2025年第四季度及全年财务业绩 - 2025年第四季度调整后每股收益为0.25美元，低于市场预期的0.34美元，差距达26.5%，较上年同期的0.29美元下降13.8% [1] - 2025年全年调整后每股收益为1.21美元，较上年的1.28美元下降5.5% [1] - 第四季度总收入为253.2亿美元，低于市场预期的260.2亿美元，差距为2.7%，但较上年同期的195.4亿美元增长29.6% [2] - 2025年全年总收入为855.4亿美元，较上年的826.7亿美元增长3.5% [2] - 第四季度总成本和费用为232.4亿美元，同比增长34.7%，主要原因是产品销售成本、运营费用、折旧损耗及摊销以及销售管理费用和减值损失增加 [3] - 第四季度营业利润为20.8亿美元，同比下降8.9% [3] - 第四季度净利息费用为9.1亿美元，同比增长12.8% [3] 资产负债表与资本支出 - 截至2025年12月31日，公司流动资产为182.3亿美元，高于2024年底的142.0亿美元 [7] - 截至2025年12月31日，公司长期债务（扣除当期到期部分）为683.1亿美元，高于2024年底的597.5亿美元 [7] - 公司循环信贷额度尚有21.2亿美元的可用借款能力 [9] - 2025年第四季度增长性资本支出为14亿美元，维护性资本支出为3.55亿美元 [9] 近期业务发展与项目 - 2025年11月，公司与Entergy Louisiana签订为期20年的天然气运输协议，以支持路易斯安那州北部的经济发展，项目涉及扩建Tiger Pipeline，新建一条12英里的支线，预计运输能力为每天2.5亿英热单位 [4] - 2025年12月，公司扩大Transwestern Pipeline的“沙漠西南”扩建项目运输能力，将主管道直径从42英寸增至48英寸，运输能力提升至最高每天23亿立方英尺，项目成本增至约56亿美元 [5] - 公司已开始建设Mustang Draw II天然气处理厂，该厂位于米德兰盆地，处理能力为每天2.75亿立方英尺，预计于2026年第四季度投入运营 [6] 2026年业绩指引 - 公司将2026年调整后税息折旧及摊销前利润预期上调至174.5亿至178.5亿美元，此前预期范围为173亿至177亿美元 [8][10] - 公司计划在2026年投入50亿至55亿美元的增长性资本支出 [8][10] 同行业公司近期业绩 - National Fuel Gas Company 2026财年第一季度调整后营业利润为每股2.06美元，超出市场预期7.85%，较上年同期的1.66美元增长24.1%，季度销售额为6.515亿美元，超出预期0.7%，同比增长18.6% [12] - Plains All American Pipeline 2025年第四季度调整后每股收益为0.40美元，低于市场预期的0.47美元，差距为14.9%，净销售额为105.7亿美元，低于市场预期8.5%，较上年同期的120.4亿美元下降12.2% [13] - CNX Resources Corporation 2025年第四季度营业利润为每股0.68美元，大幅超出市场预期70.0%，较上年同期的0.57美元增长19.3%，季度收入为4.19亿美元，超出市场预期12.3%，较上年同期的3.86亿美元增长8.6% [14]

公司2025年第四季度财务与运营表现 - 2025年第四季度营收为253.2亿美元，净利润为9.28亿美元，较上年同期的10.8亿美元有所下降[1] - 第四季度每股收益为0.25美元，调整后的息税折旧摊销前利润为41.8亿美元，较上年同期增长8%[1] - 原油运输量增长6%，天然气液体分馏量增长3%，天然气液体出口量跃升12%，码头吞吐量激增12%[1] - 公司季度分派提升至每单位0.3350美元，较2024年第四季度增长3%，年度化分派达1.34美元[1] 公司战略调整与资本配置 - 公司暂停了Lake Charles液化天然气项目，以优先投资管道基础设施[1] - 已开始向甲骨文数据中心提供每日9亿立方英尺的天然气供应，以把握人工智能驱动的能源需求增长[1] - 将Desert Southwest管道扩建项目的产能提升至每日23亿立方英尺，成本为56亿美元[1] - 将2026年调整后息税折旧摊销前利润指引上调至174.5亿至178.5亿美元，此前指引为173亿至177亿美元，上调部分反映了对美国压缩公司J-W Power的收购[1] - 预计2026年增长性资本支出为50亿至55亿美元，重点集中于天然气网络扩张[1] 公司市场表现与行业对比 - 截至2月17日，公司股价年内上涨11.8%，表现优于Alerian MLP ETF所衡量的更广泛中游MLP板块11.3%的年内涨幅[1]

财务数据和关键指标变化 - 2025年全年调整后EBITDA为近160亿美元，较2024年的155亿美元增长3%，创下合伙制企业记录 [3] - 2025年全年归属于合伙人的调整后可分配现金流为82亿美元，低于2024年的84亿美元 [3] - 2025年第四季度调整后EBITDA约为42亿美元，高于去年同期的约39亿美元 [4] - 2025年第四季度归属于合伙人的调整后可分配现金流约为20亿美元，与2024年第四季度持平 [4] - 2025年全年有机增长资本支出约为45亿美元，主要投向NGL和成品油、中游及州内管道板块 [5] - 2026年有机增长资本支出指引范围上调至50-55亿美元，不包括Sun和USA Compression的资本支出 [8] - 2026年调整后EBITDA指引范围上调至174.5-178.5亿美元，此前为173-177亿美元，上调原因完全归因于USA Compression对J-W Power Company的收购 [19] - 公司目标长期年度分配增长率为3%-5%，并计划在重大投资机会期间将杠杆率维持在调整后EBITDA的4-4.5倍 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - **NGL和成品油板块**：2025年第四季度调整后EBITDA为11亿美元，与去年同期持平 [5] - 业绩包括因监管命令影响前期和当期费率而一次性增加的5600万美元 [5] - 被与NGL和成品油库存对冲结算时间相关的5800万美元较低收益所抵消，预计该收益将在2026年第一季度确认 [5] - 此外，Nederland码头因大雾导致的装货延迟造成1400万美元影响，预计将在2026年第一季度弥补 [6] - **中游板块**：2025年第四季度调整后EBITDA为7.2亿美元，高于去年同期的7.05亿美元，主要得益于二叠纪盆地、东北部和Ark-La-Tex地区的产量增长 [6] - 业绩部分被因前述监管命令导致的1400万美元跨板块NGL运输费用一次性增加所抵消 [6] - **原油板块**：2025年第四季度调整后EBITDA为7.22亿美元，低于去年同期的7.6亿美元 [6] - 季度内，多条原油管道系统和二叠纪盆地集输系统实现增长 [6] - 业绩包括因前述监管命令一次性增加的1900万美元 [7] - 被主要来自Bakken管道的较低运输收入所抵消 [7] - **州际天然气板块**：2025年第四季度调整后EBITDA为5.23亿美元，高于去年同期的4.93亿美元，主要原因是多条管道（包括Panhandle Eastern、Trunkline、Florida Gas和Transwestern）售出更多运力且利用率提高 [7] - **州内天然气板块**：2025年第四季度调整后EBITDA为3.55亿美元，远高于去年同期的2.63亿美元，主要得益于管道和储存优化，以及因第三方产量增长带来的德克萨斯州内管道系统运量增加 [7] 各个市场数据和关键指标变化 - 2025年全年，公司在州际、中游、NGL和原油各板块的运输量均创下纪录 [3] - 2025年全年，从Nederland和Marcus Hook码头出口的NGL总量创下纪录 [3] - 2025年第四季度，公司在NGL分馏处理量、液化石油气出口量、Nederland码头运量和原油运输处理量方面均创下纪录 [4] - 公司在Nederland码头的Flex Export NGL出口扩建项目运量持续攀升，并于2025年12月出口了首批2船乙烯货物 [17] - 在二叠纪盆地，Mustang Draw 1号和2号处理厂预计将分别于2026年第二季度和第四季度投产 [17] - 在俄克拉荷马州，公司近期新增了为三座新发电厂负荷（总计约1.9亿立方英尺/日）提供服务的连接，预计将于2026年第二季度上线 [16] - 公司还在就为俄克拉荷马州另外3.5亿立方英尺/日的新发电厂需求提供服务进行深入谈判 [16] - 在德克萨斯州，公司已开始向阿比林附近的一个数据中心园区输送天然气 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司拥有大量待开发项目储备，预计将支持持续增长 [8] - 2026年约三分之二的有机增长资本将投资于增强天然气资产的项目，包括Hugoton和Desert Southwest管道项目、Mustang Draw 1和2号项目，以及二叠纪盆地的持续系统建设 [8] - 约四分之一的增长资本将投入NGL和成品油板块，用于Nederland和Marcus Hook码头扩建，以及Frac IX和Mont Belvieu的持续建设 [8] - 这些扩建项目已签订长期合同，预计将产生中等两位数回报，并在未来十年或更长时间内带来可观的盈利增长 [8] - 公司战略包括持续评估所有资产，以寻求更盈利、更高效的使用方式，例如将天然气管道转为原油服务，或将液体管道转为柴油或NGL服务 [36] - 由于NGL业务增长强劲，公司决定不将一条NGL管道转为天然气服务，而是考虑在需要时新建一条天然气管道 [37] - 公司认为其Hugh Brinson管道（预计今年晚些时候上线）极有潜力成为美国主要的天然气集输系统，连接其大直径管道网络，能够灵活地将天然气从德克萨斯州输送到西南沙漠地区、南佛罗里达州、中西部及沿线任何地方 [20] - 除了广泛的管道系统，公司还拥有超过2300亿立方英尺的储存能力，以支持客户的市场需求 [20] - 公司正在执行一系列大型增长项目，包括为发电厂和数据中心增长计划提供可靠天然气解决方案的项目，以及满足日益增长的NGL国际需求的项目 [22] - 项目执行是2026年的首要任务之一，公司将重点关注安全、按时、按预算完成项目 [22] - 鉴于潜在增长项目储备丰富，公司高度关注资本纪律，将继续瞄准预期回报最高且能平衡风险的项目 [22] - 公司已暂停Lake Charles LNG项目的开发，将精力转向风险回报状况更具吸引力的项目储备，但仍对可能与有意开发该项目的第三方进行讨论持开放态度 [18] - 公司也在探索其他项目，以更盈利的方式利用该码头 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司看到对其天然气服务的巨大需求 [9] - 为满足计划中和预期的客户需求，公司已将Desert Southwest管道项目的主管道直径从42英寸增至48英寸，这将使项目产能增至高达23亿立方英尺/日 [9] - Desert Southwest管道项目的全面建造成本预计约为56亿美元，预计于2029年第四季度投入运营 [9] - 公司与路线沿线的民选官员、县领导及相关社区积极沟通，迄今已与超过275名利益相关者接触，讨论非常积极，现有和潜在利益相关者对预期的经济效益感到满意，并认识到为满足亚利桑那州和新墨西哥州市场的巨大需求增长，提供大量、可靠的天然气供应至关重要 [10] - 在过去一年中，公司已与需求拉动型客户签订了超过60亿立方英尺/日的管道运力合同，包括来自终端用户、数据中心和公用事业公司的需求 [15] - 公司仍在与靠近其业务版图的多个其他设施进行深入讨论 [15] - 公司预计2026年将继续增长，主要驱动力是Flex Export NGL出口项目、新的二叠纪盆地处理厂及其他项目的产能爬坡 [19] - 公司在所有业务领域持续看到新的增长机会，并在未来几年满足能源资源的巨大增长和需求方面处于极有利地位 [22] - 凭借广泛的资产基础和多样化的产品供应，公司能够在其业务版图内配置资本，随着未来几年多个主要增长项目上线，公司对未来多年持续增长的能力有很好的可见性 [23] - 管理层对团队在冬季风暴期间的表现感到自豪，尽管行业准备更充分导致盈利不及以往风暴时期，但公司保持了所有客户的供应，并通过管道系统和储存满足了需求 [39][40] - 管理层认为，NGL运输和分馏板块竞争最为激烈，行业存在过度建设倾向，但公司专注于建设和填满自己的资产 [84] 其他重要信息 - Hugh Brinson管道建设进展顺利，42英寸管道已100%交付至堆管场，主管道建设已完成约75% [10] - 预计第一阶段于2026年第四季度投入运营，但如果按当前进度，将有能力在第一阶段运营前输送一些早期运量 [11] - 预计第二阶段于2027年第一季度投入运营 [11] - 该系统将是双向的，能够从西向东运输约22亿立方英尺/日，从东向西运输约10亿立方英尺/日 [11] - 从西向东的管道运力已全部签约，同时也有越来越多的返程运量被承诺，预计将带来显著上行空间且无需额外资本 [11] - 在Florida Gas Transmission管道上，公司最近完成了两个新项目的公开招标，这两个项目获得了主要托运人的长期有约束力协议支持 [11] - Phase IX项目预计将增加高达5.5亿立方英尺/日的运力，预计2028年第四季度投入服务 [12] - South Florida项目预计2030年第一季度投入服务 [13] - 公司在这两个项目中的成本份额预计分别高达5.35亿美元和1.1亿美元，具体取决于最终托运人的运量选择 [13] - Bethel天然气储存设施的新储穴建设按计划进行，预计将使该设施的工作气体储存能力翻倍至超过120亿立方英尺，计划于2028年底投入服务 [14] - 公司正在与Enbridge合作一个项目，通过Dakota Access管道提供约25万桶/日的轻质加拿大原油运力，预计在2026年中期就该项目做出最终投资决定 [18] - 公司约60%的NGL运量来自自有设施，40%来自第三方，且自有运量占比预计将继续增长 [31][32] - 公司拥有约16万立方英尺/日的开放运力，可以从Waha地区的价差中获利 [82] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于天然气资产商业化的关键驱动因素和未来机会 [25] - 管理层对公司资产和未来感到非常兴奋，重点提到了Desert Southwest项目（美国最长48英寸管道）、Florida Gas管道系统的持续扩张以及Hugh Brinson管道作为核心资产的重要性 [26][27] - 公司正在二叠纪盆地建设新的处理厂，并配套NGL运输、分馏和出口能力的扩张，对NGL业务前景非常看好 [27][28] - 需求不仅来自数据中心，也来自人口增长和制造业增长驱动的发电厂 [28][29] 问题: 关于第三方二叠纪盆地混合NGL运量在公司总运量中的占比 [30] - 公司约60%的NGL运量来自自有设施，40%来自第三方，且自有运量占比预计将继续增长 [31][32] 问题: 关于将管道从NGL服务转为天然气服务的可能性 [35] - 公司持续评估所有资产以寻求更高效的利用方式，但由于NGL业务增长强劲，目前不打算将NGL管道转为天然气服务，若需要会考虑新建天然气管道 [36][37] 问题: 关于冬季天气对公司资产表现和一季度财务的影响 [39] - 公司团队在风暴期间表现出色，保持了客户供应，但由于行业整体准备更充分，此次盈利不及以往的风暴时期 [39][40] 问题: 关于Hugh Brinson管道早期运量的可能性、归属和规模 [43] - 公司建设进度超前，有信心在第四季度前引入一些早期运量，具体时间和规模将在下次财报电话会讨论，目标是尽快为二叠纪盆地生产商提供新的外输能力 [43][44] 问题: 关于Dakota Access管道未来转换输送加拿大重质原油的潜力上限 [45] - 公司首要任务是确保巴肯地区生产商的原油外输，但随着巴肯产量可能稳定或下降，存在通过DAPL输送更多原油的可能性，当前与Enbridge合作的项目旨在输送25万桶/日的轻质原油 [46][47] 问题: 关于公司中期EBITDA增长预期框架 [50] - 公司设定的3%-5%长期分配增长率是战略性的，代表了公司认为可以实现的长期增长率的底线 [50] 问题: 关于Mariner East系统合同到期后的重新签约前景和定价 [51] - 管理层对该资产充满信心，预计不仅能维持当前运量水平，还能实现增长，公司将继续保持其在Marcellus/Utica地区NGL外输的主导地位 [51][52] 问题: 关于Desert Southwest项目和DAPL项目的预期经济效益 [56] - Desert Southwest项目预计将是公司长期以来建设的回报率最好的项目之一 [57][58] - DAPL项目最近的公开招标结果良好，获得了增量运力并将部分基础客户的合同延长至2030年代中期，MLO2项目的费率预计将与巴肯生产商支付的现行市场费率保持一致 [59] 问题: 关于Desert Southwest项目未来进一步扩张的可能性 [60] - 公司对建设更多管道持开放态度，随着新墨西哥州和凤凰城地区需求的增长，未来可能存在增加环路、压缩或返程服务的机会 [61][62] 问题: 关于Desert Southwest项目的时间线和关键执行里程碑 [67] - 公司已提前锁定钢材和压缩机组，管道直径已正式升级至48英寸，项目最晚于2029年第四季度投入运营，目前进度超前，大部分路线位于现有管道和公用事业走廊内，权证获取进展顺利 [67][68] 问题: 关于Lake Charles LNG项目的后续选择 [69] - 公司已暂停作为主导方推进该项目，但可能与其他方合作，同时也在探索将该码头用于NGL、原油或其他商品的更盈利方案 [69][70] 问题: 关于数据中心需求带来的储存业务机会 [74] - 公司拥有超过2300亿立方英尺的储存能力且正在扩建，结合其大直径管道，能够为数据中心提供近乎100%可靠的天然气供应 [75][76] 问题: 关于应对现有客户（如Oracle、Entergy）可能增加天然气需求的能力 [77] - 公司凭借其广泛的大直径管道网络，处于满足任何额外天然气需求的绝佳位置，可以通过增加环路、压缩等方式灵活应对 [77] 问题: 关于公司在Waha价差中的风险敞口 [80] - 公司目前约有16万立方英尺/日的开放运力可以从Waha价差中获利 [82] 问题: 关于Mont Belvieu分馏产能扩张对费率的影响 [83] - NGL运输和分馏板块竞争最为激烈，存在过度建设倾向，但公司专注于建设和填满自有资产，对即将投产的Frac IX充满信心 [84] 问题: 关于未来几年年度增长资本支出的展望 [87] - 公司未提供长期增长资本指引，但鉴于项目储备丰富，预计资本支出将保持强劲，长期资金能力主要受杠杆目标而非现金流约束 [87][88] 问题: 关于与Enbridge合作项目达成最终投资决定所需条件 [89] - 从公司角度看已准备就绪，目前处于商业化阶段，正与加拿大客户进行富有成效的讨论 [90] 问题: 关于Oracle数据中心当前用气量和Hugh Brinson上线前的管道容量 [93] - 具体流量信息保密，公司已连接North Texas管道，并将在年中连接Hugh Brinson管道，能够满足Oracle的数据中心需求 [93] 问题: 关于Hugh Brinson管道返程运量最终目的地的预期 [94] - 难以预测，但公司凭借其资产网络，能够将价格最低的天然气输送到需求最高的市场，无论动态如何变化，公司都处于有利地位 [94][95] 问题: 关于在13个州与发电厂相关的高可能性最终投资决定项目的具体情况 [98] - 项目范围多样，从简单连接到大型管道项目均有涉及，公司团队正在追逐大量机会，并已取得一些成功 [99][100][101] 问题: 关于影响业绩的监管命令详情及其对未来收益的影响 [102] - 该一次性影响源于联邦能源监管委员会去年发布的一项命令，允许管道公司追回2022年因指数计算方法非法变更而损失的收入 [103] - 经调整，2025年第四季度净一次性影响约为负9000万美元，其中超过7000万美元预计将在2026年第一季度收回 [104][105]

财务数据和关键指标变化 - 2025年全年调整后EBITDA为近160亿美元，相比2024年的155亿美元增长3%，创下合伙制企业记录 [3] - 2025年全年归属于合伙人的调整后可分配现金流为82亿美元，低于2024年的84亿美元 [3] - 2025年第四季度调整后EBITDA约为42亿美元，高于2023年第四季度的约39亿美元 [4] - 2025年第四季度归属于合伙人的调整后可分配现金流约为20亿美元，与2023年第四季度持平 [4] - 公司2026年调整后EBITDA指引上调至174.5亿至178.5亿美元之间，此前指引为173亿至177亿美元，上调原因完全归因于USA Compression对JW Power Company的收购 [19] - 公司2025年有机增长资本支出约为45亿美元，主要投向NGL与成品油、中游和州内天然气板块 [5] - 公司2026年有机增长资本支出指引区间为50亿至55亿美元 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 - **NGL与成品油板块**：2025年第四季度调整后EBITDA为11亿美元，与2023年第四季度持平 [5] - 季度业绩包含因监管命令影响前期和当期费率而一次性增加的5600万美元 [5] - 被5800万美元与NGL和成品油库存对冲结算时间相关的较低收益所抵消，预计该收益将在2026年第一季度确认 [5] - 荷兰港大雾导致的装载延迟造成1400万美元影响，预计将在2026年第一季度弥补 [5] - **中游板块**：2025年第四季度调整后EBITDA为7.2亿美元，高于2023年第四季度的7.05亿美元 [6] - 增长主要得益于二叠纪盆地、东北部和Ark-La-Tex地区的产量增长 [6] - 业绩部分被因前述监管命令导致的1400万美元跨板块NGL运输费用一次性增加所抵消 [6] - **原油板块**：2025年第四季度调整后EBITDA为7.22亿美元，低于2023年第四季度的7.6亿美元 [7] - 业绩包含因前述监管命令一次性增加的1900万美元 [7] - 被较低的运输收入所抵消，主要是在Bakken管道上 [7] - **州际天然气板块**：2025年第四季度调整后EBITDA为5.23亿美元，高于2023年第四季度的4.93亿美元 [7] - 增长主要由于多条管道（包括Panhandle Eastern, Trunkline, Florida Gas, Transwestern）的售出容量增加和利用率提高 [7] - **州内天然气板块**：2025年第四季度调整后EBITDA为3.55亿美元，高于2023年第四季度的2.63亿美元 [7] - 增长主要由于管道和储存优化增加，以及第三方产量增长带动得克萨斯州内管道系统运量增加 [7] 各个市场数据和关键指标变化 - 2025年全年，公司在州际、中游、NGL和原油各板块均实现了创纪录的运量 [4] - 2025年全年，从荷兰港和Marcus Hook码头出口的NGL总量创下纪录 [4] - 2025年第四季度，公司在NGL分馏处理量、LPG出口量、荷兰港码头运量和原油运输量方面均创下纪录 [4] - 公司在二叠纪盆地、东北部和Ark-La-Tex地区实现了产量增长 [6] - 公司多条原油管道系统和二叠纪盆地集输系统在季度内实现增长 [7] - 公司得克萨斯州内管道系统因第三方产量增长而运量增加 [7] 公司战略和发展方向和行业竞争 - **资本配置与项目优先级**：公司高度关注资本纪律，已将精力转向庞大的项目储备，这些项目被认为能提供更具吸引力的风险回报 [18] - **天然气业务战略**：公司认为其天然气管道业务是寻求可靠天然气供应的客户的首选，其广泛的管道系统和超过2300亿立方英尺的储存能力将支持市场需求并提供显著上行空间 [20] - **增长项目重点**：2026年项目执行是公司的首要任务之一，重点是安全、按时、按预算完成项目 [21] - **长期财务目标**：公司继续以3%-5%的长期年度分配增长率为目标，并预计在重大投资机会期间将杠杆率维持在EBITDA的4-4.5倍 [22] - **行业竞争**：管理层承认NGL运输和分馏板块竞争最为激烈，行业正趋向产能过剩，但公司专注于建设和填满自身资产 [81] - **资产优化策略**：公司持续评估所有资产，寻求以更盈利、高效的方式利用它们，例如转换管道用途 [36] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - **增长驱动力**：公司预计2026年将持续增长，主要驱动力包括Flex Port NGL出口项目投产、新的二叠纪盆地处理厂及其他项目 [19] - **市场需求**：公司看到对其服务的巨大需求，特别是在支持发电厂和数据中心增长计划所需的可靠天然气解决方案方面，以及NGL的全球需求增长 [21] - **未来机遇**：公司在业务各方面都看到新的增长机会，并有能力满足未来几年能源资源的巨大增长和需求 [21] - **项目储备**：公司拥有大量潜在增长项目储备，预计将支持持续增长 [8][21] - **经营环境挑战**：在冬季风暴期间，行业准备更充分，公司团队表现出色，但未看到类似多年前冬季风暴Uri时期的巨额利润和收益 [40] - **二叠纪盆地出口**：Hugh Brinson管道的提前投产将为二叠纪盆地生产商提供急需的新出口通道，缓解Waha地区的负价格压力 [44] 其他重要信息 - **重大项目进展**： - **Desert Southwest管道项目**：为满足客户需求，主管道直径从42英寸升级至48英寸，项目产能将增至最高23亿立方英尺/天，全面建造成本预计约56亿美元，预计2029年第四季度投入运营 [9] - **Hugh Brinson管道**：42英寸管道已100%交付至堆场，主管道建设约完成75%，第一阶段预计2025年第四季度投入运营，可能在此之前提前输送部分早期气量，第二阶段预计2027年第一季度投入运营 [10][11] - **Florida Gas Transmission项目**：完成两个新项目的公开招标，均获主要托运人长期约束性协议支持 [11] - Phase Nine项目：预计增加最高5.5亿立方英尺/天输送能力，预计2028年第四季度投入运营，公司份额成本最高5.35亿美元 [12][14] - South Florida项目：预计2030年第一季度投入运营，公司份额成本最高1.1亿美元 [13][14] - **Bethel天然气储存设施**：新建储存洞穴项目按计划进行，预计2028年底投入运营，将使该设施工作气储存能力翻倍至超过120亿立方英尺 [14] - **Mustang Draw处理厂**：1号和2号厂预计将分别在2025年第二季度和第四季度投入运营 [17] - **Flex Port NGL出口扩建项目**：运量持续攀升，2025年12月出口了首批2船乙烯货物 [17] - **数据中心与发电厂机遇**： - 已与Oracle签订长期协议，向三个美国数据中心供应约90万立方英尺/天的天然气，第一条通往德克萨斯州阿比林附近数据中心的支线管道已开始输气 [14][15] - 与Entergy Louisiana签订20年约束性协议，提供至少25万MMBtu/天的稳定运输服务 [15] - 过去一年，已与需求拉动型客户（包括终端用户、数据中心和公用事业公司）签订了超过60亿立方英尺/天的管道运输合同 [15] - 俄克拉荷马州内电力团队新增连接，为三座新发电厂提供服务，总计约1.9亿立方英尺/天，预计2026年第二季度上线 [16] - 正在就为俄克拉荷马州另外3.5亿立方英尺/天的新发电厂需求进行深入谈判 [16] - 正在与其他13个州的发电厂进行多项交易谈判，以提供可观的运输收入，这些交易很可能达成最终投资决定 [16] - **Lake Charles LNG项目**：已暂停该项目的开发，但愿意与有兴趣开发该项目的第三方讨论，并探索以更盈利的方式利用该终端的其他项目 [18][67] - **与Enbridge的合作项目**：继续与Enbridge合作一个项目，通过Dakota Access管道提供约25万桶/天的轻质加拿大原油运输能力，预计在2026年中期做出最终投资决定 [18][86] - **自发电设施**：8-10兆瓦天然气发电设施的建设继续，第三个设施（位于Gray Wolf处理厂）预计2026年第一季度投入运营，其余五个设施预计2025年内全面建成并准备就绪 [17] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 天然气资产商业化的关键驱动力和未来机遇 [24] - 管理层对公司资产组合（如Desert Southwest、Florida Gas、Hugh Brinson管道）和未来（如二叠纪盆地新处理厂、NGL系统扩建、Marcus Hook出口能力）感到非常兴奋，认为公司资产遍布全美，未来10-15年前景广阔 [25][26][27][29] - 公司不仅追逐数据中心需求，也服务于为人口增长和制造业提供电力的发电厂 [28][29] 问题: 第三方二叠纪盆地NGL宽馏分油在系统总运量中的占比 [30] - 公司约60%的NGL运量来自自有设施，40%来自第三方，且自有份额预计将继续增长 [31][32] 问题: 将NGL管道转为天然气服务的进展 [35] - 公司持续评估资产优化，但鉴于NGL业务增长（包括自有和第三方），目前无法承担将NGL管道移出业务，如果需要新的西东向天然气管道，将作为新项目来建设 [36][37] 问题: 冬季天气对资产表现和一季度财务的影响 [38] - 公司团队在冬季风暴期间表现出色，确保客户供应，但行业整体准备更充分，因此未出现类似以往风暴的巨额收益 [39][40] 问题: Hugh Brinson管道提前输送气量的可能性及归属 [43] - 公司有信心在第四季度前提前输送部分气量，具体时间和气量将在下次财报电话会讨论，目标是尽早为二叠纪盆地生产商提供新出口通道 [43][44] 问题: Dakota Access管道未来转输加拿大重油的潜力上限 [45] - 公司首要确保巴肯生产商的运输需求，但随着巴肯产量趋稳或未来可能下降，存在通过DAPL输送更多（包括重质）原油的可能性，当前与Enbridge合作的项目旨在运输25万桶/天的轻质原油 [45][46] 问题: 公司中期EBITDA增长预期框架 [49] - 公司设定的3%-5%长期分配增长率目标，是基于对长期增长能力的判断，而非通过削减分配覆盖率来人为制造增长率，这代表了公司认为可实现的长期增长率底线 [49] 问题: Mariner East系统合同重签前景及市场定位 [50] - 管理层对该资产充满信心，预计不仅能维持当前运量水平，还能实现增长，公司将继续作为马塞勒斯/尤蒂卡地区NGL外运的主导者 [50][51] 问题: Desert Southwest项目的预期经济回报 [54] - 考虑到项目规模、距离、管径和运量，该项目可能是公司历史上回报率最好的单向流项目之一 [56] 问题: Dakota Access管道相关项目的费率预期 [55] - 公司对DAPL公开招标结果满意，获得了增量运量并将部分基础客户合同延长至2030年代中期，费率反映了资产价值，预计与巴肯生产商支付的费率一致 [57] 问题: Desert Southwest项目未来进一步扩建的可能性 [58] - 随着新墨西哥州和凤凰城地区天然气需求增长，存在通过增加环路、压缩或反向输送等方式进一步扩建的机会 [59][60] 问题: Desert Southwest项目执行的关键里程碑 [65] - 公司已提前锁定48英寸管材和全部压缩设备，项目按计划进行，最晚2029年第四季度投入运营，并可能提前 [65][66] 问题: Lake Charles终端未来的可能用途 [67] - 公司正在探索各种方案，可能用于NGL、原油或其他大宗商品，预计该优质区位未来将产生业务 [67][68] 问题: 公司如何从数据中心需求中受益于存储机会 [72] - 公司拥有超过2300亿立方英尺的存储能力且正在扩建，结合大管径管道，能够提供数据中心所需的近乎100%的可靠性供应 [73][74] 问题: 能否满足客户（如Oracle）未来可能增加的天然气需求 [75] - 凭借其遍布全国（尤其是德克萨斯和路易斯安那）的大管径管道系统网络，公司有能力通过扩建、增加环路或压缩来满足任何额外的天然气需求 [75] 问题: 公司在Waha价差套利方面的剩余开放容量 [78] - 公司目前仍有约16万立方英尺/天的开放容量可从Waha价差中获益 [79] 问题: 蒙贝维尤分馏产能扩张对费率的影响 [80] - NGL运输和分馏板块竞争激烈，行业存在过度建设倾向，但公司专注于填满自身即将投产的资产（如Frac IX） [81] 问题: 未来几年年度增长资本支出的展望 [84] - 鉴于大量高质量项目储备，增长资本支出可能保持强劲，长期来看，公司更关注在杠杆率目标内进行投资，强劲的资产投产将创造更多债务容量来支持未来投资 [84][85] 问题: 与Enbridge合作项目达成最终投资决定所需条件 [86] - 公司已做好准备，目前处于商业化阶段，正与加拿大客户进行富有成效的讨论 [86] 问题: Oracle数据中心当前用气量和Hugh Brinson投产前的管道容量 [89] - 具体流量信息保密，但公司已连接北德克萨斯管道，并将在2025年中连接Hugh Brinson管道，能够满足Oracle数据中心的天然气需求 [89] 问题: Hugh Brinson管道反向输送气量的可能目的地 [90] - 难以预测具体流向，但公司的优势在于能够将价格最低的天然气输送到全美需求最高的市场，公司乐于利用生产动态（二叠纪、东德克萨斯、海恩斯维尔）带来的机会 [90][91] 问题: 13个州电力相关项目的特点和进展 [94] - 项目范围多样，从简单连接到新的长距离管道均有涉及，公司正在追逐150多个机会，并已成功完成一些交易，预计将达成更多与数据中心发电相关的协议 [95][96][97] 问题: 监管命令对季度业绩的具体影响及未来意义 [98] - 该一次性影响源于FERC（联邦能源监管委员会）允许管道公司追回2022年因指数计算方法变更而损失的收入 [99] - 经调整，第四季度净一次性负面影响约为9000万美元，其中超过7000万美元预计将在2026年第一季度收回 [100][101]

财务数据和关键指标变化 - 2025年全年调整后EBITDA达到近160亿美元，较2024年的155亿美元增长3%，创下合伙制企业记录 [2] - 2025年全年归属于合伙人的调整后可分配现金流为82亿美元，略低于2024年的84亿美元 [2] - 2025年第四季度调整后EBITDA约为42亿美元，高于2023年第四季度的39亿美元 [3] - 2025年第四季度归属于合伙人的调整后可分配现金流约为20亿美元，与2023年第四季度持平 [3] - 2025年全年有机增长资本支出约为45亿美元，主要用于NGL和成品油、中游及州内天然气业务板块 [4] - 2026年调整后EBITDA指引上调至174.5亿至178.5亿美元，此前指引为173亿至177亿美元，上调原因完全归因于USA Compression在2026年1月12日完成对JW Power Company的收购 [18] - 公司维持长期年度分配增长率目标为3%-5%，并计划在重大投资机会期间将杠杆率维持在EBITDA的4-4.5倍 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 - **NGL和成品油业务**：2025年第四季度调整后EBITDA为11亿美元，与2023年第四季度持平 [4] - 业绩包括一项因监管命令影响前期和当期费率而带来的5600万美元一次性增加 [4] - 业绩被5800万美元的较低收益所抵消，该收益与NGL和成品油库存对冲结算的时间安排有关，预计将在2026年第一季度确认 [4] - 此外，Nederland码头因大雾导致的装货延迟造成1400万美元影响，预计将在2026年第一季度弥补 [4] - **中游业务**：2025年第四季度调整后EBITDA为7.2亿美元，高于2023年第四季度的7.05亿美元，主要得益于二叠纪盆地、东北部和Ark-La-Tex地区的产量增长 [5] - 业绩部分被1400万美元的一次性费用增加所抵消，该费用是因前述监管命令导致的板块间NGL运输费增加 [5] - **原油业务**：2025年第四季度调整后EBITDA为7.22亿美元，低于2023年第四季度的7.6亿美元 [5] - 业绩包括因前述监管命令带来的1900万美元一次性增加 [5] - 业绩被较低的运输收入所抵消，主要是在Bakken管道上 [5] - **州际天然气业务**：2025年第四季度调整后EBITDA为5.23亿美元，高于2023年第四季度的4.93亿美元，主要原因是多条管道的售出容量和利用率提高，包括Panhandle Eastern、Trunkline、Florida Gas和Transwestern管道 [6] - **州内天然气业务**：2025年第四季度调整后EBITDA为3.55亿美元，显著高于2023年第四季度的2.63亿美元，主要得益于管道和储存优化增加，以及因第三方产量增长导致德克萨斯州内管道系统运输量增加 [6] 各个市场数据和关键指标变化 - 2025年全年，公司在州际、中游、NGL和原油各业务板块的运输量均创下纪录 [3] - 2025年全年，从Nederland和Marcus Hook码头出口的NGL总量创下纪录 [3] - 2025年第四季度，公司在NGL分馏处理量、LPG出口量、Nederland码头吞吐量和原油运输量方面均创下纪录 [3] - 在二叠纪盆地、东北部和Ark-La-Tex地区的中游业务量实现增长 [5] - 多个原油管道系统和二叠纪盆地集输系统在第四季度实现增长 [5] - 由于第三方产量增长，德克萨斯州内管道系统的运输量增加 [6] - 公司近期在俄克拉荷马州内电力业务新增了三个发电厂负荷的连接，总计约1.9亿立方英尺/天，预计2026年第二季度上线 [15] - 公司已进入高级谈判阶段，将为俄克拉荷马州另外3.5亿立方英尺/天的发电厂新需求提供服务 [15] - 在俄克拉荷马州和德克萨斯州之外，公司团队正与多个发电厂进行交易谈判，以在另外13个州提供可观的运输收入，这些交易很有可能达成最终投资决定 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - **增长资本指引**：2026年有机增长资本指引范围为50亿至55亿美元（不包括Sun和USA Compression） [7] - 约三分之二的资本将投资于增强天然气资产的项目，包括Hugh Brinson和Desert Southwest管道项目、Mustang Draw 1和2，以及二叠纪盆地的持续系统建设 [8] - 约四分之一的增长资本将用于NGL和成品油板块，涉及Nederland和Marcus Hook码头扩建、Frac IX和Mont Belvieu的持续建设 [8] - **重大项目进展**： - **Desert Southwest管道项目**：为满足客户需求，已将主管道直径从42英寸增至48英寸，项目容量将增至23亿立方英尺/天，全面建造成本预计约56亿美元，预计2029年第四季度投入运营 [9] - **Hugh Brinson管道**：42英寸管道已100%交付至堆管场，主管道建设已完成约75%，第一阶段预计2026年第四季度投入运营，如果按当前进度，可能在此之前提前输送部分早期气量 [10] - 该系统将是双向的，能够从西向东运输约22亿立方英尺/天，从东向西运输约10亿立方英尺/天 [11] - 西向东的管道已完全签约，东向西的回流运输也有越来越多的签约量，预计将带来显著上行空间且无需额外资本 [11] - **Florida Gas Transmission (FGT) 项目**： - Phase Nine项目：将建设长达82英里的管道环路及新增/升级压缩设施，将FGT容量提升至多5.5亿立方英尺/天，预计2028年第四季度投入服务 [12] - South Florida项目：将建设一条37英里长的支线管道，预计2030年第一季度投入服务 [12] - 公司在这两个项目中的成本份额预计分别高达5.35亿美元和1.1亿美元 [13] - **Bethel天然气储存设施**：新建一个储存洞穴，预计将使该设施的工作气体储存容量翻倍至超过120亿立方英尺，预计2028年底投入服务 [13] - **Mustang Draw处理厂**：Mustang Draw 1和2工厂预计将分别在2026年第二季度和第四季度投入运营 [16] - **Nederland码头Flex Port NGL出口扩建项目**：运输量持续攀升，并于2025年12月出口了首批两船乙烯货物，推动了2025年第四季度创纪录的出口量 [16] - **与Enbridge的Dakota Access Pipeline (DAPL) 项目**：继续合作一个项目，通过DAPL提供约25万桶/天的轻质加拿大原油运输能力，预计在2026年中期做出最终投资决定 [17] - **Lake Charles LNG项目**：已于2025年12月宣布暂停该项目的开发，将精力转向风险回报更具吸引力的项目积压清单，但仍对可能与有意开发该项目的第三方进行讨论持开放态度，并探索以更盈利的方式利用该码头的其他项目 [17] - **数据中心和发电厂机遇**： - 已与Oracle签订长期协议，向三个美国数据中心供应约90万立方英尺/天的天然气，第一条通往德克萨斯州阿比林附近数据中心的支线管道已于近期开始输气，另外两条支线预计2026年中期完成 [13] - 已与Entergy Louisiana签订为期20年的约束性协议，提供至少25万MMBtu/天的稳定运输服务 [14] - 过去一年，公司已与需求拉动型客户签订了超过60亿立方英尺/天的管道容量合同，包括终端用户、数据中心和公用事业公司 [14] - 公司正在与靠近其业务版图的其他多个设施进行深入讨论 [14] - 公司正在建设8-10兆瓦的天然气发电设施，第三个位于Gray Wolf处理厂的设施预计2026年第一季度投入运营，其余五个设施预计2026年内全面建成并准备就绪 [16] - **资本纪律与项目选择**：公司极其注重资本纪律，将努力导向风险回报状况更具吸引力的项目积压清单，并继续瞄准预期回报最高且能平衡项目风险的项目 [17][20] - **行业竞争**：在NGL运输和分馏板块，竞争变得最为激烈，行业存在过度建设的趋势，但公司专注于建设资产、将其填满并尽可能长期保持满负荷运营 [80] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司为2026年的持续增长做好了准备，增长动力主要来自Flex Port NGL出口项目的推进、新的二叠纪盆地处理厂及其他项目 [18] - 预计将于2026年晚些时候投入运营的Hugh Brinson管道，极有潜力成为美国主要的天然气集输系统，与公司的大直径管道网络连接，能够灵活地将天然气从德克萨斯州输送到西南沙漠地区、南佛罗里达州、中西部及沿途任何地方 [19] - 除了广泛的管道系统，公司拥有超过2300亿立方英尺的储存能力以支持客户市场需求，这应能提供显著的上行空间，并进一步确立公司的天然气管道业务作为客户寻求可靠天然气供应的首选地位 [19] - 公司目前正在进行一系列大型增长项目，这些项目将有助于满足发电厂和数据中心增长计划对可靠天然气解决方案的需求，以及国际市场对天然气液体日益增长的需求 [20] - 项目执行仍是2026年的首要任务之一，公司将继续高度重视安全、按时、按预算完成项目 [20] - 公司在业务的各个方面持续看到新的增长机会，并且非常有能力满足未来几年能源资源的巨大增长和需求 [20] - 凭借广泛的潜在增长项目积压，公司将继续极其注重资本纪律 [20] - 凭借庞大的资产基础和多样化的产品供应，公司能够在其业务版图内部署资本，随着未来几年多个主要增长项目投入运营，公司对其未来多年持续增长的能力有很好的可见性 [21] 其他重要信息 - 2025年第四季度业绩受到多项一次性项目影响，清理后对当季净影响约为负9000万美元，其中超过7000万美元预计将在2026年第一季度收回 [100][101] - NGL板块：监管命令带来5600万美元一次性正面影响；库存对冲结算时间导致5800万美元负面影响；Nederland大雾导致1400万美元负面影响 [100] - 原油板块：监管命令带来1900万美元一次性正面影响 [101] - 中游板块：因监管命令导致板块间运输费增加，产生1400万美元一次性负面影响；因Waha价格极低导致二叠纪盆地生产商关闭气井，产生约2000万美元负面影响；与Parkland交易结束相关的交易费用产生6000万美元负面影响 [101] - 公司拥有超过2300亿立方英尺的天然气储存能力 [19][73] - 公司已与超过275个利益相关方就Desert Southwest项目进行了接触，讨论非常积极 [10] - 公司评估将一条管道从NGL服务转换为天然气服务的可能性，但由于NGL业务增长强劲，目前无法承受将该管道移出NGL业务，如果需要新的西向东天然气管道，将作为一个新项目来建设 [35][36] - 在冬季风暴期间，公司资产表现良好，团队准备充分，尽管行业整体准备更充分导致未出现多年前Uri风暴时期的巨额利润，但公司成功保障了所有客户的供应 [37][38] - 公司约60%的NGL运输量来自自有设施，40%来自第三方，且自有设施占比预计将继续上升 [30][31] - 公司仍有约16万立方英尺/天的开放运输能力可以从Waha地区的价差中获利 [78] - 公司正在与Enbridge就DAPL的MLO2项目进行商业化讨论，项目目前规划运输25万桶/天的轻质原油，未来若Bakken产量下降，存在增加加拿大重质原油运输的可能性 [44][45] - 公司正在探索多个项目，为13个州的发电厂提供运输服务，项目范围从简单的管道连接到更大的管道项目不等 [15][97] - 公司对Mariner East管道系统的长期前景充满信心，预计不仅能维持当前运输量水平，还能实现增长 [50] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 天然气资产商业化的关键驱动因素和未来机会 [24] - 回答: 管理层对公司未来感到兴奋，重点提及了Desert Southwest项目（500英里、48英寸管道，美国同类最长）、Florida Gas Transmission的持续扩建以及Hugh Brinson管道作为核心资产的优势，该管道能够双向输气并将多个盆地的天然气输送到市场 [25] - 回答: 此外，强调了二叠纪盆地新建的天然气处理厂、NGL运输和分馏扩建、Flex Port出口项目以及Marcus Hook乙烷出口能力的增强，构成了NGL业务的强劲未来 [26][27] - 回答: 需求不仅来自数据中心，还包括为数据中心、人口增长和制造业设施供电的发电厂，公司在俄克拉荷马州的成功签约证明了这一点 [28] 问题: 第三方二叠纪盆地NGL宽馏分油在公司系统中的运输和分馏占比 [29] - 回答: 公司约60%的运输量来自自有设施，40%来自第三方，且自有设施占比预计将继续上升 [30][31] 问题: 将管道从NGL服务转换为天然气服务的进展 [34] - 回答: 公司持续评估资产以更盈利高效的方式利用，但由于NGL业务增长强劲，目前无法承受将相关管道移出NGL业务，若需要新的西向东天然气管道，将作为一个新项目来建设 [35][36] 问题: 冬季天气期间资产表现及对第一季度财务的影响 [37] - 回答: 公司在冬季风暴期间准备充分，资产表现良好，保障了所有客户的供应，但由于行业整体准备更充分，未出现多年前Uri风暴时期的巨额利润 [37][38] 问题: Hugh Brinson管道提前输送气量的可能性、接收方及时间 [42] - 回答: 公司有信心在第四季度之前提前输送一些气量，具体时间和气量将在下次财报电话会议中讨论，目标是尽早为二叠纪盆地生产商提供新的外输能力 [42][43] 问题: Dakota Access Pipeline (DAPL) 未来运输加拿大重质原油的潜力及技术限制 [44] - 回答: 公司会优先保障Bakken生产商的原油外输，但随着Bakken产量可能稳定或下降，存在通过DAPL运输额外原油的可能性，目前与Enbridge合作的项目规划运输25万桶/天的轻质原油 [44][45] 问题: 公司中期EBITDA增长预期框架 [48] - 回答: 公司设定的3%-5%长期分配增长率目标，是基于对长期增长能力的判断，这设定了增长率的底线 [49] 问题: Mariner East管道系统的重新签约前景和定价预期 [50] - 回答: 公司对该资产充满信心，预计不仅能维持当前运输量，还能实现增长，并将继续作为Marcellus/Utica地区NGL外输的主导者 [50][51] 问题: Desert Southwest项目的预期经济回报以及DAPL项目的费率情况 [54] - 回答: Desert Southwest项目因其规模、距离和输气量，预计将成为公司有史以来回报率最好的单向流项目之一 [55][56] - 回答: DAPL项目近期完成了公开招标，结果令人满意，获得了增量运输量并延长了部分基础客户的合同期限，费率反映了资产价值，预计MLO2项目的费率将与Bakken生产商的费率保持一致 [57] 问题: Desert Southwest项目未来进一步扩建的可能性 [58] - 回答: 公司乐于建设更多管道，类比Florida Gas Transmission的持续扩建，随着新墨西哥州和凤凰城地区天然气需求增长，未来存在通过环路、增加压缩或回流运输等方式扩建Desert Southwest项目的机会 [59][60] 问题: Desert Southwest项目确定最终规模的时间点和关键执行里程碑 [64] - 回答: 公司已提前行动，在2025年12月初确保了42英寸管道并拥有升级至48英寸的选项，现已执行该选项，并已订购了全部管道和压缩设备 [64] - 回答: 项目进展超前于计划，已与沿线各级利益相关方接触，大部分路线位于现有管道和公用事业走廊内，最晚于2029年第四季度投入运营，并努力争取提前 [66] 问题: Lake Charles LNG项目的后续选项 [67] - 回答: 公司正在评估该码头的多种利用方案，可能用于NGL、原油或其他商品，不排除第三方主导开发的可能性，但预计该码头未来将产生某种形式的业务 [67][68] 问题: 公司如何从数据中心需求带来的储存机会中受益 [71] - 回答: 公司拥有大直径管道和超过2300亿立方英尺的储存能力，能够提供数据中心所需的近乎100%的可靠性 [72][73] 问题: 若现有数据中心客户（如Oracle）需求增加，公司是否有能力供应更多天然气 [74] - 回答: 公司凭借其全国性的业务版图和大直径管道系统，处于最佳位置，能够通过扩建、增加环路或压缩来满足任何额外的天然气需求 [74] 问题: 公司在Waha价差中的风险敞口及剩余开放运输能力 [77] - 回答: 公司目前仍有约16万立方英尺/天的开放运输能力可以从Waha价差中获利 [78] 问题: Mont Belvieu分馏能力扩张对费率的影响 [79] - 回答: NGL运输和分馏板块竞争最为激烈，存在过度建设趋势，但公司不担心竞争对手的建设，专注于填满和保持自身资产的满负荷运营 [80] 问题: 未来几年年度增长资本支出的展望 [83] - 回答: 公司通常不提供长期的增长资本指引，但鉴于项目储备丰富，预计资本支出将保持强劲，长期来看，融资能力将受杠杆率目标而非现金流约束 [83][84] 问题: 与Enbridge的DAPL项目达成最终投资决定所需条件 [85] - 回答: 从公司角度看已准备就绪，目前处于商业化阶段，正与加拿大客户进行富有成效的讨论 [85] 问题: Oracle数据中心当前用气量及Hugh Brinson投运前现有管道的容量 [88] - 回答: 具体流量信息保密，但公司已通过北德克萨斯管道连接，并将在2026年中期通过

业绩总结 - 2022年净收入为5,868百万美元，预计2023年为5,294百万美元，2024年为6,565百万美元[51] - 2022年调整后的EBITDA为13,093百万美元，预计2023年为13,698百万美元，2024年为15,483百万美元[51] - 2022年可分配现金流为9,249百万美元，预计2023年为9,484百万美元，2024年为10,634百万美元[51] 未来展望 - 2025财年调整后的EBITDA接近160亿美元，创下合作伙伴记录[9] - 2026年调整后的EBITDA预期为174.5亿至178.5亿美元[13] - 预计2026年长期年度分配增长率为3%至5%[13] 用户数据 - 2025年天然气运输量创纪录，同比增长7%[9] - 2025年原油运输量创纪录，同比增长6%[10] 新产品和新技术研发 - 新的天然气管道项目预计将为数据中心设施提供服务，合计约190,000 Mcf/d[19] - Desert Southwest扩展项目的管道直径已从42英寸增至48英寸，预计将容量提升至2.3 Bcf/d[22] - Hugh Brinson管道项目预计将拥有约2.3 Bcf/d的运输能力，预计成本高达56亿美元[23] - Mustang Draw处理厂预计在2026年第二季度投入使用，提供额外275 MMcf/d的处理能力[42] - Energy Transfer正在建设8个天然气发电设施，预计到2026年将全部投入使用[45] 市场扩张和并购 - Nederland终端的灵活扩展项目将增加25万桶/天的NGL出口能力[33] - Energy Transfer在全球NGL出口市场的市场份额保持在约20%[34] - 预计在2027年第三季度投入使用的900,000桶冷藏乙烷储罐将增加20,000桶/天的乙烷冷却能力[34] 资本支出和费用 - 2026年增长资本指导为50亿至55亿美元，主要投资于天然气和NGL网络项目[13] - 2026年预计的费用基础分解与2025年基本相同，费用占比约90%[12] - 2022年折旧、耗竭和摊销费用为4,164百万美元，预计2023年为4,385百万美元，2024年为5,165百万美元[51] - 2022年维护资本支出为821百万美元，预计2023年为860百万美元，2024年为1,161百万美元[51] 负面信息 - 预计2023年净收入将下降至5,294百万美元[51] - 2022年利息费用净额为2,306百万美元，预计2023年为2,578百万美元，2024年为3,125百万美元[51]

财务数据关键指标变化：收入与利润 - 2025年第四季度营收为25.32亿美元，同比增长29.6%（2024年同期为19.541亿美元）[21] - 2025年全年营收为855.36亿美元，同比增长3.5%（2024年为826.71亿美元）[21] - 2025年第四季度归属于合伙人的净收入为9.28亿美元，同比下降13.8%（2024年同期为10.77亿美元）[21] - 第四季度归属于合伙人的净收入为9.28亿美元，每股净收益为0.25美元[2] - 2025年第四季度每普通单位基本净收益为0.25美元，同比下降13.8%（2024年同期为0.29美元）[21] - 2025年全年归属于合伙人的净收入为44.33亿美元，同比下降7.9%（2024年为48.14亿美元）[21] - 2025年第四季度运营收入为20.76亿美元，同比下降8.9%（2024年同期为22.79亿美元）[21] 财务数据关键指标变化：调整后EBITDA与现金流 - 第四季度调整后EBITDA为41.8亿美元，同比增长8%[3] - 2025年第四季度调整后EBITDA为41.82亿美元，同比增长7.7%（2024年同期为38.84亿美元）[23] - 公司2025年第四季度合并调整后EBITDA为41.82亿美元，较2024年同期的38.84亿美元增长7.7%[36] - 2025年全年调整后EBITDA为159.84亿美元，同比增长3.2%（2024年为154.83亿美元）[23] - 第四季度可分配现金流（调整后）为20.4亿美元[3] - 2025年第四季度可分配现金流为26.81亿美元，同比增长4.6%（2024年同期为25.63亿美元）[23] - 2025年第四季度归属于能源转移合伙人的可分配现金流（经调整）为20.41亿美元，同比增长3.2%（2024年同期为19.78亿美元）[23] 财务数据关键指标变化：成本与费用 - 营业费用增加1.85亿美元，销售、一般及行政费用增加1.03亿美元，主要归因于Parkland的运营及收购相关一次性费用[51] 各条业务线表现：调整后EBITDA - 州内运输与存储板块调整后EBITDA增长35.0%，从2.63亿美元增至3.55亿美元，主要因天然气销售实现利润增加5400万美元及存储利润增加1600万美元[36][39] - 州际运输与存储板块调整后EBITDA增长6.1%，从4.93亿美元增至5.23亿美元，主要因板块利润增加3300万美元及联营公司调整后EBITDA增加1300万美元[36][41] - 中游板块调整后EBITDA增长2.1%，从7.05亿美元增至7.20亿美元，尽管板块利润因NGL价格下跌等因素减少，但运营费用降低等部分抵消了影响[36][43] - NGL及精炼产品运输与服务板块调整后EBITDA下降2.7%，从11.08亿美元降至10.78亿美元，主要因营销利润减少1.00亿美元及运营费用增加4100万美元[36][45] - 原油运输与服务板块调整后EBITDA下降5.0%，从7.60亿美元降至7.22亿美元，主要因板块利润（剔除未实现损益）减少2700万美元及运营费用增加1700万美元[36][47] 各条业务线表现：Sunoco LP - 对Sunoco LP的投资相关调整后EBITDA大幅增长47.2%，从4.39亿美元增至6.46亿美元[36] - 2025年第四季度，Sunoco LP的A系列优先单位分配额为3000万美元[34] - Sunoco LP部门调整后EBITDA为6.46亿美元，同比增长47.2%（2.07亿美元）[48] - Sunoco LP部门利润（Segment Margin）为9.24亿美元，同比增长47.8%（2.99亿美元）[48] - 部门利润（剔除商品风险管理和库存调整）增加4.78亿美元，主要受Parkland收购及有利的调合活动利润推动[51] 各条业务线表现：其他业务部门与联营公司 - USAC部门调整后EBITDA为1.54亿美元，同比基本持平[49] - “其他所有”部门调整后EBITDA为亏损1600万美元，较上年同期亏损3900万美元有所改善[52] - 联营公司调整后EBITDA增加1400万美元，主要来自ET-S Permian合资企业[51] - 联营公司总调整后EBITDA为1.84亿美元，同比增长8.2%（1400万美元）[56] - 非全资合资子公司总调整后EBITDA（100%）为5.98亿美元，公司按比例享有的份额为2.93亿美元[58] 各条业务线表现：运营数据 - 第四季度NGL和成品油终端吞吐量同比增长12%，NGL出口量同比增长12%[6] - 第四季度原油运输量同比增长6%，创公司新纪录[6] - 州内天然气运输量同比增长2.6%，从每日131.45亿立方英尺增至134.82亿立方英尺[38] - 中游板块NGL产量同比增长3.7%，从每日113.4万桶增至117.6万桶[42] 资本支出与财务计划 - 第四季度增长性资本支出为14.0亿美元，维护性资本支出为3.55亿美元[3] - 2026年增长性资本支出计划为50亿至55亿美元[13] - 2026年调整后EBITDA预期上调至174.5亿至178.5亿美元[13] 流动性、分红与信贷 - 截至2025年底，循环信贷额度可用借款能力为21.2亿美元[13] - 公司五年期循环信贷额度规模50亿美元，截至2025年12月31日可用资金为21.23亿美元[54] - 第四季度宣布普通股现金分红为每股0.3350美元，同比增长超3%[13]

投资组合概况 - 总价值约为12.4亿美元，持股高度集中，前十大持仓权重超过99% [1][3] - 投资风格为深度价值投资，持仓高度集中，换手率低，持有周期非常长 [1][2][9] - 最新季度活动显示，仅对部分原有持仓进行了小幅减持，没有重大的新买入或完全清仓操作，表明投资组合处于维护状态而非战略调整 [2][4][7][8] 核心持仓分析 - **圣乔公司**是绝对核心持仓，价值约9.69亿美元，占投资组合权重的78.2% [3] - **企业产品合伙公司**是第二大持仓，价值约1.7亿美元，占投资组合权重的13.8% [3] - **Bank OZK**是第三大持仓，价值约4670万美元，占投资组合权重的3.8% [3] - 其余持仓包括伯克希尔哈撒韦、W.R. Berkley等，但权重均显著低于前三大持仓 [3] 最新季度持仓变动 - **圣乔公司**：减持约62.6万股，环比减少约3%，可能属于对核心持仓的常规管理 [4] - **Bank OZK**：进行了小幅减持，环比减少约0.1% [5] - **伯克希尔哈撒韦B类股**：小幅减持，环比减少约0.3% [6] - 本季度未披露有意义的新增持仓，也没有明显的完全清仓 [7][8] 行业与地域配置 - 投资组合主要聚焦于美国股票 [15] - 核心行业主题包括：房地产（以圣乔公司为主导）、能源基础设施与碳氢化合物、金融服务与保险 [11][15] - 公司强调投资于资产重、能产生现金流的业务 [15]

公司财务与收益状况 - 公司目前分配收益率接近7.5%，远超标普500指数约1.1%的股息收益率 [3] - 过去三年，公司将约50%的年现金流分配给投资者，其中约90%来自稳定的费用收入来源 [4] - 公司杠杆率处于4.0-4.5倍的目标区间内，提供了额外的财务灵活性 [4] - 公司股息收益率为7.07% [6] 收益增长与资本分配 - 公司近期再次提高了现金分配，过去几年每个季度都增加派息，过去一年分配增长超过3%，符合其3%至5%的长期年增长目标 [6] - 由于多个扩建项目的推进和预计完成，公司今年收益预计将增长7%至10% [7] 资本支出与增长项目 - 公司今年计划投资50亿至55亿美元用于有机扩张项目 [7] - 公司正在进行一项多年资本支出计划，包括计划在本十年末前投入运营的项目，其中以2029年第四季度耗资56亿美元的Transwestern管道扩建项目为首 [7] - 公司正在寻求多个额外的扩建项目，包括众多扩展其庞大天然气基础设施平台的机会 [8] - 来自电力生产商和人工智能数据中心的强劲天然气需求，正在创造扩大其天然气网络的增量投资机会 [8] 市场表现与估值 - 公司股票当日上涨2.68%，报收于18.75美元 [5] - 公司市值为640亿美元，当日交易区间为18.24美元至18.81美元，52周区间为14.60美元至20.51美元 [6] - 当日成交量为2700万股，平均成交量为1500万股 [6] - 公司毛利率为12.85% [6] 投资前景与总回报潜力 - 公司被认为具有强劲的总回报潜力 [1] - 除了提供高收益外，公司未来增长前景强劲，预计能在未来几年带来可观的总回报 [9]

近期股价表现 - 公司股票在近期交易时段收于18.75美元，较前一交易日收盘价上涨2.68% [1] - 该日表现优于标普500指数（上涨0.05%），也跑赢了道琼斯指数（上涨0.1%），并领先于纳斯达克指数（下跌0.22%） [1] - 过去一个月，公司股价上涨4.58%，表现不及同期油气能源行业14.04%的涨幅，但优于同期标普500指数1.99%的跌幅 [1] 财务预期与分析师预测 - 公司计划于2026年2月17日公布财报，市场预期每股收益为0.34美元，较上年同期增长17.24% [2] - 市场预期季度营收为260.2亿美元，较上年同期增长33.16% [2] - 对于全年业绩，市场普遍预期每股收益为1.32美元，营收为862.4亿美元，分别较上年增长3.13%和4.31% [3] - 过去一个月，市场对公司的共识每股收益预期上调了1.21% [5] - 公司目前的Zacks评级为3（持有） [5] 估值指标 - 公司目前的远期市盈率为11.75，低于其行业平均的12.37，显示其交易价格存在相对折价 [6] - 公司的市盈增长比率为0.94，显著低于其所属的油气生产管道-MLB行业在昨日收盘时的平均市盈增长率1.73 [7] 行业状况 - 公司所属的油气生产管道-MLB行业是油气能源板块的一部分 [8] - 该行业目前的Zacks行业排名为189，在超过250个行业中处于后23%的位置 [8]