核心观点 - 公司Enterprise Products Partners在2025年第四季度及全年实现了创纪录的财务表现，多项业务量、利润和现金流指标创新高，其高收益分配已连续27年增长，且增长前景明确，被视为一个坚实的高收益投资选择 [1][2][10] 2025年财务与运营表现 - 第四季度及全年业绩创纪录，多项业务量指标创新高，得益于近期完成的扩张项目 [1][3] - 第四季度创纪录的毛运营利润、净利润和现金流，运营可分配现金流对现金分派的覆盖倍数为1.8倍，留存了10亿美元用于增长 [3] - 全年产生创纪录的87亿美元经调整运营现金流，可分配现金流对高收益分派的覆盖倍数为1.7倍，留存了32亿美元现金用于投资扩张项目 [4] - 全年在增长性资本项目上投资44亿美元，并进行了6.32亿美元的收购，年末杠杆率维持在较低的3.3倍 [6] 分配政策与股东回报 - 公司的高收益分配（收益率6.7%）已连续27年增长，其现金流和财务指标使该分派建立在非常可持续的基础上 [1][2][6] - 强劲的现金流使其能够轻松覆盖高收益分配，并留存大量现金用于再投资 [3][4] 增长资本项目与未来展望 - 2025年是公司增长资本支出周期的高峰，完成了多个主要扩张项目，包括Neches River码头一期和Bahia管道 [3][7] - 公司近期确保了多个新的增长资本项目，进一步增强并延长了近期增长能见度，包括与埃克森美孚合作扩建和延伸Bahia管道（预计明年第四季度投入运营），以及扩建Dark Horse设施 [2][8] - 公司看到机会扩展其天然气管道系统，以支持AI数据中心增长带来的电力需求 [8] - 预计今年在增长性资本项目上投资25亿至29亿美元，同时有6亿美元的资产出售计划，明年预计再投资20亿至25亿美元 [7] - 即使有这些新增项目，公司预计今年将产生显著的自由现金流，可用于加强其资产负债表、回购更多普通单位并继续增加分配 [9] 市场数据摘要 - 公司股票代码为EPD，当日上涨4.62%，涨幅1.53美元，当前价格为34.63美元 [5] - 市值约为750亿美元，当日交易区间为33.37-35.08美元，52周区间为27.77-35.08美元，成交量为1500万股，平均成交量为410万股 [6] - 毛利率为13.52%，股息收益率为6.28% [6]

文章核心观点 - 文章作者作为资深行业分析师 专注于在油气领域寻找被低估的投资标的 其服务为付费会员提供独家且更深入的公司分析[1] - Enterprise Products Partners (EPD) 近期普通单位表现良好 市场对其季度财报及指引做出了积极反应[2] - 作者本人持有EPD的多头头寸 文章内容代表其个人观点[3] 作者背景与服务 - 作者拥有多年油气行业研究经验 是一名退休注册会计师 并持有MBA和硕士学位[2] - 作者领导名为“Oil & Gas Value Research”的投资研究小组 致力于寻找关注度低的上游油气公司和受冷落的中游公司以发掘投资机会[2] - 该研究小组为付费会员提供抢先的深度分析 并设有一个活跃的聊天室供投资者交流信息和想法[1][2] 公司表现与行业特征 - Enterprise Products Partners (EPD) 近期普通单位表现良好 源于市场对一份良好的季度盈利报告及其指引的预期和积极反应[2] - 油气行业被认为是一个周期性很强的繁荣与萧条交替的行业 在该行业投资需要耐心和经验[2]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度调整后EBITDA创纪录，达到27亿美元，超过2024年第四季度26亿美元的纪录，同比增长4% [5][20] - 第四季度归属于普通单位持有者的净收入为16亿美元，摊薄后每股0.75美元 [12] - 第四季度调整后经营现金流（扣除营运资本变动前）增长5%至24亿美元，推动2025年全年调整后经营现金流达到创纪录的87亿美元 [12] - 2025年全年调整后EBITDA创历史新高，接近100亿美元 [20] - 2025年全年调整后自由现金流为31亿美元，扣除向有限合伙人分配后的可支配自由现金流为-16亿美元 [18] - 截至2025年12月31日，总债务本金为347亿美元，加权平均债务成本为4.7%，约98%为固定利率，加权平均债务期限约为17年 [20] - 截至2025年12月31日，合并流动性约为52亿美元 [20] - 经调整混合债务部分权益内容及现金后，年末合并净杠杆率为3.3倍，目标杠杆率仍为3.0倍±0.25倍 [21] - 预计2026年杠杆率将回归目标区间 [21] - 第四季度宣布每普通单位派息0.55美元，较2024年第四季度派息增长2.8% [12] - 2025年第四季度回购了约5000万美元普通单位，2025年全年回购总额约3亿美元，已使用授权50亿美元回购计划的约29% [13] - 2025年通过派息和回购向股权投资者返还了50亿美元资本，派息占47亿美元（94%），回购占3亿美元，派息比率为调整后经营现金流的58% [14] - 预计2026年可支配自由现金流可能达到约10亿美元 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气凝析液出口业务：2025年装载了3.5亿至3.6亿桶，涉及744艘船，预计到明年NGL出口量将接近每日150万桶（年化5.5亿桶）[9] - 乙烷出口业务：向美国裂解装置每月交付约2500万桶乙烷（年化约3亿桶）[11] - 原油管道业务：Bahia管道系统（与Chinook整合）容量为每日120万桶，目前利用率为80% [8] - 天然气处理业务：2025年中投产的两条处理线目前已接近满负荷 [8] - 液化石油气出口业务：合同覆盖度高，直至本年代末，且对额外长期承诺兴趣浓厚 [8] - 液化石油气出口扩张产能的长期合同签约率已达85%-90% [60][61] - 天然气营销业务：第四季度从天然气营销中获益，受益于Waha价格波动和系统优化 [33][34][80] - NGL营销业务：第四季度表现强劲，主要得益于仓储机会和出口资产高利用率 [104] - 辛烷值增强业务：规模较小（每日2万桶），预计从2025年到2026年变化幅度不大 [65] - 聚丙烯和丙烷价差：反映住房市场疲软，2024年第四季度为每磅0.14美元，2025年第四季度仅为每磅0.03美元 [7] 各个市场数据和关键指标变化 - 原油价格：2025年平均油价较2024年低约12美元/桶，影响了价格和价差 [6] - 天然气市场：Waha价格波动，公司在低价时通过运输能力获利，高价时通过仓储资产获利 [33][34] - 二叠纪盆地生产：Midland盆地产量超预期，连接井数创590口新高；Delaware盆地增长曲线变陡，预计今年有约500口井投产 [36] - 国际需求：美国液化石油气在印度和东南亚等新市场需求具有韧性，对长期出口产能兴趣浓厚 [55] - 丙烷管道：所有丙烷管道在年底需求强劲，2026年1月需求强于2025年1月 [77] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 资产投产：2025年成功投产多项资产，包括Frac 14、Midtown West、Orion、二叠纪盆地多个集输处理项目、Neches River Terminal乙烷出口线、对加拿大稀释剂出口以及Bahia NGL管道 [5] - 合同结构转型：已将RGP采购协议重新谈判为固定费用结构，使分离器业务基本不受价差影响 [7] - 乙烷出口终端和所有20条二叠纪盆地处理线预计年底前将完全签订合同 [7] - 与埃克森美孚合作：埃克森美孚收购了Bahia NGL管道的未分割联合权益，并同意将Bahia管道扩建至每日100万桶，连接其Cowboy处理中心，此次合作涉及12项下游协议 [9][15] - 客户关系：公司长期致力于全球和国内客户关系，国际业务始于1983年，许多客户合作超过20年 [9][10] - 增长资本支出：2025年有机增长资本投资为44亿美元，预计近期将回归中期范围 [15] - 近期商业协议：与Delaware盆地大型生产商签署综合服务协议；与Haynesville生产商签署协议扩展天然气集输系统；与石化客户签署协议支持乙烷、乙烯和丙烯管道系统扩展 [16] - Neches River Terminal二期和休斯顿船舶航道LPG扩建完成后，出口能力将进一步增长 [9] - 公司认为其成功源于企业文化、团队合作、创造力和对客户关系的专注 [12] - 预计2026年增长资本支出在25亿至29亿美元之间，扣除约6亿美元资产出售收益后，净支出在19亿至23亿美元之间，预计将处于该区间高端 [17] - 预计2026年维持性资本支出约为5.8亿美元，其中包括约8000万美元用于辛烷值增强设施的检修 [17] - 资本配置：预计近期可支配自由现金流将分配于回购和偿还债务，2026年预计约50%-60%用于回购 [19] - 未来派息增长可通过回购减少单位数量来增强 [19] - 公司对上游整合的看法：认为无论生产商规模大小，公司团队都能达成双赢交易，因此整合对中游影响不大 [38][41] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 新市场现实：2025年原油价格较低，削弱了前三年受益的价格和价差 [6] - 2025年付费市场利润率较弱，一项大型十年期LPG出口合同以两位数费用签订，后以市场利率重新签约 [7] - 预计2026年随着2025年及2026年投产的资产逐步提升负荷，调整后EBITDA和现金流将实现温和增长 [18] - 预计2027年调整后EBITDA和现金流将较2026年实现约10%的增长 [18][93] - 对2026年EBITDA和现金流增长的预期处于3%-5%区间的低端 [28] - 第四季度业绩更具“可重复性”，但需注意第四季度和第一季度是季节性较强的时期，不应简单线性外推 [26][93] - 乙烷出口：船舶到位早于接收终端，但预计第二季度乙烷出口产能将接近满负荷，Neches River Terminal第二条生产线随后投产，初期主要为丙烷，到明年年底将主要转为乙烷 [8][31] - 生产商活动：二叠纪盆地生产商活动积极，公司已做好准备应对增长 [36] - 中游合同续约：Midland to Echo原油管道合同约20%在2028年到期，公司已通过新合同和混合展期进行填充 [42][43] - 冬季风暴影响：生产下降类似以往冬季事件，公司通过系统优化弥补了损失，但预计不会出现类似Yuri风暴的异常收益 [51] - 碳捕获业务：虽然与埃克森美孚在多领域合作，但碳捕获可能不在公司业务组合内 [71] - 无机增长机会：鉴于上游并购活动，目前市场上类似此前Occidental收购的交易机会减少 [107] 其他重要信息 - 公司运营着5万英里的管道网络，每日输送超过1400万桶油当量 [11] - 公司将库欣、Midland、休斯顿和Mont Belvieu等仓储枢纽视为支持客户的关键基础设施 [11] - 2025年，通过股息再投资计划和员工单位购买计划在公开市场合计购买了470万普通单位，价值1.5亿美元 [13] - 自1998年IPO以来，公司在建设北美最大能源基础设施网络的同时，已通过派息和回购向单位持有人返还近620亿美元 [14] - Bahia管道为未分割联合权益，将按比例合并，仅报告公司份额 [74][99] - Haynesville的Acadian系统扩展是一个集输系统扩展项目，客户包括私人和公共生产商 [84] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于2026年和2027年增长前景的细节和风险 [25] - 回答: 第四季度业绩更具“可重复性”，因前几年异常价差减少 [26] 预计2026年现金流和EBITDA较2025年温和增长，可能处于3%-5%区间低端 [28] 预计2027年调整后EBITDA较2026年实现约10%增长 [18][93] 增长动力主要来自2025/2026年投产资产在2027年达到满负荷 [8][18] 问题: NGL出口扩张（特别是Neches River）的收益贡献进度 [31] - 回答: Neches River Terminal（原文误作Matrix River）于去年投产，乙烷出口量在第四季度开始提升，预计第二季度乙烷出口产能接近满负荷，随后第二条生产线投产，初期主要装载丙烷，到明年年底将主要转为乙烷 [31] 问题: Waha价格波动对公司的影响 [33] - 回答: Waha价格低时，公司通过天然气运输能力从西向东价差中获利；价格高时，通过仓储资产获利，公司从双向波动中受益 [34] 问题: 生产商客户对2026年的计划及对二叠纪盆地供应增长的看法 [35] - 回答: Midland盆地产量超预期，连接井数创590口新高；Delaware盆地增长曲线变陡，预计今年有约500口井投产，明年更多 [36] 问题: 上游生产商整合对中游合同谈判能力的影响 [38] - 回答: 公司认为其团队善于与各种规模的生产商达成双赢交易，因此整合影响不大 [41] 问题: Midland to Echo原油管道合同到期情况 [42] - 回答: 首批合同在2028年到期，但公司已通过新合同和混合展期进行填充，预计约20%容量在2028年到期，公司将继续处理 [43] 问题: 股票回购的节奏和方法 [48] - 回答: 基于当前预期，若2026年可支配自由现金流约10亿美元，预计55%-60%将用于回购，方式包括机会性和程序性购买 [49][50] 问题: 近期冬季风暴（冻结）的潜在收益影响 [51] - 回答: 生产下降类似以往冬季事件，公司通过系统优化弥补，但预计不会出现类似Yuri风暴的异常收益 [51] 问题: 国际NGL需求趋势 [54] - 回答: 尽管市场有波动，但需求具有韧性，美国LPG正进入印度和东南亚等新市场，对长期出口产能兴趣浓厚 [55] 问题: 2026年增长的具体抵消因素（逆风） [56] - 回答: Frac 14已满负荷，两条处理线将满负荷，乙烷出口终端年底满负荷，LPG出口已满负荷且扩张部分合同覆盖度高 [56][57][58][59][60][61] 主要逆风可能是低油价（如40美元/桶），但辛烷值增强业务从2025到2026年变化不大 [63][65][66] 问题: 与埃克森美孚合作的扩展机会，特别是在碳捕获方面 [70] - 回答: 公司与埃克森美孚在多领域合作，并将继续寻求更多交易，但碳捕获可能不在业务组合内 [71] 问题: 酸气处理能力扩张和Oxy资产收购对填充二叠纪盆地Y级管道和Bahia管道的影响 [74] - 回答: Bahia管道利用率已达80%，接近120万桶/日容量 [74] 任何通过集输处理系统获得的天然气或气包都对NGL业务组合有利，Pinon扩建和OxyRock收购的产量将在2027年大幅增加 [75] 问题: 第一季度丙烷管道机会 [76] - 回答: 所有丙烷管道在年底需求强劲，2026年1月需求强于2025年1月 [77] 问题: 天然气营销策略，特别是在Waha价差预计收窄的情况下 [80] - 回答: 公司在天然气运输能力上留有开放头寸，长期来看，若有机会为客户提供集输处理捆绑方案，会考虑签订长期合同；短期则利用短期机会或波动获利 [81] Midland盆地合同主要为溢价合同，随着天然气价格走强，将受益于今年新投产的40-45亿立方英尺/日产能 [82] 问题: Haynesville的Acadian系统扩展项目细节 [83] - 回答: 该项目是集输系统扩展，增加了处理能力和覆盖范围，客户包括私人和公共生产商 [84] 问题: 2027年资本支出指引的构成及新项目是否代表增量 [87] - 回答: 2026年25-29亿美元的资本支出范围已包含一些尚未最终投资决定和宣布的项目，预计将达到该区间高端 [89] 2027年资本支出预计仍在20-25亿美元范围 [89] 问题: 与埃克森美孚的UJI合作及未来在Mont Belvieu的潜在机会 [94] - 回答: Bahia扩建由埃克森美孚支持，作为UJI，埃克森美孚有权在起终点进行连接，双方签署了12项下游协议，交易使双方关系更紧密 [94] 问题: 2027年10% EBITDA增长的具体驱动因素，以及Bahia UJI的会计处理 [97] - 回答: 增长动力广泛：NGL板块将有新处理厂（Delaware盆地一季度末，Midland盆地年底）在2027年全年贡献，OxyRock收购在2027年效益更大，下游资产（如Trigger 4/5、酸气扩建）全年受益，以及所有产品流经Bahia管道至分馏和分销系统及海运终端 [101][102] Acadian Gainesville系统也将有更高费用生效 [103] Bahia作为UJI将按比例合并，仅报告公司份额 [99] 问题: 第四季度NGL营销强劲的驱动因素及2026年展望 [104] - 回答: 第四季度强劲得益于大量仓储机会和出口资产高利用率，公司总能捕捉呈现的标准机会 [104] 问题: 鉴于近期上游并购，是否会有更多类似Oxy集输资产收购的交易 [107] - 回答: 管理层认为目前市场上类似的交易机会比过去少 [107]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度调整后EBITDA创下27亿美元的历史新高，较2024年第四季度的26亿美元增长4% [5][22] - 第四季度归属于普通单位持有者的净收入为16亿美元，完全稀释后每普通单位收益为0.75美元 [12] - 第四季度调整后经营现金流（扣除营运资本变动前）增长5%至24亿美元，推动2025年全年调整后经营现金流达到创纪录的87亿美元 [12] - 2025年全年调整后EBITDA创下接近100亿美元的历史新高 [22] - 2025年全年调整后自由现金流（经营现金流减去资本投资和收购）为31亿美元，减去向有限合伙人分配的股息后，2025年可自由支配现金流为-16亿美元 [19] - 截至2025年12月31日，总债务本金为347亿美元，加权平均债务成本为4.7%，其中约98%为固定利率 [22] - 截至2025年12月31日，合并流动性约为52亿美元 [22] - 年末合并杠杆率（经混合债务部分权益内容调整并扣除现金后）为3.3倍，目标杠杆率区间为2.75-3.25倍 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - **天然气凝析液业务**：2025年，公司装载了3.5亿至3.6亿桶NGL，涉及744艘船舶 [9] 预计到明年，NGL出口量将接近每日150万桶，或年化5.5亿桶 [9] LPG出口合同高度签约至本年代末，并且对额外的长期承诺仍有浓厚兴趣 [8] 乙烷出口码头和所有20个处理装置列车均已完全签约 [7] - **原油业务**：Bahia NGL管道与Shin Oak构成一个综合系统，产能为120万桶/日，目前利用率为80% [8] 与埃克森美孚就Bahia管道达成的UJI协议包括将其扩建至100万桶/日，并签署了十几项下游协议 [9][16] - **天然气业务**：公司通过其5万英里的管道网络每日输送超过1400万桶油当量 [11] 每月向美国裂解装置输送约2500万桶乙烷，年化约3亿桶 [11] 在二叠纪盆地，Midland的天然气处理量增长符合预期，2025年创纪录地连接了590口井，Delaware的增长曲线也在变陡，预计今年将有约500口井投产 [37] - **石化与精炼产品**：RGP和PGP价差从2024年第四季度的每磅0.14美元降至2025年第四季度的每磅0.03美元，反映了住房市场的疲软 [7] 公司已重新谈判RGP采购协议为固定费用结构，使分离器业务基本不受价差影响 [7] 辛烷值增强设施（仅2万桶/日）的周转预计在本月晚些时候完成 [18] - **市场营销**：2025年原油平均价格比2024年低约12美元/桶，这减少了公司过去三年受益的许多价格和价差 [6] 2025年付费市场利润率较弱 [7] 一项最初以两位数费用签订的大型10年期LPG出口合同已按市场利率重新签约 [7] 各个市场数据和关键指标变化 - **国际出口市场**：需求被证明具有相当的韧性，美国LPG正在进入印度、东南亚等新市场 [57] 公司拥有长期的国际业务关系，许多客户合作超过20年 [10] - **国内市场**：公司同样关注国内客户，包括生产商、石化企业、炼油厂、贸易商和批发商 [11] 关键的存储枢纽（如库欣、米德兰、休斯顿、蒙贝维尤）都是开放接入系统 [11] - **二叠纪盆地**：2025年中期投产的两个处理装置列车目前已基本满负荷运行 [8] 预计到年底，公司在二叠纪盆地将有20个处理装置列车上线 [7] - **海恩斯维尔**：与海恩斯维尔生产商签订了长期协议，以扩展其天然气收集系统，并在Acadian系统上提供处理、加工和运输服务 [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - **增长资本与项目**：2025年第四季度总投资为13亿美元，其中增长资本项目10亿美元，维持性资本支出2.03亿美元 [15] 2025年有机增长资本投资为44亿美元，约有1亿美元支出将延至2026年，另有6.2亿美元维持性资本支出 [16] 随着Bahia NGL管道和Neches River Terminal一期等主要项目的完成，预计近期有机增长资本支出将回归中期范围 [16] - **2026-2027年展望**：预计2026年增长资本支出在25亿至29亿美元之间，扣除已收到的约6亿美元资产出售收益（来自埃克森美孚的Bahia交易最终付款）后，净额为19亿至23亿美元 [18] 预计2026年维持性资本支出约为5.8亿美元 [18] 预计2026年调整后EBITDA和现金流将实现温和增长，2027年相比2026年将实现约10%的增长 [19][95] - **资产货币化与股东回报**：2025年第四季度回购了约5000万美元普通单位，使2025年总回购额达到约3亿美元 [14] 已利用约29%的50亿美元授权回购计划 [14] 2025年通过向有限合伙人分配约47亿美元（占94%）和3亿美元回购，向股权投资者返还了50亿美元资本，经营现金流支付率为58% [15] 自1998年IPO以来，已通过股息和回购向单位持有人返还近620亿美元 [15] - **客户关系与商业成功**：公司强调其文化、团队合作、创造力和对客户关系的专注是长期成功的驱动力 [12] 商业团队在2025年第四季度后与生产商（如埃克森美孚、Delaware盆地一家大型生产商）和石化客户成功签订了多项重要长期协议 [16][17] - **行业整合影响**：管理层认为，无论上游生产商规模大小，公司团队都能看到价值并达成双赢交易，因此行业整合对中游合同谈判权的影响有限 [42] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 新资产表现良好，但也填补了商品敏感性业务和营销价差下降造成的缺口 [6] - 预计2026年将实现温和增长，因为2025年完成的资产将提升负荷量，而2026年全年完成的资产将开始运营 [19] 预计2026年现金流和EBITDA增长将处于3%-5%区间的低端 [30] - 预计到2027年，随着资产达到完全利用率，将实现两位数增长 [8][95] - 当前杠杆率反映了对近期投入运营的大型项目以及从西方石油公司收购的中游资产的投资，这些投资产生的年度调整后EBITDA尚未完全体现在过去十二个月的EBITDA数据中 [23] 预计到2026年底，当从这些项目中获得全年调整后EBITDA时，杠杆率将回到目标区间 [23] - 基于2026年目前预期的较低净资本投资水平以及股息净增长，预计2026年可自由支配现金流有可能达到约10亿美元 [20] - 在资本配置方面，预计短期内可自由支配现金流将用于回购和偿还债务 [20] 2026年，目前预计回购将占其中的约50%-60% [21][52] 其他重要信息 - 宣布2025年第四季度每普通单位股息为0.55美元，较2024年第四季度宣布的股息增加2.8% [13] 股息将于2月13日支付 [14] - 公司的分配再投资计划和员工单位购买计划在2025年从公开市场合计购买了470万普通单位，价值1.5亿美元，其中第四季度购买了120万单位，价值3700万美元 [14] - 对于Waha天然气价格的波动，公司通过天然气运输能力从低价中受益（利用西-东价差），并通过存储资产从高价中获利 [35] - 关于近期冬季风暴的影响，公司表示产量下降与以往的冬季事件类似，但能够通过系统优化来弥补，不过预计不会出现像Yuri风暴那样的异常收益 [53] - 关于Midland至Echo原油管道合同，2028年将有约20%的合同到期，但公司已通过新合同和混合展期方式在进行填充 [45] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于2026年和2027年展望的细节，以及支撑2027年两位数增长的商品环境假设 [27] - 管理层表示，由于过去三年异常价差的减少，第四季度的业绩更具常规性（更可预测）[28] 预计2026年现金流和EBITDA增长将处于3%-5%区间的低端 [30] 2027年约10%的EBITDA增长预期是基于资产达到完全利用率，而非特定的商品价格环境 [8][95] 问题: Neches River Terminal扩建的收益贡献时间表 [32] - Neches River Terminal于2025年投产，乙烷出口量在第四季度开始提升，预计到第二季度乙烷出口总产能将接近满负荷 [32] 届时第二条生产线将上线，初期主要装载丙烷，预计到2026年底将主要转为乙烷 [32] 问题: Waha天然气价格波动对公司的影响 [34] - 公司通过天然气运输能力从低Waha价格中受益（利用西-东价差），并通过存储资产从高价格中获利 [35] 问题: 2026年生产商客户的计划及对二叠纪盆地供应增长的影响 [36] - 在二叠纪盆地，Midland的天然气处理量增长符合预期，2025年创纪录地连接了590口井，Delaware的增长曲线也在变陡，预计今年将有约500口井投产 [37] 问题: 上游合并是否会增加大生产商对中游合同的谈判力 [39] - 管理层认为，无论上游生产商规模大小，公司团队都能看到价值并达成双赢交易，因此影响有限 [42] 问题: Midland至Echo原油管道合同的展期情况 [44] - 2028年将有约20%的合同到期，但公司已通过新合同和混合展期方式在进行填充，并将继续努力 [45] 问题: 股票回购的节奏和方法 [48] - 基于目前对2026年约10亿美元自由现金流的预期，预计其中55%-60%将用于回购，方式包括机会性购买和程序性购买 [52] 问题: 近期冬季风暴带来的潜在收益优化机会 [53] - 产量下降与以往的冬季事件类似，但能够通过系统优化来弥补，不过预计不会出现像Yuri风暴那样的异常收益 [53] 问题: 国际NGL需求趋势 [56] - 尽管市场存在波动，但需求被证明具有相当的韧性，美国LPG正在进入印度、东南亚等新市场，公司对出口产能的长期签约仍有浓厚兴趣 [57] 问题: 2026年可能抵消新项目爬坡的额外不利因素 [58] - 管理层列举了多项资产（如Frac 14、两个处理厂、乙烷终端、LPG扩建）已接近或正在实现满负荷签约 [58][62] 主要的潜在不利因素是较低的原油价格（如40美元/桶），但辛烷值增强业务从2025年到2026年的变化幅度预计不会太大 [67][68] 问题: 与埃克森美孚在碳捕集等领域的合作机会 [71] - 公司与埃克森美孚在多个领域有接触，并希望继续合作，但碳捕集可能不在公司的投资组合中 [72] 问题: 酸气处理能力扩张和Oxy资产收购是否有助于提高Bahia管道的利用率 [75] - Bahia管道目前利用率已达80% [75] 任何通过收集和处理系统赢得的天然气或来自OxyRock的产量增长，都对下游NGL业务组合有利 [76] 问题: 第一季度丙烷管道需求因寒冷天气的影响 [77] - 所有丙烷管道在年底前需求都非常强劲，2026年1月的需求与2025年1月一样强劲，甚至更强 [78] 问题: 天然气市场营销策略，特别是在Waha价差预计收窄的情况下 [82] - 公司在天然气运输能力上持有开放头寸，长期来看，如果能为客户提供集成解决方案（捆绑GMP交易），会考虑签约；短期则利用任何短期机会或波动获利 [83] Midland的合同主要是带有最低保障费的收费合同，因此Waha价格上涨对公司有利 [84] 问题: Haynesville Acadian扩建项目的细节和客户类型 [85] - 该项目是收集系统的扩建，旨在增加处理和覆盖范围，客户包括私人和上市公司 [86] 问题: 2027年资本支出指引的构成，新项目公告是否意味着超出当前范围 [89] - 2026年25-29亿美元的资本支出范围已经包含了一些正在考虑但尚未最终投资决定和宣布的项目 [90] 2027年资本支出预计仍在20-25亿美元范围内 [91] 问题: 2027年EBITDA增长的具体驱动因素 [99] - 驱动因素包括：Delaware盆地一个新处理厂的全年度贡献、Midland盆地另一个计划在2026年底投产的处理厂的全年度贡献、OxyRock收购的更多效益、下游资产（如Trigger 4和5、酸气扩建）的全年度贡献，以及所有这些通过Bahia管道进入分馏、分销和海运终端的流量 [103][104] Acadian Haynesville系统也将有更高的收费生效 [105] 问题: 第四季度强劲的NGL市场营销表现的原因及2026年展望 [106] - 第四季度的强劲表现得益于大量的存储机会、乙烷出口资产的高利用率以及抓住各种常规市场机会 [106] 问题: 鉴于近期上游并购，是否可能进行更多类似Oxy Gathering的交易 [109] - 管理层认为，目前市场上可供收购的资产比以前少了 [109]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度调整后EBITDA创下27亿美元的历史新高，同比增长4%，超过2024年第四季度26亿美元的记录 [4][19] - 第四季度归属于普通单位持有者的净利润为16亿美元，完全摊薄后每普通单位收益为0.75美元 [11] - 第四季度调整后经营现金流（扣除营运资本变动前）增长5%，达到24亿美元，推动2025年全年调整后经营现金流达到创纪录的87亿美元 [11] - 2025年全年调整后EBITDA达到创纪录的近100亿美元 [19] - 2025年第四季度宣布的每普通单位分派为0.55美元，较2024年第四季度增加2.8% [11] - 2025年调整后自由现金流（经营现金流减去资本投资和收购）为31亿美元，减去向有限合伙人分派后，2025年可自由支配现金流为-16亿美元 [17] - 2026年可自由支配现金流预计可能达到约10亿美元水平 [18] - 截至2025年12月31日，总债务本金为347亿美元，加权平均债务成本为4.7%，约98%为固定利率 [19] - 截至2025年12月31日，合并流动性约为52亿美元 [19] - 调整混合债务的部分权益内容并减去现金后，年末合并净杠杆率为3.3倍，目标杠杆率维持在3倍±0.25倍（2.75-3.25倍） [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - **天然气凝析液出口业务**：2025年通过744艘船装载了3.5亿至3.6亿桶NGLs，预计到明年NGLs日出口量将接近150万桶（年化5.5亿桶） [7][8] - **乙烷出口业务**：公司每月向美国裂解装置交付约2500万桶乙烷（年化约3亿桶） [10] - **管道网络**：通过5万英里的管道网络，每日运输超过1400万桶油当量 [10] - **分馏业务**：RGP（回收级丙烯）和PGP（聚合级丙烯）价差从2024年第四季度的每磅0.14美元降至2025年第四季度的每磅0.03美元，反映了住房市场的疲软 [5] - **天然气处理业务**：2025年年中投产的两条处理线目前已基本满负荷运行 [6] - **液化石油气出口业务**：LPG出口合同在本十年末之前高度签约，并且对额外的长期承诺仍有浓厚兴趣 [6] - **原油管道业务**：Bahia NGL管道与Chinook组成综合系统，拥有120万桶的产能，目前运行负荷率为80% [6][72] - **丙烷管道业务**：所有丙烷管道在年底需求强劲，2026年1月的需求强于2025年1月 [75] - **辛烷值提升业务**：该商品敏感业务规模仅为每日2万桶，预计从2025年到2026年不会出现重大不利变化 [63] 各个市场数据和关键指标变化 - **商品价格环境**：2025年原油平均价格比2024年低约12美元/桶，这减少了公司在前三年受益的许多价格和价差 [4] - **Waha天然气价格波动**：公司通过天然气运输能力和存储资产，在Waha价格波动中双向获利 [33] - **二叠纪盆地生产活动**：Midland地区的产量超出预期，与去年的产量增长基本一致，2025年油井连接数达到创纪录的590口；Delaware地区的增长曲线也在变陡，预计今年将有约500口油井投产 [35] - **国际市场需求**：美国LPG正在进入印度和东南亚等新市场，国际LPG和乙烷出口产能的长期需求依然健康 [54] 公司战略和发展方向和行业竞争 - **资产投产与扩张**：2025年投产了多项资产，包括Frac 14、Midtown West、Orion、二叠纪盆地的多个集输和处理项目、Neches River Terminal乙烷出口线、向加拿大的稀释剂出口以及Bahia NGL管道 [4] - **长期客户关系**：公司自1983年起开展国际业务，与许多客户保持了超过20年的合作关系，关系非常稳固 [8][9] - **资本配置策略**：2025年通过分派（约47亿美元，占94%）和回购（3亿美元）向股权投资者返还了50亿美元资本，分派支付率（调整后经营现金流）为58% [13] - **股票回购计划**：第四季度回购了约5000万美元普通单位，2025年总回购额约3亿美元，已动用50亿美元授权回购计划的约29% [12] - **增长资本投资**：2025年第四季度总投资13亿美元，其中增长资本项目10亿美元，维持性资本支出2.03亿美元；2025年有机增长资本投资为44亿美元，约1亿美元支出将延至2026年 [13][14] - **2026年资本支出指引**：预计2026年增长资本支出在25亿至29亿美元之间，在应用约6亿美元资产出售收益（来自埃克森美孚对Bahia的最终付款）后，净额在19亿至23亿美元之间，预计将处于该区间的高端；维持性资本支出预计约为5.8亿美元 [16] - **近期增长展望**：预计2026年调整后EBITDA和现金流将温和增长，随着2025年完工的资产上量以及2026年全年完工的资产开始运营，预计2027年调整后EBITDA和现金流将实现约10%的增长 [17][91] - **与埃克森美孚的合作**：埃克森美孚收购了Bahia NGL管道的未分割联合权益，并同意将Bahia扩建至每日100万桶，这是一个双赢的合作，并附带十几项下游协议 [6][7][14][93] - **新项目与协议**：自上次财报会以来，与二叠纪盆地和Haynesville的生产商以及石化客户达成了多项长期服务协议，支持新的基础设施建设项目 [15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - **市场现实**：新的市场现实塑造了2025年，原油价格降低削弱了此前受益的价格和价差，付费市场利润率在2025年走弱 [4] - **合同结构优化**：在2024年和2025年，重新谈判了RGP采购协议，转为固定费用结构，使分馏业务基本不受价差影响 [5] - **资产利用率**：乙烷出口终端和所有20条处理线（预计年底前在二叠纪盆地投用）已完全签约；LPG出口在本十年末前高度签约 [5] - **出口设施建设**：乙烷出口通常需要建造船舶和接收终端才能最终使码头达到完全利用，但目前看来船舶似乎比接收设施来得更早 [6] - **存储中心作用**：Cushing、Midland、Houston和Mont Belvieu等开放存取存储中心是支持客户基础设施的关键部分 [10] - **长期成功驱动因素**：公司的长期成功由其文化、团队合作、创造力和对客户关系的专注等无形资产驱动 [11] - **杠杆率展望**：由于近期投入服务的大型项目（包括从中游资产收购）的债务已计入资产负债表，但其产生的年度调整后EBITDA尚未完全体现在过去十二个月的数据中，当前杠杆率反映了这些重大投资，预计到2026年底，当这些项目贡献全年调整后EBITDA时，杠杆率将回归目标范围 [20] - **2026年增长预期**：预计2026年现金流和EBITDA与2025年相比将温和增长，可能处于此前指引的3%-5%区间的低端 [28] - **行业整合影响**：管理层认为，无论生产商规模大小，公司团队都能看到价值并达成双赢交易，因此上游整合对中游合同谈判能力的影响不大 [39] 其他重要信息 - 公司通过分派再投资计划和员工单位购买计划，在2025年公开市场合计购买了470万股普通单位，价值1.5亿美元，其中第四季度购买了120万股，价值3700万美元 [12] - 自1998年IPO以来，公司在建设北美最大能源基础设施网络之一的同时，已通过分派和回购负责任地向单位持有人返还了近620亿美元 [13] - 随着Bahia NGL管道和Neches River Terminal一期等主要项目的完成，公司相信近期有机增长资本支出将回归中期范围 [14] - 公司预计2026年可自由支配现金流将按约50%-60%用于回购、其余用于偿还债务的比例进行分配 [18][48] - 公司预计2027年增长资本支出范围在20亿至25亿美元之间 [87] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于2026年和2027年增长前景的细节和风险 [25] - 管理层认为第四季度业绩更具常规性，因为缺少前三年的超额价差 [26] - 2026年调整后EBITDA和现金流预计将实现温和增长，可能处于3%-5%区间的低端 [28] - 2027年预计将实现约10%的EBITDA增长，主要驱动因素是资产达到完全利用率 [91] - 第四季度和第一季度业务季节性较强，不宜简单线性外推 [92] 问题: NGL出口扩张（特别是Neches River）的收益贡献进度 [30] - Neches River Terminal于去年投产，乙烷出口量在第四季度开始增加，预计到第二季度乙烷出口总产能将接近满负荷 [31] - 第二条生产线随后将投产，初期主要装载丙烷，到2026年底左右将主要转向乙烷 [31] 问题: Waha价格波动对公司的影响 [32] - 公司拥有天然气运输能力，可从西向东或西向南的价差中获利；同时拥有存储资产，可在气价高时获利，从双向波动中受益 [33] 问题: 生产商客户对2026年的计划及对二叠纪盆地供应增长的看法 [34] - Midland地区产量超预期，油井连接数创纪录；Delaware地区增长曲线变陡，预计今年有大量油井投产，公司已做好准备应对增长 [35] 问题: 上游合并对中游合同谈判能力的影响 [37] - 管理层认为，无论生产商规模大小，公司团队都能看到价值并达成双赢交易，因此影响不大 [39] 问题: Midland至Echo原油管道合同的展期情况 [40] - 2028年约有20%的合同到期，但公司已通过新合同和混合展期方式提前应对 [42] 问题: 股票回购的节奏和方法 [47] - 基于当前预期，若2026年可自由支配现金流约10亿美元，预计55%-60%将用于回购，方式包括机会性购买和程序性购买 [48] 问题: 冬季风暴（如冻结）对业务的潜在影响 [49] - 冬季风暴导致产量下降，但公司通过系统优化弥补了损失；但类似2021年冬季风暴“尤里”那样的异常巨大收益不可持续 [50] 问题: 国际NGL需求趋势 [53] - 尽管市场存在波动，但需求被证明具有韧性，美国LPG正在进入亚洲新市场，对出口产能的长期兴趣依然浓厚 [54] 问题: 2026年可能存在的增量不利因素 [55] - 主要新资产（如处理厂、乙烷终端、LPG出口）正接近或已达到高利用率，商品价格（如40美元/桶的原油）是主要的不利因素，但商品敏感业务（辛烷值提升）规模小，变化幅度预计不大 [55][61][63][64] 问题: 与埃克森美孚在碳捕集等领域的合作机会 [67] - 公司与埃克森美孚在多领域有接触，并希望继续合作，但碳捕集可能不在公司业务组合内 [68] 问题: 酸气处理能力扩张和Oxy资产收购对填充Bahia管道的影响 [72] - Bahia管道目前运行负荷率已达80%，接近设计产能；任何通过集输和处理系统获得的天然气或气包，都对下游NGL业务有利，OxyRock收购的产量预计将在2027年大幅增加，有利于NGL业务组合 [72][73] 问题: 第一季度丙烷管道机会 [74] - 所有丙烷管道在年底需求强劲，2026年1月需求强于去年同期 [75] 问题: 天然气营销策略，特别是在Waha价差收窄的背景下 [78] - 公司在天然气产能上留有开放头寸，长期来看，会评估为客户提供集成解决方案并签订长期合同的机会；短期则利用短期机会或波动获利 [79] - Midland地区的合同主要为顶价合同（带有少量底价），随着气价走强，今年将投产的约40-45亿立方英尺/日的产能也将受益 [80] 问题: Haynesville Acadian扩建项目的细节和客户类型 [82] - 该项目是集输系统的扩建，旨在增加处理和覆盖范围，客户包括私人和公共生产商 [83] 问题: 2027年资本支出指引的构成及新项目是否代表增量 [86] - 2026年25-29亿美元的资本支出范围已包含一些正在考虑但未最终批准和宣布的项目，预计将处于该范围的高端；2027年资本支出预计仍在20-25亿美元范围 [87] 问题: 与埃克森美孚的UJI合作及未来在Mont Belvieu的潜在机会 [93] - Bahia扩建由埃克森美孚支持，作为UJI，埃克森美孚有权根据需要在上游和下游进行连接；双方还执行了12项下游协议，表明合作关系广泛，交易使双方关系更紧密 [93] 问题: 驱动2027年10% EBITDA增长的主要大块项目，以及Bahia UJI的会计处理 [96] - 主要驱动因素包括：Delaware盆地新处理厂的全年度贡献、Midland盆地年底新处理厂的全年度贡献、OxyRock收购的更多效益、下游分馏和出口设施（如Trigger 4和5）的全年度贡献，以及酸气处理扩建的增量效益 [99][100] - Bahia UJI将按比例合并，公司只报告其在该投资中的份额 [97] 问题: 第四季度NGL营销强劲的原因及2026年展望 [102] - 第四季度强劲表现源于大量存储机会、出口资产的高利用率以及公司对出现的标准机会的捕捉 [102] 问题: 鉴于近期上游并购，是否可能进行更多类似Oxy Gathering的交易 [105] - 管理层认为，目前市场上可供收购的资产比以前少 [105]

业绩总结 - 2025年第四季度每单位分配为0.55美元，较2024年第四季度增长2.8%[9] - 2025年总毛营业利润为100亿美元，较2024年持平[28] - 2025年第四季度的总毛营业利润（GOM）为2,737百万美元，相较于2024年第四季度的2,628百万美元增长了4.1%[39] 用户数据 - NGL部门在2025年第四季度的GOM为1,541百万美元，较2024年第四季度的1,548百万美元下降了0.5%[42] - 原油部门在2025年第四季度的GOM为353百万美元，较2024年第四季度的417百万美元下降了15.4%[46] - 天然气部门在2025年第四季度的GOM为445百万美元，较2024年第四季度的323百万美元增长了37.9%[49] - 石化与精炼产品部门在2025年第四季度的GOM为397百万美元，较2024年第四季度的348百万美元增长了14.1%[52] 未来展望 - 2026年有机增长资本支出预计在19亿至23亿美元之间，包含约25亿至29亿美元的增长资本支出，减去约6亿美元的资产销售收益[9][25] - 预计2026年和2027年的增长资本支出范围分别为25亿至29亿美元和20亿至25亿美元[9][25] - 2025年杠杆比率为3.3倍，目标比率为3.0倍（±0.25倍）[9] 新产品和新技术研发 - 调整后的EBITDA是指在利息、税项、折旧和摊销之前的收益，调整内容包括来自非合并附属公司的现金分配、非合并附属公司的权益收入、非现金减值费用、商品衍生工具的公允市场价值变动以及与资产销售相关的净收益/损失[76] - 调整后的EBITDA不包括反应型工厂的主要维护成本的摊销[76] 市场扩张和并购 - 2025年全年回购300百万美元，回购9.5百万普通单位[9] - 截至2025年12月31日，流动性为52亿美元，包括可用信贷额度和不受限制的现金[9] 负面信息 - NGL市场营销活动（不包括MTM）GOM下降，主要由于较低的平均销售利润，部分被更高的销售量抵消[44] - 2025年第四季度，蒙特贝尔维尔地区NGL分馏综合体的GOM因运营成本上升而下降，尽管分馏量增加了158 MBPD[44] - 2025年第四季度的MTM活动在天然气部门产生了500万美元的收益，而在原油部门则产生了100万美元的损失[50][47]

行业概述与商业模式 - 该行业由主要在北美洲运输和储存原油、天然气、精炼石油产品及天然气液体的管道型业主有限合伙公司组成[3] - 公司通过其庞大的运输和储存资产，为商品生产者和消费者提供中游服务，并基于长期合同产生稳定的费用收入[3] - 综合型中游能源公司还通过其在分馏装置和凝析油蒸馏设施中的权益产生现金流[3] 行业前景与挑战 - 尽管中游能源领域通常对油气价格波动较不敏感，但该行业前景黯淡[1] - 由于勘探与生产公司的资本支出趋于保守，对运输和储存资产的需求将不再那么有利可图[1] - 行业债务资本化比率高达56.6%，高负债限制了财务灵活性，并可能阻碍对新项目的投资或应对经济衰退的能力[4] - 向可再生能源的逐步转型将降低对油气管道和储存网络的需求[5] - 投资者压力导致油气生产商更关注股东回报而非产量增长，这抑制了商品产量增长，从而削弱了对管道和储存资产的需求[6] 市场表现与估值 - 该行业在Zacks行业排名中位列第214位，处于所有250多个行业中的后12%[7] - 过去一年，该行业股价下跌了7.8%，而同期更广泛的Zacks油气能源板块上涨了14.8%，标普500指数上涨了17.3%[10] - 基于过去12个月的企业价值/息税折旧摊销前利润比率，该行业当前交易倍数为11.01倍，低于标普500指数的19.05倍，但显著高于能源板块的5.95倍[14] - 过去五年，该行业的EV/EBITDA比率最高为12.58倍，最低为8.23倍，中位数为10.51倍[14] 重点公司分析 - Enterprise Products Partners LP 拥有超过50,000英里的管道网络，业务模式具有韧性，能够持续向单位持有人返还资本[17][18] - Enterprise Products Partners LP 已连续27年增加分派，并在所有商业周期中成功保持现金流稳定[18] - Energy Transfer LP 拥有横跨125,000英里的庞大天然气、原油和精炼石油产品管道网络，在美国所有关键盆地拥有中游资产[20] - Energy Transfer LP 过去三年提供的股息收益率高于行业综合水平，预计今年盈利增长17%[21] - Plains All American Pipeline LP 依靠其油气管道网络和储存资产享有稳定的费用收入，近期其2026年的盈利预期被上调[23]

文章核心观点 - 文章认为，对于寻求稳定高收益的投资者而言，中游能源公司是2026年值得关注的稳健收入选择，其业务模式基于收费，与大宗商品价格波动关联较小，能提供可靠的高股息收益 [1][2][3] - 文章推荐了三家北美中游能源巨头：Enbridge、Enterprise Products Partners 和 Energy Transfer，它们均提供有吸引力的高股息收益率，但业务构成和风险特征略有不同 [1][4][10] 中游能源行业特征 - 中游业务拥有管道、储存设施和运输资产等能源基础设施，其作用是将上游生产与下游加工及全球市场连接起来 [3] - 中游公司的收入主要基于资产使用费，流经系统的能源数量比所运输商品的价格更为重要 [3] - 鉴于能源对现代生活的重要性，即使油价处于低位，能源运输量也倾向于保持高位，这使得中游板块的波动性低于上游和下游 [2][3] 公司分析：Enbridge (ENB) - 公司是三家推荐公司中业务最多元化的选择，业务组合包括石油和天然气管道、受监管的天然气公用事业以及清洁能源 [6] - 公司股息收益率为5.6%，是三家推荐公司中最低的，部分原因在于其业务的多元化（兼具公用事业和中游业务属性）[6] - 公司股息已实现连续30年增长 [6] - 公司当前股价为48.28美元，市值为1050亿美元，股息收益率为5.58% [5][6] 公司分析：Enterprise Products Partners (EPD) - 公司是一家业主有限合伙（MLP），专注于石油和天然气中游资产运营 [8] - 公司股息收益率为6.3%，拥有保守管理的悠久历史 [8] - 公司股息已实现连续27年增长 [8] - 公司当前股价为33.10美元，市值为720亿美元，股息收益率为6.57% [7][8] 公司分析：Energy Transfer (ET) - 公司提供三家推荐公司中最高的股息收益率，为7.1% [9] - 公司在2020年将分派削减了一半，旨在加强其资产负债表，目前分派已恢复增长并超过削减前的水平 [9] - 管理层计划在未来可见的时间内，实现每年3%至5%的缓慢而稳定的分派增长，但该高收益选择可能更适合风险偏好较高的投资者 [9] - 公司当前股价为18.16美元，市值为620亿美元，股息收益率为7.25% [9]

公司概况与业务模式 - Enterprise Products Partners与Energy Transfer是北美两家最大的中游业务公司 提供能源运输服务并收取费用 [1] 财务表现与收益率对比 - Enterprise Products Partners提供6.3%的分配收益率 而Energy Transfer的收益率更高 达到7.1% [2] - 两家公司的分配增长率预计都将维持在低至中个位数范围 [2] - Enterprise Products Partners拥有投资级评级资产负债表 分配覆盖率达1.7倍 [6] 分配政策与历史记录 - Enterprise Products Partners已实现连续27年年度分配增长 记录与其上市时间基本一样长 [6] - Energy Transfer在2020年新冠疫情期间将其分配削减了一半 [3] - 在2016年能源行业低迷期 Energy Transfer曾不得不取消一项计划中的收购 该交易若按原计划完成可能导致股息削减 [3] 投资风险与稳定性评估 - Energy Transfer的较高收益率伴随更高风险 在行业下行期可能令投资者担忧 [4] - Enterprise Products Partners因其保守运营和长期增长记录 被视为更可靠和稳定的选择 [6] - 对于大多数股息投资者而言 Enterprise Products Partners可能是更优选项 因其提供了更可预测的收入 [7]

财务数据关键指标变化：全年及第四季度利润与每股收益 - 2025年全年归属于普通单位持有者的净利润为58亿美元，摊薄后每股2.66美元，低于2024年的59亿美元（每股2.69美元）[3] - 2025年第四季度归属于普通单位持有者的净利润为16亿美元，摊薄后每股0.75美元，略高于2024年同期的0.74美元[8] - 公司第四季度归属于普通股股东的净收入为16.44亿美元，每股收益0.75美元[37] 财务数据关键指标变化：现金流 - 2025年全年运营可分配现金流（Operational DCF）为79亿美元，与2024年持平；全年宣布的分配额增长3.6%至每股2.175美元，运营可分配现金流对分配额的覆盖倍数为1.7倍，公司留存了32亿美元可分配现金流用于再投资[4] - 2025年全年调整后经营现金流（Adjusted CFFO）创纪录，达87亿美元，高于2024年的86亿美元；派息率（含分配和回购）为调整后经营现金流的58%[5] - 2025年第四季度运营可分配现金流（Operational DCF）为22亿美元，与去年同期持平；季度分配额增长2.8%至每股0.55美元，覆盖倍数为1.8倍，公司留存了10亿美元可分配现金流[9] - 2025年第四季度调整后经营现金流（Adjusted CFFO）为24亿美元，高于2023年同期的23亿美元[11] - 2025年全年经营活动产生的净现金流为85.85亿美元，同比增长5.8%[52] - 2025年全年自由现金流为30.06亿美元，同比增长12.8%[52] - 2025年全年调整后自由现金流为31.30亿美元，同比下降1.3%[52] - 2025年全年调整后经营现金流为87.09亿美元，同比增长1.0%[53] - 2025年第四季度可分配现金流为22.23亿美元，较2024年同期的21.55亿美元增长3.2%[54] - 2025年全年可分配现金流为80.00亿美元，较2024年的78.39亿美元增长2.0%[54] - 2025年全年运营现金流为85.85亿美元，较2024年的81.15亿美元增长5.8%[54][60] 财务数据关键指标变化：盈利与经营利润 - 2025年第四季度调整后EBITDA为27.07亿美元，较2024年同期的25.99亿美元增长4.2%[60] - 2025年全年调整后EBITDA为99.64亿美元，较2024年的98.99亿美元增长0.7%[60] - 公司第四季度非GAAP总营业毛利为27.37亿美元，同比增加1.09亿美元[37] - 2025年第四季度总毛经营利润为27.37亿美元，较2024年同期的26.28亿美元增长4.2%[63] - 2025年全年总毛经营利润为100.30亿美元，较2024年的99.84亿美元增长0.5%[63] 成本和费用：资本支出 - 2025年全年资本投资净额为56亿美元，包括44亿美元增长性资本项目、6.32亿美元资产收购及6.2亿美元维持性资本支出；预计2026年有机增长资本投资净额在19亿至23亿美元之间[6] - 2025年第四季度资本支出为12.52亿美元，较2024年同期的10.59亿美元增长18.2%[67] - 2025年全年资本支出为49.88亿美元，较2024年的45.44亿美元增长9.8%[67] - 2025年第四季度维持性资本支出为2.03亿美元，较2024年同期的1.13亿美元大幅增长79.6%[54] 各条业务线表现：天然气处理及相关NGL营销业务 - 天然气处理及相关NGL营销业务第四季度总营业毛利为4.39亿美元，同比下降4400万美元[27] - 天然气处理厂进料量创纪录达81亿立方英尺/日，同比增加3.99亿立方英尺/日或5%[27] 各条业务线表现：NGL管道和存储业务 - NGL管道和存储业务第四季度总营业毛利创纪录达8.6亿美元，同比增加3800万美元[27] - NGL管道总量创纪录达490万桶/日，同比增加5.7万桶/日或1%[27] 各条业务线表现：原油管道与服务业务 - 原油管道与服务业务第四季度总营业毛利为3.53亿美元，同比下降6400万美元[30] 各条业务线表现：天然气管道与服务业务 - 天然气管道与服务业务第四季度总营业毛利为4.45亿美元，同比增加1.22亿美元[30] - 天然气管道总量创纪录达21.1万亿英热单位/日，同比增加6%[30] 各条业务线表现：石化与精炼产品服务业务 - 石化与精炼产品服务业务第四季度总营业毛利为3.97亿美元，同比增加4900万美元[31] 各条业务线表现：管道运输与处理量 - 2025年第四季度等效管道运输量创纪录，达1410万桶/天，同比增长3.7%；天然气处理厂进料量创纪录，达81亿立方英尺/天[15][19] - NGL管道运输量在2025年第四季度为487.1万桶/天，同比增长1.2%[42] - NGL分馏量在2025年第四季度为187.1万桶/天，同比增长10.8%[42] - 天然气管道运输量在2025年第四季度为210.62亿英热单位/天，同比增长5.7%[42] 其他重要内容：项目进展与资产交易 - Bahia NGL管道于2025年12月投入运营，初始运输能力为60万桶/天；公司出售了该管道40%的权益，并计划将其产能扩大至100万桶/天，延伸至Exxon的Cowboy天然气处理厂，预计2027年第四季度完成[20] 其他重要内容：商品价格 - 2025年第四季度加权平均NGL指示性市场价格为0.54美元/加仑，同比下降12.9%[51] - 2025年第四季度WTI原油平均价格为59.14美元/桶，同比下降15.8%[49] - 2025年第四季度天然气平均价格为3.55美元/百万英热单位，同比增长27.2%[47] 其他重要内容：债务与流动性 - 截至2025年12月31日，公司总债务本金为347亿美元，合并流动性约为52亿美元[7]