作者背景与投资策略 - 作者Kody自2017年9月（20岁时）开始投资，拥有超过8年的实盘投资经验 [1][2] - 作者是定期撰稿人，为Sure Dividend、The Dividend Kings以及iREIT+Hoya Capital等平台供稿 [2] - 作者自2018年7月起运营名为“Kody's Dividends”的博客，记录其通过股息增长投资实现财务独立的历程 [2] 研究覆盖范围与持仓披露 - 作者的研究工作主要侧重于审查股息增长型股票以及偶尔的增长型股票 [2] - 作者披露其通过股票所有权、期权或其他衍生工具对ET（Energy Transfer LP）拥有实质性的多头头寸 [2]

公司收购活动 - Sunoco LP于2025年10月31日完成对Parkland的收购，Parkland股东每股获得0.295个SunocoCorp单位和19.80加元现金[200] - Sunoco LP于2025年3月同意以约5亿欧元（约5.87亿美元）收购TanQuid，包括约3亿欧元债务[201] - Sunoco LP在2025年第一季度以约1700万美元总对价收购资产，包括1200万美元现金和公允价值约500万美元的91,776个普通单位[202] - Sunoco LP在2025年第二季度以约1.05亿美元加营运资本总对价收购151个燃料分销点，包括9200万美元现金和公允价值约1300万美元的251,646个普通单位[203] - Sunoco LP在2025年第三季度以约8500万美元现金加营运资本收购约70个燃料分销点和100个供应协议[204] - Energy Transfer在2025年第三季度以约1.76亿美元现金对价收购两个终端设施[204] - 2025年公司支付1.76亿美元现金收购两个终端设施，Sunoco LP支付1.89亿美元现金收购燃料设备等资产[280] 监管与政策动态 - 2025年7月4日生效的《OBBBA》法案永久恢复合格财产100%的奖金折旧并修改利息费用限制计算[206] - FERC于2025年9月12日撤销了2022年证书政策声明草案并终止了相关程序[212] - FERC于2025年1月24日撤销了温室气体政策声明草案并终止了相关程序[212] 收入与利润表现 - 公司2025年第三季度净收入为12.92亿美元，同比下降1.42亿美元（10%）[223] - 公司2025年前九个月净收入为44.7亿美元，同比下降6.48亿美元（13%）[224] - 公司2025年前九个月净收入为44.7亿美元，相比2024年同期的51.2亿美元下降12.7%[275] - 2025年第三季度公司产品销售成本包含有利的存货估值调整1000万美元，前九个月为3100万美元，增加了净收入；而2024年同期分别为不利的存货调整1.97亿美元和9900万美元，减少了净收入[231] - 截至2025年9月30日的三个月和九个月，公司产品销售成本分别录得有利的存货估值调整1000万美元和3100万美元，增加了净收入[231] - 截至2024年9月30日的三个月和九个月，公司产品销售成本分别录得不利的存货估值调整1.97亿美元和9900万美元，减少了净收入[231] 调整后EBITDA表现 - 公司2025年第三季度调整后EBITDA为38.38亿美元，同比下降1.21亿美元（3%）[222][225] - 公司2025年前九个月调整后EBITDA为118.02亿美元，同比增加2.03亿美元（2%）[222][226] - 2025年第三季度对Sunoco LP的投资贡献调整后EBITDA为4.89亿美元，同比增加3300万美元[222] - 2025年前九个月对Sunoco LP的投资贡献调整后EBITDA为14.01亿美元，同比增加3.83亿美元[222] - 2025年前九个月，与非并表关联方相关的调整后EBITDA总额为5.42亿美元，较2024年同期的5.22亿美元增加了2000万美元[236] - 非合并联营公司总调整后EBITDA在第三季度为1.93亿美元，同比增长1200万美元（6.6%），前九个月为5.42亿美元，同比增长2000万美元（3.8%）[236] 折旧、损耗和摊销费用 - 2025年第三季度折旧、损耗和摊销费用为14.4亿美元，同比增加1.16亿美元[223][226] - 2025年前九个月折旧、损耗和摊销费用为41.91亿美元，同比增加4亿美元[223][226] - 2025年前九个月折旧、损耗和摊销费用为41.9亿美元，相比2024年同期的37.9亿美元增长10.6%[276] 利息支出与财务成本 - 2025年第三季度净利息支出为8.9亿美元，同比增加6200万美元[223] - 2025年前九个月净利息支出为25.64亿美元，同比增加2.46亿美元[223] - 公司2025年第三季度及前九个月的净利息支出增加，主要因收购NuStar和WTG Midstream Holdings LLC后总债务余额上升，以及将某些优先单位再融资为长期债务所致[227] - 2025年前九个月已付利息净额为20.5亿美元，较2024年同期的18.4亿美元增长11.4%[277] - 2025年前九个月已付利息（扣除资本化利息后）为20.5亿美元，相比2024年同期的18.4亿美元增长11.4%[277] 非并表关联方权益与分配 - 2025年前九个月，公司从非并表关联方获得的权益收益总额为3.13亿美元，较2024年同期的2.85亿美元增加了2800万美元[236] - 2025年前九个月，公司从非并表关联方收到的分配总额为3.13亿美元，较2024年同期的3.23亿美元减少了1000万美元[236] - 非合并联营公司总权益法收益在第三季度为1.16亿美元，同比增长1400万美元（13.7%），前九个月为3.13亿美元，同比增长2800万美元（9.8%）[236] - 从非合并联营公司获得的总分配在第三季度为9200万美元，同比增长2100万美元（29.6%），但前九个月为3.13亿美元，同比减少1000万美元（-3.1%）[236] 州内运输和存储板块表现 - 2025年第三季度，公司州内运输和存储板块收入为8.69亿美元，较2024年同期的6.78亿美元增加1.91亿美元[240] - 2025年第三季度，公司州内运输和存储板块毛利为3.23亿美元，较2024年同期的4.06亿美元下降8300万美元[240] - 2025年第三季度，公司州内运输和存储板块调整后EBITDA为2.30亿美元，较2024年同期的3.29亿美元下降9900万美元[240] - 2025年前九个月，公司州内运输和存储板块调整后EBITDA为8.58亿美元，较2024年同期的10.95亿美元下降2.37亿美元[240] - 州内运输和存储板块第三季度总部门利润为3.23亿美元，同比下降8300万美元[245] - 州内运输和存储板块前九个月总部门利润为10.23亿美元，同比下降2.46亿美元[245] - 州内运输和存储板块的调整后EBITDA在第三季度为2.30亿美元，同比减少9900万美元（-30.1%），前九个月为8.58亿美元，同比减少2.37亿美元（-21.6%）[240] - 州内运输和存储板块的板块毛利在第三季度为3.23亿美元，同比减少8300万美元（-20.4%），前九个月为10.23亿美元，同比减少2.46亿美元（-19.4%）[240] - 前九个月已实现天然气销售及其他收入减少2.67亿美元，主要由于管道优化业务减少、优化量向长期第三方合同转移以及价差收窄[246] - 前九个月运输费用增加400万美元，主要由于德克萨斯州系统的业务量从优化组合转向长期第三方合同[246] - 前九个月存储毛利增加2300万美元，主要得益于更高的存储优化[246] - 前九个月运营费用增加1000万美元，主要由于从价税和员工成本增加[246] 州内运输和存储板块运输量 - 2025年第三季度，公司州内天然气运输量为13,861 BBtu/天，较2024年同期的13,214 BBtu/天增加647 BBtu/天[240] - 天然气运输量在第三季度为13,861 BBtu/天，同比增长647 BBtu/天（4.9%），前九个月为14,102 BBtu/天，同比增长592 BBtu/天（4.4%）[240] 州际运输和存储板块表现 - 州际运输和存储板块第三季度部门调整后EBITDA为4.31亿美元，同比下降2900万美元[247] - 州际运输和存储板块前九个月部门调整后EBITDA为14.13亿美元，同比增加7800万美元[247] - 州际运输和存储板块前九个月部门利润增加1.16亿美元，主要因运输收入增加6300万美元[249] - 州际运输和储存业务第三季度部门调整后EBITDA降至4.31亿美元，同比减少2,900万美元，主要因运营费用增加6,800万美元（其中罗孚系统财产税义务解决增加4,300万美元）[247][249] - 州际运输和储存业务九个月部门调整后EBITDA增至14.13亿美元，同比增加7,800万美元，主要得益于部门毛利增加1.16亿美元及联营公司贡献增加1,700万美元[247][249] 州际运输和存储板块运输量 - 州际运输和储存业务第三季度运输量增至18,013 BBtu/天，同比增长1,397 BBtu/天（8.4%），九个月累计运输量增至18,123 BBtu/天，同比增长1,297 BBtu/天（7.7%）[247] 中游板块表现 - 中游板块第三季度部门调整后EBITDA为7.51亿美元，同比下降6500万美元[250] - 中游板块前九个月部门调整后EBITDA为24.44亿美元，同比增加2.39亿美元[250] - 中游板块前九个月部门利润增加5.54亿美元，主要因新收购资产和Permian地区产量增加[251] - 中游板块前九个月运营费用增加2.41亿美元，主要因新收购资产和财产税增加[250] - 中游板块前九个月其他收入减少7100万美元，主要因2024年9月确认的业务中断索赔款项[251] - 中游业务第三季度部门调整后EBITDA降至7.51亿美元，同比减少6,500万美元，主要因其他收入减少7,000万美元（与2024年业务中断索赔相关）及运营费用增加4,800万美元[250][251] - 中游业务九个月部门调整后EBITDA增至24.44亿美元，同比增加2.39亿美元，主要得益于部门毛利增加5.54亿美元（其中收购资产及二叠纪地区产量增加贡献3.93亿美元）[250][251] - 公司整体九个月中游业务部门毛利增长显著，部分得益于2021年冬季风暴乌里相关非经常性确认1.6亿美元[251] 中游板块运营量 - 中游业务第三季度收集量增至21,581 BBtu/天，同比增长554 BBtu/天（2.6%），NGL产量增至1,149 MBbls/天，同比增长55 MBbls/天（5.0%）[250] NGL和精炼产品运输服务板块表现 - NGL运输量同比增长11.2%，达到每日248.7万桶[252] - 第三季度NGL和精炼产品运输服务板块调整后EBITDA为10.54亿美元，同比增长4.2%[252] - 第三季度运输利润同比增长14.1%，达到7.43亿美元[256] - 第三季度运营费用同比增加5100万美元，主要受新收购资产和员工成本增加影响[254] - 第三季度天然气价格上涨带来1.05亿美元板块利润增长，但被NGL价格下跌抵消5900万美元[254] - NGL和精炼产品运输服务业务第三季度NGL运输量增至2,487 MBbls/天，同比增长250 MBbls/天（11.2%），精炼产品运输量增至601 MBbls/天，同比增长27 MBbls/天（4.7%）[252] - NGL和精炼产品运输服务业务第三季度部门调整后EBITDA增至10.54亿美元，同比增加4,200万美元，主要因部门毛利增加3,400万美元及商品风险管理活动未实现收益增加6,000万美元[252] - NGL和精炼产品运输服务业务九个月部门调整后EBITDA降至30.65亿美元，同比减少600万美元，尽管部门毛利增加1.18亿美元，但被运营费用增加6,800万美元等抵消[252][254] - NGL和精炼产品运输业务板块总利润同比增长3400万美元，达到13.6亿美元[256] - 九个月期间，运输利润增加1.32亿美元，主要得益于Mariner East和Gulf Coast管道系统的吞吐量增长和合同费率提升[257] - 九个月期间，终端服务利润增加3700万美元，主要因Nederland和Marcus Hook码头出口装货量费用增加2900万美元[257] - 九个月期间，营销利润（剔除未实现损益）大幅减少8600万美元，主要因汽油调和活动收益下降[257] 原油运输服务板块表现 - 九个月期间原油运输服务板块调整后EBITDA为22.2亿美元，同比下降8.1%[258] - 九个月期间原油板块利润（不包括商品风险管理）同比减少1.33亿美元，主要因Bakken管道系统收入下降[260] - 九个月期间原油运输量同比增长6.0%，达到每日693.2万桶[258] - 九个月期间原油板块运营费用同比增加5800万美元，主要与ET-S Permian合资企业相关[260] - 原油运输量（九个月）日均增加39.2万桶，达到693.2万桶/日，主要得益于德州管道系统和ET-S Permian合资企业[258] - 原油业务板块调整后EBITDA（九个月）同比下降1.97亿美元，至22.2亿美元[258] - 九个月期间，原油业务板块利润（剔除未实现损益）减少1.33亿美元，主要因Bakken Pipeline系统运输收入下降[260] Sunoco LP部门表现 - Sunoco LP部门第三季度调整后EBITDA为4.89亿美元，同比增长3300万美元，九个月累计为14.01亿美元，同比增长3.83亿美元[261][262] - Sunoco LP部门九个月分部利润率增长2.64亿美元，主要得益于NuStar和Zenith欧洲终端收购以及燃料量增加[262] - Sunoco LP部门九个月未合并关联公司调整后EBITDA增加1.06亿美元，与ET-S Permian相关[262] - 对Sunoco LP投资板块调整后EBITDA（九个月）同比大幅增加3.83亿美元，至14.01亿美元[261] - 对Sunoco LP投资板块利润（九个月）增加2.64亿美元，主要得益于对NuStar和Zenith欧洲码头的收购[262] - 九个月期间，Sunoco LP的运营费用增加7700万美元，主要因收购NuStar导致成本上升[262] USAC部门表现 - USAC部门第三季度调整后EBITDA为1.6亿美元，同比增长1400万美元，九个月累计为4.59亿美元，同比增长3000万美元[263][264] - USAC部门九个月分部利润率增加3900万美元，主要由于市场化和CPI挂钩费率提高[264][266] - USAC部门第三季度调整后EBITDA为1.6亿美元，同比增长1400万美元或9.6%[263][264] 其他部门表现 - 其他部门第三季度调整后EBITDA为-2300万美元，同比改善500万美元，但九个月累计为-5800万美元，同比下降8700万美元[265][268] - 其他部门九个月业绩下降主要由于Sunoco LP在ET-S Permian的32.5%份额收益增加，导致分部间抵消额增加1.06亿美元[271] 现金流表现 - 2025年前九个月经营活动现金流为82.5亿美元，较2024年同期的89.2亿美元下降7.5%[275] - 公司2025年前九个月经营活动产生的现金流为82.5亿美元，相比2024年同期的89.2亿美元下降6.7亿美元或7.5%[275] - 2025年前九个月用于投资活动的现金为44.3亿美元，与2024年同期的44.4亿美元基本持平[279] - 2025年前九个月融资活动现金使用量为5.62亿美元，较2024年同期的43.4亿美元大幅减少87.1%[284] - 2025年前九个月融资活动现金使用额为5.62亿美元，相比2024年同期的43.4亿美元大幅减少[284] 资本支出 - 公司2025年总资本支出预计为57亿美元，其中增长资本支出46亿美元，维护资本支出11亿美元[269] - Sunoco LP预计2025年维护资本支出为1.5亿美元，增长资本支出至少为4亿美元[270] - USAC预计2025年维护资本支出在3800万至4200万美元之间，扩张资本支出在1.15亿至1.25亿美元之间[272] - 2025年前九个月资本支出总额为41.5亿美元，较2024年同期的26.4亿美元大幅增长57.2%[279] - 公司2025年总资本支出预算为57亿美元，其中46亿美元用于增长项目，11亿美元用于维护[269] - 2025年前九个月资本支出（扣除建设成本援助后）为41.5亿美元，相比2024年同期的26.4亿美元增长57.2%[279] - Sunoco LP 2025年计划至少投入4亿美元增长资本和1.5亿美元维护资本[270] - USAC 2025年计划投入1.15亿至1.25亿美元扩张资本和3800万至4200万美元维护资本[272] 债务与融资活动 - 公司总债务从2024年12月31日的597.6亿美元增加至2025年9月30日的631.04亿美元[288] - 2025年3月公司发行了总额30亿美元的优先票据，包括6.5亿5.20%票据、12.5亿5.70%票据和11亿6.20%票据[289] - 截至2025年9月30日，

核心财务表现 - 第三季度调整后每股收益为0.28美元，低于市场预期的0.33美元，跌幅达15.2%，较去年同期0.32美元下降12.5% [1] - 第三季度总收入为199.5亿美元，低于市场预期的229.1亿美元，跌幅为12.9%，较去年同期207.7亿美元下降3.9% [2] - 运营收入为21.5亿美元，同比下降1.4% [3] - 总成本和费用为178亿美元，同比下降4.2%，主要原因是产品销售成本以及销售、一般和行政费用下降 [3] - 净利息支出为8.9亿美元，同比上升7.5% [3] 财务状况与资本支出 - 截至2025年9月30日，公司流动资产为174.4亿美元，较2024年底的142亿美元有所增加 [7] - 长期债务（扣除当期到期部分）为631亿美元，较2024年底的597.5亿美元上升 [7] - 公司循环信贷额度尚有34.4亿美元的可用借款能力 [7] - 第三季度增长性资本支出为11.4亿美元，维护性资本支出为2.93亿美元 [8] 战略项目与产能扩张 - 正在调试西德克萨斯州八个10兆瓦天然气发电机组中的第三个 [4] - 2025年8月宣布计划在达拉斯-沃斯堡附近的Bethel存储设施建设新的天然气存储洞穴，预计将站点工作气存储容量翻倍至超过120亿立方英尺，计划于2028年底投入服务 [4] - 2025年9月签署协议扩建犹他州Price River终端，将增加新的铁路装载基础设施、一个容量约12万桶的加热储油罐以及两条额外的6000英尺存储单元轨道，使终端出口能力翻倍 [5] - 2025年11月宣布计划在米德兰盆地新建Mustang Draw II天然气处理厂，产能为每天2.5亿立方英尺，及相关基础设施，预计于2026年第四季度投入服务 [6] 2025年业绩指引 - 公司预计2025年调整后税息折旧及摊销前利润在161亿美元至165亿美元之间 [10] - 预计2025年增长性资本支出接近46亿美元 [10] - 预计2026年将投入近50亿美元的增长资本 [10] 同业公司业绩对比 - ONEOK Inc 第三季度运营每股收益为1.49美元，超出市场预期2.1%，较去年同期1.18美元增长26.3% [12] - Plains All American Pipeline 第三季度调整后每股收益为0.39美元，超出市场预期14.7%，去年同期为0.37美元 [13] - CNX Resources Corporation 第三季度运营每股收益为0.49美元，超出市场预期32.4%，较去年同期0.41美元增长19.5% [14]

项目最终投资决策条件 - 只有在为路易斯安那州查尔斯湖液化天然气项目80%的权益找到买家后，公司才会做出最终投资决策[1] - 最终投资决策的时间表已发生变化，此前目标是在2025年底前做出，但目前情况不同[1] - 项目推进需满足特定的风险回报标准，而液化天然气项目尚未达标，资本纪律是公司的优先事项[2] 股权合作谈判进展 - 公司与MidOcean Energy就后者作为30%权益所有者参与项目进行了深入讨论[2] - 同时正与其他方就剩余计划出售的权益进行谈判，旨在将公司自身权益降至20%[2] - 出售股权是公司进行风险管理的一种方式，若找不到权益买家则不会推进项目[2] - 公司高管表示潜在合作伙伴对该项目有浓厚兴趣[3] 项目优势与规模 - 查尔斯湖液化天然气项目已获得全部许可，并利用现有基础设施[4] - 项目受益于通过现有连接至亨利枢纽的充足天然气供应，以及连接公司庞大的天然气管道网络[4] - 项目一旦建成，年产能将达到约1500万吨液化天然气[4]

财务业绩摘要 - 截至2025年9月的季度 公司营收为199.5亿美元 较去年同期下降3.9% [1] - 季度每股收益为0.28美元 低于去年同期的0.32美元 [1] - 营收较Zacks一致预期229.1亿美元低12.9% 每股收益较一致预期0.33美元低15.15% [1] 运营指标表现 - 中游业务集输量为21581 BBtu/天 略高于两位分析师平均预期的21480.99 BBtu/天 [4] - 中游业务NGL产量为11.49亿桶 略低于分析师平均预期的11.5273亿桶 [4] - NGL和精炼产品运输服务业务中 NGL运输量为24.87亿桶 高于分析师平均预期的23.0715亿桶 [4] - NGL和精炼产品终端量为16.6亿桶 高于分析师平均预期的15.4319亿桶 [4] 分部调整后EBITDA - 州际运输和存储业务调整后EBITDA为4.31亿美元 低于分析师平均预期的4.794亿美元 [4] - 原油运输和服务业务调整后EBITDA为7.46亿美元 略低于分析师平均预期的7.5557亿美元 [4] - NGL和精炼产品运输服务业务调整后EBITDA为10.5亿美元 略低于分析师平均预期的10.6亿美元 [4] - 中游业务调整后EBITDA为7.51亿美元 低于分析师平均预期的8.3662亿美元 [4] 市场表现与背景 - 过去一个月 公司股价回报率为-0.7% 而Zacks S&P 500指数同期上涨1% [3] - 某些关键运营指标对于更准确地反映公司财务健康状况至关重要 [2]

项目财务决策 - 公司不会为路易斯安那州的查尔斯湖液化天然气出口设施提供财务许可，除非该项目80%的股权已出售给合作伙伴[1] 项目股权策略 - 公司寻求将查尔斯湖液化天然气项目的股权出售给合作伙伴[1]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为38.4亿美元，低于去年同期的39.6亿美元 [3] - 排除非经常性项目后，调整后EBITDA与去年同期持平 [3] - 年初至今调整后EBITDA为118亿美元，高于2024年同期的116亿美元 [3] - 第三季度归属于合伙人的经调整可分配现金流（DCF）约为19亿美元 [3] - 2025年前九个月有机增长资本支出约为31亿美元，主要投向NGL与精炼产品、中游业务和州内管道板块 [3] 各条业务线数据和关键指标变化 - NGL与精炼产品板块调整后EBITDA为11亿美元，高于去年同期的10亿美元，主要得益于墨西哥湾沿岸、Mariner East管道和终端吞吐量增长 [4] - 中游业务调整后EBITDA为7.51亿美元，低于去年同期的8.16亿美元，但若排除2024年一次性业务中断索赔的7000万美元收益，则实现同比增长，二叠纪盆地处理量因工厂升级和新厂投运增长17% [5] - 原油板块调整后EBITDA为7.46亿美元，略低于去年同期的7.68亿美元，二叠纪合资项目等管道系统增长被Bakken管道和Bayou Bridge管道运输收入下降所抵消 [5] - 州际天然气板块调整后EBITDA为4.31亿美元，低于去年同期的4.6亿美元，但若排除Rover系统财产税义务结算带来的4300万美元增加，则实现同比增长 [6] - 州内天然气板块调整后EBITDA为2.3亿美元，低于去年同期的3.29亿美元，管道优化减少是主要原因，公司正转向更稳定的长期第三方合同 [6] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年有机增长资本支出指引从50亿美元下调至46亿美元，部分支出推迟至2026年 [7] - 2026年增长资本支出预计约为50亿美元，大部分将投资于天然气板块 [7] - 增长项目储备预计产生中等两位数回报，主要收益增长预计在2026年和2027年体现 [7] - 公司正积极评估将一条二叠纪盆地的NGL管道转换为天然气服务的可能性，以应对NGL运输费率竞争并捕捉数据中心带来的更高收入机会 [13][45][46] - 公司与Enbridge合作，通过Dakota Access管道和ETCOP管道为加拿大原油提供运输能力，以填充现有管道容量并确保长期稳定吞吐量 [22][50][51] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司看到天然气业务服务的强劲需求，预计将支持燃气发电厂、数据中心以及工业和制造业的增长 [8] - Desert Southwest管道项目（Transwestern管道扩张）已获得长期承诺，容量为15亿立方英尺/天，目前正评估进一步增加容量的选项 [8][9] - Hugh Brinson管道项目第一阶段预计不晚于2026年第四季度投运，该系统将提供双向运输能力，连接德州多数燃气公用事业公司和主要交易中心 [10][11][12] - 数据中心和发电厂需求是重要增长动力，公司已与Oracle等签订长期协议，供应约90万百万立方英尺/天的天然气，并拥有超过10亿立方英尺/天的潜在额外供应协议 [15][16][17] - 公司在二叠纪盆地的处理能力持续扩张，Lenora 2和Badger工厂已投运，Mustang Draw工厂预计2026年第二季度投运，Mustang Draw 2已获批建设 [19][20] 其他重要信息 - Bethel天然气储存设施的新洞穴建设已获批，预计将使工作气体储存能力翻倍至超过120亿立方英尺，计划于2028年底投运 [14] - Nederland终端的Flexport NGL出口扩建项目已投入乙烷和丙烷服务，并准备好乙烯出口服务，预计到本十年末超过95%的LPG出口能力将被签约 [20] - 犹他州Price River终端的扩建项目正在进行，预计将使终端出口能力翻倍，成本约为7500万美元，计划2026年第四季度投运 [21] - Lake Charles LNG项目正在与Mid Ocean Energy等潜在股权投资者进行深入讨论，公司计划将自身持股降至20%，项目最终投资决策取决于股权出售和剩余承购量转化为有约束力协议 [23] 问答环节所有的提问和回答 问题: 2025年业绩指引是否包含Sun对Parkland的收购 - 公司澄清当前指引未包含Parkland收购，在不考虑该收购的情况下，预计业绩将略低于指引区间的下限 [28] 问题: Lake Charles LNG项目需要多少合同和股权出售才能达到最终投资决策 - 公司强调需要完成股权出售（将自身持股降至20%）、将剩余承购量的不具约束力协议转化为有约束力协议，并满足严格的资本纪律和风险回报标准，时间紧迫但尚未达到最终投资决策点 [29][30][31][32][77][78][79] 问题: 近期数据中心交易的财务影响和资本支出框架 - 公司表示数据中心交易资本支出通常较低，许多项目只需建设短途支线，回报率具有吸引力，但具体细节因项目而异且受保密协议限制 [35][36][37][71][72][73][74][75] 问题: 2026年业绩的主要驱动因素 - 主要驱动因素包括Flexport项目的全面贡献、二叠纪盆地处理厂的持续填充、新处理厂（如Frack 9）的投运以及Hugh Brinson管道在年底的投运 [40][41] 问题: 将NGL管道转换为天然气服务的考虑因素 - 公司解释此举是出于对NGL运输费率竞争的担忧，以及数据中心需求可能带来更高收入，目前正在评估但尚未做出决定 [44][45][46][47] 问题: 与Enbridge合作的原油项目对收益的影响 - 公司认为这些合作能很好地填充Dakota Access管道因巴肯地区产量持平而可能出现的合同到期后的容量，预计将带来长期稳定的收益 [48][49][50][51][52] 问题: 增长项目储备总量和未来资本支出趋势 - 公司指出2026年资本支出指引为50亿美元，但更长期的数字尚不明确，强调项目储备丰富且回报良好 [55][56][57] 问题: Desert Southwest管道项目的扩容潜力和新增需求来源 - 公司表示该项目已看到超出已签约15亿立方英尺/天的额外需求，有能力增加至少5亿至10亿立方英尺/天的容量，正在评估扩容选项 [58][59][60][61] 问题: 公司是否考虑更大规模地进入发电领域 - 公司明确表示目前看到的发电项目回报率不符合公司标准，更倾向于作为天然气供应商参与 [64] 问题: 天然气储存费率前景和Bethel扩张的独特性 - 公司认为随着LNG出口增长和对可靠性的需求，储存价值将显著上升，但公司会保持资本纪律，不会投机性建设 [65][66][67][68] 问题: Hugh Brinson管道上供应推动和需求拉动合同的构成 - 公司表示该项目初始是需求拉动和供应推动的平衡，但未来的扩张将主要是需求拉动 [82] 问题: 二叠纪盆地天然气出口管道容量激增，客户是否开始锁定气源 - 公司意识到一些终端用户正在尝试锁定气源，并认为二叠纪盆地天然气产量需要显著增长才能满足已宣布的管道需求 [83][84] 问题: 过去一年签约的60亿立方英尺/天新需求中，增量部分占比和隐含费率 - 公司确认这些均为增量业务，隐含的加权平均费率具有吸引力，但由不同类型的合同组成，需谨慎推断 [87][88][89] 问题: 关于加速数据中心电网连接审批的提案对天然气需求的影响 - 公司认为如果提案通过，将极大促进管道业务，加速天然气需求 [92][93][94] 问题: Price River终端扩建项目的需求背景 - 公司强调该项目得到上游产区大量面积的长期承诺支持，原油品质受到炼油厂青睐，且存在下游协同收入机会 [95][96]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为38.4亿美元，相比去年同期的39.6亿美元有所下降，但若排除一次性项目则与去年同期持平 [3] - 年初至今调整后EBITDA为118亿美元，高于2024年同期的116亿美元 [3] - 第三季度可分配现金流（DCF）约为19亿美元 [3] - 2025年前九个月有机增长资本支出约为31亿美元，主要投入在NGL与炼油产品、中游业务和州内天然气板块 [3] 各条业务线数据和关键指标变化 - NGL与炼油产品板块调整后EBITDA为11亿美元，高于去年同期的10亿美元，主要得益于墨西哥湾沿岸和Mariner East管道以及终端吞吐量的增长 [4] - 中游业务调整后EBITDA为7.51亿美元，低于去年同期的8.16亿美元，但若排除去年一笔7000万美元的一次性业务中断索赔，则业绩同比有所增长，二叠纪盆地产量因工厂升级和新厂投产而增长17% [5] - 原油板块调整后EBITDA为7.46亿美元，略低于去年同期的7.68亿美元，二叠纪盆地合资管道系统增长被Bakken管道和Bayou Bridge管道运输收入下降所抵消 [5] - 州际天然气板块调整后EBITDA为4.31亿美元，低于去年同期的4.6亿美元，但若排除与Rover系统财产税义务相关的4300万美元增加额，则业绩同比上升 [6] - 州内天然气板块调整后EBITDA为2.3亿美元，低于去年同期的3.29亿美元，管道优化减少被第三方量增长所部分抵消 [7] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年有机增长资本支出指引从50亿美元下调至46亿美元，主要由于项目预测调整和部分支出推迟至2026年 [7] - 2026年增长资本支出预计约为50亿美元，大部分将投资于天然气板块，项目储备预计产生中等两位数回报 [7] - FlexPort二叠纪处理、NGL运输和Hugh Brinson管道扩建项目的大部分收益增长预计在2026年和2027年实现 [8] - 公司正在考虑将一条二叠纪盆地的NGL管道转换为天然气服务，以可能实现收入翻倍 [12] - 公司强调资本纪律，项目需满足特定风险回报标准，尤其是在Lake Charles LNG项目上 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气业务服务需求强劲，预计将支持燃气发电厂、数据中心以及工业和制造业的增长需求 [8] - 公司已与终端用户、数据中心和公用事业公司签订了超过60亿立方英尺/日的管道容量合同，加权平均期限超过18年，预计产生超过250亿美元的管输费收入 [16] - 公司对其广泛的州际管道网络靠近潜在客户感到乐观，正在就多个州的项目进行深入讨论 [17] - 公司对数据中心和发电厂带来的增长机会感到兴奋，认为这是未来多年的重要增长动力 [35] 其他重要信息 - Desert Southwest管道项目（Transwestern管道扩建）的15亿立方英尺/日容量已全部通过长期合同售出，合同期25年，并且正在评估因额外兴趣而增加容量的选项 [9] - Hugh Brinson管道一期工程预计不晚于2026年第四季度投产，目前路线100%获取，85%管道已交付，所有工区均已开始施工 [10] - Bethel天然气储存设施的新洞穴扩建预计将使工作气容量翻倍至超过120亿立方英尺，预计2028年底投产，并具备至少150亿立方英尺的额外扩容潜力 [13] - 公司与Oracle签订了为三个美国数据中心供应天然气的长期协议，每日供应量约90万立方米，并为Fermi America的HyperGrid园区提供初始日供应量约30万MMBtu的天然气 [14][15] - 与Enbridge合作的Southern Illinois Connector项目已做出最终投资决定，将为Dakota Access管道提供额外的加拿大原油运输能力 [21] 问答环节所有提问和回答 问题: 2025年业绩指引是否包含SUN收购Parkland的影响 - 指引声明中未包含Parkland，在不含Parkland的情况下，预计略低于初始指引区间的下限 [27] 问题: Lake Charles LNG项目需要多少合同和股权出售进度才能达到FID - 项目需要完成EPC合同、将约1550万吨的HOA转化为SPA、并成功出售80%的股权（公司保留20%）才能达到FID，这些工作预计在年底前推进，但仍有大量工作要做 [28][29][30][31] 问题: 近期数据中心交易的财务影响和未来驱动因素 - 数据中心交易非常令人兴奋，已披露的需求拉动合同涉及250亿美元收入，Hugh Brinson管道被认为可能是公司有史以来盈利能力最强的资产 [34][35] - 2026年的主要业绩驱动因素包括FlexPort项目合同的全面生效、二叠纪盆地工厂的持续投产和填充、以及Hugh Brinson管道在年底投产 [38][39] 问题: 将NGL管道转换为天然气服务的考虑细节 - 公司有将资产转换服务的成功记录，正在认真评估将一条二叠纪盆地NGL管道转换为天然气服务，因为初步分析显示天然气运输收入可能是NGL运输的2倍 [42][43][44][45] 问题: 与Enbridge在原油方面的合作对收益的影响 - 与Enbridge的合作时机很好，可以为Dakota Access管道补充加拿大原油量，预计签署15年期协议，使管道在2040年代保持满载 [46][48][49][50] 问题: 增长项目储备总量和资本支出运行率 - 2026年资本支出指引为50亿美元，公司有大量高回报项目机会，但难以给出更长期的具体数字 [53][54][55] 问题: Desert Southwest管道项目的扩容可能性和具体信息 - 项目获得高度认可，在已售出的15亿立方英尺/日基础上，还有至少10亿立方英尺的额外兴趣，可能扩容05至10亿立方英尺，正在评估管径从42英寸增至48英寸 [56][57][58][59] 问题: 公司为何不更大规模地进入发电领域 - 看到的发电项目回报率在低双位数甚至高个位数，不符合公司的回报标准，更倾向于为这些项目提供天然气 [62] 问题: 天然气储存费率环境和Bethel项目的独特性 - 公司看好储存价值将飙升，尤其考虑到未来LNG出口和极端天气事件，Bethel地理位置优越，但公司不会投机性扩建，而是会基于项目需求 [63][64][65][66] 问题: 数据中心项目的资本支出和回报框架 - 资本支出因项目而异，许多项目资本支出较低（如连接现有管道的短支线），有些则需专门资本，部分项目即使客户已确保电力供应，也愿意支付高需求费用以保证备用气源 [69][70][71][72][73] 问题: Lake Charles LNG项目是否以及何时能达到FID - 明确表示在获得所需的80%股权合作伙伴之前不会推进FID，这是资本纪律的关键，仍有工作要做 [74][75][76][77] 问题: Hugh Brinson管道上供应推动和需求拉动合同的构成 - 项目启动时是需求拉动，为完成项目引入了生产者推动，目前扩张部分主要是需求拉动，构成较为平衡 [80] 问题: 二叠纪盆地天然气供应情况 - 意识到有大量新管道项目宣布，总需求可能超过110-120亿立方英尺/日，加上数据中心需求，天然气产量需大幅增长，建议市场锁定当前产量 [81][82] 问题: 新签的60亿立方英尺/日合同的利润率和增量性质 - 全部为增量业务，加权平均费用较高，但由不同类型的合同组成（如Desert Southwest、Hugh Brinson等），需谨慎推断 [85][86] 问题: 关于加速数据中心电网连接审批的潜在影响 - 若提案通过，将极大促进管道业务，加快审批流程对公司有利 [89][90][91] 问题: Price River终端扩建项目的需求背景 - 该项目前景广阔，已锁定当地大部分产区的长期合同，所产油品对炼厂价值高，且存在下游协同收入机会 [92][93]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为38.4亿美元，低于去年同期的39.6亿美元；若排除若干非经常性项目，调整后EBITDA与去年同期持平 [3] - 年初至今调整后EBITDA为118亿美元，高于2024年同期的116亿美元 [3] - 第三季度归属于合伙人的经调整可分配现金流（DCF）约为19亿美元 [3] - 2025年前九个月有机增长资本支出约为31亿美元，主要投向NGL与成品油、中游业务和州内天然气板块 [4] 各条业务线数据和关键指标变化 - NGL与成品油板块：第三季度调整后EBITDA为11亿美元，高于去年同期的10亿美元，主要得益于墨西哥湾沿岸和Mariner East管道业务以及终端吞吐量的增长 [4] - 中游业务板块：第三季度调整后EBITDA为7.51亿美元，低于去年同期的8.16亿美元；去年同期业绩包含一笔7000万美元的一次性业务中断索赔收入；若排除该索赔，因二叠纪盆地处理量增长17%以及WTG资产并入，业绩将高于去年同期 [5] - 原油板块：第三季度调整后EBITDA为7.46亿美元，低于去年同期的7.68亿美元；二叠纪盆地合资管道系统实现增长，但Bakken管道和Bayou Bridge管道的运输收入因炼厂检修而下降，检修完成后运量已恢复正常 [6] - 州际天然气板块：第三季度调整后EBITDA为4.31亿美元，低于去年同期的4.6亿美元；若排除与Rover系统财产税义务相关的4300万美元应计项目，业绩将高于去年同期，得益于多条州际管道需求增长 [6] - 州内天然气板块：第三季度调整后EBITDA为2.3亿美元，低于去年同期的3.29亿美元；德克萨斯州州内管道系统运量因第三方增长而增加，但管道优化收入因转向长期第三方合同而减少 [7] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年有机增长资本支出指引从50亿美元下调至约46亿美元，原因是项目预测调整和部分支出推迟至2026年；2026年增长资本支出预计约为50亿美元，大部分将投资于天然气板块 [7] - 增长项目储备预计产生中等两位数回报，FlexPort二叠纪处理、NGL运输和Hugh Brinson管道扩建等项目的大部分收益增长预计在2026年和2027年实现 [8] - 公司正积极评估将一条二叠纪盆地的NGL管道转换为天然气服务的可能性，因观察到NGL运输费率竞争激烈，而转换为天然气服务可能带来更高收入 [12][40] - 公司强调资本纪律，项目需满足特定的风险回报标准，尤其是在Lake Charles LNG项目上 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对天然气业务需求表示乐观，特别是来自燃气发电厂、数据中心以及工业和制造业的需求增长 [8] - 公司认为其凭借广泛的天然气管道网络、Hugh Brinson管道、Desert Southwest项目和Bethel存储项目，已成为客户寻求可靠天然气解决方案的首选 [24] - 公司在二叠纪盆地的大量处理能力扩张将为其下游管道网络提供供给，同时继续在美国扩张NGL业务以满足国际需求，并通过战略性项目扩大原油管道网络 [25] 其他重要信息 - Desert Southwest管道项目（Transwestern管道扩建）产能为15亿立方英尺/日，已通过长期承诺全部签约，包括沿管线一处新需求源的40万MMBtu/日合同；公司正在评估因获得显著超额兴趣而增加产能的方案 [9] - Hugh Brinson管道一期项目预计不晚于2026年第四季度投入运营，项目地役权已100%获取，85%以上管道已交付；二期项目将增加压缩能力，该系统将具备双向输气能力 [10][11] - 公司批准在Bethel天然气储存设施新建一个储存穴，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年底投入运营 [13][14] - 公司已与Oracle签署协议，向其三处美国数据中心供应天然气，每日供应量约90万Mcf；并与Fermi America签署10年协议，独家供应每日约30万MMBtu的初始天然气 [15][16] - 过去一年，公司已与需求方客户签订了超过60亿立方英尺/日的管道容量合同，加权平均期限超过18年，预计产生超过250亿美元的固定运输费收入 [17] - 二叠纪盆地的Lenora 2和Badger处理厂已投入运营，Lenora 2满负荷运行，Badger正在提升产能；Mustang Draw厂预计2026年第二季度投入运营，Mustang Draw 2（2.5亿立方英尺/日产能）已获批建，预计2026年第四季度投入运营，成本约2.6亿美元 [19][20] - 与Enbridge合作的Southern Illinois Connector项目已做出最终投资决定（FID），实现了10万桶/日的运输合同；双方正合作通过Dakota Access管道提供约25万桶/日的加拿大原油运输能力 [21][22] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于2025年业绩指引是否包含Sun收购Parkland的影响 - 公司澄清指引中未包含Parkland收购，在不含Parkland的情况下，预计将略低于初始指引区间的下限 [26] 问题: 关于Lake Charles LNG项目需要多少合同才能达成FID以及时间安排 - 公司强调达成FID需满足多个条件，包括EPC合同、将15-15.5百万吨的头协议（HOA）转换为销售与购买协议（SPA）、以及引入80%的股权合作伙伴以将自身持股降至20%；时间紧迫，需在年底前取得进展，但时间并非不利因素 [27][28][29][30][59] 问题: 近期数据中心交易的财务影响 - 公司对数据中心机会感到兴奋，但许多交易涉及保密条款；Hugh Brinson管道因其连接性和可选性被认为可能成为有史以来盈利能力最强的资产；公司预计未来将能披露更多信息 [31][32][33][34][35] 问题: 2026年业绩的主要驱动因素 - 主要驱动因素包括FlexPort项目合同于1月1日全面生效、二叠纪盆地处理厂持续增产及其对下游NGL管道和分馏装置的影响、以及Hugh Brinson管道在年底投产 [36][37] 问题: 考虑将NGL管道转换为天然气服务的细节 - 公司有将资产转换服务的成功历史；正在评估将三条二叠纪NGL管道之一转换为天然气服务，因NGL运输费率竞争激烈，而天然气服务可能带来两倍于NGL的收入；此非即时决定，正在积极谈判中 [38][39][40][41] 问题: 与Enbridge在原油方面的合作对收益的影响 - 公司对与Enbridge合作感到兴奋，认为加拿大原油需要寻找更好市场；Dakota Access管道现有运量约55万桶/日，有能力运输至75万桶/日，Enbridge的原油可很好地填补现有合同到期后的运力；合作涉及15年期协议，有助于长期保持管道满载 [42][43][44][45][46] 问题: 增长项目储备总量和资本支出展望 - 2026年资本支出指引为50亿美元；公司拥有大量高回报项目储备，但难以给出更远期具体数字；项目储备强劲，公司将确保风险可控 [47][48] 问题: Desert Southwest管道项目的扩容可能性和新增需求源 - 项目获得超额认购，至少有高于已售出15亿立方英尺/日的10亿立方英尺额外需求；公司有能力将产能增加至少5亿至可能10亿立方英尺/日；正在评估相关方案，并已锁定大部分钢材价格；关于40万MMBtu/日合同因保密性无法透露更多 [49][50] 问题: 公司为何不更大规模进入发电领域 - 因所见发电项目回报率较低（低双位数或高个位数），不符合公司对项目回报率的要求；更倾向于与项目开发商合作提供天然气 [52] 问题: 天然气储存费率是否足以驱动更多扩建以及行业前景 - 公司看好储存价值，尤其考虑到未来LNG出口增长和极端天气事件对可靠性的需求；Bethel扩建是因其战略位置；公司不会投机性扩建，但可能为支持特定项目而启动新储存穴建设 [53][54] 问题: 数据中心供应项目的资本支出和预期回报框架 - 资本支出因项目而异，许多项目资本支出较低（如短距离支线）；部分项目资本已包含在已宣布的大型项目中；有些数据中心即使已确保电力供应，也愿意支付高需求费用以获得备用天然气供应，这类项目资本支出低 [55][56][57][58] 问题: Lake Charles LNG项目是否确定能达成FID及时间安排 - 公司明确在获得所需的80%股权合作伙伴之前不会推进LNG项目；合同和EPC合同进展良好，但股权合作伙伴是达成FID的关键条件，仍有工作要做 [59] 问题: Hugh Brinson管道上供应推动和需求拉动合同的构成 - 项目初期结合了需求拉动和生产者推动；目前的扩张主要是需求拉动 [61] 问题: 客户是否开始签署Waha地区的天然气供应协议以确保气源 - 考虑到已宣布的多条新管道项目（总计可能超过110-120亿立方英尺/日的新需求）以及二叠纪盆地的数据中心需求，天然气产量需要显著增长（年增12%-15%）；公司了解到部分终端用户已开始联系生产商锁定气源 [62][63] 问题: 过去一年签署的60亿立方英尺/日新交易中，增量业务占比及隐含费率 - 这60亿立方英尺/日均为当前未进行的新增业务；加权平均费率由不同合同组成（包括Desert Southwest、Hugh Brinson及其他需求增长项目），需谨慎推断至所有项目 [64][65] 问题: 关于可能加速数据中心并网的政策对天然气需求的影响 - 公司认为若能加快审批流程，将极大促进管道业务发展 [66] 问题: Price River终端扩建项目的需求背景 - 该项目得到Four Point Resources协议支持，预计将使终端出口能力翻倍，提升Uinta原油的输送能力；公司已锁定该地区大量产能，项目还具有协同效应，部分原油可能运往St. James或Nederland [68]

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