement, dated November 17, 2014 between CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. and Mogas Energy, LLC (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed November 17, 2014). Amendment to Limited Liability Company Interests Purchase Agreement, dated November 18, 2014 between CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. and Mogas Energy, LLC (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed November 20, 2014). Firm Service Transportation Agreement, Contract No. FRM-LGC-1001, dated March 1, 2017, between MoGas Pipeline LLC and Laclede Gas Company (incorporated by reference to the Registrant's Annual Report on Form 10-K, for the year ended December 31, 2016, filed March 2, 2017). Purchase and Sale Agreement, dated June 22, 2015, by and between Grand Isle Corridor, LP and Energy XXI USA, Inc. (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed June 22, 2015). Guaranty, dated June 22, 2015, by CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. in favor Energy XXI USA, Inc. (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed June 22, 2015). 69   Table of Contents Glossary of Defined Terms 10.15.3 10.15.4 10.15.5 10.16 21.1 23.1 31.1 31.2 32.1 101 * Guaranty, dated June 22, 2015, by Energy XXI Ltd in favor of Grand Isle Corridor, LP (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8- K, filed June 22, 2015). Assignment and Assumption Agreement, dated December 30, 2016, between Energy XXI USA, Inc., Energy XXI Gulf Coast, Inc., and Grand Isle Corridor, L.P. (incorporated by reference to the Registrant's Annual Report on Form 10-K, for the year ended December 31, 2016, filed March 2, 2017). Assignment and Assumption of Guaranty and Release, dated December 30, 2016, between Energy XXI Ltd, Energy XXI Gulf Coast, Inc., and Grand Isle Corridor, L.P. (incorporated by reference to the Registrant's Annual Report on Form 10-K, for the year ended December 31, 2016, filed March 2, 2017). Lease, dated June 30, 2015, by and between Grand Isle Corridor, LP and Energy XXI GIGS Services, LLC. Confidential information has been omitted and filed separately with the Securities and Exchange Commission. Confidential treatment has been granted with respect to this omitted information. (incorporated by reference to the Registrant's current report on Form 8-K, filed June 30, 2015). Subsidiaries of the Company - filed herewith Consent of Ernst & Young LLP dated February 27, 2020 - filed herewith Certification by Chief Executive Officer pursuant to Exchange Act Rule 13a-14(a), as adopted pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002 - filed herewith Certification by Chief Accounting Officer pursuant to Exchange Act Rule 13a-14(a), as adopted pursuant to Section 302 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002 - filed herewith Certification by Chief Executive Officer and Chief Accounting Officer pursuant to 18 U.S.C. Section 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2002 - furnished herewith The following materials from CorEnergy Infrastructure Trust, Inc.'s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2019, formatted in XBRL (Extensible Business Reporting Language): (i) the Consolidated Balance Sheets, (ii) the Consolidated Statements of Income and Comprehensive Income, (iii) the Consolidated Statement of Equity, (iv) the Consolidated Statements of Cash Flows and (v) the Notes to Consolidated Financial Statements - furnished herewith Management contract or compensatory plan or arrangement. All exhibits incorporated by reference were filed under SEC File No. 001-33292. All  other  exhibits  for  which  provision  is  made  in  the  applicable  regulations  of  the  Securities  and  Exchange  Commission  are  not  required  under  the  related instruction or are inapplicable and therefore have been omitted. 70   Table of Contents Glossary of Defined Terms INDEX TO FINANCIAL STATEMENTS Report of Independent Registered Public Accounting Firm Consolidated Balance Sheets as of December 31, 2019 and 2018 Consolidated Statements of Income and Comprehensive Income for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017 Consolidated Statements of Equity for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017 Consolidated Statements of Cash Flow for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017 Notes to Consolidated Financial Statements 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. Introduction and Basis of Presentation Significant Accounting Policies Leased Properties and Leases Transportation and Distribution Revenue Financing Notes Receivable Income Taxes Property and Equipment Concentrations 9. Management Agreement 10. Fair Value 11. Debt 12. Asset Retirement Obligation 13. Stockholder's Equity 14. Earnings Per Share 15. Quarterly Financial Data (Unaudited) 16. Subsequent Events Schedule I - Condensed Financial Information of Registrant Schedule III - Real Estate and Accumulated Depreciation Schedule IV - Mortgage Loans on Real Estate F-1 Page No. F-2 F-3 F-4 F-5 F-6 F-8 F-8 F-8 F-14 F-18 F-18 F-19 F-22 F-23 F-23 F-24 F-26 F-30 F-31 F-32 F-34 F-36 F-37 F-40 F-41                                         Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms Report of Independent Registered Public Accounting Firm To the Stockholders and the Board of Directors of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. Opinion on the Financial Statements We have audited the accompanying consolidated balance sheets of CorEnergy Infrastructure  Trust, Inc. (the Company) as of December 31, 2019 and 2018, the related consolidated statements of income and comprehensive income, equity and cash flow for each of the three years in the period ended December 31, 2019, and the related notes and financial statement schedules listed in the Index at Item 15 (collectively referred to as the "consolidated financial statements"). In our opinion, the consolidated financial statements present fairly, in all material respects, the financial position of the Company at December 31, 2019 and 2018, and the results of  its  operations  and  its  cash  flows  for  each  of  the  three  years  in  the  period  ended  December  31,  2019,  in  conformity  with  U.S.  generally  accepted  accounting principles. We also have audited, in accordance with the standards of the Public Company Accounting Oversight Board (United States) (PCAOB), the Company's internal control  over  financial  reporting  as  of  December  31,  2019,  based  on  criteria  established  in  Internal  Control-Integrated  Framework  issued  by  the  Committee  of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (2013 framework) and our report dated February 27, 2020 expressed an unqualified opinion thereon. Basis for Opinion These financial statements are the responsibility of the Company's management. Our responsibility is to express an opinion on the Company's financial statements based on our audits. We are a public accounting firm registered with the PCAOB and are required to be independent with respect to the Company in accordance with the U.S. federal securities laws and the applicable rules and regulations of the Securities and Exchange Commission and the PCAOB. We  conducted  our  audits  in  accordance  with  the  standards  of  the  PCAOB.  Those  standards  require  that  we  plan  and  perform  the  audit  to  obtain  reasonable assurance about whether the financial statements are free of material misstatement, whether due to error or fraud. Our audits included performing procedures to assess the risks of material misstatement of the financial statements, whether due to error or fraud, and performing procedures that respond to those risks. Such procedures included examining, on a test basis, evidence regarding the amounts and disclosures in the financial statements. Our audits also included evaluating the accounting principles used and significant estimates made by management, as well as evaluating the overall presentation of the financial statements. We believe that our audits provide a reasonable basis for our opinion. /s/ Ernst & Young LLP We have served as the Company's auditor since 2006. Kansas City, Missouri February 27, 2020 F-2 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. CONSOLIDATED BALANCE SHEETS Assets Leased property, net of accumulated depreciation of $105,825,816 and $87,154,095 Property and equipment, net of accumulated depreciation of $19,304,610 and $15,969,346 Financing notes and related accrued interest receivable, net of reserve of $600,000 and $600,000 Note receivable Cash and cash equivalents Deferred rent receivable Accounts and other receivables Deferred costs, net of accumulated amortization of $1,956,710 and $1,290,236 Prepaid expenses and other assets Deferred tax asset, net Goodwill Total Assets Liabilities and Equity Secured credit facilities, net of debt issuance costs of $158,070 and $210,891 Unsecured convertible senior notes, net of discount and debt issuance costs of $3,768,504 and $1,180,729 Asset retirement obligation Accounts payable and other accrued liabilities Management fees payable Unearned revenue Total Liabilities Equity Series A Cumulative Redeemable Preferred Stock 7.375%, $125,493,175 and $125,555,675 liquidation preference ($2,500 per share, $0.001 par value), 10,000,000 authorized; 50,197 and 50,222 issued and outstanding at December 31, 2019 and December 31, 2018, respectively Capital stock, non-convertible, $0.001 par value; 13,638,916 and 11,960,225 shares issued and outstanding at December 31, 2019 and December 31, 2018 (100,000,000 shares authorized) Additional paid-in capital Retained earnings (deficit) Total Equity Total Liabilities and Equity See accompanying Notes to Consolidated Financial Statements. F-3 December 31, 2019 December 31, 2018 $ $ $ $ $ 379,211,399   $ 106,855,677   1,235,000   —   120,863,643   29,858,102   4,143,234   2,171,969   804,341   4,593,561   1,718,868   651,455,794   $ 33,785,930   118,323,496   8,044,200   6,000,981   1,669,950   6,891,798   174,716,355   $ 398,214,355 109,881,552 1,300,000 5,000,000 69,287,177 25,942,755 5,083,243 2,838,443 668,584 4,948,203 1,718,868 624,883,180 37,261,109 112,777,271 7,956,343 3,493,490 1,831,613 6,552,049 169,871,875 125,493,175   $ 125,555,675 13,639   360,844,497   (9,611,872)   476,739,439   651,455,794   $ 11,960 320,295,969 9,147,701 455,011,305 624,883,180                       Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. CONSOLIDATED STATEMENTS OF INCOME AND COMPREHENSIVE INCOME Revenue Lease revenue Transportation and distribution revenue Financing revenue Total Revenue Expenses Transportation and distribution expenses General and administrative Depreciation, amortization and ARO accretion expense Provision for loan gain Total Expenses Operating Income Other Income (Expense) Net distributions and other income Net realized and unrealized gain (loss) on other equity securities Interest expense Gain on the sale of leased property, net Loss on extinguishment of debt Total Other Expense Income before income taxes Taxes Current tax expense (benefit) Deferred tax expense (benefit) Income tax expense (benefit), net Net Income Less: Net Income attributable to non-controlling interest Net Income attributable to CorEnergy Stockholders Preferred dividend requirements Net Income (Loss) attributable to Common Stockholders Net Income Other comprehensive income: Changes in fair value of qualifying hedges / AOCI attributable to CorEnergy stockholders Changes in fair value of qualifying hedges / AOCI attributable to non-controlling interest Net Change in Other Comprehensive Income Total Comprehensive Income Less: Comprehensive income attributable to non-controlling interest Comprehensive Income attributable to CorEnergy Stockholders Earnings (Loss) Per Common Share: Basic Diluted Weighted Average Shares of Common Stock Outstanding: Basic Diluted Dividends declared per share See accompanying Notes to Consolidated Financial Statements. F-4 For the Years Ended December 31, 2019 2018 2017 67,050,506   $ 18,778,237   116,827   85,945,570   5,242,244   10,596,848   22,581,942   —   38,421,034   47,524,536   $ 72,747,362   $ 16,484,236   —   89,231,598   7,210,748   13,042,847   24,947,453   (36,867)   45,164,181   44,067,417   $ 1,328,853   $ 106,795   $ —   (10,578,711)   —   (33,960,565)   (43,210,423)   4,314,113   (120,024)   354,642   234,618   4,079,495   —   4,079,495   $ 9,255,468   (5,175,973)   $ (1,845,309)   (12,759,010)   11,723,257   —   (2,774,267)   41,293,150   (585,386)   (1,833,340)   (2,418,726)   43,711,876   —   43,711,876   $ 9,548,377   34,163,499   $ 68,803,804 19,945,573 — 88,749,377 6,729,707 10,786,497 24,047,710 — 41,563,914 47,185,463 680,091 1,531,827 (12,378,514) — (336,933) (10,503,529) 36,681,934 2,831,658 (486,340) 2,345,318 34,336,616 1,733,826 32,602,790 7,953,988 24,648,802 4,079,495   $ 43,711,876   $ 34,336,616 —   —   —   $ —   —   —   $ 4,079,495   —   43,711,876   —   4,079,495   $ 43,711,876   $ 11,196 2,617 13,813 34,350,429 1,736,443 32,613,986 (0.40)   $ (0.40)   $ 2.86   $ 2.79   $ 2.07 2.07 13,041,613   13,041,613   11,935,021   15,389,180   3.000   $ 3.000   $ 11,900,516 11,900,516 3.000 $ $ $ $ $ $ $ $ $ $ $                                                                                           Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms Shares 11,886,216 Amount   $ 11,886 Amount   $ 56,250,000   $ 350,217,746   $ (11,196)   $ —   $ 27,441,044 $ 433,909,480 Additional Paid-in Capital Accumulated Other Comprehensive Income (Loss) Retained Earnings (Deficit) Non-Controlling Interest Total —   —   —   —   —   —   —   11,196 11,196 32,602,790 1,733,826 34,336,616 —   2,617 13,813 32,602,790 1,736,443 34,350,429 CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. CONSOLIDATED STATEMENTS OF EQUITY Capital Stock Preferred Stock Balance at December 31, 2016 Net Income Amortization related to de-designated cash flow hedges Total comprehensive income Issuance of Series A preferred stock Series A preferred stock dividends Common stock dividends Common stock issued under director's compensation plan Distributions to Non-controlling interest Purchase of non-controlling interest Reinvestment of dividends paid to common stockholders —   —   —   —   —   —   1,979 —   —   —   —   —   —   —   —   2 —   —   27,635 28 73,750,000 (2,588,469) —   —   —   —   —   —   (727,001) (10,592,143) 67,498 —   (5,566,195) 962,280 Balance at December 31, 2017 11,915,830 11,916 130,000,000 331,773,716 Cumulative transition adjustment upon the adoption of ASC 606, net of tax Net income Series A preferred stock dividends Preferred stock repurchases(1) Common stock dividends Common stock issued under director's compensation plan Common stock issued upon conversion of convertible notes Reinvestment of dividends paid to common stockholders —   —   —   —   —   1,807 1,271 41,317 —   —   —   —   —   2 1 41 —   —   —   (2,449,245) —   (4,444,325) 158,218 —   —   —   —   (10,806,660) 67,498 42,653 1,509,789 Balance at December 31, 2018 (2) 11,960,225 11,960 125,555,675 320,295,969 Net income Series A preferred stock dividends Preferred stock repurchases(3) Common stock dividends Common stock issued upon exchange of convertible notes Common stock issued upon conversion of convertible notes Reinvestment of dividends paid to common stockholders Balance at December 31, 2019 —   —   —   —   —   —   —   —   1,540,472 1,540 127,143 128 11,076 13,638,916 11   $ 13,639 —   —   —   (4,627,561) (62,500) 2,195 —   —   —   —   (21,293,224) 61,869,762 4,193,536 403,820   $ 125,493,175   $ 360,844,497   $ —   —   —   —   —   —   —   — —   —   —   —   —   —   —   —   — —   —   —   —   —   —   —   —   $ —   (7,500,733) (25,102,057) —   —   —   —   — —   43,711,876 (9,587,500) 10,554 (24,987,229) —   —   —   9,147,701 4,079,495 (4,627,560) (245) (18,211,263) —   —   —   (9,611,872)   $ — — — — 71,161,531 (8,227,734) (35,694,200) 67,500 (1,833,650) (1,833,650) (27,343,837) (32,910,032) — — — — — — — —   —   — — —   —   —   —   —   —   962,308 461,785,632 (2,449,245) 43,711,876 (9,587,500) (4,275,553) (35,793,889) 67,500 42,654 1,509,830 455,011,305 4,079,495 (9,255,121) (60,550) (39,504,487) 61,871,302 4,193,664 —   —   $ 403,831 476,739,439 See accompanying Notes to Consolidated Financial Statements. (1) In connection with the repurchases of Series A Preferred Stock during 2018, the deduction to preferred dividends of $10,554 represents the discount in the repurchase price paid compared to the carrying amount derecognized. (2) The retained earnings balance at December 31, 2018 was generated due to the timing of quarterly dividends and quarterly net income. In the fourth quarter of 2018, net income was greater than dividends due to the gain on sale of leased property, net from the sale of the Portland Terminal Facility resulting in a retained earnings balance as of December 31, 2018. (3) In connection with the repurchases of Series A Preferred Stock during 2019, the addition to preferred dividends of $245 represents the premium in the repurchase price paid compared to the carrying amount derecognized. F-5                                                                                                             Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. CONSOLIDATED STATEMENTS OF CASH FLOW Operating Activities Net Income Adjustments to reconcile net income to net cash provided by operating activities: Deferred income tax, net Depreciation, amortization and ARO accretion Gain on sale of leased property, net Provision for loan gain Loss on extinguishment of debt Non-cash settlement of accounts payable (Gain) loss on sale of equipment Net distributions and other income, including recharacterization of income Net realized and unrealized (gain) loss on other equity securities Loss on settlement of asset retirement obligation Common stock issued under directors' compensation plan Changes in assets and liabilities: Increase in deferred rent receivables (Increase) decrease in accounts and other receivables (Increase) decrease in prepaid expenses and other assets Increase (decrease) in management fee payable Increase (decrease) in accounts payable and other accrued liabilities Increase (decrease) in income tax liability Increase (decrease) in unearned revenue Net cash provided by operating activities Investing Activities Proceeds from the sale of leased property Proceeds from sale of other equity securities Purchases of property and equipment, net Proceeds from asset sale Principal payment on financing note receivable Principal payment on note receivable Return of capital on distributions received Net cash provided by investing activities Financing Activities Debt financing costs Net offering proceeds on Series A preferred stock Cash paid for extinguishment of convertible notes Net offering proceeds on convertible debt Repurchases of Series A preferred stock Dividends paid on Series A preferred stock Dividends paid on common stock Distributions to non-controlling interest Advances on revolving line of credit Payments on revolving line of credit Proceeds from term debt Principal payments on secured credit facilities Purchase of non-controlling interest Net cash used in financing activities F-6 For the Years Ended December 31, 2019 2018 2017 $ 4,079,495 $ 43,711,876 $ 34,336,616 354,642 23,808,083 —   — 33,960,565   —   (7,390) — — —   — (3,915,347)   940,009 (136,108) (161,663) 2,517,069 — 339,749 (1,845,710) 26,361,907 (11,723,257)   (36,867) —   —   (8,416) — 1,845,309 310,941   67,500 (7,038,848)   (1,297,207) 73,505 83,187 476,223 (2,204,626) (152,777) (486,340) 25,708,891 — — 336,933 (221,609) 4,203 148,649 (1,531,827) — 67,500 (7,184,005) 752,848 (16,717) 13,402 (225,961) 2,204,626 2,884,362 $ 61,779,104 $ 48,622,740 $ 56,791,571 —   — (372,934) 7,000 65,000 5,000,000   55,553,975   449,067 (105,357) 17,999 236,867 —   — 663,939 — 7,591,166 (116,595) — — — 120,906 $ 4,699,066 $ 56,816,490 $ 7,595,477 (372,759) — (78,939,743)   116,355,125 (60,550)   (9,255,121) (39,100,656) — — — — (3,528,000)   —   (264,010) — —   — (4,275,553)   (9,587,500) (34,284,059) — — — — (3,528,000)   —   (1,462,741) 71,161,531 — — — (8,227,734) (34,731,892) (1,833,650) 10,000,000 (54,000,000) 41,000,000 (45,600,577) (32,800,000) $ (14,901,704) $ (51,939,122) $ (56,495,063) Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms Net Change in Cash and Cash Equivalents Cash and Cash Equivalents at beginning of period Cash and Cash Equivalents at end of period Supplemental Disclosure of Cash Flow Information Interest paid Income taxes paid (net of refunds) Non-Cash Investing Activities Note receivable in consideration of the sale of leased property Investment in other equity securities Non-Cash Financing Activities Change in accounts payable and accrued expenses related to debt financing costs Reinvestment of distributions by common stockholders in additional common shares Common stock issued upon exchange and conversion of convertible notes See accompanying Notes to Consolidated Financial Statements. F-7 $ $ $ $ $ For the Years Ended December 31, 2019 51,576,466 69,287,177 120,863,643 6,834,439 89,433 $ $ $ 2018 53,500,108 15,787,069 69,287,177 11,200,835 2,136,563 $ $ $ 2017 7,891,985 7,895,084 15,787,069 10,780,150 199,772 —   $ — 5,000,000   $ — — (1,161,034) — $ 403,831 66,064,966   (255,037) 1,509,830 $ 42,654   255,037 962,308 —                         Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms NOTES TO CONSOLIDATED FINANCIAL STATEMENTS December 31, 2019 1. INTRODUCTION AND BASIS OF PRESENTATION Introduction CorEnergy  Infrastructure  Trust,  Inc.  (referred  to  as  "CorEnergy"  or  "the  Company"),  was  organized  as  a  Maryland  corporation  and  commenced  operations  on December 8, 2005. The Company's common shares are listed on the New York Stock Exchange ("NYSE") under the symbol "CORR" and its depositary shares representing Series A Preferred Stock are listed on the NYSE under the symbol "CORR PrA". The Company is primarily focused on acquiring and financing real estate assets within the U.S. energy infrastructure sector and concurrently entering into long- term triple-net participating leases with energy companies. The Company also may provide other types of capital, including loans secured by energy infrastructure assets. Targeted assets include pipelines, storage tanks, transmission lines, and gathering systems, among others. These sale-leaseback or real property mortgage transactions  provide  the  energy  company  with  a  source  of  capital  that  is  an  alternative  to  other  sources  such  as  corporate  borrowing,  bond  offerings,  or  equity offerings. Many of the Company's leases contain participation features in the financial performance or value of the underlying infrastructure real property asset. The  triple-net  lease  structure  requires  that  the  tenant  pay  all  operating  expenses  of  the  business  conducted  by  the  tenant,  including  real  estate  taxes,  insurance, utilities,  and  expenses  of  maintaining  the  asset  in  good  working  order.  CorEnergy  considers  its  investments  in  these  energy  infrastructure  assets  to  be  a  single business segment and reports them accordingly in its financial statements. Basis of Presentation The accompanying consolidated financial  statements include  CorEnergy accounts  and the  accounts  of its  wholly-owned subsidiaries  and have been prepared  in accordance  with  U.S.  generally  accepted  accounting  principles  ("GAAP")  set  forth  in  the  Accounting  Standards  Codification  ("ASC"),  as  published  by  the Financial  Accounting  Standards  Board  ("FASB"),  and  with  the  Securities  and  Exchange  Commission  ("SEC")  instructions  to  Form  10-K.  The  accompanying consolidated  financial  statements  reflect  all  adjustments  that  are,  in  the  opinion  of  management,  necessary  for  a  fair  presentation  of  the  Company's  financial position, results of operations and cash flows for the periods presented. There were no adjustments that, in the opinion of management, were not of a normal and recurring nature. All  intercompany  transactions  and  balances  have  been  eliminated  in  consolidation,  and  the  Company's  net  earnings  have  been  reduced  by  the portion of net earnings attributable to non-controlling interests, when applicable. The FASB issued ASU 2015-02 Consolidations (Topic 810) - Amendments to the Consolidation Analysis ("ASU 2015-02"), which amended previous consolidation guidance, including introducing a separate consolidation analysis specific to limited partnerships and other similar entities. Under this analysis, limited partnerships and  other  similar  entities  are  considered  a  variable  interest  entity  ("VIE")  unless  the  limited  partners  hold  substantive  kick-out  rights  or  participating  rights. Management determined that Pinedale LP and Grand Isle Corridor LP are VIEs under the amended guidance because the limited partners of both partnerships lack both substantive kick-out rights and participating rights. As such, management evaluated the qualitative criteria under FASB ASC Topic 810 in conjunction with ASU 2015-02 to make a determination whether these partnerships should be consolidated in the Company's financial statements. ASC Topic 810-10 requires the primary beneficiary of a variable interest entity's activities to consolidate the VIE. The primary beneficiary is identified as the enterprise that has a) the power to direct  the  activities  of  the  VIE  that  most  significantly  impact  the  entity's  economic  performance  and  b)  the  obligation  to  absorb  losses  of  the  entity  that  could potentially be significant to the VIE or the right to receive benefits from the entity that could potentially be significant to the VIE. The standard requires an ongoing analysis to determine whether the variable interest gives rise to a controlling financial interest in the VIE. Based on the general partners' roles and rights as afforded by  the  partnership  agreements  and  its  exposure  to  losses  and  benefits  of  each  of  the  partnerships  through  its  significant  limited  partner  interests,  management determined that CorEnergy is the primary beneficiary of both Pinedale LP and Grand Isle Corridor LP. Based upon this evaluation and the Company's 100 percent ownership interest in Pinedale LP (2018-2019) and Grand Isle Corridor LP (2017-2019) and the majority ownership interest in Pinedale LP (2017) of the limited partnership interests, the consolidated financial statements presented include full consolidation with respect to both partnerships. 2. SIGNIFICANT ACCOUNTING POLICIES A. Use of Estimates – The preparation of the consolidated financial statements in conformity with GAAP requires management to make estimates and assumptions that affect the reported amount of assets and liabilities, the disclosure of contingent assets and F-8 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms liabilities at the date of the consolidated financial statements and the reported amounts of revenues and expenses during the reporting period. Actual results could differ from those estimates. B. Leased Property and Leases –  In  February  of  2016,  the  FASB  issued  ASU  2016-02,  Leases ("ASU  2016-02"  or  "ASC  842"),  which  amends  the  existing accounting  standards  for  lease  accounting,  including  requiring  lessees  to  recognize  most  leases  on  their  balance  sheets  and  making  targeted  changes  to  lessor accounting.  The  Company  adopted  ASC  842  effective  January  1,  2019  using  the  modified  retrospective  approach  by  applying  the  transition  provisions  at  the beginning of the period of adoption. The adoption of the new standard resulted in the recording of right-of-use assets and lease liabilities of approximately $75 thousand each, included in prepaid expenses and other assets and accounts payable and other accrued liabilities, respectively, as of January 1, 2019. There was no difference between the right-of-use assets and lease liabilities resulting in an adjustment to retained earnings. Refer to Note 3 ("Leased Properties And Leases") for further details of the ASC 842 adoption impact. The standard did not materially impact the Company's Consolidated Statements of Income and had no impact on the Consolidated Statements of Cash Flows. The Company will continue to apply legacy guidance in ASC 840, "Leases," including its disclosure requirements, in the comparative periods presented in the year of adoption. In adopting ASC 842, the Company elected the package of practical  expedients permitted  under the transition guidance within the new standard,  which among other things, allowed the carry forward of historical lease classification. For the underlying lessee asset class related to single-use office space, the Company also elected  the  lessee  separation  and  allocation  practical  expedient  to  not  separate  lease  and  non-lease  components  and  instead  to  account  for  each  separate  lease component and non-lease component as a single lease component. For the underlying lessor asset class related to pipelines residing on military bases, the Company elected  the  lessor  separation  and  allocation  practical  expedient  to  not  separate  lease  and  non-lease  components  and  instead  to  account  for  each  separate  lease component  and  non-lease  component  as  a  single  lease  component  if  the  non-lease  components  otherwise  will  be  accounted  for  in  accordance  with  the  revenue standard, and both the following criteria are met: (i) the timing and pattern of revenue recognition are the same for the non-lease component(s) and the related lease component  and  (ii)  the  lease  component  will  be  classified  as  an  operating  lease.  Additionally,  the  Company  elected  the  practical  expedient  related  to  land easements, allowing the carry forward of accounting treatment for land easements on existing agreements, which are currently accounted for within property, plant and equipment. The Company's current leased properties are classified as operating leases and are recorded as leased property, net of accumulated depreciation, in the Consolidated Balance Sheets. Initial direct costs incurred in connection with the creation and execution of a lease prior to January 1, 2019 are capitalized and amortized over the lease term. The Company did not reassess initial indirect cost as it elected the package of practical expedients. Subsequent to January 1, 2019, initial direct costs under ASC 842 are incremental costs of a lease that would not have been incurred if the lease had not been obtained and may include commissions or payments made to an existing tenant as an incentive to terminate its lease. Base rent related to the Company's leased property is recognized on a straight-line basis over the term of the lease when collectability is probable. Participating rent is recognized when it is earned, based on the achievement of specified performance criteria. Base and participating rent are recorded as lease revenue in the Consolidated Statements of Income. Rental payments received in advance are classified as unearned revenue and included as a liability within the Consolidated Balance Sheets. Unearned revenue is amortized ratably over the lease period as revenue recognition criteria are met. Rental payments received in arrears are accrued and classified as deferred rent receivable and included in assets within the Consolidated Balance Sheets. Under the Company's triple-net leases, the tenant is required to pay property taxes and insurance directly to the applicable third-party provider. Consistent with guidance  in  ASC  842,  the  Company  will  present  the  cost  and  the  lessee's  direct  payment  to  the  third-party  under  the  triple-net  leases  on  a  net  basis  in  the Consolidated Statements of Income. C. Property and Equipment – Property and equipment are stated at cost less accumulated depreciation. Depreciation is computed using the straight-line method over the estimated useful life of the asset. Expenditures for repairs and maintenance are charged to operations as incurred, and improvements, which extend the useful lives of assets, are capitalized and depreciated over the remaining estimated useful life of the asset. The Company initially records long-lived assets at their purchase price plus any direct acquisition costs, unless the transaction is accounted for as a business combination, in which case the acquisition costs are expensed as incurred. If the transaction is accounted for as a business combination, the Company allocates the purchase price to the acquired tangible and intangible assets and liabilities based on their estimated fair values. D. Long-Lived Asset Impairment – The Company's long-lived assets consist primarily of a subsea midstream pipeline system, liquids gathering system and natural gas  pipelines  that  have  been  obtained  through  asset  acquisitions  and  a  business  combination.  Management  continually  monitors  its  business,  the  business environment and performance of its operations to determine if an event has occurred that indicates that the carrying value of a long-lived asset may be impaired. When a triggering  event occurs,  which is a determination  that involves  judgment, management  utilizes  cash flow projections  to assess its ability  to recover  the carrying  value  of  its  assets  based  on  the  Company's  long-lived  assets'  ability  to  generate  future  cash  flows  on  an  undiscounted  basis.  This  differs  from  the evaluation of goodwill, for which the recoverability assessment utilizes fair value estimates that include discounted cash flows in F-9 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms the estimation process and accordingly  any goodwill impairment  recognized  may not be indicative  of a similar  impairment  of the related underlying long-lived assets. Management's projected cash flows of long-lived assets are primarily based on contractual cash flows relating to existing leases that extend many years into the future. If those cash flow projections indicate that the long-lived asset's carrying value is not recoverable, management records an impairment charge for the excess of carrying value of the asset over its fair value. The estimate of fair value considers a number of factors, including the potential value that would be received if the asset  were  sold,  discount  rates  and  projected  cash  flows.  Due  to  the  imprecise  nature  of  these  projections  and  assumptions,  actual  results  can  differ  from management's estimates. There were no impairments of long-lived assets recorded during the years ended December 31, 2019, 2018 or 2017. E. Financing Notes Receivable – Financing notes receivable are presented at face value plus accrued interest receivable and deferred loan origination costs and net of related  direct  loan origination  income. Each quarter  the Company reviews  its financing  notes receivable  to determine  if the balances  are realizable  based on factors affecting the collectability of those balances. Factors may include credit quality, timeliness of required periodic payments, past due status and management discussions with obligors. The Company evaluates the collectability of both interest and principal of each of its loans to determine if an allowance is needed. An allowance will be recorded when based on current information and events, the Company determines it is probable that it will be unable to collect all amounts due according to the existing contractual terms. If the Company does determine an allowance is necessary, the amount deemed uncollectable is expensed in the period of  determination.  An  insignificant  delay  or  shortfall  in  the  amount  of  payments  does  not  necessarily  result  in  the  recording  of  an  allowance.  Generally,  when interest and/or principal payments on a loan become past due, or if the Company does not otherwise expect the borrower to be able to service its debt and other obligations,  the  Company  will  place  the  loan  on  non-accrual  status  and  will  typically  cease  recognizing  financing  revenue  on  that  loan  until  all  principal  and interest have been brought current. Interest income recognition is resumed if and when the previously reserved-for financing notes become contractually current and performance has been demonstrated. Payments received subsequent to the recording of an allowance will be recorded as a reduction to principal. During the years ended December  31, 2019, 2018 and  2017, the Company  recorded  provisions  for  loan gain  of approximately  $0, $37 thousand and  $0, respectively. The Company's financing notes receivable are discussed more fully in Note 5 ("Financing Notes Receivable"). F. Investment Securities – The Company's investments in securities were classified as other equity securities and represented interests in private companies which the Company elected to report at fair value under the fair value option. These investments were subject to restrictions on resale, have no established trading market and were valued on a quarterly basis. Because of the inherent uncertainty of valuation, the fair values of such investments, which were determined in accordance with procedures approved by the Company's Board of Directors, may differ materially from the values that would have been used had a ready market existed for the investments. The Company determines fair value to be the price that would be received to sell an asset or paid to transfer a liability in an orderly transaction between market participants at the measurement date. The Company has determined the principal market, or the market in which the Company exits its private portfolio investments with the greatest volume and level of activity, to be the private secondary market. Typically, private companies are bought and sold based on multiples  of  EBITDA,  cash  flows,  net  income,  revenues,  or  in  limited  cases,  book  value.  For  private  company  investments,  value  is  often  realized  through  a liquidity event. As a result of the sale or disposition of the Company's other equity securities in 2018, the Company no longer holds investments in other equity securities as of December 31, 2019 and 2018. G. Fair Value Measurements – FASB ASC 820, Fair Value Measurements and Disclosure ("ASC 820"), defines fair value, establishes a framework for measuring fair value and expands disclosures about fair value measurements. Various inputs are used in determining the fair value of the Company's assets and liabilities. These inputs are summarized in the three broad levels listed below: • • • Level 1 - quoted prices in active markets for identical investments Level 2 - other significant observable inputs (including quoted prices for similar investments, market corroborated inputs, etc.) Level 3 - significant unobservable inputs (including the Company's own assumptions in determining the fair value of investments) See Note 10 ("Fair Value") for further discussion of the Company's fair value measurements. H.  Cash and Cash Equivalents –  The  Company  maintains  cash  balances  at  financial  institutions  in  amounts  that  regularly  exceed  FDIC  insured  limits.  The Company's cash equivalents are comprised of short-term, liquid money market instruments. I. Accounts and other receivables – Accounts receivable are presented at face value net of an allowance for doubtful accounts within accounts and other receivables on the balance sheet. Accounts are considered past due based on the terms of sale with the customers. The Company reviews accounts for collectability based on an analysis of specific outstanding receivables, current economic conditions and past collection experience. For the years ended December 31, 2019 and  2018, the Company determined that an allowance for doubtful accounts was not necessary. F-10 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms J. Deferred rent receivables – Lease receivables are determined according to the terms of the lease agreements entered into by the Company and its lessees, as discussed within Note 3 ("Leased Properties And Leases"). Lease receivables primarily represent timing differences between straight-line revenue recognition and contractual lease receipts. As of December 31, 2019, lease payments by the Company's tenants have remained timely and without lapse. K. Goodwill – Goodwill represents the excess of the amount paid for the MoGas business over the fair value of the net identifiable assets acquired. To comply with ASC 350, Intangibles - Goodwill and Other ("ASC 350"), the Company performs an impairment test for goodwill annually, or more frequently in the event that a triggering event has occurred. December 31st is the Company's annual testing date associated with its MoGas reporting unit. In January 2017, the FASB issued ASU 2017-04,  Simplifying the Test for Goodwill Impairment, which simplifies how an entity is required to test goodwill for impairment by eliminating step two from the goodwill impairment test. Effective January 1, 2017, the Company elected to early adopt this standard. In accordance with ASC 350, a company may elect to perform a qualitative assessment to determine whether the quantitative impairment test is required. If the company elects  to perform  a qualitative  assessment,  the quantitative  impairment  test is required only if the conclusion is that it is more likely than not that the reporting unit's fair value is less than its carrying amount. If a company bypasses the qualitative assessment, the quantitative goodwill impairment test should be followed in step one. Step one compares the fair value of the reporting unit to its carrying value to identify and measure any potential impairment. The reporting unit fair value is based upon  consideration  of  various  valuation  methodologies,  one  of  which  is  projecting  future  cash  flows  discounted  at  rates  commensurate  with  the  risks  involved ("Discounted Cash Flow" or "DCF"). Assumptions used in a DCF require the exercise of significant judgment, including judgment about appropriate discount rates and terminal values, growth rates and the amount and timing of expected future cash flows. Forecasted cash flows require management to make judgments and assumptions, including estimates of future volumes and rates. Declines in volumes or rates from those forecasted, or other changes in assumptions, may result in a change in management's estimate and result in an impairment. For the year ended December 31, 2019 annual  impairment  test,  management  proceeded  directly  to the step  one quantitative  approach  as a result  of the MoGas FERC rate case settlement approved in August of 2019. As of the December 31, 2019 testing date, the fair value of the MoGas reporting unit was determined to be greater than its carrying value and no impairment was recorded. The Company elected to perform a qualitative goodwill impairment assessment for the years ended December 31, 2018 and 2017. In performing the qualitative assessment, the Company analyzed the key drivers and other external factors that impact the business in order to determine if any significant events, transactions or other factors had occurred or were expected to occur that would impair earnings or competitiveness, therefore  impairing the fair value of the MoGas reporting  unit. After assessing the totality  of events and circumstances,  it was determined that it was not more likely than not that the fair value of the MoGas reporting unit was less than the carrying value, and so it was not necessary to perform the quantitative step one valuation. Key drivers that were considered in the qualitative evaluation of the MoGas reporting unit included: general economic conditions, continued recovery of the energy markets, natural gas pricing, input costs, liquidity and capital resources and customer outlook. L. Debt Discount and Debt Issuance Costs – Costs incurred for the issuance of new debt are capitalized and amortized into interest expense over the debt term. Issuance costs related to long-term debt are recorded as a direct deduction from the carrying amount of that debt liability, net of accumulated amortization. Issuance costs related to line-of-credit arrangements however, are presented as an asset instead of a direct deduction from the carrying amount of the debt. In accordance with ASC 470, Debt ("ASC 470"), the Company recorded its Convertible Notes at the aggregate principal amount, less discount. The Company is amortizing the debt discount over the life of the Convertible Notes as additional non-cash interest expense utilizing the effective interest method. Refer to Note 11 ("Debt") for additional information. M. Asset Retirement Obligations – The Company follows ASC 410-20, Asset Retirement Obligations, which requires that an asset retirement obligation ("ARO") associated with the retirement of a long-lived asset be recognized as a liability in the period in which it is incurred and becomes determinable, with an offsetting increase in the carrying amount of the associated asset. The Company recognized an existing ARO in conjunction with the acquisition of the GIGS in June of 2015. The  Company  measures  changes  in  the  ARO  liability  due  to  passage  of  time  by  applying  an  interest  method  of  allocation  to  the  amount  of  the  liability  at  the beginning  of  the  period.  The  increase  in  the  carrying  amount  of  the  liability  is  recognized  as  an  expense  classified  as  an  operating  item  in  the  Consolidated Statements of Income, hereinafter referred to as ARO accretion expense. The Company periodically reassesses the timing and amount of cash flows anticipated associated with the ARO and adjusts the fair value of the liability accordingly under the guidance in ASC 410-20. The fair value of the obligation at the acquisition date was capitalized as part of the carrying amount of the related long-lived assets and is being depreciated over the  asset's  remaining  useful  life.  The  useful  lives  of  most  pipeline  gathering  systems  are  primarily  derived  from  available  supply  resources  and  ultimate consumption of those resources by end users. Adjustments to the ARO resulting F-11 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms from reassessments of the timing and amount of cash flows will result in changes to the retirement costs capitalized as part of the carrying amount of the asset. Upon decommissioning of the ARO or a portion thereof, the Company reduces the fair value of the liability and recognizes a (gain) loss on settlement of ARO as an operating item in the Consolidated Statements of Income for the difference between the liability and actual decommissioning costs incurred. Refer to Note 12 ("Asset Retirement Obligation") for additional information. N. Revenue Recognition – In May 2014, the FASB issued  ASU No. 2014-09,  Revenue from Contracts with Customers ("ASU 2014-09"  or "ASC 606"), which became effective for all public entities on January 1, 2018. ASC 606 supersedes previously existing revenue recognition standards with a single model unless those contracts are within the scope of other standards (e.g. leases). The model requires an entity to recognize as revenue the amount of consideration to which it expects to be entitled for the transfer of promised goods or services to customers. A substantial portion of the Company's revenue consists of rental income from leasing arrangements,  which  is  specifically  excluded  from  ASC  606.  However,  the  Company's  transportation  and  distribution  revenue  is  within  the  scope  of  the  new guidance. The Company adopted ASC 606 effective on January 1, 2018 using the modified retrospective method. The Company elected to apply the guidance only to open contracts as of the effective date. The Company recognized the cumulative effect of applying the new standard as an adjustment to the opening balance of stockholders' equity. The comparative information has not been restated and continues to be reported under accounting standards in effect for those periods. Refer to Note 4 ("Transportation And Distribution Revenue") for further discussion of the transition impact and related disclosures under ASC 606. Specific recognition policies for the Company's revenue items are as follows: • • Lease revenue – Refer to Leased Property and Leases for the Company's lease revenue recognition policy. Transportation and distribution revenue – The Company's contracts related to transportation and distribution revenue are primarily comprised of a mix of natural gas supply, transportation and distribution performance obligations, as well as limited performance obligations related to system maintenance and improvement. Transportation revenues are recognized by MoGas and distribution revenues are recognized by Omega and Omega Gas Marketing, LLC. ◦ ◦ Under  the  Company's  natural  gas  supply,  transportation  and  distribution  performance  obligations,  the  customer  simultaneously  receives  and consumes  the  benefit  of  the  services  as  natural  gas  is  delivered.  Therefore,  the  transaction  price  is  allocated  proportionally  over  the  series  of identical performance obligations with each contract. The transaction price is calculated based on (i) index price, plus a contractual markup in the case of natural gas supply agreements (considered variable due to fluctuations in the index), (ii) FERC regulated rates or negotiated rates in the case of transportation agreements and (iii) contracted amounts (with annual CPI escalators) in the case of the Company's distribution agreement. Based on the nature of the agreements, revenue for all but one of the Company's natural gas supply, transportation and distribution performance obligations  is  recognized  on  a  right  to  invoice  basis  as  the  performance  obligations  are  met,  which  represents  what  the  Company  expects  to receive in consideration and is representative of value delivered to the customer. The Company has a contract with one customer, Spire, that has fixed pricing which varies over the contract term. For this specific contract, the transaction price has been allocated ratably over the contractual performance obligation beginning in 2018 with the adoption of ASC 606. All invoicing is done in the month following service, with payment typically due a month from invoice date. The Company's contracts also contain performance obligations related to system maintenance and improvement, which are completed on an as- needed basis. The work performed is specific and tailored to the customer's needs and there are no alternative  uses for the services provided. Therefore, as the work is being completed, control is transferring to the customer. These services are billed at the Company's cost, plus an agreed upon margin, and the Company has an enforceable right to payment as the services are provided. The Company invoices for this service on a monthly basis according to an agreed upon billing schedule. Revenue is recognized on an input method, based on the actual cost of a service as a measure  of  performance  obligations  satisfaction,  which  the  Company  determined  to  be  the  method  which  faithfully  depicts  the  transfer  of services. Differences between the amounts invoiced and revenue recognized under the input method are reflected as an asset or liability on the Consolidated Balance Sheets. Any differences are typically expected to be recognized within a year. As discussed in Note 3 ("Leased Properties And Leases"),  the  costs  of  system  improvement  projects  are  recognized  as  a  financing  arrangement  in  accordance  with  guidance  in  the  lease standard while the margin is recognized in accordance with the revenue standard as discussed above. ◦ Beginning February 1, 2016, due to changes that commenced under a new contract with the Department of Defense ("DOD"), gas sales and cost of gas sales are presented on a net basis in the transportation and distribution revenue F-12 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms line. The Company continues to present the gas sales and cost of gas sales on a net basis upon adoption of ASC 606. • Financing revenue – Historically, financing notes receivable have been considered a core product offering and therefore the related income is presented as a component of operating income. For increasing rate loans, base interest income is recorded ratably over the life of the loan, using the effective interest rate.  The  net  amount  of  deferred  loan  origination  income  and  costs  are  amortized  on  a  straight-line  basis  over  the  life  of  the  loan  and  reported  as  an adjustment to yield in financing revenue. Participating financing revenues are recorded when specific performance criteria have been met. O. Transportation and distribution expense – Included here are both MoGas' costs of operating and maintaining the natural gas transmission line and Omega's costs of operating and maintaining the natural gas distribution system. These costs are incurred both internally and externally. The internal costs relate to system control, pipeline  operations,  maintenance,  insurance  and  taxes.  Other  internal  costs  include  payroll  for  employees  associated  with  gas  control,  field  employees  and management. The external costs consist of professional services such as audit and accounting, legal and regulatory and engineering. Historically, Omega's amounts paid for gas and propane delivered to customers were presented as cost of sales. Beginning February 1, 2016, under a new contract with  the  DOD,  amounts  paid  by  Omega  for  gas  and  propane  are  netted  against  sales  and  are  presented  in  the  transportation  and  distribution  revenue  line.  See paragraph (N) above. P. Other Income Recognition – Specific policies for the Company's other income items are as follows: • • Net distributions and other income from investments – Distributions and dividends from investments are recorded on their ex-dates and are reflected as other  income  within  the  accompanying  Consolidated  Statements  of  Income.  Distributions  received  from  the  Company's  investments  are  generally characterized as ordinary income, capital gains and distributions received from investment securities. The portion characterized as return of capital is paid by the Company's investees from their cash flow from operations. The Company records investment income, capital gains and distributions received from investment securities based on estimates made at the time such distributions are received. Such estimates are based on information available from each company and other industry sources. These estimates may subsequently be revised based on information received from the entities after their tax reporting periods are concluded, as the actual character of these distributions is not known until after the fiscal year end of the Company. Net realized and unrealized gain (loss) from investments –  Securities  transactions  are  accounted  for  on  the  date  the  securities  are  purchased  or  sold. Realized gains and losses are reported on an identified cost basis. The Company records investment income and return of capital based on estimates made at  the  time  such  distributions  are  received.  Such  estimates  are  based  on  information  available  from  the  portfolio  company  and  other  industry  sources. These estimates may subsequently be revised based on information received from the portfolio company after their tax reporting periods are concluded, as the actual character of these distributions are not known until after the Company's fiscal year end. Q.  Asset Acquisition Expenses –  Costs  incurred  in  connection  with  the  research  of  real  property  acquisitions  not  accounted  for  as  business  combinations  are expensed until it is determined that the acquisition of the real property is probable. Upon such determination, costs incurred in connection with the acquisition of the property are capitalized as described in paragraph (C) above. Deferred costs related to an acquisition that the Company has determined, based on management's judgment, not to pursue are expensed in the period in which such determination is made. Costs incurred in connection with a business combination are expensed as incurred. R. Offering Costs – Offering costs related to the issuance of common or preferred stock are charged to additional paid-in capital when the stock is issued. S. Earnings Per Share –  Basic  earnings  per  share  ("EPS")  is  computed  using  the  weighted  average  number  of  common  shares  outstanding  during  the  period. Diluted EPS is computed using the weighted average number of common and dilutive common equivalent shares outstanding during the period except for periods of net loss for which no common share equivalents are included because their effect would be anti-dilutive. Dilutive common equivalent shares consist of shares issuable upon conversion of the Convertible Notes calculated using the if-converted method. T. Federal and State Income Taxation – In 2013 the Company qualified for REIT status, and in March 2014 elected (effective as of January 1, 2013), to be treated as a REIT for federal income tax purposes. Because certain of its assets may not produce REIT-qualifying income or be treated as interests in real property, those assets are held in wholly-owned TRSs in order to limit the potential that such assets and income could prevent the Company from qualifying as a REIT. As a REIT, the Company holds and operates certain of its assets through one or more wholly-owned TRSs. The Company's use of TRSs enables it to continue to engage  in  certain  businesses  while  complying  with  REIT  qualification  requirements  and  also  allows  it  to  retain  income  generated  by  these  businesses  for reinvestment without the requirement of distributing those earnings. In the F-13 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms future, the Company may elect to reorganize and transfer certain assets or operations from its TRSs to the Company or other subsidiaries, including qualified REIT subsidiaries. The  Company's  other  equity  securities  are  limited  partnerships  or  limited  liability  companies  which  are  treated  as  partnerships  for  federal  and  state  income  tax purposes. As a limited partner, the Company reports its allocable share of taxable income in computing its own taxable income. To the extent held by a TRS, the TRS's tax expense or benefit is included in the Consolidated Statements of Income based on the component of income or gains and losses to which such expense or benefit  relates.  Deferred  income  taxes  reflect  the  net  tax  effects  of  temporary  differences  between  the  carrying  amounts  of  assets  and  liabilities  for  financial reporting purposes and the amounts used for income tax purposes. A valuation allowance is recognized if, based on the weight of available evidence, it is more likely than not that some portion or all of the deferred income tax asset will not be realized. It is expected that for the year ended December 31, 2019, and future periods, any deferred tax liability or asset generated will be related entirely to the assets and activities of the Company's TRSs. If the Company ceased to qualify as a REIT, the Company, as a C corporation, would be obligated to pay federal and state income tax on its taxable income. U.  Recent Accounting Pronouncements –  In  June  of  2016,  the  FASB  issued  ASU  2016-13,  Financial Instruments - Credit Losses ("ASU  2016-13"),  which introduces  an  approach  based  on  expected  losses  to  estimate  credit  losses  on  certain  types  of  financial  instruments.  The  new  model,  referred  to  as  the  current expected credit losses ("CECL model"), will apply to financial assets subject to credit losses and measured at amortized cost, and certain off-balance sheet credit exposures. ASU 2016-13 is effective for fiscal years beginning after December 15, 2019, including interim periods within those fiscal years. In November of 2019, the FASB issued ASU 2019-10, Financial Instruments - Credit Losses (Topic 326), Derivatives and Hedging (Topic 815), and Leases (Topic 842) Effective Dates, which deferred the effective dates of these standards for certain entities. Based on the guidance for smaller reporting companies, the effective date of ASU 2016- 13 is deferred for the Company until fiscal year 2023, and the Company has elected to defer adoption of this standard. Although the Company has elected to defer adoption of ASU 2016-13, it will continue to evaluate the potential impact of the standard on its consolidated financial statements.  As  part  of  its  ongoing  assessment  work,  the  Company  has  formed  an  implementation  team,  completed  training  on  the  CECL  model  and  has  begun developing policies, processes and internal controls. 3. LEASED PROPERTIES AND LEASES The Company primarily acquires mid-stream and downstream assets in the U.S. energy sector such as pipelines, storage terminals, and gas and electric distribution systems and leases these assets to operators under triple-net leases. These leases typically include a contracted base rent with escalation clauses and participating rents that are tied to contract-specific criteria. Base rents under the Company's leases are structured on an estimated fair market value rent structure over the initial term, which includes assumptions related to the terminal value of the assets and expectations of tenant renewals. At the conclusion of the initial lease term, the Company's leases may contain fair market value repurchase options or fair market rent renewal terms. These clauses also act as safeguards against the Company's tenants  pursuing  activities  which  would  undermine  or  degrade  the  value  of  the  assets  faster  than  the  underlying  reserves  are  depleted.  Participating  rents  are structured to provide exposure to the successful commercial activity of the tenant, and as such, also provide protection in the event that the economic life of the assets  is  reduced  based  on  accelerated  production  by  the  Company's  tenants.  While  the  Company  is  primarily  a  lessor,  certain  of  its  operating  subsidiaries  are lessees and have entered into lease agreements as discussed further below. LESSOR - LEASED PROPERTIES As of December 31, 2019, the Company had two significant leases. The properties, located in Wyoming, Louisiana and the Gulf of Mexico, are leased on a triple- net basis to major tenants, described in the table below. These major tenants are responsible for the payment of all taxes, maintenance, repairs, insurance and other operating  expenses  relating  to  the leased  properties.  The long-term,  triple-net  leases  generally  have an  initial  term  of  11 to  15 years  with options  for renewals. Lease payments are scheduled to increase at varying intervals during the initial term of the leases. The following table summarizes the significant leased properties, major tenants and lease terms: F-14 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms Summary of Leased Properties, Major Tenants and Lease Terms Property Location Tenant Asset Description Date Acquired Initial Lease Term Renewal Option Current Monthly Rent Payments Grand Isle Gathering System Gulf of Mexico/Louisiana Energy XXI GIGS Services, LLC Approximately 137 miles of offshore pipeline with total capacity of 120 thousand Bbls/d, including a 16-acre onshore terminal and saltwater disposal system. June 2015 11 years Equal to the lesser of 9-years or 75 percent of the remaining useful life 7/1/18 - 6/30/19: $2,860,917 7/1/19 - 6/30/20: $3,223,917 27 years Pinedale LGS Pinedale, WY Ultra Wyoming LGS, LLC Approximately 150 miles of pipelines and four central storage facilities. December 2012 15 years 5-year terms $1,812,307(1) 26 years Estimated Useful Life (1) Monthly rent payments increased to $1,844,748 beginning January 1, 2020. The Company also concluded that Omega's long-term contract with the Department of Defense ("DOD") to provide natural gas distribution to Fort Leonard Wood through Omega's pipeline distribution system on the military post meets the definition of a lease under ASC 842. Omega is the lessor in the contract and the lease is classified as an operating lease. The Company noted the non-lease component is the predominant component in the lease, and the timing and pattern of transfer of the lease component and the associated non-lease component are the same. As discussed in Note 2 ("Significant  Accounting Policies"), the Company elected  a practical expedient that allows lessors to not separate lease and related non-lease components if the non-lease components otherwise would be accounted for in accordance with the revenue standard under ASC 606. With the election of this practical expedient, the Company continues to account for the DOD contract under the revenue standard. In the second quarter of 2019, the Company started a system improvement project on Omega's pipeline distribution system, which is considered a "built to suit" transaction  under ASC 842. The system improvement project is a separate lease component and the DOD is deemed to control the system improvement due to certain  contract  provisions.  As  a  result,  the  Company  is  accounting  for  the  costs  of  the  system  improvement  as  a  financing  arrangement,  which  is  included  in accounts and other receivables in the Consolidated Balance Sheets. The margin the Company earns on the system improvement project is a non-lease component accounted for under the revenue standard. Refer to Note 2 ("Significant Accounting Policies") for further details. The future contracted minimum rental receipts for all leases as of December 31, 2019, are as follows: Future Minimum Lease Receipts Year Ending December 31, 2020 2021 2022 2023 2024 Thereafter Total Amount 65,772,473 71,734,473 70,711,973 67,663,973 65,874,973 129,321,920 471,079,785 $ $ The table below displays the Company's individually significant leases as a percentage of total leased properties and total lease revenues for the periods presented: Pinedale LGS (2) Grand Isle Gathering System Portland Terminal Facility (3) As a Percentage of (1) Leased Properties As of December 31, Lease Revenues For the Years Ended December 31, 2019 2018 2019 2018 2017 44.4%   55.3%   —%   44.5%   55.2%   —%   39.2%   60.6%   —%   35.2%   55.9%   8.8%   31.2% 59.1% 9.6% (1) Insignificant leases are not presented; thus percentages may not sum to 100%. (2) Pinedale LGS lease revenues include variable rent of $4.6 million, $4.3 million and $587 thousand for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017, respectively. (3) On December 21, 2018, the Portland Terminal Facility was sold to Zenith Terminals, terminating the Portland Lease Agreement. F-15                     Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms The following table reflects the depreciation and amortization included in the accompanying Consolidated Statements of Income associated with the Company's leases and leased properties: Depreciation Expense GIGS Pinedale Portland Terminal Facility (1) United Property Systems Total Depreciation Expense Amortization Expense - Deferred Lease Costs GIGS Pinedale Total Amortization Expense - Deferred Lease Costs ARO Accretion Expense GIGS $ $ $ $ $ For the Years Ended December 31, 2019 2018 2017 9,763,163   $ 8,869,440   —   39,117   18,671,720   $ 10,836,590   $ 8,869,440   1,243,769   36,662   20,986,461   $ 9,754,596 8,869,440 1,275,660 36,298 19,935,994 30,564   $ 61,368   91,932   $ 443,969   $ 443,969   $ 30,564   $ 61,368   91,932   $ 499,562   $ 499,562   $ 30,564 61,368 91,932 663,065 663,065 Total ARO Accretion Expense (1) On December 21, 2018, the Portland Terminal Facility was sold to Zenith Terminals, terminating the Portland Lease Agreement. $ The following table reflects the deferred costs that are included in the accompanying Consolidated Balance Sheets associated with the Company's leased properties: Net Deferred Lease Costs GIGS Pinedale Total Deferred Lease Costs, net TENANT INFORMATION December 31, 2019 December 31, 2018 $ $ 198,755   $ 488,981   687,736   $ 229,319 550,349 779,668 Substantially  all  of  the  lease  tenants'  financial  results  are  driven  by  exploiting  naturally  occurring  oil  and  natural  gas  hydrocarbon  deposits  beneath  the  Earth's surface.  As  a  result,  the  tenants'  financial  results  are  highly  dependent  on  the  performance  of  the  oil  and  natural  gas  industry,  which  is  highly  competitive  and subject to volatility. During the terms of the leases, management monitors the credit quality of its tenants by reviewing their published credit ratings, if available, reviewing  publicly  available  financial  statements,  or  reviewing  financial  or  other  operating  statements,  monitoring  news  reports  regarding  the  tenants  and  their respective businesses and monitoring the timeliness of lease payments and the performance of other financial covenants under their leases. Ultra Petroleum On March 14, 2017, the bankruptcy court issued an order confirming its plan of reorganization  and on April 12, 2017, UPL emerged from bankruptcy. UPL is currently subject to the reporting requirements under the Exchange Act and is required to file with the SEC annual reports containing audited financial statements and quarterly reports containing unaudited financial statements. Its SEC filings can be found at www.sec.gov. Its common stock traded on the NASDAQ under the symbol  UPL  until  August  8,  2019  at  which  time  it  commenced  trading  on  the  OTCQX  marketplace  under  the  symbol  UPLC.  The  Company  makes  no representation as to the accuracy or completeness of the audited and unaudited financial statements of UPL but has no reason to doubt the accuracy or completeness of such information. In addition, UPL has no duty, contractual or otherwise, to advise the Company of any events that might have occurred subsequent to the date of such financial statements which could affect the significance or accuracy of such information. None of the information in the public reports of UPL that are filed with the SEC is incorporated by reference into, or in any way form, a part of this filing. Energy Gulf Coast/Cox Oil Prior to October 29, 2018, EGC was subject to the reporting requirements of the Exchange Act and was required to file with the SEC annual reports containing audited financial statements and quarterly reports containing unaudited financial statements. So long as EGC remained a public reporting company, the Grand Isle Lease  Agreement  provided  this  requirement  was  fulfilled  by  EGC  making  its  financial  statements  and  reports  publicly  available  through  the  SEC’s  EDGAR system, in lieu of delivering such information directly to the Company. On October 18, 2018, EGC was acquired by an affiliate of privately-held Cox Oil. Upon the filing by EGC of a Form 15 with the SEC on October 29, 2018, EGC's SEC reporting obligations were suspended and it ceased to file such reports. F-16                                                 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms The Company believes the terms of the Grand Isle Lease Agreement require copies of certain financial statement information be provided that the Company is required to file pursuant to SEC Regulation S-X, as described in Section 2340 of the SEC Financial Reporting Manual. When EGC's financial information ceased to be publicly available, the Company encouraged officials of EGC and Cox Oil and, through Company counsel, the legal counsel to such entities, to satisfy their obligations under the Grand Isle Lease Agreement to provide the required information to the Company for inclusion in its SEC reports. To date, EGC and Cox Oil have refused to fulfill these obligations. The Company sought to enforce the obligations of EGC and Cox Oil and obtained a temporary restraining order ("TRO") from a Texas state court, mandating that they deliver the required EGC financial statements for the year ended December 31, 2018. The TRO was stayed pending an appeal by EGC and Cox Oil and, pursuant to its own terms, had lapsed by the time that appeal was denied on January 6, 2020. The case has been remanded to the trial court for further proceedings. The Company is requesting a hearing for as early in April 2020 as possible to obtain a temporary injunction mandating our tenant deliver the required financial statements, and will continue to pursue all viable options to obtain and file the necessary financial statements. The Company expects  to  file  the  financial  statement  information  that  is  required  by  Regulation  S-X  by  amendment  to  its  Annual  Reports  on  Form  10-K  for  the  years  ended December 31, 2018 and 2019, once such information is made available in accordance with the terms of the lease. EGC's  SEC  filings  prior  to  October  29,  2018  can  be  found  at  www.sec.gov.  The  Company  makes  no  representation  as  to  the  accuracy  or  completeness  of  the audited and unaudited financial statements of EGC but has no reason to doubt the accuracy or completeness of such information. In addition, EGC has no duty, contractual or otherwise, to advise the Company of any events that might have occurred subsequent to the date of such financial statements which could affect the significance or accuracy of such information. None of the information in the public reports of EGC that are filed with the SEC is incorporated by reference into, or in any way form, a part of this filing. Sale of the Portland Terminal Facility On  December  21,  2018,  the  Company  entered  into  a  Purchase  and  Sale  Agreement  with  Zenith  Energy  Terminals  Holdings,  LLC  ("Zenith  Terminals"),  the Company's  tenant  under  the  Portland  Lease  Agreement,  to  sell  the  Portland  Terminal  Facility  and  remaining  interest  in  the  Joliet  Terminal  ("Joliet")  for  an aggregate consideration of $61.0 million, net of transaction costs. Of the negotiated sale price of $61.0 million, approximately $56.0 million was paid in cash at closing, with the balance of $5.0 million in a promissory note, which was paid on January 7, 2019. The sale of the Portland Terminal Facility effectively terminated the Portland Lease Agreement, dated January 14, 2014, between the Company and Zenith Terminals. The consideration was allocated to the Portland Terminal Facility ($60.6 million) and Joliet ($0.4 million) based on fair value information utilized in negotiating the transaction. As of December 21, 2018, the Portland Terminal Facility had a carrying value of $45.7 million. The sale of the Portland Terminal Facility resulted in a gain on sale of leased asset of approximately $11.7 million, net of deferred rent receivable of approximately $3.2 million. Prior to the sale of the Joliet interest, the equity interest was valued at its transacted value of $1.2 million from the required reinvestment during the Arc Logistics merger with Zenith in December 2017. The sale of the Joliet interest resulted in a realized loss on other equity securities of approximately $715 thousand. Both the gain on sale of leased asset, net and the realized loss on other equity securities are included as items in other income (expense) in the Consolidated Statements of Income for the year ended December 31, 2018. Refer to Note 10 ("Fair Value") for additional information on the sale of the interest in Joliet. Acquisition of Pinedale LGS Non-Controlling Interest On December 29, 2017, Pinedale LP I, a wholly-owned subsidiary of the Company, purchased Prudential's 18.95 percent non-controlling equity interest in Pinedale LP for considerations of approximately $32.9 million. The carrying value of Prudential's non-controlling interest at the transaction date was $27.3 million. As the transaction resulted in an increase in the Company's interest in Pinedale LP, but not a change in control, the purchase was accounted for as an equity transaction. The  difference  between  the  fair  value  of  the  purchase  consideration  and  the  carrying  value  of  the  non-controlling  interest  of  $5.6  million was  recognized  in additional  paid-in-capital  and  attributable  to  the  Company.  Upon  closing  the  transaction,  the  Company  indirectly  owns  100 percent of  Pinedale  LP  through  its wholly-owned subsidiaries Pinedale GP and Pinedale LP I and there is no longer a noncontrolling interest in the Company's consolidated financial statements. LESSEE - LEASED PROPERTIES The Company's operating subsidiaries currently lease single-use office space and equipment with remaining lease terms of less than one year, some of which may include  renewal  options.  These  leases  are  classified  as  operating  leases  and  immaterial  to  the consolidated  financial  statements.  The  Company recognizes  lease expense in the Consolidated Statements of Income on a straight-line basis over the remaining lease term. In accordance with ASC 842 transition disclosure requirements, the cumulative effect of changes made to the Consolidated Balance Sheets as of January 1, 2019 for the adoption of ASC 842 were as follows: F-17 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms Balance Sheet Balance at December 31, 2018 Adjustments Due to ASC 842 Balance at January 1, 2019 Assets Prepaid expenses and other assets Liabilities Accounts payable and other accrued liabilities Equity Retained earnings 4. TRANSPORTATION AND DISTRIBUTION REVENUE   $ 668,584   $ 74,534   $ 743,118 3,493,490   74,534   3,568,024 9,147,701   —   9,147,701 The Company's contracts related to transportation and distribution revenue are primarily comprised of a mix of natural gas supply, transportation and distribution performance obligations, as well as limited performance obligations related to system maintenance and improvement. Refer to Note 2 ("Significant Accounting Policies") for additional details on the Company's revenue recognition guidance under ASC 606. Based on a downward revision of the rate during the Company's contract with Spire, ASC 606 requires the Company to record the contractual transaction price, and therefore  aggregate  revenue,  from  the  contract  ratably  over  the  term  of  the  contract.  Accordingly,  on  January  1,  2018,  the  Company  recorded  a  cumulative adjustment  to  recognize  a  contract  liability  of  approximately  $3.3 million, and  a  corresponding  reduction  to  beginning  equity  (net  of deferred  tax  impact).  The adjustment reflects the difference in amounts previously recognized as invoiced, versus cumulative revenues earned under the contract on a straight-line basis in accordance with ASC 606, as of the date of adoption. The contract liability continued to accumulate additional unrecognized performance obligations at a rate of approximately $992 thousand per quarter  until  the contractual  rate  decrease  took effect  in November  2018. Following the rate  decline,  recognized  performance obligations exceeded amounts invoiced and the contract liability began to decline at a rate of approximately $138 thousand per quarter and will continue to decline at the same rate through the end of the contract in October 2030. As of December 31, 2019, the revenue allocated to the remaining performance obligation under this contract is approximately $58.1 million. The table below summarizes the Company's contract liability balance related to its transportation and distribution revenue contracts as of December 31, 2019 and 2018: Beginning Balance January 1 Cumulative Transition Adjustment Upon Adoption of ASC 606 Unrecognized Performance Obligations Recognized Performance Obligations Ending Balance December 31 (1) The contract liability balance is included in unearned revenue in the Consolidated Balance Sheets. Contract Liability(1) December 31, 2019 December 31, 2018 $ $ 6,522,354   $ —   887,916   (559,480)   6,850,790   $ — 3,307,109 3,307,109 (91,864) 6,522,354 The  Company's  contract  asset  balance  was  $206 thousand and  $181 thousand as  of  December  31,  2019 and  2018,  respectively.  The  contract  asset  balance  is included in prepaid expenses and other assets in the Consolidated Balance Sheets. The following is a breakout of the Company's transportation and distribution revenue for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017: Natural gas transportation contracts Natural gas distribution contracts 5. FINANCING NOTES RECEIVABLE Four Wood Financing Note Receivable For the Years Ended December 31, 2019 2018 2017 67.8%   25.5%   64.3%   26.8%   71.5% 20.4% On December 31, 2014, Four Wood Corridor entered into loan agreements with SWD Enterprises, which were placed on non-accrual status during the first quarter of 2016. On December 12, 2018, Four Wood Corridor granted SWD Enterprises approval to sell real and personal property that provide saltwater disposal services for  the  oil  and  natural  gas  industry  to  Compass  SWD,  LLC  ("Compass  SWD")  in  exchange  for  Compass  SWD  executing  a  loan  agreement  with  Four  Wood Corridor for $1.3 million (the "Compass REIT F-18                                                                 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms Loan") and approximately $237 thousand in cash consideration, net of costs facilitating the close. The Compass REIT Loan was scheduled to mature on June 15, 2019 with interest accruing on the outstanding principal at an annual rate of LIBOR plus 6 percent. As a result of the transaction, SWD Enterprises was released from their loan agreements, and the Company recognized a provision for loan gain of $37 thousand in the Consolidated Statements of Income for the year ended December 31, 2018. On June 12, 2019, Four Wood Corridor entered into an amended and restated Compass REIT Loan. The amended note has a two-year term maturing on June 30, 2021  with  monthly  principal  payments  of  approximately  $11 thousand and  interest  accruing  on  the  outstanding  principal  at  an  annual  rate  of  8.5 percent. The amended and restated Compass REIT Loan is secured by real and personal property that provides saltwater disposal services for the oil and natural gas industry and pledged ownership interests of Compass SWD members. As of December 31, 2019 and December 31, 2018, the Compass REIT Loan was valued at $1.2 million and $1.3 million, respectively. 6. INCOME TAXES Deferred  income  taxes  reflect  the  net  tax  effect  of  temporary  differences  between  the  carrying  amount  of  assets  and  liabilities  for  financial  reporting  and  tax purposes. Components of the Company's deferred tax assets and liabilities as of December 31, 2019 and 2018, are as follows: Deferred Tax Assets and Liabilities December 31, 2019 December 31, 2018 Deferred Tax Assets: Deferred contract revenue Net operating loss carryforwards Loan loss provision Accrued liabilities Capital loss carryforward Other Sub-total Valuation allowance Sub-total Deferred Tax Liabilities: Cost recovery of leased and fixed assets Other Sub-total Total net deferred tax asset $ $ $ $ $ $ 1,529,473   $ 5,622,052   —   424,604   104,595   6,184   7,686,908   $ (104,595)   7,582,313   $ (2,953,319)   $ (35,433)   (2,988,752)   $ 4,593,561   $ 1,691,899 5,424,671 263,508 83,325 — 12,370 7,475,773 — 7,475,773 (2,508,547) (19,023) (2,527,570) 4,948,203 As of December 31, 2019, the total deferred tax assets and liabilities presented above relate to the Company's TRSs. The Company recognizes the tax benefits of uncertain tax positions only when the position is "more likely than not" to be sustained upon examination by the tax authorities based on the technical merits of the tax position. The Company's policy is to record interest and penalties on uncertain tax positions as part of tax expense. Tax years subsequent to the year ended December 31, 2015, remain open to examination by federal and state tax authorities. For  the  year  ending  December  31,  2019,  the  Company  generated  a  capital  loss  carryforward  resulting  from  the  liquidation  of  Lightfoot.  The  amount  of  the carryforward for tax purposes was approximately $500 thousand, and if not utilized, this carryforward will expire as of December 31, 2024. Management assessed the available evidence and determined that it is more likely than not that the capital loss carryforward will not be utilized prior to expiration. Due to the uncertainty of realizing this deferred tax asset, a valuation allowance of $105 thousand was recorded equal to the amount of the tax benefit of this carryforward at December 31,  2019.  In  the  future,  if  the  Company  concludes,  based  on  existence  of  sufficient  evidence,  that  it  should  realize  more  or  less  of  its  deferred  tax  assets,  the valuation allowance will be adjusted accordingly in the period such conclusion is made. The Tax Cuts and Jobs Act (the "2017 Tax Act") was enacted on December 22, 2017. The 2017 Tax Act reduced the US federal corporate tax rate from 35 percent to 21 percent. The 2017 Tax Act also repealed the alternative minimum tax for corporations. In December 2018, the Company completed its accounting for the tax effects of enactment of the 2017 Tax Act as allowed under SEC Staff Accounting Bulletin 118. The Company remeasured deferred tax assets and liabilities based on the updated rates at which they are expected to reverse in the future, which resulted in a $1.3 million transition adjustment that reduced net deferred tax assets. One of the Company's TRSs qualifies for the regulated utility and real property business exceptions under the new proposed treasury regulations for Section 163(j). Therefore, previously disqualified interest from years prior to 2018 was deducted and resulted in a reclassification from other deferred tax assets to deferred tax assets for net operating loss carryforwards during the year ended F-19                 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms December 31, 2018. Refer to additional discussion of the Company's net operating loss carryforwards below. The Company will continue to assess the impact of new tax legislation, as well as any future regulations and updates provided by the tax authorities. Total  income  tax  expense  (benefit)  differs  from  the  amount  computed  by  applying  the  federal  statutory  income  tax  rate  of  21  percent for  the  years  ended December  31,  2019 and  December  31,  2018 and  35 percent for  the  year  ended  December  31,  2017,  to  income  or  loss  from  operations  and  other  income  and expense for the years presented, as follows: Income Tax Expense (Benefit) Application of statutory income tax rate State income taxes, net of federal tax benefit Income of Real Estate Investment Trust not subject to tax Tax reform impact Other Total income tax expense (benefit) For the Years Ended December 31, 2019 904,111   $ 409,839   (941,900)   —   (137,432)   234,618   $ 2018 8,671,562   $ (583,186)   (10,339,520)   —   (167,582)   (2,418,726)   $ 2017 12,231,838 352,708 (11,975,853) 1,262,444 474,181 2,345,318 $ $ Total income taxes are computed by applying the federal statutory rate of 21 percent plus a blended state income tax rate. Corridor Public and Corridor Private had a blended state rate of approximately 5.53 percent and 3.78 percent for the years ended December 31, 2018 and 2017, respectively. In the first quarter of 2019, the state rate for Corridor Public and Corridor Private was adjusted to zero for current and future state liabilities. The decrease in the state rate was the result of the 2018  sale  or  disposition  of  assets  within  the  investments  held  by  Corridor  Private.  CorEnergy  BBWS  had  a  blended  state  income  tax  rate  of  approximately  5 percent for the years ended December 31, 2019 and 2018 due to its operations in Missouri. CorEnergy BBWS did not record a provision for state income taxes for the year ended December 31, 2017 because it only operated in Wyoming, which does not have state income tax. Because Corridor MoGas primarily only operates in the state of Missouri, a blended state income tax rate of 5 percent was used for the operation of the TRS for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017. For CorEnergy BBWS and Corridor MoGas, the blended state rate includes the enacted decrease in the Missouri state income tax rate effective in 2020. As a result of the decreased rate, additional deferred state income taxes of $315 thousand resulting from the application of the newly enacted rate to existing deferred balances was recorded in the first quarter of 2019. Prior to its reorganization to a QRS at the end of 2017, Mowood Corridor, Inc. had a blended state income tax rate of 5 percent for the year ended December 31, 2017. For the  years  ended  December 31, 2019, 2018 and  2017, all of the income tax expense (benefit) presented above relates to the assets and activities  held in the Company's TRSs. The components of income tax expense (benefit) include the following for the periods presented: Components of Income Tax Expense (Benefit) Current tax expense (benefit) Federal State (net of federal tax benefit) Total current tax expense (benefit) Deferred tax expense (benefit) Federal State (net of federal tax benefit) Total deferred tax expense (benefit) Total income tax expense (benefit), net For the Years Ended December 31, 2019 2018 2017 $ $ $ $ $ (159,381)   $ 39,357   (120,024)   $ (15,840)   $ 370,482   354,642   $ 234,618   $ (413,248)   $ (172,138)   (585,386)   $ (1,422,292)   $ (411,048)   (1,833,340)   $ (2,418,726)   $ 2,498,363 333,295 2,831,658 (505,753) 19,413 (486,340) 2,345,318 As of December 31, 2019 and 2018, the TRSs had a cumulative net operating loss of $23.5 million and $17.1 million, respectively. Net operating losses of $19.8 million generated during the years ended December 31, 2019 and 2018 may be carried forward indefinitely, subject to limitation. Net operating losses generated for years prior to December 31, 2018 may be carried forward for 20 years. If not utilized, the net operating loss will expire as follows: $328 thousand, $176 thousand, $1.2 million and $2.0 million in the years ending December 31, 2034, 2035, 2036 and 2037, respectively. F-20                                     Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms The aggregate cost of securities for federal income tax purposes and securities with unrealized appreciation and depreciation, were as follows: Aggregate Cost of Securities for Income Tax Purposes Aggregate cost for federal income tax purposes Gross unrealized appreciation Gross unrealized depreciation Net unrealized appreciation December 31, 2019 December 31, 2018 345,241   $ 408,051 —   —   —   $ — — — $ $ The Company provides the following tax information to its common stockholders pertaining to the character of distributions paid during tax years 2019, 2018 and 2017. For a common stockholder that received all distributions in cash during 2019, 65.1 percent will be treated as ordinary dividend income, 32.9 percent will be treated as return of capital and 2.0 percent will be treated as capital gain distributions. Of the ordinary dividend income, none will be treated as qualified dividend income  for  a  non-corporate  taxpayer;  all  of  the  ordinary  dividend  income  may  be  taken  into  account  on  an  individual's  section  199A  deduction,  subject  to  the applicable holding period. Of the capital gain distribution, 100.0 percent is subject to a maximum 20 percent federal income tax rate. The per share characterization by quarter is reflected in the following tables: 2019 Common Stock Tax Information Record Date   Ex-Dividend Date   Payable Date   Total Distribution per Share Total Ordinary Dividends Qualified Dividends Capital Gain Distributions Nondividend Distributions Section 199A Dividends 2/14/2019 5/17/2019 8/16/2019 2/13/2019 5/16/2019 8/15/2019   $ 2/28/2019 5/31/2019 8/30/2019 11/15/2019 11/14/2019 11/29/2019 Total 2019 Distributions   $ 0.7500   $ 0.7500   0.7500   0.7500   3.0000   $ 0.5803   $ 0.4578   0.4578   0.4578   1.9537   $ —   $ —   —   —   —   $ 0.0156   $ 0.0150   0.0150   0.0150   0.0606   $ 0.1541   $ 0.2772   0.2772   0.2772   0.9857   $ 0.5803 0.4578 0.4578 0.4578 1.9537 2018 Common Stock Tax Information Record Date   Ex-Dividend Date   Payable Date   Total Distribution per Share Total Ordinary Dividends Qualified Dividends Capital Gain Distributions Unrecaptured Section 1250 Gain Section 199A Dividends 2/14/2018 5/17/2018 8/17/2018 2/13/2018 5/16/2018 8/16/2018   $ 2/28/2018 5/31/2018 8/31/2018 11/15/2018 11/14/2018 11/30/2018 Total 2018 Distributions   $ 0.7500   $ 0.7500   0.7500   0.7500   3.0000   $ 0.5346   $ 0.5346   0.5346   0.5346   2.1384   $ —   $ —   —   —   —   $ 0.2154   $ 0.2154   0.2154   0.2154   0.8616   $ 0.1007   $ 0.1007   0.1007   0.1007   0.4028   $ 0.5346 0.5346 0.5346 0.5346 2.1384 Ex-Dividend Date   Payable Date   Total Distribution per Share Total Ordinary Dividends Qualified Dividends Capital Gain Distributions Nondividend Distributions 2017 Common Stock Tax Information Record Date 2/13/2017 5/16/2017 8/17/2017 2/9/2017 5/12/2017 8/15/2017   $ 2/28/2017 5/31/2017 8/31/2017 11/15/2017 11/14/2017 11/30/2017 Total 2017 Distributions   $ 0.7500   $ 0.7500   0.7500   0.7500   3.0000   $ 0.5925   $ 0.5925   0.5925   0.5925   2.3700   $ 0.0785   $ 0.0785   0.0785   0.0785   0.3140   $ —   $ —   —   —   —   $ 0.1575 0.1575 0.1575 0.1575 0.6300 The Company provides the following tax information to its preferred stockholders pertaining to the character of distributions paid during the 2019, 2018 and 2017 tax years. For a preferred stockholder that received all distributions in cash during 2019, 96.9 percent will be treated as ordinary dividend income,  none will be treated as return of capital and 3.1 percent will be treated as capital gain distributions. Of the ordinary dividend income, none will be treated as qualified dividend income  for  a  non-corporate  taxpayer;  all  of  the  ordinary  dividend  income  may  be  taken  into  account  on  an  individual's  section  199A  deduction,  subject  to  the applicable holding period. Of the capital gain distribution, 100.0 percent is subject to a maximum 20 percent federal income tax rate. The per share characterization by quarter is reflected in the following tables: F-21                                                                                                     Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms Record Date   Ex-Dividend Date   Payable Date   2/14/2019 2/13/2019 2/28/2019   $ 5/17/2019 5/16/2019 5/31/2019 8/16/2019 8/15/2019 8/30/2019 11/15/2019 11/14/2019 11/29/2019 Total 2019 Distributions   $ 2019 Preferred Stock Tax Information Total Distribution per Share Total Ordinary Dividends Qualified Dividends Capital Gain Distributions Nondividend Distributions Section 199A Dividends 0.4609   $ 0.4609   0.4609   0.4609   1.8436   $ 0.4483   $ 0.4463   0.4463   0.4463   1.7872   $ —   $ —   —   —   —   $ 0.0126   $ 0.0146   0.0146   0.0146   0.0564   $ —   $ —   —   —   —   $ 0.4483 0.4463 0.4463 0.4463 1.7872 2018 Preferred Stock Tax Information Record Date   Ex-Dividend Date   Payable Date   Total Distribution per Share Total Ordinary Dividends Qualified Dividends Capital Gain Distributions Unrecaptured Section 1250 Gain Section 199A Dividends 2/14/2018 5/17/2018 8/17/2018 2/13/2018 5/16/2018 8/16/2018   $ 2/28/2018 5/31/2018 8/31/2018 11/15/2018 11/14/2018 11/30/2018 Total 2018 Distributions   $ 0.4609   $ 0.4609   0.4609   0.4609   1.8436   $ 0.3285   $ 0.3285   0.3285   0.3285   1.3140   $ —   $ —   —   —   —   $ 0.1324   $ 0.1324   0.1324   0.1324   0.5296   $ 0.0619   $ 0.0619   0.0619   0.0619   0.2476   $ 0.3285 0.3285 0.3285 0.3285 1.3140 2017 Preferred Stock Tax Information Record Date Ex-Dividend Date   Payable Date   Total Distribution per Share Total Ordinary Dividends Qualified Dividends Capital Gain Distributions Nondividend Distributions 02/13/2017 2/9/2017 05/16/2017 5/12/2017 8/17/2017 8/15/2017   $ 2/28/2017 5/31/2017 8/31/2017 11/15/2017 11/14/2017 11/30/2017 Total 2017 Distributions   $ 0.4609   $ 0.4609   0.4609   0.4609   1.8436   $ 0.4609   $ 0.4609   0.4609   0.4609   1.8436   $ 0.0611   $ 0.0611   0.0611   0.0611   0.2444   $ —   $ —   —   —   —   $ — — — — — The Company elected, effective for the 2013 tax year, to be treated as a REIT for federal income tax purposes. The Company's REIT election, assuming continued compliance with the applicable tests, will continue in effect for subsequent tax years. The Company satisfied the annual income test and the quarterly asset tests necessary for us to qualify to be taxed as a REIT for 2019, 2018 and 2017. Distributions made during 2017 were treated as qualifying dividend income related to taxable dividends received from the Company's TRSs that were received and distributed in the same year. 7. PROPERTY AND EQUIPMENT Property and equipment consist of the following: Property and Equipment Land Natural gas pipeline Vehicles and trailers Office equipment and computers Gross property and equipment Less: accumulated depreciation Net property and equipment Depreciation expense was $3.4 million for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017, respectively. F-22 December 31, 2019 December 31, 2018 $ $ $ 605,070   $ 124,614,696   671,962   268,559   126,160,287   $ (19,304,610)   106,855,677   $ 580,000 124,306,175 696,164 268,559 125,850,898 (15,969,346) 109,881,552                                                                                                     Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms 8. CONCENTRATIONS The  Company  has  customer  concentrations  through  major  tenants  at  its  two significant  leased  properties  as  discussed  fully  in  Note  3  ("Leased  Properties  And Leases").  In  addition  to  these  lease  concentrations,  contracted  transportation  revenues  from  the  Company's  subsidiary,  MoGas,  to  its  largest  customer,  Spire (formally Laclede Gas Company), represented approximately 7 percent, 6 percent and 11 percent of consolidated revenues for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017, respectively. The Company's contracted transportation revenues with Spire beginning with the year ended December 31, 2018 were impacted by the adoption of ASC 606, which required the Company to record the contract with Spire on a straight-line basis and record a transition adjustment on January 1, 2018. Refer to Note 4 ("Transportation And Distribution Revenue") for additional details. 9. MANAGEMENT AGREEMENT The  Company  has  executed  a  Management  Agreement  with  Corridor  InfraTrust  Management,  LLC  ("Corridor"),  a  related  party.  Under  the  Management Agreement, Corridor (i) presents the Company with suitable acquisition opportunities consistent with the investment policies and objectives of the Company, (ii) is responsible for the day-to-day operations of the Company and (iii) performs such services and activities relating to the assets and operations of the Company as may be appropriate. The Management Agreement, which does not have a specific term and will remain in place unless terminated by the Company or Corridor in accordance  with  its  terms,  does  give  a  majority  of  the  stockholders  of  the  Company,  or  two-thirds  of  the  independent  directors,  the  ability  to  terminate  the agreement  for  any  reason  on  thirty (30)  days'  prior  written  notice,  so  long  as  that  notice  is  delivered  with  a  termination  payment  equal  to  three  times  the  base management fee and incentive fee paid to the manager in the last four quarters. The terms of the Management Agreement provide for a quarterly management fee to be paid to Corridor equal to 0.25 percent (1.00 percent annualized) of the value  of  the  Company's  Managed  Assets  as  of  the  end  of  each  quarter.  "Managed  Assets"  means  the  total  assets  of  the  Company  (including  any  securities receivables,  other  personal  property  or  real  property  purchased  with  or  attributable  to  any  borrowed  funds)  minus  (A)  the  initial  invested  value  of  all  non- controlling interests, (B) the value of any hedged derivative assets, (C) any prepaid expenses and (D) all of the accrued liabilities other than (1) deferred taxes and (2) debt entered into for the purpose of leverage. For purposes of the definition of Managed Assets, the Company's securities portfolio will be valued at then current market  value.  For  purposes  of  the  definition  of  Managed  Assets,  other  personal  property  and  real  property  assets  will  include  real  and  other  personal  property owned  and  the  assets  of  the  Company  invested,  directly  or  indirectly,  in  equity  interests  in  or  loans  secured  by  real  estate  or  personal  property  (including acquisition related costs and acquisition costs that may be allocated to intangibles or are unallocated), valued at the aggregate historical cost, before reserves for depreciation,  amortization,  impairment  charges  or  bad  debts  or  other  similar  noncash  reserves.  In  light  of  previous  provisions  for  loan  losses  on  certain  of  the Company's energy infrastructure financing investments, the Manager voluntarily recommended, and the Company agreed, that effective on and after the Company's March 31, 2016 balance sheet date, solely for the purpose of computing the value of the Company's Managed Assets in calculating the quarterly management fee under the terms of the Management Agreement, that portion of the Management Fee attributable to such loans shall be based on the estimated net realizable value of the loans, which shall not exceed the amount invested in the loans as of the end of the quarter for which the Management Fee is to be calculated. The Management Agreement also provides for payment of a quarterly incentive fee of 10 percent of the increase in distributions paid over a distribution threshold equal to $0.625 per share per quarter, and requires that at least half of any incentive fees that are paid be reinvested in the Company's common stock. The foregoing description  of  the  terms  of  the  May  1,  2015  Management  Agreement  is  qualified  in  its  entirety  by  reference  to  the  full  terms  of  such  agreement,  which  is incorporated by reference as an exhibit to this Report. During  the  years  ended  December 31, 2019 and  2017,  the  Company  and  the  Manager  agreed  to  the  following  modifications  to  the  fee  arrangements  described above: • • • • During  the  year  ended  December  31,  2017,  the  Manager  voluntarily  recommended,  and  the  Company  agreed,  that  the  Manager  would  waive  $100 thousand of the total  $595 thousand incentive fee that would otherwise be payable under the provisions of the Management Agreement with respect to dividends paid on the Company's common stock. In  order  to  ensure  equitable  application  of  the  quarterly  management  fee  provisions  of  the  Management  Agreement  for  the  acquisition  of  Prudential's minority limited partner interest in Pinedale LP, which closed on December 29, 2017, the Manager waived any incremental management fee due as of the end of the fourth quarter of 2017 based on the net impact of the Pinedale LP acquisition. During  the  year  ended  December  31,  2019,  the  Manager  voluntarily  recommended,  and  the  Company  agreed,  that  the  Manager  would  waive  $470 thousand of the total  $658 thousand incentive fee that would otherwise be payable under the provisions of the Management Agreement with respect to dividends paid on the Company's common stock. In  reviewing  the  application  of  the  quarterly  management  fee  provisions  of  the  Management  Agreement  to  the  net  proceeds  received  during  the  third quarter of 2019 from the offering of 5.875% Convertible Notes, which closed on August 12, 2019, F-23 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms the Manager waived any incremental management fee due as of the end of the third and fourth quarters of 2019 based on such proceeds (other than the cash portion of such proceeds that was utilized in connection with the exchange of the Company’s 7.00% Convertible Notes). Fees  incurred  under  the  Management  Agreement  for  the  years  ended  December  31,  2019,  2018 and  2017 were  $6.8  million,  $7.6  million and  $7.2  million, respectively, and are reported in the General and Administrative line item on the Consolidated Statements of Income. The  Company  pays  Corridor,  as  the  Company's  Administrator  pursuant  to  an  Administrative  Agreement,  an  administrative  fee  equal  to  an  annual  rate  of  0.04 percent of the value of the Company's Managed Assets, with a minimum annual fee of  $30 thousand. Fees incurred under the Administrative Agreement for the years  ended  December  31,  2019,  2018 and  2017 were  $264  thousand,  $280  thousand and  $269  thousand,  respectively,  and  are  reported  in  the  General  and Administrative line item on the Consolidated Statements of Income. 10. FAIR VALUE As a result of the sale or disposition of the Company's equity securities in 2018, there are no assets or liabilities measured at fair value on a recurring basis as of December 31, 2019 and 2018. The changes for all Level 3 securities measured at fair value on a recurring basis using significant unobservable inputs for the year ended December 31, 2018, are as follows: For the Year Ended 2018 Fair Value Beginning Balance Other equity securities   $   $ Total 2,958,315   $ 2,958,315   $ Level 3 Rollforward Acquisitions Disposals Total Realized and Unrealized Losses Included in Net Income   Return of Capital Adjustments Impacting Cost Basis of Securities Fair Value Ending Balance Changes in Unrealized Losses Included In Net Income, Relating to Securities Still Held —   $ —   $ (449,067)   $ (449,067)   $ (1,845,309)   $ (1,845,309)   $ (663,939)   $ (663,939)   $ —   $ —   $ — — The Company utilizes the beginning of reporting period method for determining transfers between levels. There were no transfers between levels 1, 2 or 3 for the years ended December 31, 2019 and 2018. Valuation Techniques and Unobservable Inputs The Company's other equity securities, which represent securities issued by private companies, were classified as Level 3 assets and the Company elected to report at fair value under the fair value option. Significant judgment was required in selecting the assumptions used to determine the fair values of these investments. Lightfoot The Company's Lightfoot investment consisted of a 6.6 percent and 1.5 percent equity interest in Lightfoot LP and Lightfoot GP, respectively. On December 21, 2017, Zenith closed its acquisition of Arc Logistics. Subsequent to closing of the transaction, the Company received $7.6 million in cash proceeds related to its pro rata portion of the sale proceeds of Lightfoot, including proceeds related to Arc Logistics common units, the unconditional interest in Gulf LNG and membership interests in Arc Logistics GP. Amounts received are net of approximately $1.2 million related to the Company's required reinvestment in Joliet. On March 1, 2016, an affiliate of Gulf LNG received a Notice of Disagreement and Disputed Statements and a Notice of Arbitration from Eni USA, one of the two companies that had entered into a terminal use agreement for capacity of the liquefied natural gas facility owned by Gulf LNG and its subsidiaries. On June 29, 2018, the arbitration panel delivered its award, and the panel's ruling calls for the termination of the agreement and Eni USA's payment of compensation to Gulf LNG. On September 25, 2018, Gulf LNG filed a lawsuit against Eni USA in the Delaware Court of Chancery to enforce the award. Further, on September 28, 2018, Gulf LNG filed a lawsuit against Eni S.p.A. in the Supreme Court of the State of New York in New York County to enforce a guarantee agreement entered by Eni S.p.A. in connection with the terminal use agreement. During the third quarter of 2018, the fair value of the Lightfoot investment was reduced to zero due to additional market information. In the fourth quarter of 2018, the Company received a distribution representing a return of capital totaling approximately $667 thousand due to the disposition of the remaining asset interest. The Company recognized a realized loss of $1.1 million for the year ended December 31, 2018. The loss is recorded in net realized and unrealized gain (loss) on other equity F-24             Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms securities in the Consolidated Statements of Income. During the fourth quarter of 2019, Lightfoot LP and Lightfoot GP were fully liquidated. Joliet On December 21, 2018, the Company sold its 0.6 percent interest in Joliet, along with the Portland Terminal Facility, to Zenith Terminals for approximately $446 thousand. The sale resulted in a realized loss on other equity securities of approximately $715 thousand included in net realized and unrealized gain (loss) on other equity securities in the Consolidated Statements of Income for the year ended December 31, 2018. The following section describes the valuation methodologies used by the Company for estimating fair value for financial instruments not recorded at fair value, but fair value is included for disclosure purposes only, as required under disclosure guidance related to the fair value of financial instruments. Cash and Cash Equivalents —  The  carrying  value  of  cash,  amounts  due  from  banks,  federal  funds  sold  and  securities  purchased  under  resale  agreements approximates fair value. Financing Notes Receivable — The financing notes receivable are valued on a non-recurring basis. The financing notes receivable are reviewed for impairment when events or changes in circumstances indicate that the carrying amount of such assets may not be recoverable. Financing notes with carrying values that are not expected to be recovered through future cash flows are written-down to their estimated net realizable value. Estimates of realizable value are determined based on unobservable inputs, including estimates of future cash flow generation and value of collateral underlying the notes. Secured Credit Facilities — The fair value of the Company's long-term variable-rate and fixed-rate debt under its secured credit facilities approximates carrying value. Unsecured Convertible Senior Notes — The fair value of the unsecured convertible senior notes is estimated using quoted market prices from either active (Level 1) or generally active (Level 2) markets. Financial Assets: Cash and cash equivalents Financing notes receivable (Note 5) Financial Liabilities: Secured credit facilities 7.00% Unsecured convertible senior notes 5.875% Unsecured convertible senior notes Carrying and Fair Value Amounts Level within Fair Value Hierarchy December 31, 2019 December 31, 2018 Carrying Amount (1) Fair Value Carrying Amount (1) Fair Value Level 1 Level 3 Level 2 Level 1 Level 2   $ 120,863,643   $ 120,863,643   $ 69,287,177   $ 69,287,177 1,235,000   1,235,000   1,300,000   1,300,000   $ 33,785,930   $ 33,785,930   $ 37,261,109   $ 37,261,109 2,084,178   2,820,832   112,777,271   119,378,982 116,239,318   122,508,000   —   — (1) The carrying value of debt balances are presented net of unamortized original issuance discount and debt issuance costs. F-25                                                       Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms 11. DEBT The following is a summary of debt facilities and balances as of December 31, 2019 and 2018: Total Commitment or Original Principal Quarterly Principal Payments December 31, 2019 December 31, 2018 Maturity Date Amount Outstanding Interest Rate Amount Outstanding Interest Rate CorEnergy Secured Credit Facility: CorEnergy Revolver MoGas Revolver Omega Line of Credit Pinedale Secured Credit Facility: Amended Pinedale Term Credit Facility 7.00% Unsecured Convertible Senior Notes 5.875% Unsecured Convertible Senior Notes Total Debt Less: Unamortized deferred financing costs (1) Unamortized discount on 7.00% Convertible Senior Notes Unamortized discount on 5.875% Convertible Senior Notes Long-term debt, net of deferred financing costs Debt due within one year $ 160,000,000   $ 1,000,000   1,500,000   —   —   —   7/28/2022   $ 7/28/2022   7/31/2020   —   —   —   4.51%   $ 4.51%   5.76%   —   —   —   41,000,000   115,000,000   120,000,000   882,000   —   —   12/29/2022   6/15/2020   8/15/2025   5.25% 5.25% 6.50% 6.50% 7.00% —% 33,944,000   2,092,000   120,000,000   156,036,000     6.50%   7.00%   5.875%   37,472,000   113,958,000   —     $ 151,430,000     635,351     6,681     3,284,542     152,109,426     5,612,178       $   $   $ 283,278     1,108,342     —     150,038,380     3,528,000       $   $   $   $ (1) Unamortized deferred financing costs related to the Company's revolving credit facilities are included in Deferred Costs in the Assets section of the Consolidated Balance Sheets. Refer to the "Deferred Financing Costs" paragraph below. CorEnergy Credit Facilities Prior to 2017, the Company had a credit facility with Regions Bank (as lender and administrative agent for the other participating lenders) providing borrowing capacity  of  $153.0 million,  consisting  of  (i)  the  CorEnergy  Revolver  of  $105.0 million,  (ii)  the  CorEnergy  Term  Loan  of  $45.0 million and  (iii)  the  MoGas Revolver of $3.0 million. On July 28, 2017, the Company entered  into  an amendment  and restatement  of the CorEnergy Credit  Facility  with Regions Bank (as lender  and administrative agent for other participating lenders). The amended facility provides for borrowing commitments of up to $161.0 million, consisting of (i) $160.0 million on the CorEnergy Revolver, subject to borrowing base limitations, and (ii) $1.0 million on the MoGas Revolver, as detailed below. The amended facility has 5-year term maturing on July 28, 2022, and provided for a springing maturity on February 28, 2020, and thereafter, if the Company failed to meet certain liquidity requirements from the springing maturity date through the maturity of the Company's 7.00% Convertible Notes on June 15, 2020. This springing maturity would have been triggered on the first date on or after February 28, 2020 that both (i) the outstanding principal amount of the 7.00% Convertible Notes exceeded $28,750,000 and (ii) the Company's unrestricted cash liquidity (including, for purposes of this calculation, the undrawn portion of the Borrowing Base then available for borrowing under the CorEnergy Credit Facility) was less than the sum of (x) the outstanding principal amount of the 7.00% Convertible Notes plus (y) $5,000,000. The Company will not trigger the springing maturity as a result of the 7.00% Convertible Note exchange completed in August of 2019, which reduced the outstanding principal balance of the 7.00% Convertible Notes below the springing maturity threshold. Refer to "Convertible Debt" section below for further details on convertible debt transactions during 2019. Borrowings under the credit facility will generally bear interest on the outstanding principal amount using a LIBOR pricing grid that is expected to equal a LIBOR rate plus an applicable margin of 2.75 percent to  3.75 percent, based on the Company's senior secured recourse leverage ratio. Total availability  is subject to a borrowing base. The CorEnergy Credit Facility contains, among other restrictions, certain financial covenants including the maintenance of certain financial ratios, as well as default and cross-default provisions customary for transactions of this nature (with applicable customary grace periods). As of December 31, 2019, the Company was in compliance with all covenants of the CorEnergy Credit Facility. The CorEnergy Credit Facility is secured by substantially all of the assets owned by the Company and its subsidiaries other than (i) the assets held by Mowood, LLC, Omega, Pinedale LP and Pinedale GP (the "Unrestricted Subs") and (ii) the equity investments in the Unrestricted Subs. F-26                                                                                                       Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms As of December 31, 2019, the Company had approximately $136.4 million and $1.0 million of availability under the CorEnergy Revolver and MoGas Revolver, respectively. MoGas Revolver In conjunction with the MoGas Transaction, MoGas and United Property Systems, as co-borrowers, entered into a revolving credit agreement dated November 24, 2014 ("the MoGas Revolver") with certain lenders, including Regions Bank as agent for such lenders. Following subsequent amendments and restatements made on July 8, 2015 and July 28, 2017, in connection with the amendments and restatements of the CorEnergy Credit Facility discussed above, commitments under the MoGas Revolver were reduced from the original level of $3.0 million to a current total of $1.0 million. The MoGas Revolver is secured by the assets held at MoGas and has a maturity date of July 28, 2022. Interest accrues under the MoGas Revolver at the same rate and pursuant to the same terms as it accrues under the CorEnergy Revolver. As of December 31, 2019, the co-borrowers were in compliance with all covenants, and there were no borrowings against the MoGas Revolver. Mowood/Omega Revolver On July 31, 2015, a $1.5 million revolving line of credit ("Mowood/Omega Revolver") was established with Regions Bank with a maturity date of July 31, 2016. Following  annual  extensions,  the  current  maturity  of  the  facility  has  been  amended  and  extended  to  July  31,  2020.  The  Mowood/Omega  Revolver  is  used  by Omega for working capital and general business purposes and is guaranteed and secured by the assets of Omega. Interest accrues at LIBOR plus 4 percent and is payable monthly in arrears with no unused fee. There was no outstanding balance at December 31, 2019. Amended Pinedale Term Credit Facility On  December  20,  2012,  Pinedale  LP  closed  on  a  $70.0 million secured  term  credit  facility  with  a  lender  that  provided  for  monthly  payments  of  principal  and interest and was secured by the Pinedale LGS. The credit facility accrued interest at a variable annual rate linked to LIBOR. On March 4, 2016, the Company obtained a consent from its lenders under the CorEnergy Credit Facility, which permitted the Company to utilize the CorEnergy Credit Facility to refinance the Company's pro rata share of the remaining balance of the Pinedale secured term credit facility. On March 30, 2016, the Company and Prudential (collectively, "the Refinancing Lenders"), refinanced the remaining $58.5 million principal balance of the $70.0 million credit facility (on a pro rata basis equal to their respective equity interests in Pinedale LP, with the Company's 81.05 percent share being approximately $47.4 million) and executed a series of agreements  assigning  the  credit  facility  to  the  Refinancing  Lenders,  with  CorEnergy  Infrastructure  Trust,  Inc.  as  Agent  for  the  Refinancing  Lenders.  The Company's portion of the debt and interest was eliminated in consolidation and Prudential's portion of the debt was shown as a related-party liability. Pinedale LP automatically entered into a Cash Control Period (as defined in the credit facility) with the Refinancing Lenders upon the April 29, 2016 bankruptcy filing by Ultra Wyoming and its parent guarantor, Ultra Petroleum. During a Cash Control Period, the Company as Agent swept all funds for the repayment of accrued interest, scheduled principal payments and principal prepayments on the loans. Ultra Petroleum emerged from bankruptcy in April 2017, resulting in the end of the Cash Control Period and, in May 2017, Pinedale LP resumed distributions. For the year ended December 31, 2017, pursuant to these additional cash sweep  provisions,  an  additional  $4.4  million was  distributed  (pro  rata,  based  on  ownership  percentages)  to  the  Refinancing  Lenders  as  a  reduction  to  the outstanding principal. On December 29, 2017, Pinedale LP entered into the Amended Pinedale Term Credit Facility with Prudential and a group of lenders affiliated with Prudential as the sole lenders and Prudential serving as administrative agent. Under the terms of the Amended Term Credit Facility, Pinedale LP was provided with a 5-year $41.0 million term loan facility, bearing interest at a fixed rate of  6.5 percent, which matures on December 29, 2022. Principal payments of $294 thousand, plus accrued interest, are payable monthly. The Amended Pinedale Term Credit Facility was utilized to pay off the balance due to the Refinancing Lenders under the previously existing Pinedale LP credit facility. Outstanding balances under the facility are secured by the Pinedale LGS assets. The Amended Pinedale Term Credit Facility contains, among other restrictions, specific  financial  covenants  including  the  maintenance  of  certain  financial  coverage  ratios  and  a  minimum  net  worth  requirement  which,  along  with  other provisions of the credit facility, limit cash dividends and loans by Pinedale LP to the Company. At December 31, 2019, the net assets of Pinedale LP were $131.5 million and Pinedale LP was in compliance with all of the financial covenants of the Amended Pinedale Term Credit Facility. F-27 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms Deferred Financing Costs A summary of deferred financing cost amortization expenses for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017 is as follows: Deferred Financing Cost Amortization Expense (1)(2) CorEnergy Credit Facility Amended Pinedale Term Credit Facility Total Deferred Debt Cost Amortization For the Years Ended December 31, 2019 2018 2017 $ $ 574,542   $ 52,821   627,363   $ 574,541   $ 52,728   627,269   $ 873,601 392 873,993 (1) Amortization of deferred debt issuance costs is included in interest expense in the Consolidated Statements of Income. (2) For the amount of deferred debt costs amortization relating to the Convertible Notes included in the Consolidated Statements of Income, refer to the Convertible Note Interest Expense table below. CorEnergy Credit Facilities Prior to the July 28, 2017 credit facility amendment and restatement, previously existing deferred financing costs related to the CorEnergy Credit Facility were approximately $1.8 million, of which approximately $1.6 million continue to be deferred and amortized under the amended and restated facility. Additionally, the Company incurred approximately $1.3 million in new debt issuance costs which have been deferred and are being amortized over the term of the new facility. The total  deferred  financing  costs  of  $2.9 million are  being  amortized  on  a  straight-line  basis  over  the  5-year  term  of  the  amended  and  restated  CorEnergy  Credit Facility. Approximately $234 thousand of existing deferred costs and new debt issuance costs were expensed as a loss on extinguishment of debt related to the amendment and restatement in the Consolidated Statements of Income for the year ended December 31, 2017. Amended Pinedale Term Credit Facility In connection with entering into the Amended Pinedale Term Credit Facility, Pinedale LP incurred approximately $367 thousand in new debt issuance costs, of which $264 thousand were  deferred  and  are  being  amortized  on  a  straight-line  basis  over  the  5-year  term  of  the  Amended  Pinedale  Term  Credit  Facility.  The remaining $103 thousand was expensed as a loss on extinguishment of debt in the Consolidated Statements of Income for the year ended December 31, 2017. Contractual Payments The remaining contractual principal payments as of December 31, 2019 under the Amended Pinedale Term Credit Facility are as follows: Year 2020 2021 2022 2023 2024 Thereafter Total Convertible Debt 7.00% Convertible Notes   $ Amended Pinedale Term Credit Facility 3,528,000 3,528,000 26,888,000 — — —   $ 33,944,000 On  June  29,  2015,  the  Company  completed  a  public  offering  of  $115.0 million aggregate  principal  amount  of  7.00% Convertible  Senior  Notes  Due  2020  (the "7.00% Convertible Notes"). The Convertible Notes mature on June 15, 2020 and bear interest at a rate of 7.0 percent per annum, payable semi-annually in arrears on June 15 and December 15 of each year, beginning on December 15, 2015. The 7.00% Convertible Notes were initially issued with an underwriters' discount of $3.7 million which is being amortized over the life of the 7.00% Convertible Notes.  Additionally,  the  Company  incurred  approximately  $241 thousand in  debt  issuance  costs  associated  with  the  7.00% Convertible  Notes  which  are  being amortized over the life of the notes. F-28                     Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms Holders may convert their 7.00% Convertible Notes into shares of the Company's common stock at their option until the close of business on the second scheduled trading  day  immediately  preceding  the  maturity  date.  The  initial  conversion  rate  for  the  7.00% Convertible Notes will be  30.3030 shares of common stock per $1,000 principal amount of the 7.00% Convertible Notes, equivalent to an initial conversion price of $33.00 per share of common stock. Such conversion rate will be subject to adjustment in certain events as specified in the Indenture. On May 23, 2016, the Company repurchased $1.0 million of its 7.00% Convertible Notes on the open market. During the year ended December 31, 2018, certain holders elected to convert approximately $42 thousand of 7.00% Convertible Notes for 1,271 shares of CorEnergy common stock. On  January  16,  2019,  the  Company  agreed  with  three  holders  of  its  7.00% Convertible  Notes,  pursuant  to  privately  negotiated  agreements,  to  exchange  $43.8 million face  amount  of  such  notes  for  an  aggregate  of  837,040 shares  of  the  Company's  common  stock,  par  value  $0.001 per  share,  plus  aggregate  cash consideration of $19.8 million, including $315 thousand of  interest  expense.  The  Company's  agent  and  lenders  under  the  CorEnergy  Credit  Facility  provided  a consent for the convertible note exchange. The Company recorded a loss on extinguishment of debt of approximately $5.0 million in the Consolidated Statements of Income for the first quarter of 2019. The loss on extinguishment of debt included the write-off of a portion of the underwriter's discount and deferred debt costs of $409 thousand and $27 thousand, respectively. On August 15, 2019, the Company used a portion of the net proceeds from the offering of the 5.875% Convertible Notes discussed further below, together with shares of its common stock, to exchange $63.9 million face amount of its 7.00% Convertible Notes pursuant to privately negotiated agreements with three holders. The total cash and stock consideration for the exchange was valued at approximately $93.2 million. This included an aggregate of 703,432 shares of common stock plus cash consideration of approximately $60.2 million, including $733 thousand of interest expense. The Company recorded a loss on extinguishment of debt of approximately $28.9 million in the Consolidated Statements of Income for the third quarter of 2019. The loss on extinguishment of debt included the write-off of a portion  of  the  underwriter's  discount  and  deferred  debt  costs  of  $360 thousand and  $24 thousand,  respectively.  Collectively,  for  the  two  exchange  transactions described above, the Company recorded a loss on extinguishment of debt of $34.0 million for the year ended December 31, 2019. Additionally, during the year ended December 31, 2019, certain holders elected to convert $4.2 million of  7.00% Convertible Notes for approximately  127,143 shares  of  common  stock,  respectively.  As  of  December  31,  2019,  the  Company  has  $2.1  million aggregate  principal  amount  of  7.00% Convertible  Notes outstanding. Subsequent to December 31, 2019, certain holders elected to convert $416 thousand of 7.00% Convertible Notes for approximately 12,605 shares of common stock. At the present time, the remaining 7.00% Convertible Notes may not be redeemed prior to the maturity date without the consent of the agent and lenders under the CorEnergy Credit Facility. However, upon the occurrence of a fundamental change (as defined in the Indenture), holders may require the Company to repurchase all or a portion of the 7.00% Convertible Notes for cash at a price equal to 100 percent of the principal amount of the 7.00% Convertible Notes to be purchased plus any accrued and unpaid interest, if any, to, but excluding, the applicable fundamental change repurchase date as prescribed in the Indenture. In addition, in certain circumstances the Company will increase the conversion rate for a holder that converts the 7.00% Convertible Notes in connection with any of a specified set of corporate events, each of which is deemed to constitute a make-whole adjustment event pursuant to the terms of the Indenture. The 7.00% Convertible Notes rank equal in right of payment to any other current and future unsecured obligations of the Company and senior in right of payment to any other current and future indebtedness of the Company that is contractually subordinated to the 7.00% Convertible Notes. The 7.00% Convertible Notes are structurally subordinated to all liabilities (including trade payables) of the Company's subsidiaries. The 7.00% Convertible Notes are effectively junior to all of the Company's existing or future secured debt, to the extent of the value of the collateral securing such debt. 5.875% Convertible Notes On August 12, 2019, the Company completed a private placement offering of $120.0 million aggregate principal amount of 5.875% Convertible Senior Notes due 2025 (the "5.875% Convertible Notes") to the initial purchasers of such notes for cash in reliance on an exemption from registration provided by Section 4(a)(2) of the  Securities  Act.  The  initial  purchasers  then  resold  the  5.875% Convertible  Notes  for  cash  equal  to  100 percent of  the  aggregate  principal  amount  thereof  to qualified institutional buyers, as defined in Rule 144A under the Securities Act, in reliance on an exemption from registration provided by Rule 144A. The 5.875% Convertible Notes mature on August 15, 2025 and bear interest at a rate of 5.875 percent per annum, payable semiannually in arrears on February 15 and August 15 of each year, beginning on February 15, 2020. F-29 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms The 5.875% Convertible Notes were issued with an initial purchasers' discount of $3.5 million, which is being amortized over the life of the notes. The Company also incurred approximately $508 thousand of deferred  debt costs in issuing the  5.875% Convertible  Notes, which are also being amortized  over the life of the notes. Holders may convert all or any portion of their 5.875% Convertible Notes into shares of the Company's common stock at their option at any time prior to the close of business on the business day immediately preceding the maturity date. The initial conversion rate for the 5.875% Convertible Notes is 20.0 shares of common stock per $1,000 principal amount of the 5.875% Convertible Notes, equivalent to an initial conversion price of $50.00 per share of the Company's common stock. Such conversion rate will be subject to adjustment in certain events as specified in the Indenture. Upon the occurrence of a make-whole fundamental change (as defined in the Indenture), holders may require the Company to repurchase for cash all or any portion of their 5.875% Convertible Notes at a fundamental change repurchase price equal to 100 percent of the principal amount of the 5.875% Convertible Notes to be repurchased, plus any accrued and unpaid interest, if any, to, but excluding, the fundamental change repurchase date as prescribed in the Indenture. Following the occurrence  of  a  make-  whole  fundamental  change,  or  if  the  Company  delivers  a  notice  of  redemption  (as  discussed  below),  the  Company  will,  in  certain circumstances,  increase  the  applicable  conversion  rate  for  a  holder  that  elects  to  convert  its  notes  in  connection  with  such  make-whole  fundamental  change  or notice of redemption. The Company may not redeem the 5.875% Convertible Notes prior to August 15, 2023. On or after August 15, 2023, the Company may redeem for cash all or part of the 5.875% Convertible Notes, at its option, if the last reported sale price of its common stock has been at least 125 percent of the conversion price then in effect for at least 20 trading days (whether or not consecutive) during any 30 consecutive trading day period (including the last trading day of such period) ending on, and including, the trading day immediately preceding the date on which the Company provides notice of redemption. The redemption price will equal 100 percent of the principal amount of the 5.875% Convertible Notes to be redeemed, plus accrued and unpaid interest to, but excluding, the redemption date. The 5.875% Convertible Notes rank equal in right of payment to any other current and future unsecured obligations, including the 7.00% Convertible Notes, of the Company and senior in right of payment to any other current and future indebtedness of the Company that is contractually subordinated to the 5.875% Convertible Notes.  The  5.875% Convertible  Notes  are  structurally  subordinated  to  all  liabilities  (including  trade  payables)  of  the  Company’s  subsidiaries.  The  5.875% Convertible Notes are effectively junior to all of the Company’s existing or future secured debt, to the extent of the value of the collateral securing such debt. The following is a summary of the impact of Convertible Notes on interest expense for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017: Convertible Note Interest Expense 7.00% Convertible Notes: Interest Expense Discount Amortization Deferred Debt Issuance Cost Amortization Total 7.00% Convertible Notes 5.875% Convertible Notes: Interest Expense Discount Amortization Deferred Debt Issuance Amortization Total 5.875% Convertible Notes Total Convertible Note Interest For the Years Ended December 31, 2019 2018 2017 3,354,178   $ 320,821   21,004   3,696,003   $ 7,979,118   $ 738,912   48,276   8,766,306   $ 7,980,000 738,912 48,276 8,767,188 2,722,083   $ 225,458   31,493   2,979,034   $ 6,675,037   $ —   $ —   —   —   $ 8,766,306   $ — — — — 8,767,188 $ $ $ $ $ Including the impact of the convertible debt discount and related deferred debt issuance costs, (i) the effective interest rate on the 7.00% Convertible Notes was approximately 7.7 percent for each of the years ended  December 31, 2019, 2018 and 2017 and (ii) the effective interest rate on the  5.875% Convertible Notes is approximately 6.4 percent for the year ended December 31, 2019. 12. ASSET RETIREMENT OBLIGATION A component  of  the  consideration  exchanged  to  purchase  the  GIGS assets  in  June  2015 was the  assumption  of the  seller's  asset  retirement  obligation  ("ARO") associated with such assets. The ARO represents the estimated costs of decommissioning the GIGS pipelines and onshore oil receiving and separation facilities in Grand Isle, Louisiana at retirement. The Company recognized the F-30                                         ARO at its estimated fair value on the date of acquisition with a corresponding ARO asset capitalized as part of the carrying amount of the related long-lived assets to be depreciated over the assets' remaining useful lives. The Company's tenant, EGC Tenant, has an ARO related to the platform which is currently attached to the GIGS pipelines. If in the future, EGC Tenant is unable to fulfill their obligation, the Company may be required to assume the liability for the related asset removal costs. In  periods  subsequent  to  the  initial  measurement  of  an  ARO,  the  Company  recognizes  changes  in  the  liability  resulting  from  (a)  the  passage  of  time  through accretion expense and (b) revisions to either the timing or the amount of the estimate of undiscounted cash flows based on periodic revaluations. Future expected cash flows are based on subjective estimates and assumptions, which inherently include significant uncertainties which are beyond the Company's control. These assumptions represent  Level 3 inputs in the fair value hierarchy.  The Company has no assets that are legally  restricted  for purposes of settling  asset retirement obligations. In December 2019 and 2018, the Company revised its estimates to reflect a decrease in (i) average marketplace rates for labor and other costs, (ii) for the expected timing of work and for (iii) recent decommissioning estimates. During the fourth quarter of 2018, the Company decommissioned a segment of the GIGS pipeline system.  The  Company  incurred  decommissioning  costs  of  approximately  $939  thousand compared  to  the  estimated  segment  ARO  liability  of  $628  thousand resulting in a loss on settlement of ARO of $311 thousand. The loss on settlement of ARO is recorded in general and administrative expenses in the Consolidated Statements of Income for the year ended December 31, 2018. For the year ended December 31, 2019, the change in estimate did not result in any charge to income. The following table is a reconciliation of the asset retirement obligation as of December 31, 2019 and 2018: Asset Retirement Obligation Beginning asset retirement obligation Liabilities assumed ARO accretion expense Liabilities settled Revision in cash flow estimates Ending asset retirement obligation 13. STOCKHOLDERS' EQUITY PREFERRED STOCK For the Years Ended December 31, 2019 2018 7,956,343   $ —   443,969   —   (356,112)   8,044,200   $ 9,170,493 — 499,562 (628,300) (1,085,412) 7,956,343 $ $ The Company's authorized preferred stock consists of 10.0 million shares having a par value of  $0.001 per share. On January 27, 2015, the Company sold, in an underwritten  public  offering,  2,250,000 depositary  shares,  each  representing  1/100th of  a  share  of  7.375% Series  A  Cumulative  Redeemable  Preferred  Stock ("Series A Preferred Stock"). Pursuant to this offering, the Company issued 22,500 whole shares of Series A Preferred Stock and received net cash proceeds of approximately $54.2 million. On April 18, 2017, the Company closed a follow-on underwritten public offering of 2,800,000 depository shares, each representing 1/100th of a share of 7.375% Series  A  Preferred  Stock,  at  a  price  of  $25.00 per  depository  share.  On  May  10,  2017,  the  Company  sold  an  additional  150,000 depository  shares  at  a  public offering  price  of  $25.00 per  depository  share  in  connection  with  the  underwriters'  exercise  of  their  over-allotment  option  to  purchase  additional  shares.  Total proceeds from the offering were approximately $71.2 million, after deducting underwriting discounts and other offering expenses. A portion of the proceeds from the offering were utilized to repay $44.0 million in outstanding borrowings under the CorEnergy Revolver. Following the offering, the Company had a total of 5,200,000 depository shares outstanding, or 52,000 whole shares. The depositary shares pay an annual dividend of $1.84375 per share, equivalent to 7.375 percent of the $25.00 liquidation preference. The depositary shares may be redeemed on or after January 27, 2020, at the Company's option, in whole or in part, at the $25.00 liquidation preference plus all accrued and unpaid dividends to, but not including, the date of redemption. The depositary shares have no stated maturity, are not subject to any sinking fund or mandatory redemption and are not convertible  into  any  other  securities  of  the  Company  except  in  connection  with  certain  changes  of  control.  Holders  of  the  depositary  shares  generally  have  no voting  rights,  except  for  limited  voting  rights  if  the  Company  fails  to  pay  dividends  for  six  or  more  quarters  (whether  or  not  consecutive)  and  in  certain  other circumstances. The depositary shares representing the Series A Preferred Stock trade on the NYSE under the ticker "CORRPrA." F-31       Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms The  Company's  Board  of  Directors  authorized  a  share  repurchase  program  for  the  Company  to  buy  up  to  $10.0  million of  its  depository  shares  of  Series  A Preferred Stock, which commenced August 6, 2018. Purchases were made through the program until it expired on August 5, 2019. During 2018, the Company repurchased  177,773 depository  shares  for  approximately  $4.3  million in  cash.  During  2019,  the  Company  repurchased  2,500 depository  shares  of  Series  A Preferred  Stock  for  approximately  $61 thousand in  cash.  As  of  December  31,  2019,  the  Company  had  a  total  of  5,019,727 depository  shares  outstanding,  or approximately 50,197 whole shares, with an aggregate par value of $50.20. See Note 16 ("Subsequent Events"), for further information regarding the declaration of a dividend on the Series A Preferred Stock. COMMON STOCK As of December 31, 2019, the Company had 13,638,916 of common shares issued and outstanding. See  Note 16 ("Subsequent Events"), for further information regarding the declaration of a dividend on the common stock. SHELF REGISTRATION On  October  30,  2018,  the  Company  filed  a  shelf  registration  statement  with  the  SEC,  pursuant  to  which  it  registered  1,000,000 shares  of  common  stock  for issuance under its dividend reinvestment plan. As of December 31, 2019, the Company has issued 22,003 shares of common stock under its dividend reinvestment plan pursuant to the shelf, resulting in remaining availability (subject to the current limitation discussed below) of approximately 977,997 shares of common stock. On  November  9,  2018,  the  Company  had  a  new  shelf  registration  statement  declared  effective  by  the  SEC  replacing  the  Company's  previously  filed  shelf registration statement, pursuant to which it may publicly offer additional debt or equity securities with an aggregate offering price of up to $600.0 million. As of December  31,  2019,  the  Company  has  not  issued  any  securities  under  this  new  shelf  registration  statement,  so  total  availability  remains  at  $600.0 million. As described  elsewhere  in  this  Report,  EGC  and  Cox  Oil  have  refused  to  provide  the  financial  statement  information  concerning  EGC  required  to  be  filed  by  the Company pursuant to SEC Regulation S-X. At least until it is able to file these EGC financial statements, the Company does not expect to be able to use this shelf registration statement, or the shelf registration statement filed for its dividend reinvestment plan, to sell its securities. As previously disclosed in the Company's Current Report on Form 8-K filed on April 24, 2019, the Company has suspended its dividend reinvestment plan. The Company has engaged in dialogue with the staff of the SEC in an effort to shorten the period during which it does not use its registration  statements. The Company does not expect this period to be shortened until the EGC financial statement information has been received and filed. 14. EARNINGS PER SHARE Basic earnings per share data is computed based on the weighted-average number of shares of common stock outstanding during the periods. Diluted EPS data is computed based on the weighted-average number of shares of common stock outstanding, including all potentially issuable shares of common stock. Diluted EPS for  the  years  ended  December  31,  2019  and  2017 excludes  the  impact  to  income  and  the  number  of  shares  outstanding  from  the  conversion  of  the  7.00% Convertible Senior Notes and the 5.875% Convertible Senior Notes, as applicable, because such impact is antidilutive. Under the if converted method, and after consideration of the common shares issued in the Convertible Notes exchanges and conversions discussed in Note 11 ("Debt"), the 7.00% Convertible Senior Notes and  5.875% Convertible Senior Notes would result in an additional  2,463,394 common shares outstanding for the year ended December 31, 2019. For the year ended December 31, 2018, the dilutive shares include 3,453,273 common shares outstanding from the if-converted method for the 7.00% Convertible Notes. For the year ended December 31, 2017, the if-converted method would have resulted in an additional 3,454,545 common shares outstanding. F-32 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms Earnings Per Share Net Income attributable to CorEnergy Stockholders Less: preferred dividend requirements(1) (2) Net Income (Loss) attributable to Common Stockholders Weighted average shares - basic Basic earnings (loss) per share Net Income (Loss) attributable to Common Stockholders (from above) Add: After tax effect of convertible interest Income (Loss) attributable for dilutive securities Weighted average shares - diluted Diluted earnings (loss) per share For the Years Ended December 31, 2019 4,079,495   $ 9,255,468   (5,175,973)   $ 13,041,613   (0.40)   $ (5,175,973)   $ —   (5,175,973)   $ 13,041,613   (0.40)   $ 2018 43,711,876   $ 9,548,377   34,163,499   $ 11,935,021   2.86   $ 34,163,499   $ 8,766,306   42,929,805   $ 15,389,180   2.79   $ 2017 32,602,790 7,953,988 24,648,802 11,900,516 2.07 24,648,802 — 24,648,802 11,900,516 2.07 $ $ $ $ $ $ (1) In connection with the repurchases of Series A Preferred Stock during the year ended December 31, 2018, preferred dividend requirements were reduced by $10,554 representing the discount in the repurchase price paid compared to the carrying amount derecognized. (2) In connection with the repurchases of Series A Preferred Stock during the year ended December 31, 2019, preferred dividend requirements were increased by $245 representing the premium in the repurchase price paid compared to the carrying amount derecognized. F-33                     Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms 15. QUARTERLY FINANCIAL DATA (Unaudited) Revenue Lease revenue Transportation and distribution revenue Financing revenue Total Revenue Expenses Transportation and distribution expenses General and administrative Depreciation, amortization and ARO accretion expense Total Expenses Operating Income Other Income (Expense) Net distributions and other income Interest expense Loss on extinguishment of debt Total Other Expense Income (loss) before income taxes Taxes Current tax expense (benefit) Deferred tax expense (benefit) Income tax expense (benefit), net Net income (loss) attributable to CorEnergy Stockholders Preferred dividend requirements Net income (loss) attributable to Common Stockholders Earnings (Loss) Per Common Share: Basic Diluted March 31 For the Fiscal 2019 Quarters Ended   September 30 June 30   December 31 16,717,710   $ 4,871,582   33,540   21,622,832   16,635,876   $ 4,868,144   27,989   21,532,009   16,984,903   $ 4,068,338   28,003   21,081,244   1,503,143   2,870,407   5,645,096   10,018,646   11,604,186   $ 1,246,755   2,739,855   5,645,250   9,631,860   11,900,149   $ 1,116,194   2,494,240   5,645,342   9,255,776   11,825,468   $ 16,712,017 4,970,173 27,295 21,709,485 1,376,152 2,492,346 5,646,254 9,514,752 12,194,733 256,615   $ 285,259   $ 360,182   $ 426,797 (2,507,294) (5,039,731) (7,290,410) 4,313,776   (2,297,783)   —   (2,012,524) 9,887,625   (2,777,122)   (28,920,834)   (31,337,774) (19,512,306)   353,744   93,591   447,335   3,866,441   $ 2,314,128   1,552,313   $ —   62,699   62,699   9,824,926   $ 2,313,780   7,511,146   $ (1,270)   (91,436)   (92,706)   (19,419,600)   $ 2,313,780   (21,733,380)   $ (2,996,512) — (2,569,715) 9,625,018 (472,498) 289,788 (182,710) 9,807,728 2,313,780 7,493,948 0.12   $ 0.12   $ 0.59   $ 0.59   $ (1.65)   $ (1.65)   $ 0.55 0.55 $ $ $ $ $ $ $ F-34                                                                                                 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms Revenue Lease revenue Transportation and distribution revenue Total Revenue Expenses Transportation and distribution expenses General and administrative Depreciation, amortization and ARO accretion expense Provision for loan (gain) loss Total Expenses Operating Income Other Income (Expense) Net distributions and other income Net realized and unrealized gain (loss) on other equity securities Interest expense Gain on the sale of leased property, net Total Other Income (Expense) Income before income taxes Taxes Current tax benefit Deferred tax benefit Income tax benefit, net Net Income attributable to CorEnergy Stockholders Preferred dividend requirements Net Income attributable to Common Stockholders Earnings Per Common Share: Basic Diluted March 31 For the Fiscal 2018 Quarters Ended   September 30 June 30   December 31 17,591,859   $ 3,952,979   21,544,838   18,275,859   $ 3,874,157   22,150,016   18,391,983   $ 4,244,722   22,636,705   18,487,661 4,412,378 22,900,039 1,572,896   2,727,057   6,289,330   500,000   11,089,283   10,455,555   $ 3,951   $ 13,966   (3,210,590) —   (3,192,673) 7,262,882   (35,549) (409,277) (444,826) 7,707,708   $ 2,396,875   5,310,833   $ 1,534,524   3,107,776   6,290,082   —   10,932,382   11,217,634   $ 2,241,999   3,046,481   6,289,459   —   11,577,939   11,058,766   $ 55,714   $ 5,627   $ (881,100)   (3,196,248)   —   (4,021,634)   7,196,000   (930,147)   (3,183,589)   —   (4,108,109)   6,950,657   (10,785)   (604,064)   (614,849)   7,810,849   $ 2,396,875   5,413,974   $ (8,393)   (738,274)   (746,667)   7,697,324   $ 2,396,875   5,300,449   $ 1,861,329 4,161,533 6,078,582 (536,867) 11,564,577 11,335,462 41,503 (48,028) (3,168,583) 11,723,257 8,548,149 19,883,611 (530,659) (81,725) (612,384) 20,495,995 2,357,752 18,138,243 0.45   $ 0.45   $ 0.45   $ 0.45   $ 0.44   $ 0.44   $ 1.52 1.32 $ $ $ $ $ $ $ F-35                                                                                                       Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms 16. SUBSEQUENT EVENTS The Company performed an evaluation of subsequent events through the date of the issuance of these financial statements and determined that no additional items require recognition or disclosure, except for the following: Common Stock Dividend On January 22, 2020, the Company's Board of Directors declared a 2019 fourth quarter dividend of $0.75 per share for CorEnergy common stock. The dividend will be paid on February 28, 2020, to stockholders of record on February 14, 2020. Preferred Stock Dividend On January 22, 2020, the Company's Board of Directors also declared a dividend of $0.4609375 per depositary share for its 7.375% Series A Preferred Stock. The preferred stock dividend will be paid on February 28, 2020, to stockholders of record on February 14, 2020. F-36 Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms SCHEDULE I - CONDENSED FINANCIAL INFORMATION OF REGISTRANT CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. CONDENSED BALANCE SHEETS Assets Leased property, net of accumulated depreciation of $1,296,598 and $1,112,218 Investments Cash and cash equivalents Due from subsidiary Note receivable from subsidiary Deferred costs, net of accumulated amortization of $1,198,023 and $712,182 Prepaid expenses and other assets Total Assets Liabilities and Equity Unsecured convertible senior notes, net of discount and debt issuance costs of $3,768,504 and $1,180,729 Accounts payable and other accrued liabilities Management fees payable Due to affiliate Total Liabilities Equity Series A Cumulative Redeemable Preferred Stock 7.375%, $125,493,175 and $125,555,675 liquidation preference ($2,500 per share, $0.001 par value), 10,000,000 authorized; 50,197 and 50,222 issued and outstanding at December 31, 2019 and December 31, 2018, respectively Capital stock, non-convertible, $0.001 par value; 13,638,916 and 11,960,225 shares issued and outstanding at December 31, 2019 and December 31, 2018 (100,000,000 shares authorized) Additional paid-in capital Retained earnings (deficit) Total Equity Total Liabilities and Equity See accompanying Schedule I Notes to Condensed Financial Statements. F-37 December 31, 2019 December 31, 2018 $ $ $ $ $ 3,497,058   $ 401,331,625   113,264,989   11,635,874   75,412,500   1,283,744   306,939   606,732,729   $ 118,323,496   3,180,010   1,669,950   153,640   123,327,096   $ 3,681,438 415,674,601 64,574,701 10,549,719 81,000,000 1,769,585 265,024 577,515,068 112,777,271 1,075,045 1,831,613 153,640 115,837,569 125,493,175   $ 125,555,675 13,639   367,510,691   (9,611,872)   483,405,633   606,732,729   $ 11,960 326,962,163 9,147,701 461,677,499 577,515,068                     Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms SCHEDULE I - CONDENSED FINANCIAL INFORMATION OF REGISTRANT - CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. - Continued CONDENSED STATEMENTS OF INCOME AND COMPREHENSIVE INCOME For the Years Ended December 31, Revenue Earnings from subsidiary Total Revenue Expenses General and administrative Depreciation expense Amortization expense Total Expenses Operating Income Other Income (Expense) Net distributions and other income Interest on loans to subsidiaries Interest expense, net Loss on extinguishment of debt Total Other Expense Net Income Other comprehensive income: Changes in fair value of qualifying hedges Total Comprehensive Income See accompanying Schedule I Notes to Condensed Financial Statements. F-38 2019 2018 2017 41,073,290   $ 41,073,290   48,353,177   $ 48,353,177   2,045,404   184,380   5,316   2,235,100   38,838,190   $ 1,252,749   $ 5,916,317   (7,967,196)   (33,960,565)   (34,758,695)   4,079,495   $ 2,353,593   184,380   5,316   2,543,289   45,809,888   $ 56,827   $ 7,903,104   (10,057,943)   —   (2,098,012)   43,711,876   $ 36,222,221 36,222,221 2,298,201 184,380 5,316 2,487,897 33,734,324 96,866 11,549,344 (11,451,944) (225,801) (31,535) 33,702,789 —   —   4,079,495   $ 43,711,876   $ 11,196 33,713,985 $ $ $ $ $                                                           Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms SCHEDULE I - CONDENSED FINANCIAL INFORMATION OF REGISTRANT - CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. - Continued CONDENSED STATEMENTS OF CASH FLOW For the Years Ended December 31, Net cash provided by (used in) operating activities Investing Activities Principal payments received from notes to subsidiaries Investment in consolidated subsidiaries Cash distributions from consolidated subsidiaries Net cash provided by investing activities Financing Activities Debt financing costs Net offering proceeds on Series A preferred stock Net offering proceeds on convertible debt Cash paid for extinguishment of convertible debt Repurchases of preferred stock debt Dividends paid on Series A preferred stock Dividends paid on common stock Advances on revolving line of credit Payments on revolving line of credit Principal payments on term debt Net cash used in financing activities Net Change in Cash and Cash Equivalents Cash and Cash Equivalents at beginning of period Cash and Cash Equivalents at end of period Supplemental Disclosure of Cash Flow Information Interest Paid Non-Cash Investing Activities Conversion of note receivable from subsidiary to investments Dissolution of investment in subsidiary upon liquidation Non-Cash Financing Activities Common stock issued upon exchange and conversion of convertible notes Reinvestment of distributions by common stockholders in additional common shares See accompanying Schedule I Notes to Condensed Financial Statements. $ $ $ $ $ $ $ $ 2019 2018 2017 (939,775)   $ (6,257,124)   $ 1,661,123 5,587,500   —   55,416,267   61,003,767   $ (372,759)   —   116,355,125   (78,939,743)   (60,550)   (9,255,121)   (39,100,656)   —   —   —   (11,373,704)   $ 48,690,288   $ 64,574,701   113,264,989   $ 2,250,000   (73,996)   110,140,459   112,316,463   $ —   —   —   —   (4,275,553)   (9,587,500)   (34,284,059)   —   —   —   (48,147,112)   $ 57,912,227   $ 6,662,474   64,574,701   $ 40,092,095 (33,900,000) 46,774,111 52,966,206 (1,360,241) 71,161,531 — — — (8,227,734) (34,731,892) 10,000,000 (54,000,000) (36,740,000) (53,898,336) 728,993 5,933,481 6,662,474 4,504,263   $ 8,794,086   $ 10,080,764 —   $ —   —   $ (73,996)   66,064,966   $ 403,831   42,654   $ 1,509,830   4,902,495 — — 962,308 NOTE A - BASIS OF PRESENTATION NOTES TO SCHEDULE I CONDENSED FINANCIAL STATEMENTS In the parent-company-only  financial  statements, the Company's investment in subsidiaries is stated at cost plus equity in undistributed earnings of subsidiaries since the date of acquisition. The parent-company-only financial statements should be read in conjunction with the Company's consolidated financial statements. NOTE B - DIVIDENDS FROM SUBSIDIARIES Cash dividends paid to CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. from the Company's consolidated subsidiaries were $55.4 million, $110.1 million and $46.8 million for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017, respectively. F-39                                                                     Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms SCHEDULE III - REAL ESTATE AND ACCUMULATED DEPRECIATION - CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. Initial Cost to Company Costs Capitalized Subsequent to Acquisition Gross Amount Carried at Close of Period December 31, 2019 Description Location Encumbrances Land Building & Fixtures Improvements / Adjustments (4) Land Building & Fixtures Total Accumulated Depreciation Investment in Real Estate, net, at 12/31/19 Date Acquired Life on which depreciation in latest income statement is computed Pinedale LGS (1)(5)   Pinedale, WY   $ 33,944,000   $ 105,485,063   $ 125,119,062   $ —   $ 105,485,063   $ 125,119,062   $ 230,604,125   $ 62,370,978   $ 168,233,147 2012 26 years United Property Systems (4) Grand Isle Gathering System (2)(3) (4)   St. Louis, MO   Gulf of Mexico —   210,000 1,188,000 103,497 210,000 1,291,497 1,501,497 177,214 1,324,283 2014 40 years —     $ 33,944,000 960,000   $ 106,655,063 258,471,397   $ 384,778,459   $ (6,499,804) (6,396,307) 960,000   $ 106,655,063 251,971,593   $ 378,382,152 252,931,593   $ 485,037,215 43,277,624   $ 105,825,816 209,653,969   $ 379,211,399 2015 27 years (1) In connection with the asset acquisition, CorEnergy and Pinedale LP incurred acquisition costs of $2,557,910, which are included in the total asset balance. (2) In connection with the asset acquisition, Grand Isle Gathering System incurred acquisition costs of $1,931,396, which are included in the total asset balance. (3) Initial costs associated with the GIGS asset include amounts capitalized related to an acquired asset retirement obligation (ARO). The negative subsequent adjustment relates to (i) downward revisions of the ARO based on periodic reevaluation as required under FASB ASC 410-20 and (ii) the settlement of a portion of the ARO when a segment of the GIGS pipeline system was decommissioned during the fourth quarter of 2018. (4) These two properties serve as collateral under the CorEnergy Credit Facility. There are no amounts outstanding on the credit facility as of December 31, 2019. (5) The amount outstanding for the Amended Pinedale Term Credit Facility is $33,944,000 as of December 31, 2019. NOTES TO SCHEDULE III - CONSOLIDATED REAL ESTATE AND ACCUMULATED DEPRECIATION Reconciliation of Real Estate and Accumulated Depreciation Investment in real estate: Balance, beginning of year Addition: Acquisitions and developments Deduction: Dispositions and other(1)(2) Balance, end of year Accumulated depreciation: Balance, beginning of year Addition: Depreciation Deduction: Dispositions and other(2) Balance, end of year For the Years Ended December 31, 2019 2018 2017 $ $ $ $ 485,368,450   $ 538,112,220   $ 541,478,086 24,877   (356,112)   485,037,215   $ 3,599   (52,747,369)   485,368,450   $ 9,649 (3,375,515) 538,112,220 87,154,095   $ 18,671,721   —   105,825,816   $ 72,155,753   $ 20,986,461   (5,988,119)   87,154,095   $ 52,219,717 19,936,036 — 72,155,753 (1) The Grand Isle Gathering System had a change in estimate related to the ARO in 2019, 2018 and 2017. Refer to Note 12 ("Asset Retirement Obligation") for further details. (2) On December 21, 2018, the Company sold its Portland Terminal Facility with a net carrying value of $45.7 million (i.e. gross investment of $51.7 million less accumulated depreciation of $6.0 million). Refer to Note 3 ("Leased Properties and Leases") for further details. The aggregate cost of the properties is approximately $7.2 million lower for federal income tax purposes at December 31, 2019. The tax basis of the properties is unaudited. F-40                                                                                                                                               Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms SCHEDULE IV - MORTGAGE LOANS ON REAL ESTATE - CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. Description First Mortgages Interest Rate   Final Maturity   Monthly Payment Amount   Prior Liens   Face Value Carrying Amount of Mortgage Principal Amount of Loans Subject to Delinquent Principal or Interest Billings, Dunn and McKenzie Counties, North Dakota (Morlock Well) 8.50% 6/30/2021   $ 10,833 Total None   $   $ 1,300,000 1,300,000   $ 1,235,000   $ 1,235,000   $   $ — — NOTES TO SCHEDULE IV - CONSOLIDATED MORTGAGE LOANS ON REAL ESTATE Reconciliation of Mortgage Loans on Real Estate Beginning balance Additions: New loans Interest receivable Total Additions Deductions: Principal repayments(1) Foreclosures Amortization of deferred costs Principal, Interest and Deferred Costs Write Up(1) Total deductions $ $ $ $ For the Years Ended December 31, 2019 1,300,000   $ 2018 1,500,000   $ 2017 1,500,000 —   —   —   $ 65,000   $ —   —   —   65,000   $ 1,235,000   $ —   —   —   $ 236,867   $ —   —   (36,867)   200,000   $ 1,300,000   $ — — — — — — — — Ending balance (1) In 2018, Four Wood Corridor and Compass SWD executed a $1.3 million loan agreement and Compass SWD paid approximately $237 thousand in cash for assets secured by the previous $1.5 million loans. As a result, SWD Enterprises was released from the terms of its loans, and the Company recognized a provision for loan gain of $37 thousand in the Consolidated Statements of Income. Refer to Note 5 ("Financing Notes Receivable") for further details. 1,500,000 $ F-41                                                                                     Table of Contents Index to Financial Statements Glossary of Defined Terms ITEM 16. FORM 10-K SUMMARY None. CORENERGY INFRASTRUCTURE TRUST, INC. SIGNATURES Pursuant to the requirements of Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, as amended, the registrant has duly caused this Report to be signed on its behalf by the undersigned, thereunto duly authorized. CORENERGY INFRASTRUCTURE TRUST, INC.   (Registrant) By:    /s/ Kristin M. Leitze   Kristin M. Leitze   Chief Accounting Officer (Principal Accounting and Principal Financial Officer) Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, this Report has been signed below by the following persons on behalf of the registrant and in the capacities and on the dates indicated. SIGNATURE   TITLE /s/ David J. Schulte   Chairman and Chief Executive Officer (Principal Executive Officer) DATE February 27, 2020 David J. Schulte /s/ Kristin M. Leitze   Chief Accounting Officer (Principal Accounting and Principal Financial Officer) February 27, 2020 Kristin M. Leitze /s/ Todd Banks Todd Banks /s/ Barrett Brady Barrett Brady   Director   Director /s/ Conrad S. Ciccotello   Director Conrad S. Ciccotello /s/ Catherine A. Lewis   Director Catherine A. Lewis F-42 February 27, 2020 February 27, 2020 February 27, 2020 February 27, 2020                                                                                         DESCRIPTION OF SECURITIES OF CORENERGY INFRASTRUCTURE TRUST, INC. (the “Company”) Exhibit 4.6 The following is a brief description of the Securities of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. (the “Company” or “we,” “us” or “our”) registered pursuant to Section 12 of the Securities Exchange Act of 1934, as amended (the “Exchange Act”). The following summary description of our capital stock is not complete and for a more detailed description of these securities, you should refer to the applicable provisions of our Articles of Amendment and Restatement, as amended, and as supplemented by our Articles Supplementary dated January 22, 2015 and our Articles Supplementary dated April 12, 2017 (collectively, our “Charter”) and our Third Amended and Restated Bylaws (“Bylaws”), each of which has been filed as exhibits to the periodic reports we file with the Securities and Exchange Commission (the “SEC”), as well as to applicable provisions of the laws of the State of Maryland, our state of incorporation, including without limitation the Maryland General Corporation Law (“MGCL”). For additional information concerning the rights of holders of our capital stock and related terms and conditions, please refer to the discussion set forth below under the heading “Certain Provisions of Our Charter and Bylaws and the Maryland General Corporation Law.” Such discussion includes a description of certain provisions of our Charter and Bylaws that could delay, defer or prevent other entities or persons from acquiring control of us, including certain restrictions on ownership and transfer that apply to our capital stock (including both common stock and preferred stock) to assist in preserving our status as a real estate investment trust (“REIT”) under the Internal Revenue Code of 1986, as amended (the “Code”). General Our Charter authorizes us to issue up to 110,000,000 shares of capital stock, consisting of 100,000,000 shares of common stock, $0.001 par value per share,  and  10,000,000  shares  of  preferred  stock,  $0.001  par  value  per  share.  The  Board  of  Directors  may,  without  any  action  by  the  stockholders,  amend  our Charter from time to time to increase or decrease the aggregate number of shares of stock or the number of shares of stock of any class or series that we have authority to issue under our Charter. Additionally, our Charter authorizes our Board of Directors, without any action by our stockholders, to classify and reclassify any unissued common stock and preferred stock into other classes or series of stock from time to time, to specify the number of our total authorized shares that will be included in any such new class or series, and to set or change (subject to the express terms of any then-outstanding class or series and to our Charter restrictions on ownership and transfer of our capital stock) the terms, preferences, conversion or other rights, voting powers, restrictions, limitations as to dividends or other distributions, qualifications and terms or conditions of redemption for each class or series. Under the MGCL, stockholders generally are not liable for our debts or obligations. We believe  that  the power  of our Board  of Directors  to  increase  or decrease  the number  of  authorized  shares  of  stock, issue additional  authorized  but unissued shares of our common stock or preferred stock and to classify or reclassify unissued shares of our common stock or preferred stock and thereafter to cause us to issue such classified or reclassified shares of stock will provide us with increased flexibility in structuring possible future financings and acquisitions and in meeting other needs which might arise. The additional classes or series, as well as the common stock, will be available for issuance without further action by our stockholders, unless stockholder consent is required by applicable law or the rules of the New York Stock Exchange (“NYSE”), on which our common stock is traded. Although there is no present intention of doing so, we could issue a class or series of stock that could, depending upon the terms of the particular class or series,  delay,  defer  or  prevent  a  transaction  or  a  change  in  control  of  our  company  that  might  involve  a  premium  price  for  holders  of  our  common  stock  or otherwise be in their best interests. Common Stock General. Our Charter authorizes us to issue up to 100,000,000 shares of common stock, $0.001 par value per share. All outstanding shares of our common stock are duly authorized, fully paid and nonassessable. Subject to the preferential rights of any other outstanding class or series of stock and to the provisions of our Charter regarding the restrictions on transfer of stock, holders of shares of common stock are entitled to receive distributions if, as and when authorized by the Board of Directors and declared by us out of assets legally available for the payment of distributions. Holders of our common stock have no preference, conversion, exchange, sinking fund, redemption or appraisal rights and have no preemptive rights to subscribe for any of our securities. Subject to the provisions of our Charter regarding certain restrictions on the ownership and transfer of our stock designed to assist in preserving our status as a REIT, all shares of our common stock have equal distribution, liquidation and other rights. (For a description of such restrictions, see “Certain Provisions of Our Charter and Bylaws and the Maryland General Corporation Law-Restrictions on Ownership and Transfer.”) Distributions. As a REIT, we are required to make distributions, other than capital gain distributions, to our stockholders each year in the amount of at least  90%  of  our  REIT  taxable  income.  We  have  historically,  and  intend  to  continue,  subject  to  the  discretion  of  our  Board  of  Directors,  to  pay  quarterly distributions to our stockholders. Our Board of Directors will determine the amount of each distribution. Exhibit 4.6 Because of the effect of other items, including depreciation and amortization associated with real estate investments, distributions, in whole or in part, in any period may constitute a return of capital for federal tax purposes. There is no assurance that we will continue to make regular distributions. If a stockholder’s shares are registered directly with us or with a brokerage firm that participates in our Dividend Reinvestment Plan (the "Plan"), then, during periods that the Plan is operating, distributions will be automatically reinvested in additional common stock under the Plan unless a stockholder elects to receive distributions in cash. If a stockholder elects to receive distributions in cash, payment will be made by check or automatic deposit to a bank account that you designate. The federal income tax treatment of distributions is the same whether they are reinvested in our shares or received in cash. As previously disclosed in our Current Report on Form 8-K filed on April 24, 2019, as a result of the refusal by EGC and Cox Oil to provide financial information, we have suspended our dividend reinvestment plan and currently are paying quarterly common stock dividends entirely in cash. Liquidation Rights. Common  stockholders  are  entitled  to  share  ratably  in  the  assets  legally  available  for  distribution  to  stockholders  in  the  event  of liquidation, dissolution or winding up, after payment of or adequate provision for all known debts and liabilities, including any outstanding debt securities or other borrowings and any interest accrued thereon. These rights are subject to the provisions of our Charter regarding the restrictions on transfer of stock, and also to the preferential  rights  of  any  other  class  or  series  of  our  stock,  including  the  preferred  stock.  The  rights  of  common  stockholders  upon  liquidation,  dissolution  or winding up will be subordinated to the rights of holders of any outstanding notes or shares of preferred stock. Voting Rights. Subject to the provisions of our Charter regarding the restrictions on transfer of stock and except as may be otherwise specified therein with respect  to  any  class  or  series  of  common  stock,  each  outstanding  share  of  common  stock  entitles  the  holder  to  one  vote  on  all  matters  submitted  to  a  vote  of common stockholders, including the election of directors and removal of directors, and, except as provided with respect to any other class or series of stock, the holders of shares of common stock possess exclusive voting power. The presence of the holders of shares entitled to cast a majority of the votes entitled to be cast (without regard to class) shall constitute a quorum at a meeting of stockholders. In uncontested elections, a director will be elected by the affirmative vote of a majority of the total votes cast for and votes cast against as to each director nominee, meaning the number of shares voted “for” a director nominee must exceed fifty  percent  (50%)  of  the  total  number  of  votes  cast  with  respect  to  such  nominee  in  order  for  that  nominee  to  be  elected.  Any  director  who  is  nominated  for reelection in an uncontested election, and who does not receive a greater number of votes in favor of his or her election than votes against such election, will be required to immediately tender his or her resignation to the Board of Directors for consideration. In contested elections, directors will be elected by a plurality of the votes cast. An election will be deemed to be an “uncontested” election if no stockholder provides notice of intention to nominate one or more candidates to compete  with our Board of Directors’  nominee(s)  in a director  election  in the manner  required  by our Bylaws, or if any such stockholder  or stockholders  have withdrawn all such nominations at least ten days prior to our filing with the SEC of our definitive proxy statement for such meeting of stockholders. There is no cumulative voting in the election of directors. Consequently, at each annual meeting of stockholders, the holders of a majority of the outstanding shares of stock entitled to vote will be able to elect all of the successors of the class of directors whose terms expire at that meeting. Market. Our common stock trades on the NYSE under the ticker symbol “CORR.” Transfer Agent, Dividend Paying Agent and Dividend Reinvestment Plan Agent. Computershare  Trust  Company,  N.A.,  P.O.  Box  43078,  Providence, Rhode Island 02940, serves as the transfer agent and registrar and Computershare, Inc. serves as the Plan Agent for our Dividend Reinvestment Plan and dividend paying agent for our common stock. Preferred Stock General. Our Charter authorizes the issuance of up to 10,000,000 shares of preferred stock, $0.001 par value per share, with preferences, conversion or other rights, voting powers, restrictions, limitations as to dividends or other distributions, qualifications and terms and conditions of redemption as determined by the Board of Directors. All outstanding shares of our preferred stock are duly authorized, fully paid and nonassessable, and all of such shares rank junior to our outstanding indebtedness and senior, with respect to dividend rights and rights upon any dissolution or liquidation of the Company, to our common stock. Series A Preferred Stock In  2015,  we  issued  2,250,000  depositary  shares  in  a  public  offering,  each  representing  one-hundredth  of  a  share  of  our  7.375%  Series  A  Cumulative Redeemable Preferred Stock ("Series A Preferred Stock"), and in 2017 we issued an additional 2,950,000 such depositary shares in another public offering, for a total of 5,200,000 depositary shares (representing 52,000 whole shares of Series A Preferred Stock) outstanding following such offerings. Following certain open market repurchases of depositary shares by the Company, as previously disclosed, there were 5,019,727 depositary shares outstanding as of December 31, 2019. Exhibit 4.6 Our Series A Preferred Stock trades on the NYSE under the ticker symbol “CORRPrA.” The Series A Preferred Stock has a liquidation preference of $2,500.00 per share ($25.00 per depositary share). We pay cumulative dividends on the shares of our Series A Preferred Stock underlying the depositary shares in the amount of $1.84375  per  depositary  share  for  each  full  year,  which  is  equivalent  to  7.375%  of  the  $25.00  liquidation  preference  per  depositary  share.  Dividends  on  our outstanding shares of Series A Preferred Stock will accrue and are cumulative from and including the respective dates of issuance of each such share. Dividends are payable quarterly in arrears on or about the last day of February, May, August and November of each year, when, as and if authorized by our board of directors and declared by us out of funds legally available therefor. Upon any voluntary or involuntary liquidation, dissolution or winding up of our affairs, the holders of Series A Preferred Stock are entitled to be paid out of our assets legally available for distribution to our stockholders a liquidation preference of $2,500.00 per share (equivalent to $25.00 per depositary share), plus an amount equal to any accrued and unpaid dividends to the date of payment (whether or not declared), before any distribution or payment may be made to holders of shares of common stock or any other class or series of our equity stock ranking, as to liquidation rights, junior to the Series A Preferred Stock. If, upon our voluntary or involuntary liquidation, dissolution or winding up, our available assets are insufficient to pay the full amount of the liquidating distributions on all outstanding Series A Preferred Stock and the corresponding amounts payable on all shares of each other class or series of stock ranking, as to liquidation rights, on a parity with the Series A Preferred Stock, then the holders of depositary shares representing interests in the Series A Preferred Stock and each such other class or series of stock ranking, as to liquidation rights, on a parity with the Series A Preferred Stock will share ratably in any distribution of assets in proportion to the full liquidating distributions to which they would otherwise be respectively entitled. Holders of the Series A Preferred Stock generally have no voting rights, except that, if dividends on the Series A Preferred Stock are in arrears for six or more quarterly periods, whether or not declared or consecutive, the holders of the Series A Preferred Stock, voting separately as a class with the holders of all other series of parity preferred stock upon which like voting rights have been conferred and are exercisable, will have the right to elect an additional two directors until all such dividends and dividends for the then current quarterly period on the Series A Preferred Stock have been paid in full or declared and set aside for payment in full. In addition, the approval of two-thirds of the votes entitled to be cast by the holders of outstanding shares of the Series A Preferred Stock, voting separately as a single class, is required to authorize, create, issue or increase the authorized number of shares of any class or series of equity securities having rights senior to the  Series  A  Preferred  Stock  with  respect  to  the  payment  of  dividends  or  amounts  upon  liquidation,  dissolution  or  winding  up,  or  amend,  alter  or  repeal  any provision  of  the  Charter,  including  the  articles  supplementary  establishing  the  Series  A  Preferred  Stock,  whether  by  merger,  consolidation  or  otherwise,  in  any manner that would materially and adversely affect the rights, preferences, privileges or voting power of the Series A Preferred Stock, unless in connection with any such amendment, alteration or repeal, the Series A Preferred Stock remains outstanding without the terms thereof being materially and adversely affected (taking into account that the Company may not be the surviving entity) or the holders of Series A Preferred Stock receive equity securities with the rights, preferences, privileges and voting powers substantially the same as those of the Series A Preferred Stock. The Series A Preferred Stock has no stated maturity, is not subject to any sinking fund or mandatory redemption, and, except as described below under “Conversion  Rights,” is not convertible  into any of our other securities.  We may not redeem  the Series A Preferred  Stock prior  to January 27, 2020, except  as described below under “Special Optional Redemption” or, pursuant to the ownership limit contained in our Charter, under circumstances intended to, among other purposes, preserve our status as a REIT for federal and/or state income tax purposes. On and after January 27, 2020, we have the right, at our option, to redeem the outstanding Series A Preferred Stock, in whole or in part, at any time for a cash redemption price of $2,500.00 per share ($25.00 per depositary share) plus accrued and unpaid dividends to, but not including, the date fixed for redemption, without interest. Special Optional Redemption Upon the occurrence of a Change of Control (as defined below), we may, at our option, redeem the Series A Preferred Stock, in whole or in part, within 120 days after the first date on which such Change of Control occurred, by paying $2,500.00 per share (equivalent to $25.00 per depositary share), plus any accrued and unpaid dividends to, but not including, the date of redemption. If, prior to the Change of Control Conversion Date (as defined below), we have provided or provide  notice  of  redemption  with  respect  to  the  Series  A  Preferred  Stock  (whether  pursuant  to  our  optional  redemption  right  described  above  or  this  special optional redemption right), the holders of depositary shares representing interests in the Series A Preferred Stock will not be permitted to exercise the conversion right described below under “Conversion Rights” in respect of their shares called for redemption. We will mail to you, if you are a record holder of the Series A Preferred Stock, a notice of redemption no fewer than 30 days nor more than 60 days before the redemption date. We will send the notice to your address shown on our share transfer books. A failure to give notice of redemption or any defect in the notice  or in its mailing  will  not affect  the validity  of the redemption  of any Series  A Preferred  Stock except  as to the holder  to whom notice was defective.  In addition to any information required by law Exhibit 4.6 or by the applicable rules of any exchange upon which the Series A Preferred Stock may be listed or admitted to trading, each notice will state the following: • • • • • • • • • the redemption date; the redemption price; the conditions of redemption; the number of shares of Series A Preferred Stock and depositary shares to be redeemed; the  place(s)  where  the  depositary  receipts  (or  Series  A  Preferred  Stock  certificates,  if  no  longer  held  in  depositary  form)  are  to  be  surrendered  for payment; the procedure for surrendering non-certificated shares of Series A Preferred Stock for payment of the redemption price; that the Series A Preferred Stock is being redeemed pursuant to our special optional redemption right in connection with the occurrence of a Change of Control and a brief description of the transaction or transactions constituting such Change of Control; that the holders of depositary shares representing interests in the Series A Preferred Stock to which the notice relates will not be able to tender such shares of Series A Preferred Stock for conversion in connection with the Change of Control and each share of Series A Preferred Stock tendered for conversion that is selected, prior to the Change of Control Conversion Date, for redemption will be redeemed on the related date of redemption instead of converted on the Change of Control Conversion Date; and that dividends on the depositary shares and the Series A Preferred Stock to be redeemed will cease to accrue on the redemption date. Notwithstanding the foregoing, if the Series A Preferred Stock are held in global form, such notice shall comply with the applicable procedures of The Depository Trust Company (“DTC”). If fewer than all of the outstanding shares of Series A Preferred Stock are to be redeemed, the shares to be redeemed will be determined pro rata, by lot or in such other manner as prescribed by our Board of Directors. In the event that the redemption is to be by lot, and if as a result of the redemption any holder of Series A Preferred Stock would own, or be deemed by virtue of certain attribution provisions of the Code to own, in excess of 9.8% in value of our issued and outstanding shares of stock (which includes the depositary shares and the Series A Preferred Stock), then, except in certain instances, we will redeem the requisite number of shares of Series A Preferred Stock of that stockholder such that the stockholder will not own or be deemed by virtue of certain attribution provisions of the Code to own, subsequent to the redemption, in excess of 9.8% in value of our issued and outstanding shares of stock (which includes the depositary shares and the Series A Preferred Stock). If we redeem fewer than all of the shares of Series A Preferred Stock, the notice of redemption mailed to each stockholder will also specify the number of shares of Series A Preferred Stock that we will redeem from each stockholder. In this case, we will determine the number of shares of Series A Preferred Stock to be redeemed on a pro rata basis or by lot. If  we  have  given  a  notice  of  redemption,  have  set  aside  sufficient  funds  for  the  redemption  in  trust  for  the  benefit  of  the  holders  of  depositary  shares representing  interests  in  the  Series  A  Preferred  Stock  called  for  redemption  and  given  irrevocable  instructions  to  pay  the  redemption  price  and  all  accrued  and unpaid  dividends,  then  from  and  after  the  redemption  date,  those  shares  of  Series  A  Preferred  Stock  will  be  treated  as  no  longer  being  outstanding,  no  further dividends will accrue and all other rights of the holders of those shares of Series A Preferred Stock will terminate. The holders of those shares of Series A Preferred Stock will retain their right to receive the redemption price for their shares and any accrued and unpaid dividends to but excluding the redemption date. The holders of depositary shares representing interests in the Series A Preferred Stock at the close of business on a dividend record date will be entitled to receive  the  dividend  payable  with  respect  to  the  Series  A  Preferred  Stock  on  the  corresponding  payment  date  notwithstanding  the  redemption  of  the  Series  A Preferred Stock between such record date and the corresponding payment date or our default in the payment of the dividend due. Except as provided above, we will make no payment or allowance for unpaid dividends, whether or not in arrears, on Series A Preferred Stock to be redeemed. A “Change of Control” for purposes of this special optional redemption right or the conversion rights described below for our Series A Preferred Stock is when the following have occurred and are continuing: • the  acquisition  by  any  person,  including  any  syndicate  or  group  deemed  to  be  a  “person”  under  Section  13(d)(3)  of  the  Exchange  Act  of  beneficial ownership,  directly  or  indirectly,  through  a  purchase,  merger  or  other  acquisition  transaction  or  series  of  purchases,  mergers  or  other  acquisition transactions of shares of our company entitling that person to exercise more than 50% of the total voting power of all shares of our company entitled to vote generally in elections of directors (except that such person will be deemed to have beneficial ownership of all securities that such person has the right to Exhibit 4.6 • acquire, whether such right is currently exercisable or is exercisable only upon the occurrence of a subsequent condition); and following  the  closing  of  any  transaction  referred  to  in  the  bullet  point  above,  neither  we  nor  the  acquiring  or  surviving  entity  has  a  class  of  common securities  (or  ADRs  representing  such  securities)  listed  on  the  NYSE,  the  NYSE  MKT  (the  “NYSE  MKT”)  or  the  NASDAQ  Stock  Market,  Inc. (“NASDAQ”), or listed or quoted on an exchange or quotation system that is a successor to the NYSE, the NYSE MKT or NASDAQ. Conversion Rights Upon the occurrence of a Change of Control, each holder of depositary shares representing interests in the Series A Preferred Stock will have the right (unless,  prior  to  the  Change  of  Control  Conversion  Date,  we  have  provided  or  provide  notice  of  our  election  to  redeem  the  depositary  shares  or  the  Series  A Preferred Stock) to direct the depositary, on such holder’s behalf, to convert some or all of the shares of Series A Preferred Stock underlying the depositary shares held by such holder  (the “Change  of Control  Conversion  Right”)  on the  Change of Control  Conversion  Date  into a number  of shares  of our common  stock (or equivalent value of alternative consideration) per share of Series A Preferred Stock, or the Common Stock Conversion Consideration, equal to the lesser of: • • the quotient obtained by dividing (1) the sum of the $2,500.00 per share (or $25.00 per depositary share) liquidation preference plus the amount of any accrued  and unpaid  dividends  to,  but not  including,  the  Change of  Control  Conversion  Date (unless  the  Change  of Control  Conversion  Date  is after  a record date for a Series A Preferred Stock dividend payment and prior to the corresponding Series A Preferred Stock dividend payment date, in which case  no  additional  amount  for  such  accrued  and  then  remaining  unpaid  dividend  will  be  included  in  this  sum)  by  (2)  the  Common  Stock  Price  (such quotient, the Conversion Rate); and 152.586 (equivalent to 1.52586 per depositary share) (i.e., the Share Cap), as adjusted to reflect a 1-for-5 share reverse split of our common stock effective December 1, 2015 and subject to certain further adjustments. The Share Cap is subject to additional pro rata adjustments for any future share splits (including those effected pursuant to a distribution of shares of our common stock), subdivisions or combinations (in each case, a “Share Split”) with respect to our common stock as follows: the adjusted Share Cap as the result of a Share Split will be the number of shares of our common stock that is equivalent to the product obtained by multiplying (1) the Share Cap in effect immediately prior to such Share Split by (2) a fraction, the numerator of which is the number of shares of our common stock outstanding after giving effect to such Share Split and the denominator of which is the number of shares of our common stock outstanding immediately prior to such Share Split. For  the  avoidance  of  doubt,  subject  to  the  immediately  succeeding  sentence,  the  aggregate  number  of  shares  of  our  common  stock  (or  equivalent Alternative Conversion Consideration (as defined below), as applicable) issuable in connection with the exercise of the Change of Control Conversion Right and in respect of the Series A Preferred Stock underlying the depositary shares will not exceed 7,934,472 shares of common stock, as adjusted to reflect the December 1, 2015 reverse stock split (or equivalent Alternative Conversion Consideration, as applicable) (the “Exchange Cap”). The Exchange Cap is subject to additional pro rata  adjustments  for  any  future  Share  Splits  on  the  same  basis  as  the  corresponding  adjustment  to  the  Share  Cap  and  is  subject  to  increase  in  the  event  that additional shares of Series A Preferred Stock or depositary shares are issued in the future. In the case of a Change of Control pursuant to which our common stock will be converted into cash, securities or other property or assets (including any combination thereof) (the “Alternative Conversion Consideration”), a holder of depositary shares representing interests in the Series A Preferred Stock will receive upon conversion of such Series A Preferred Stock the kind and amount of Alternative Conversion Consideration which such holder would have owned or been entitled  to  receive  upon  the  Change  of  Control  had  such  holder  held  a  number  of  shares  of  our  common  stock  equal  to  the  Common  Stock  Conversion Consideration immediately prior to the effective time of the Change of Control (the “Alternative Conversion Consideration,” and the Common Stock Conversion Consideration or the Alternative Conversion Consideration, as may be applicable to a Change of Control, is referred to as the “Conversion Consideration”). If the holders of our common stock have the opportunity to elect the form of consideration to be received in the Change of Control, the consideration that the  holders  of  the  depositary  shares  representing  interests  in  the  Series  A  Preferred  Stock  will  receive  will  be  the  form  and  proportion  of  the  aggregate consideration elected by the holders of our common stock who participate in the determination (based on the weighted average of elections) and will be subject to any  limitations  to  which  all  holders  of  our  common  stock  are  subject,  including,  without  limitation,  pro  rata  reductions  applicable  to  any  portion  of  the consideration payable in the Change of Control. We will not issue fractional shares of common stock upon the conversion of the Series A Preferred Stock. Instead, we will pay the cash value of such fractional shares in lieu of such fractional shares. Because each depositary share represents a Exhibit 4.6 1/100th interest in a share of the Series A Preferred Stock, the number of shares of common stock ultimately received for each depositary share will be equal to the number of shares of common stock received upon conversion of each share of Series A Preferred Stock divided by 100. In the event that the conversion would result in the issuance of fractional shares of common stock, we will pay the holder of depositary shares the cash value of such fractional shares in lieu of such fractional shares. Within 15 days following the occurrence of a Change of Control, we will provide to holders of the depositary shares representing interests in the Series A Preferred Stock, unless we have provided notice of our intention to redeem all of the shares of the Series A Preferred Stock in accordance with their terms, a notice of occurrence of the Change of Control that describes the resulting Change of Control conversion right and provides additional prescribed information concerning the exercise of their Change of Control conversion right. To  exercise  the  Change  of  Control  Conversion  Right,  each  holder  of  depositary  shares  representing  interests  in  the  Series  A  Preferred  Stock  will  be required  to  deliver,  on or  before  the  close  of  business  on  the  Change  of  Control  Conversion  Date,  the  depositary  receipts  or  certificates,  if  any,  evidencing  the depositary shares or Series A Preferred Stock, respectively, to be converted, duly endorsed for transfer, together with a written conversion notice completed, to the depositary, in the case of the depositary shares, or to our transfer agent, in the case of shares of the Series A Preferred Stock. The conversion notice must state: • • • the relevant Change of Control Conversion Date; the number of depositary shares or shares of Series A Preferred Stock to be converted; and that the depositary shares or the shares of Series A Preferred Stock are to be converted pursuant to the applicable provisions of the Series A Preferred Stock. The “Change of Control Conversion Date” is the date the Series A Preferred Stock is to be converted, which will be a business day that is no fewer than 20 days nor more than 35 days after the date on which we provide the notice described above to the holders of the depositary shares representing interests in the Series A Preferred Stock. The “Common Stock Price” will be: (i) if the consideration to be received in the Change of Control by the holders of our common stock is solely cash, the amount of cash consideration per share of our common stock or (ii) if the consideration to be received in the Change of Control by holders of our common stock is other than solely cash (x) the average of the closing sale prices per share of our common stock on the principal U.S. securities exchange on which our common stock is then traded (or, if no closing sale price is reported, the average of the closing bid and ask prices or, if more than one in either case, the average of the average closing bid prices and the average closing ask prices) for the ten consecutive trading days immediately preceding, but not including, the effective date of the Change of Control as reported on the principal U.S. securities exchange on which our common stock is then traded, or (y) the average of the last quoted bid prices  for  our  common  stock  in  the  over-the-counter  market  as  reported  by  Pink  Sheets  LLC  or  similar  organization  for  the  ten  consecutive  trading  days immediately  preceding,  but  not  including,  the  effective  date  of  the  Change  of  Control,  if  our  common  stock  is  not  then  listed  for  trading  on  a  U.S.  securities exchange. Holders  of  the  depositary  shares  representing  interests  in  the  Series  A  Preferred  Stock  may  withdraw  any  notice  of  exercise  of  a  Change  of  Control Conversion Right (in whole or in part) by a written notice of withdrawal delivered to the depositary, in the case of the depositary shares, or to our transfer agent, in the case of shares of the Series A Preferred Stock, prior to the close of business on the business day prior to the Change of Control Conversion Date. The notice of withdrawal must state: • • • the number of withdrawn depositary shares or shares of Series A Preferred Stock; if  certificated  depositary  shares  or  shares  of  Series  A  Preferred  Stock  have  been  issued,  the  receipt  or  certificate  numbers  of  the  withdrawn  shares  of Series A Preferred Stock; and the number of depositary shares or shares of Series A Preferred Stock, if any, which remain subject to the conversion notice. Notwithstanding the foregoing, if the Series A Preferred Stock is held in global form, the conversion notice and/or the notice of withdrawal, as applicable, must comply with applicable procedures of DTC. Shares of Series A Preferred Stock as to which the Change of Control Conversion Right has been properly exercised and for which the conversion notice has not been properly withdrawn will be converted into the applicable Conversion Consideration in accordance with the Change of Control Conversion Right on the Change of Control Conversion Date, unless prior to the Change of Control Conversion Date we have provided or provide notice of our election to redeem such shares of Series A Preferred Stock, whether pursuant to our optional redemption  right or our special  optional redemption right. If we elect  to redeem shares of Series A Preferred Stock that would otherwise be converted into the applicable Conversion Consideration on a Change of Control Conversion Date, such shares of Series A Preferred Stock will not be so converted and the holders of such shares will be entitled Exhibit 4.6 to  receive  on  the  applicable  redemption  date  $2,500.00  per  share  (or  $25.00  per  depositary  share),  plus  any  accrued  and  unpaid  dividends  thereon  to,  but  not including, the redemption date. We will deliver amounts owing upon conversion no later than the third business day following the Change of Control Conversion Date. In connection with the exercise of any Change of Control Conversion Right, we will comply with all federal and state securities laws and stock exchange rules in connection with any conversion of Series A Preferred Stock into our common stock. Notwithstanding any other provision of the Series A Preferred Stock, no holder of Series A Preferred Stock or depositary shares will be entitled to convert such shares for our common stock to the extent that receipt of such common stock would cause such holder (or any other person) to exceed the share ownership limits contained in our Charter and the articles supplementary setting forth the terms of the Series A Preferred Stock, unless we provide an exemption from this limitation for such holder. See “-Restrictions on Ownership and Transfer,” below. Except  as  otherwise  provided  above,  neither  the  Series  A  Preferred  Stock  nor  the  depositary  shares  is  convertible  into  or  exchangeable  for  any  other securities or property. The foregoing description of the Series A Preferred Stock is a summary and, as such, does not purport to be complete and is qualified in its entirety by reference to the full text of the articles supplementary classifying and designating the Series A Preferred Stock, which is attached as Exhibit 3.3 to the Form 8-A filed with the SEC on January 26, 2015. CERTAIN PROVISIONS OF OUR CHARTER AND BYLAWS AND THE MARYLAND GENERAL CORPORATION LAW The following description of certain provisions of our Charter and Bylaws and Maryland law is only a summary. For a complete description, please refer to our Charter and Bylaws, copies of which are filed with the SEC as Exhibits to the Company’s periodic reports, and to the MGCL. Certain of the provisions of our Charter and Bylaws, and of the MGCL, that are summarized below could delay, defer or prevent other entities or persons from acquiring control of us, causing us to engage in certain transactions or modifying our structure, including certain restrictions on ownership and transfer that apply to our capital stock to assist in preserving our status as a REIT. These provisions may be regarded as “anti-takeover” provisions. Such provisions could limit the ability of stockholders to sell their shares at a premium over the then-current market prices by discouraging a third party from seeking to obtain control of us. Number and Classification of our Board of Directors; Election of Directors Our Charter and Bylaws provide that the number of directors may be established only by our Board of Directors pursuant to the Bylaws, but may not be less  than  the  minimum  required  by  the  MGCL,  which  is  one.  Our  Bylaws  provide  that  the  number  of  directors  may  not  be  greater  than  nine.  Pursuant  to  our Charter, our Board of Directors is divided into three classes: Class I, Class II and Class III. The term of each class of directors expires in a different successive year. Upon the expiration of their term, directors of each class are elected to serve until the third annual meeting following their election and until their successors are duly elected and qualify. Each year, only one class of directors is elected by the stockholders. The classification of our Board of Directors should help to assure the continuity and stability of our strategies and policies as determined by our Board of Directors. Our classified board provision could have the effect of making the replacement of incumbent directors more time-consuming and difficult. At least two annual meetings of our stockholders, instead of one, will generally be required to effect a change in a majority of our Board of Directors. Thus, the classification of our Board of Directors may delay, defer or prevent a change in control of the Board of Directors, even though a change in control might be in the best interests of our stockholders. Subtitle 8 Provisions; Vacancies on Board of Directors; Removal of Directors Subtitle 8 of Title 3 of the MGCL permits a Maryland corporation with a class of equity securities registered under the Exchange Act and at least three independent directors to elect to be subject, by provision in its charter or bylaws or a resolution of its board of directors and notwithstanding any contrary provision in the charter or bylaws, to any of: • • • a classified board, a two-thirds vote requirement for removing a director, a requirement that the number of directors be fixed only by vote of the directors, Exhibit 4.6 • • a requirement that a vacancy on the board be filled only by the remaining directors and for the remainder of the full term of the class of directors in which the vacancy occurred, and a majority requirement for the calling of a special meeting of stockholders. Our  Charter  provides  that  we  have  elected  to  be  subject  to  the  provision  of  Subtitle  8  regarding  the  filling  of  vacancies  on  the  Board  of  Directors. Accordingly, except as may be provided by the Board of Directors in setting the terms of any class or series of preferred stock, any and all vacancies on the Board of Directors may be filled only by the affirmative vote of a majority of the remaining directors in office, even if the remaining directors do not constitute a quorum, and any director elected to fill a vacancy shall serve for the remainder of the full term of the directorship in which the vacancy occurred and until a successor is elected and qualifies. Through provisions in our Charter and Bylaws unrelated to Subtitle 8, we already have a Board of Directors that is divided into three classes and  vest  in  the  Board  the  exclusive  power  to  fix  the  number  of  directorships  as  described  above,  and  require,  unless  called  by  the  Chairman  of  our  Board  of Directors, our President or Chief Executive Officer or our Board of Directors, the written request of stockholders entitled to cast not less than a majority of all votes entitled to be cast at such meeting to call a special meeting. Our Charter also provides that, subject to the rights of holders of one or more classes or series of our preferred stock, a director may be removed only for cause and only by the affirmative vote of at least two-thirds of the votes entitled to be cast in the election of our directors. This provision, when coupled with the provisions in our Charter and Bylaws regarding the filling of vacancies on the Board of Directors, precludes our stockholders from removing incumbent directors, except for cause and by a substantial affirmative vote, and filling the vacancies created by the removal with nominees of our stockholders. Approval of Extraordinary Corporate Action; Amendment of Charter and Bylaws A Maryland corporation generally cannot dissolve, amend its charter, merge, convert, sell all or substantially all of its assets, engage in a statutory share exchange or engage in similar transactions outside the ordinary course of business, unless approved by the affirmative vote of stockholders entitled to cast at least two-thirds  of  the  votes  entitled  to  be  cast  on  the  matter.  However,  a  Maryland  corporation  may  provide  in  its  charter  for  approval  of  these  matters  by  a  lesser percentage, but not less than a majority of all of the votes entitled to be cast on the matter. Our Charter generally provides for approval of Charter amendments requiring stockholder approval and extraordinary transactions, once they have been declared advisable by the Board of Directors, by the stockholders entitled to cast at least a majority of the votes entitled to be cast on the matter. Our Charter and Bylaws provide that the Board of Directors will have the exclusive power to make, alter, amend or repeal any provision of our Bylaws. Advance Notice of Director Nominations and New Business Our Bylaws provide that with respect to an annual meeting of our stockholders, nominations of persons for election to our Board of Directors and the proposal of business to be considered by our stockholders may be made only: • • • pursuant to our notice of the meeting; by or at the direction of our Board of Directors; or by one or more stockholders of the Company who (A) have each continuously owned shares of stock of the Company entitled to vote in the election of directors or on a proposal of other business, for at least three years as of the date of the giving of the notice required by the Bylaws, the record date for determining the stockholders entitled to vote at the meeting and the time of the annual meeting (including any adjournment or postponement thereof), with the  aggregate  shares  owned by such  stockholder(s)  as  of  each  of  such  dates  and  during  such  three  year  period  representing  at  least  one  percent  of  the Company’s shares of stock, (B) holds, or hold, a certificate or certificates representing the aggregate number of shares of stock required by the advance notice provisions of the Bylaws, as of the time of giving the notice required by the Bylaws, the record date for determining the stockholders entitled to vote  at  the  meeting  and  the  time  of  the  annual  meeting  (including  any  adjournment  or  postponement  thereof),  (C)  is,  or  are,  entitled  to  make  such nomination or propose such other business and to vote at the meeting on such election or proposal of other business and (D) complies, or comply, with the advance notice procedures of the Bylaws. With  respect  to  special  meetings  of  our  stockholders,  only  the  business  specified  in  our  notice  of  the  meeting  may  be  brought  before  the  meeting. Nominations of persons for election to our Board of Directors at a special meeting may be made only: • • pursuant to our notice of the meeting; by or at the direction of our Board of Directors; or Exhibit 4.6 • provided that our Board of Directors has determined that directors will be elected at the meeting, by a stockholder who was a stockholder of record both at the time of giving notice and at the time of the meeting, who is entitled to vote at the meeting and who has complied with the advance notice provisions of our Bylaws. Preemptive and Appraisal Rights Our Charter provides that, except as may be provided otherwise by the Board of Directors in setting the terms of any classified or reclassified series of our stock as described above under “Description of Securities-General”, or as may otherwise be provided by contract, no holder of shares of our stock shall have any preemptive right to purchase or subscribe for any additional shares of our stock or any other security that we may issue. Our Charter also provides that no holder of our stock will be entitled to exercise the rights of an objecting stockholder under Title 3, Subtitle 2 of the MGCL, or any successor statute, unless the Board of Directors  determines  by  majority  vote  that  such  rights  shall  apply,  with  respect  to  all  or  any  portion  of  any  class  or  series  of  stock,  with  regard  to  a  particular transaction or all transactions occurring after the date of such determination. To date, our Board of Directors has made no such determination. Limitation of Liability of Directors and Officers; Indemnification and Advance of Expenses Maryland law permits a Maryland corporation to include in its charter a provision limiting the liability of its directors and officers to the corporation and its stockholders for money damages except for liability resulting from (i) actual receipt of an improper benefit or profit in money, property or services or (ii) active and  deliberate  dishonesty  established  by  a  final  judgment  as  being  material  to  the  cause  of  action.  Our  Charter  contains  such  a  provision,  which  eliminates directors’ and officers’ liability to the maximum extent permitted by Maryland law. Our  Charter  authorizes  us,  and  our  Bylaws  obligate  us,  to  the  maximum  extent  permitted  by  Maryland  law,  to  indemnify  and,  without  requiring  a preliminary determination of the ultimate entitlement to indemnification, pay or reimburse reasonable expenses in advance of final disposition of a proceeding to: • • any present or former director or officer, or any individual who, while a director or officer and at our request, serves or has served as a director, officer, partner or trustee of another corporation, real estate investment trust, partnership, joint venture, trust, employee benefit plan or other enterprise, who, in either case, is made, or threatened to be made, a party to the proceeding by reason of his or her service in any such capacity from and against any claim or liability to which that person may become subject or which that person may incur by reason of his or her service in any such capacity. Our Charter and Bylaws also permit us to indemnify and advance expenses to any person who served a predecessor of ours in any of the capacities described above and any employee or agent of our Company or a predecessor of our Company. The MGCL requires  a corporation  (unless its charter  provides otherwise, which our Charter  does not) to indemnify  a director  or officer  who has been successful, on the merits or otherwise, in the defense of any proceeding to which he or she is made, or threatened to be made, a party by reason of his or her service in that capacity. The MGCL permits a corporation to indemnify its present and former directors and officers, among others, against judgments, penalties, fines, settlements and reasonable expenses actually incurred by them in connection with any proceeding to which they may be made, or threatened to be made, a party by reason of their service in those or other capacities unless it is established that: • • • was committed in bad faith or was the result of active and deliberate dishonesty; the act or omission of the director or officer was material to the matter giving rise to the proceeding and (1) (2) the director or officer actually received an improper personal benefit in money, property or services; or in the case of any criminal proceeding, the director or officer had reasonable cause to believe that the act or omission was unlawful. However, under the MGCL, a Maryland corporation may not indemnify for an adverse judgment in a suit by or in the right of the corporation or for a judgment of liability on the basis that a personal benefit was improperly received, unless in either case a court orders indemnification, and then only for expenses. In addition, Maryland law permits a corporation to advance reasonable expenses to a director or officer upon the corporation’s receipt of (i) a written affirmation by the  director  or  officer  of  his  or  her  good  faith  belief  that  he  or  she  has  met  the  standard  of  conduct  necessary  for  indemnification  by the  corporation  and  (ii)  a written undertaking by him or her or on his or her behalf to repay the amount paid or reimbursed by the corporation if it is ultimately determined that the standard of conduct was not met. Exhibit 4.6 Both our Charter and our Bylaws provide that neither the amendment nor repeal of any of the provisions concerning indemnification and advancement of expenses  described  above,  nor  the  adoption  or  amendment  of  any  other  provision  of  the  Charter  or  Bylaws inconsistent  with  such  provisions,  shall  apply  to  or affect the applicability of any of such provisions to any act or failure to act which occurred prior to such amendment, repeal or adoption. These provisions do not limit or eliminate our rights or the rights of any of our stockholders to seek nonmonetary relief such as an injunction or rescission in the event any of our directors or officers breaches his or her duties. Insofar as the foregoing provisions permit indemnification of directors, officers or persons controlling us for liability arising under the Securities Act, we have been informed that in the opinion of the SEC, this indemnification is against public policy as expressed in the Securities Act and is therefore unenforceable. Control Share Acquisitions The Maryland Control Share Acquisition Act (the “Control Share Act”), provides that a holder of “control shares” of a Maryland corporation acquired in a “control share acquisition” has no voting rights with respect to those shares except to the extent approved by a vote of two-thirds of the votes entitled to be cast on the matter. Shares owned by a person who makes a proposal to make a control share acquisition (the “acquiring person”), by officers and by directors who are employees of the corporation are excluded from shares entitled to vote on the matter. “Control shares” are voting shares of stock which, if aggregated with all other shares of stock owned by the acquiring person or in respect of which the acquiring person is able to exercise or direct the exercise of voting power (except solely by virtue of a revocable proxy), would entitle the acquiring person to exercise voting power in electing directors within one of the following ranges of voting power: • • • one-tenth or more but less than one-third; one-third or more but less than a majority; or a majority or more of all voting power. The requisite stockholder approval must be obtained each time an acquiring person crosses one of the thresholds of voting power set forth above. Control shares  do  not  include  shares  the  acquiring  person  is  then  entitled  to  vote  as  a  result  of  having  previously  obtained  stockholder  approval.  A  “control  share acquisition” means the acquisition of issued and outstanding control shares, subject to certain exceptions. A person who has made or proposes to make a control share acquisition may compel the Board of Directors of the corporation to call a special meeting of stockholders,  which  generally  must  be  held  within  50  days  of  demand,  to  consider  the  voting  rights  of  the  shares.  The  right  to  compel  the  calling  of  a  special meeting is subject to the satisfaction of certain conditions, including an undertaking to pay the expenses of the meeting. If no request for a meeting is made, the corporation may present the question at any stockholders meeting. If voting rights are not approved at the meeting or if the acquiring person does not deliver an acquiring person statement as required by the statute, then the corporation may redeem for fair value any or all of the control shares, except those for which voting rights have previously been approved. The right to redeem control shares is subject to certain conditions and limitations. Fair value is determined, without regard to the absence of voting rights for the control shares, as of the date of the last control share acquisition by the acquiring person or of any meeting of stockholders at which the voting rights of the shares are considered and not approved. If voting rights for control shares are approved at a stockholders meeting and the acquiring person becomes entitled to vote a majority of the shares entitled to vote, all other stockholders may exercise appraisal rights. The fair value of the shares as determined for purposes of appraisal rights may not be less than the highest price per share paid by the acquiring person in the control share acquisition. The Control Share Act does not apply (i) to shares acquired in a merger, consolidation or share exchange if we are a party to the transaction or (ii) to acquisitions approved or exempted by our Charter or Bylaws. Our Bylaws contain a provision exempting from the Control Share Act any and all acquisitions by any person of our shares of stock. We cannot provide you any assurance that our Board of Directors will not amend or eliminate this provision at any time in the future. Business Combinations The  Maryland  Business  Combination  Act  (the  “Business  Combination  Act”),  provides  that  certain  “business  combinations”  between  a  Maryland corporation  and  an  “interested  stockholder”  or  an  affiliate  of  an  interested  stockholder  are  prohibited  for  five  years  after  the  most  recent  date  on  which  the interested stockholder becomes an interested stockholder. These Exhibit 4.6 covered  “business  combinations”  include  a  merger,  consolidation,  statutory  share  exchange  or,  in  circumstances  specified  in  the  statute,  an  asset  transfer  or issuance or reclassification of equity securities. An “interested stockholder” is defined as: • • any person who beneficially owns 10% or more of the voting power of the corporation’s shares; or an affiliate or associate of the corporation who, at any time within the two-year period prior to the date in question, was the beneficial owner of 10% or more of the voting power of the then outstanding voting stock of the corporation. A person is not an “interested stockholder” under this statute if our Board of Directors approved in advance the transaction by which such stockholder otherwise would have become an interested stockholder. However, in approving a transaction, the Board of Directors may provide that its approval is subject to compliance, at or after the time of approval, with any terms and conditions determined by the Board. After  the  five-year  prohibition,  any  business  combination  between  a  covered  Maryland  corporation  and  an  interested  stockholder  generally  must  be recommended by the Board of Directors of the corporation and approved by the affirmative vote of at least: • • 80% of the votes entitled to be cast by holders of outstanding shares of voting stock of the corporation; and two-thirds of the votes entitled to be cast by holders of voting stock of the corporation other than shares held by the interested stockholder with whom, or with whose affiliate, the business combination is to be effected or held by an affiliate or associate of the interested stockholder. These super-majority vote requirements do not apply if the corporation’s common stockholders receive a minimum price, as defined under the Business Combination Act, for their shares in the form of cash or other consideration in the same form as previously paid by the interested stockholder for its shares. The statute permits various exemptions from its provisions, including business combinations that are exempted by the Board of Directors before the time that the interested stockholder becomes an interested stockholder. Our Board of Directors has adopted a resolution exempting any business combination between us and any other person from the provisions of the Business Combination Act, provided that the business combination is first approved by our Board of Directors. This resolution, however, may be altered or repealed in whole or in part at any time. If this resolution is repealed, or our Board of Directors does not otherwise approve  a  business  combination,  the  Business  Combination  Act  may  discourage  others  from  trying  to  acquire  control  of  us  and  increase  the  difficulty  of consummating any offer. Exclusive Forum Our Bylaws provide that, unless we consent in writing to the selection of an alternative forum, the Circuit Court for Baltimore City, Maryland, or, if that court does not have jurisdiction, the U.S. District Court for the District of Maryland, Baltimore Division, will be the sole and exclusive forum for (a) any derivative action or proceeding brought on our behalf, (b) any action asserting a claim of breach of any duty owed by any of our directors, officers or other employees to us or to our stockholders, (c) any action asserting a claim against us or any of our directors, officers or other employees arising pursuant to any provision of the MGCL or our Charter or Bylaws or (d) any action asserting a claim against us or any of our directors, officers or other employees that is governed by the internal affairs doctrine.  Any  person  or  entity  purchasing  or  otherwise  acquiring  any  interest  in  shares  of  our  stock  will  be  deemed  to  have  notice  of  and  consented  to  the provisions of our Charter and Bylaws, including the exclusive forum provisions in our bylaws. This choice of forum provision may limit a stockholder’s ability to bring  a  claim  in  a  judicial  forum  that  the  stockholder  believes  is  favorable  for  such  disputes  and  may  discourage  lawsuits  against  us  and  any  of  our  directors, officers or other employees. We believe that requiring these claims to be filed in a single court in Maryland is advisable because (i) litigating these claims in a single court avoids unnecessarily redundant, inconvenient, costly and time-consuming litigation in multiple forums and (ii) Maryland courts are authoritative on matters of Maryland law and Maryland judges have more experience in dealing with issues of Maryland corporate law than judges in any other state. Restrictions on Ownership and Transfer In order for us to qualify as a REIT under the Code, not more than 50% in value of our outstanding shares may be owned, directly or indirectly, by five or fewer  individuals  (defined  in  the  Code  to  include  certain  entities)  during  the  last  half  of  a  taxable  year  and  shares  must  be  beneficially  owned  by  100 or  more persons at least 335 days of a taxable year of twelve months (or during a proportionate part of a shorter taxable year). In addition, certain percentages of our gross income must be from particular activities. Exhibit 4.6 In order to assist our Board of Directors in preserving our status as a REIT by complying with the ownership concentration limits described above, among other purposes, our Charter generally prohibits any person (subject to certain exceptions described below) from actually or constructively owning more than: • • • • 9.8% of our common stock by value or by number of shares, whichever is more restrictive (the “Common Stock Ownership Limit”); or 9.8% of our outstanding capital stock (which includes our common stock and preferred stock) by value (the “Aggregate Stock Ownership Limit”). Our Charter also prohibits any person from: beneficially  or  constructively  owning  shares  of  our  capital  stock  that  would  result  in  our  being  “closely  held”  under  Section  856(h)  of  the  Code  or otherwise failing to qualify as a REIT; and making any transfer of shares of our capital stock that, if effective, would result in our being beneficially owned by fewer than 100 persons (as determined under Section 856(a)(5) of the Code). Any person who acquires or attempts or intends to acquire beneficial or constructive ownership of shares of our capital stock that will or may violate any of the foregoing restrictions on transferability and ownership is required to give notice immediately to us (or, in the case of a proposed or attempted transaction, to provide us with at least 15 days prior written notice) and, in either case, to provide us with such other information as we may request in order to determine the effect of such transfers or ownership on our status as a REIT. Our Board of Directors, in its sole discretion, may exempt, prospectively or retroactively, a particular stockholder from the Aggregate Stock Ownership Limit and the Common Stock Ownership Limit or establish a different limit on ownership (an “Excepted Holder Limit”) if our Board of Directors determines that: • • no person’s beneficial or constructive ownership of Company stock will result in the Company being “closely held” under Section 856(h) of the Code (without regard to whether the ownership interest is held during the last half of a taxable year) or otherwise failing to qualify as a real estate investment trust under the Code; and such  stockholder  does  not  and  will  not  own,  actually  or  constructively,  an  interest  in  a  tenant  of  the  Company  (or  a  tenant  of  any  entity  owned  or controlled by the Company) that would cause the Company to own, actually or constructively, more than a 9.9% interest (as set forth in Section 856(d)(2) (B) of the Code) in such tenant (or the Board determines that revenue derived from such tenant will not affect the Company’s ability to qualify as a real estate investment trust under the Code). Any  violation  or  attempted  violation  of  any  such  representations  or  undertakings  will  result  in  such  stockholder’s  shares  of  Company  stock  being automatically transferred to a charitable trust. As a condition of granting the waiver or establishing an Excepted Holder Limit, our Board of Directors may require an opinion of counsel or a ruling from the Internal Revenue Service, in either case in form and substance satisfactory to our Board, in its sole discretion, in order to determine or ensure the Company’s status as a real estate investment trust under the Code and such representations and undertakings from the person requesting the exception as our Board of Directors may require in its sole discretion to make the determinations above. Our Board of Directors may impose such conditions or restrictions  as  it  deems  appropriate  in  connection  with  granting  such  a  waiver  or  establishing  an  Excepted  Holder  Limit.In  connection  with  a  waiver  of  the Common Stock Ownership Limit or the Aggregate Stock Ownership Limit or at any other time, our Board of Directors may increase or decrease the Common Stock Ownership Limit or the Aggregate Stock Ownership Limit, except that a decreased ownership limit will not be effective for any person whose ownership of our stock exceeds the decreased ownership limit at the time of the decrease until the person’s ownership of our stock equals or falls below the decreased ownership limit, although any further acquisition of our stock will violate the decreased ownership limit. Our Board of Directors may not increase or decrease the Common Stock Ownership Limit or the Aggregate Stock Ownership Limit if the new ownership limit would allow five or fewer persons to actually or beneficially own more than 49.9% in value of our outstanding stock or could cause us to be “closely held” under Section 856(h) of the Code (without regard to whether the ownership interest is held during the last half of a taxable year) or otherwise cause us to fail to qualify as a REIT. In the event of any attempted transfer of our shares of capital stock which, if effective, would result in any person beneficially or constructively owning shares in excess, or in violation, of the transfer or ownership limitations described above (including any applicable Excepted Holder Limit), then that number of shares of capital stock, the beneficial or constructive ownership of which otherwise would cause such person (referred to in our Charter as a “Prohibited Owner”) to violate the transfer or ownership limitations (rounded up to the nearest whole share), will be automatically transferred to a charitable trust for the exclusive benefit of a charitable beneficiary, and the Prohibited Owner will not acquire any rights in such shares. This automatic Exhibit 4.6 transfer will be considered effective as of the close of business on the business day before the violative transfer, subject to the following: • • if a transfer to a charitable trust, as described above, would be ineffective for any reason to prevent a violation of the restrictions described above, the transfer that would have resulted in such violation will be void ab initio, and the proposed transferee shall acquire no rights in such shares; and any transfer that results in the violation of the restriction relating to our shares of capital stock being beneficially owned by fewer than 100 persons will be void ab initio, and the intended transferee shall acquire no rights in such shares. Shares held in the charitable trust will continue to constitute issued and outstanding shares of our capital stock. The Prohibited Owner will not benefit economically from ownership of any shares held in the charitable trust, will have no rights to dividends or other distributions and will not possess any rights to vote or  other  rights  attributable  to  the  shares  of  capital  stock  held  in  the  charitable  trust.  The  trustee  of  the  charitable  trust  will  be  appointed  by  us  and  must  be unaffiliated with us or any Prohibited Owner and will have all voting rights and rights to dividends or other distributions with respect to shares of capital stock held in the charitable trust, and these rights will be exercised for the exclusive benefit of the trust’s charitable beneficiary. Any dividend or other distribution paid before our discovery that shares of capital stock have been transferred to the trustee are required by our Charter to be paid by the recipient of such dividend or distribution to the trustee upon demand, and any dividend or other distribution authorized but unpaid will be paid when due to the trustee. Any dividend or distribution so paid to the trustee is required to be held in trust for the trust’s charitable beneficiary. Subject to Maryland law, effective as of the date that such shares of stock have been transferred to the trustee, the trustee, in its sole discretion, will have the authority, subject to the Company not having already taken irreversible corporate action on the basis of any such vote, to: • • rescind as void any vote cast by a Prohibited Owner prior to our discovery that such shares have been transferred to the trustee; and recast such vote in accordance with the desires of the trustee acting for the benefit of the trust’s beneficiary. Within 20 days of receiving notice from us that shares of capital stock have been transferred to the charitable trust, and unless we buy the shares first as described below, the trustee will sell the shares held in the charitable trust to a person, designated by the trustee, whose ownership of the shares will not violate the ownership limitations in our Charter. Upon the sale, the interest of the charitable beneficiary in the shares sold will terminate and the trustee will distribute the net proceeds of the sale to the Prohibited Owner and to the charitable beneficiary. The Prohibited Owner will receive the lesser of: • • the price paid by the Prohibited Owner for the shares or, if the Prohibited Owner did not give value for the shares in connection with the event causing the shares to be held in the charitable trust (for example, in the case of a gift or devise), the market price of the shares on the day of the event causing the shares to be held in the charitable trust; and the  price  per  share  received  by  the  trustee  from  the  sale  or  other  disposition  of  the  shares  held  in  the  charitable  trust  (less  any  commission  and  other expenses of a sale). The trustee may reduce the amount payable to the Prohibited Owner by the amount of dividends and distributions paid to the Prohibited Owner and owed by the Prohibited Owner to the trustee. Any net sale proceeds in excess of the amount payable to the Prohibited Owner will be paid immediately to the charitable beneficiary. If, before our discovery that shares of stock have been transferred to the charitable trust, such shares are sold by a Prohibited Owner, then: • • such shares will be deemed to have been sold on behalf of the charitable trust; and to the extent that the Prohibited Owner received an amount for such shares that exceeds the amount that the Prohibited Owner was entitled to receive as described above, the excess must be paid to the trustee upon demand. In addition, shares of stock held in the charitable trust will be deemed to have been offered for sale to us, or our designee, at a price per share equal to the lesser of: • • the price per share in the transaction that resulted in such transfer to the charitable trust (or, in the case of a gift or devise, the market price at the time of the gift or devise); and the market price on the date we, or our designee, accept such offer. We may reduce the amount payable to the Prohibited Owner by the amount of dividends and distributions paid to the Prohibited Owner and owed by the Prohibited Owner to the trustee. We may pay the amount of such reduction to the trustee for the benefit of the charitable beneficiary. We will have the right to accept  such  deemed  offer  until  the  trustee  has  sold  the  shares  of  capital  stock  held  in  the  charitable  trust.  Upon  such  a  sale  to  us,  the  interest  of  the  charitable beneficiary in the shares sold will Exhibit 4.6 terminate and the trustee will distribute the net proceeds of the sale to the Prohibited Owner and any dividends or other distributions held by the trustee will be paid to the charitable beneficiary. All certificated shares of our capital stock will bear a legend referring to the restrictions described above. Every owner of 5% or more (or such lower percentage as required by the Code or the regulations promulgated thereunder) of all classes or series of our capital stock, within 30 days after the end of each taxable year, is required to give us written notice, stating such person’s name and address, the number of shares of each class and series of our capital stock beneficially owned by such owner and a description of the manner in which the shares are held. Each such owner must also provide us with such additional information as we may request in order to determine the effect, if any, of such beneficial ownership on our status as a REIT and to ensure compliance with the restrictions on ownership and transfer of our shares. In addition, each stockholder will upon demand be required to provide us with such information as we may request, in good faith, in order to determine our status as a REIT and to comply with the requirements of any taxing authority or governmental authority or to determine such compliance. Our Charter generally provides that an underwriter which participates in a public offering or private placement of shares of our capital stock (or securities convertible into or exchangeable for capital  stock) may beneficially  or constructively  own shares in excess of the Aggregate Stock Ownership Limit and/or the Common Stock Ownership Limit described above, but only to the extent necessary to facilitate such public offering or private placement. These ownership limitations could delay, defer or prevent a transaction or a change in control of us that might involve a premium price for holders of our common  stock,  or  might  otherwise  be  in  the  best  interest  of  our  stockholders.  The  foregoing  restrictions  on  transferability  and  ownership  will  not  apply  if  our Board  of  Directors  determines  that  it  is  no  longer  on  our  best  interest  to  attempt  to  qualify,  or  continue  to  qualify,  as  a  REIT,  or  that  compliance  with  such restrictions is no longer necessary in order for us to qualify as a REIT. REIT Qualification Our Charter provides that, while our Board of Directors shall use its reasonable best efforts to take such actions as are necessary or appropriate to preserve our status as a REIT, our Board also may revoke or otherwise terminate our REIT election, without approval of our stockholders, if it determines that it is no longer in our best interests to continue to qualify as a REIT. Exhibit 10.2.8 December 31, 2019 CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. 1100 Walnut Street, Suite 3350 Kansas City, Missouri 64106 Re:    Management Agreement for CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. Ladies and Gentlemen: Reference is made to that certain Management Agreement, dated as of May 8, 2015 and effective as of May 1, 2015, by and between CorEnergy  Infrastructure  Trust,  Inc.,  a  Maryland  corporation  (the  “Company”),  and  Corridor  InfraTrust  Management,  LLC,  a  Delaware limited  liability  company  (“Manager”)  (as  such  agreement  has  been,  and  may  be  further,  amended,  restated,  supplemented  or  otherwise modified  from  time  to  time,  the  “Management  Agreement”).  Capitalized  terms  used  and  not  defined  herein  are  used  as  defined  in  the Management Agreement. The Company and the Manager have entered into this Letter Agreement to waive a portion of the Incentive Fee set forth in Section 8(b) of the Management Agreement applicable to the dividend paid during the calendar quarter ending December 31, 2019. This letter in no way supersedes our May 9, 2016 letter agreement (effective March 31, 2016) concerning the Management Fee calculation. This  letter  documents  that  the  Manager  has  recommended,  and  the  Company  has  agreed,  that  the  Manager  shall  only  be  paid  an Incentive  Fee  of  $4,617  as  a  result  of  the  dividend  paid  during  the  Company’s  December  31,  2019  calendar  quarter.  This  agreed  upon incentive fee payment constitutes a waiver by the Manager of $164,576 of the Incentive Fee that would otherwise be due to the Manager from the Company. The foregoing waiver shall not apply to any prior or future periods, although the Manager reserves the right to waive in the future any Incentive Fee payment to which it may be entitled for one or more future fiscal quarters of the Company. The Company and the Manager mutually acknowledge and agree that this modification to the Incentive Fee payment right represents a  discretionary  action  on  the  part  of  the  Manager  that  is  not  required  under  the  terms  of  the  Management  Agreement  and  that,  except  as specifically  set  forth  herein,  and  as  modified  in  our  prior  May  9,  2016  letter  agreement  concerning  the  Management  Fee  calculation,  all provisions of the Management Agreement shall remain in full force and effect and shall not be affected by this letter. Very truly yours, CORRIDOR INFRATRUST MANAGEMENT, LLC By: /s/ Richard C. Green, Jr.                                  Name: Richard C. Green, Jr., Managing Director Agreed and accepted: CORENERGY INFRASTRUCTURE TRUST, INC. By: /s/ David J. Schulte                                           Name: David J. Schulte, President 1100 Walnut Street, Suite 3350, Kansas City, MO 64106 | Main: 816.875.3705 | Fax: 816.875.5875 | corenergy.reit     Exhibit 10.2.9 December 31, 2019 CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. 1100 Walnut Street, Suite 3350 Kansas City, Missouri 64106 Re: Management Fee for the Quarter Ended December 31, 2019 Ladies and Gentlemen: Reference is made to that certain Management Agreement, dated as of May 8, 2015 and effective as of May 1, 2015, by and between CorEnergy  Infrastructure  Trust,  Inc.,  a  Maryland  corporation  (the  “Company”),  and  Corridor  InfraTrust  Management,  LLC,  a  Delaware limited liability company (the “Manager”)  (as  such  agreement  has  been,  as  may  be  further,  amended,  restated,  supplemented  or  otherwise modified  from  time  to  time,  the  “Management  Agreement”).  Capitalized  terms  used  and  not  defined  herein  are  used  as  defined  in  the Management Agreement. The Company and the Manager have entered into this Letter Agreement, effective as of December 31, 2019, to clarify the application of the Management Fee provisions set forth in Section 8(a) of the Management Agreement to the Company’s net proceeds from the August 12, 2019 private placement offering of 5.875% Convertible Senior Notes due 2025. This letter documents that the Manager has proposed, and the Company has agreed, that solely for the purpose of calculating the quarterly Management Fee due as of December 31, 2019, the definition of “Managed Assets” set forth in Section 8(a) of the Management Agreement shall be applied in a manner that reduces Managed Assets by the  net  proceeds  from  the  August  12,  2019  private  placement  offering  of  5.875%  Convertible  Senior  Notes  due  2025  (excluding  the  cash portion of such proceeds utilized in connection with the exchange of the Company’s 7.00% Convertible Senior Notes due 2020). This letter in no way supersedes our May 9, 2016 letter agreement (effective March 31, 2016) concerning the Management Fee calculation. The purpose of this waiver is to apply Section 8(a) of the Management Agreement to only the reinvested portion of the net proceeds, received during the prior quarter, from the 5.875% Convertible Note offering. Except as specifically set forth herein, all other provisions of the Management Agreement shall remain in full force and effect and shall not be affected by this Letter Agreement. Please acknowledge your agreement to the foregoing by signing this Letter Agreement as indicated below. Very truly yours, CORRIDOR INFRATRUST MANAGEMENT, LLC By: /s/ Richard C. Green, Jr.                                  Name: Richard C. Green, Jr., Managing Director Agreed and accepted: CORENERGY INFRASTRUCTURE TRUST, INC. By: /s/ David J. Schulte                                           Name: David J. Schulte, President 1100 Walnut Street, Suite 3350, Kansas City, MO 64106 | Main: 816.875.3705 | Fax: 816.875.5875 | corenergy.reit         Subsidiaries of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. As of December 31, 2019 Subsidiary State of Incorporation or Formation Exhibit 21.1 CorEnergy BBWS, Inc. CorEnergy Pipeline Company, LLC Corridor Bison, LLC Corridor Leeds Path West, Inc. Corridor MoGas, Inc. Corridor Private Holdings, Inc. Corridor Public Holdings, Inc. Four Wood Corridor, LLC Grand Isle Corridor, LP Grand Isle GP, Inc. Grand Isle LP, Inc. LCP Oregon Holdings, LLC MoGas Pipeline LLC Mowood, LLC Omega Gas Marketing, LLC Omega Pipeline Company, LLC Pinedale Corridor, LP Pinedale GP, Inc. Pinedale LP I, LLC United Property Systems, LLC Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware Delaware     Exhibit 23.1 We consent to the incorporation by reference in the following Registration Statements: Consent of Independent Registered Public Accounting Firm (1) Registration Statement (Form S-3 No. 333-198921) of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc., (2) Registration Statement (Form S-8 No. 333-198799) pertaining to the CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. Director Compensation Plan, (3) Registration Statement (Form S-3 No. 333-228065) pertaining to the CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. Dividend Reinvestment Plan, and (4) Registration Statement (Form S-3 No. 333-228101) of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc.; of our reports dated February 27, 2020, with respect to the consolidated financial statements of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. and the effectiveness of internal control over financial reporting of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. included in this Annual Report (Form 10-K) of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. for the year ended December 31, 2019. /s/ Ernst & Young LLP Kansas City, Missouri February 27, 2020 I, David J. Schulte, certify that: CERTIFICATIONS Exhibit 31.1 I have reviewed this Annual Report on Form 10-K of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc.; 1. 2. Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary to make the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report; 3. Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report; 4. The registrant’s other certifying officer(s) and I are responsible for establishing and maintaining disclosure controls and procedures (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(e) and 15d-15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the registrant and have: (a) Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that material information relating to the registrant, including its consolidated subsidiaries, is made known to us by others within those entities, particularly during the period in which this report is being prepared; (b) Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our supervision, to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles; (c) Evaluated the effectiveness of the registrant’s disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; and (d) Disclosed in this report any change in the registrant’s internal control over financial reporting that occurred during the registrant’s most recent fiscal quarter (the registrant’s fourth fiscal quarter in the case of an annual report) that has materially affected, or is reasonably likely to materially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; and 5. The registrant’s other certifying officer(s) and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the registrant’s auditors and the audit committee of the registrant’s board of directors (or persons performing the equivalent functions): (a) All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal control over financial reporting which are reasonably likely to adversely affect the registrant’s ability to record, process, summarize and report financial information; and (b) Any fraud, whether or not material, that involves management or other employees who have a significant role in the registrant’s internal control over financial reporting. Date: February 27, 2020    /s/ David J. Schulte    David J. Schulte    Chief Executive Officer (Principal Executive Officer)         I, Kristin M. Leitze, certify that: CERTIFICATIONS Exhibit 31.2 I have reviewed this Annual Report on Form 10-K of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc.; 1. 2. Based on my knowledge, this report does not contain any untrue statement of a material fact or omit to state a material fact necessary to make the statements made, in light of the circumstances under which such statements were made, not misleading with respect to the period covered by this report; 3. Based on my knowledge, the financial statements, and other financial information included in this report, fairly present in all material respects the financial condition, results of operations and cash flows of the registrant as of, and for, the periods presented in this report; 4. The registrant’s other certifying officer(s) and I are responsible for establishing and maintaining disclosure controls and procedures (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(e) and 15d-15(e)) and internal control over financial reporting (as defined in Exchange Act Rules 13a-15(f) and 15d-15(f)) for the registrant and have: (a) Designed such disclosure controls and procedures, or caused such disclosure controls and procedures to be designed under our supervision, to ensure that material information relating to the registrant, including its consolidated subsidiaries, is made known to us by others within those entities, particularly during the period in which this report is being prepared; (b) Designed such internal control over financial reporting, or caused such internal control over financial reporting to be designed under our supervision, to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles; (c) Evaluated the effectiveness of the registrant’s disclosure controls and procedures and presented in this report our conclusions about the effectiveness of the disclosure controls and procedures, as of the end of the period covered by this report based on such evaluation; and (d) Disclosed in this report any change in the registrant’s internal control over financial reporting that occurred during the registrant’s most recent fiscal quarter (the registrant’s fourth fiscal quarter in the case of an annual report) that has materially affected, or is reasonably likely to materially affect, the registrant’s internal control over financial reporting; and 5. The registrant’s other certifying officer(s) and I have disclosed, based on our most recent evaluation of internal control over financial reporting, to the registrant’s auditors and the audit committee of the registrant’s board of directors (or persons performing the equivalent functions): (a) All significant deficiencies and material weaknesses in the design or operation of internal control over financial reporting which are reasonably likely to adversely affect the registrant’s ability to record, process, summarize and report financial information; and (b) Any fraud, whether or not material, that involves management or other employees who have a significant role in the registrant’s internal control over financial reporting. Date: February 27, 2020    /s/ Kristin M. Leitze    Kristin M. Leitze Chief Accounting Officer (Principal Accounting Officer and Principal Financial Officer)            SECTION 906 CERTIFICATION Exhibit 32.1 Pursuant to U.S.C. Section 1350, as adopted pursuant to Section 906 of the Sarbanes-Oxley Act of 2001, the undersigned officers of CorEnergy Infrastructure Trust, Inc. (the “Company”), hereby certify that the Annual Report on Form 10-K for the period ended December 31, 2019, filed with the Securities and Exchange Commission on the date hereof (the “Report”), fully complies with the requirements of Section13(a) or 15(d), as applicable, of the Securities Exchange Act of 1934, as amended, and that the information contained in the Report fairly presents, in all material respects, the financial condition and results of operations of the Company. /s/ David J. Schulte David J. Schulte Chief Executive Officer (Principal Executive Officer) Date: February 27, 2020 /s/ Kristin M. Leitze Kristin M. Leitze Chief Accounting Officer (Principal Accounting Officer and Principal Financial Officer) Date: February 27, 2020 The foregoing certification is being furnished solely pursuant to 18 U.S.C. Section 1350 and is not being filed as part of this report. A signed original of this written statement required by Section 906 has been provided to the Company and will be retained by the Company and furnished to the Securities and Exchange Commission or its staff upon request.               

Continue reading text version or see original annual report in PDF format above