文章核心观点 - 2025年7月2日Plains All American Pipeline（PAA）和Plains GP Holdings（PAGP）宣布2025年第二季度的季度分红及2025年第二季度财报发布时间 [1] 第二季度分红声明 - PAA普通单位分红为每单位0.38美元（年化每单位1.52美元），与2025年5月支付的分红持平 [7] - PAGP A类股分红为每股0.38美元（年化每股1.52美元），与2025年5月支付的分红持平 [7] - PAA A类优先股分红为每股0.61524美元（年化约每股2.46美元） [7] - PAA B类优先股季度分红为每B类单位22.23美元（基于适用的季度浮动利率），将于2025年8月15日支付给2025年8月1日营业结束时的在册持有人 [2] - 上述分红除PAA B类优先股外，均将于2025年8月14日支付给2025年7月31日营业结束时的相应证券持有人 [2] - PAGP A类股现金分红在A类股东的税收基础范围内预计为非应税资本回报，超出部分应作为资本利得征税；PAA普通单位和B类优先股分红的合格通知将在Plains网站“投资者关系 - 单位信息”下公布 [3] 2025年第二季度财报发布时间 - 公司将于2025年8月8日周五开盘前发布第二季度财报，随后于上午9点CT（上午10点ET）与分析师和投资者举行电话会议讨论财报，会议将在网站直播，结束后可在网站收听音频回放 [4] 公司简介 - PAA是一家公开交易的有限合伙公司，拥有并运营中游能源基础设施，为原油和天然气液体提供物流服务，平均每天处理约800万桶原油和天然气液体 [5] - PAGP是一家公开交易实体，间接持有PAA的非经济控制性普通合伙人权益和有限合伙人权益 [6] - 两家公司总部位于德克萨斯州休斯顿，更多信息可访问www.plains.com [6] 投资者关系联系方式 - 联系人包括Blake Fernandez和Michael Gladstein，邮箱为PlainsIR@plains.com，电话为(866) 809 - 1291 [7]

市场环境分析 - 当前市场和经济环境是自全球金融危机(GFC)以来最具不确定性的时期 不包括COVID-19疫情期间 [1] 分析师背景 - 分析师Roberts Berzins拥有超过十年的金融管理经验 曾帮助顶级企业制定财务战略并执行大规模融资 [2] - 在拉脱维亚推动REIT框架制度化 以提升泛波罗的海资本市场的流动性 [2] - 参与制定国家国有企业融资指南 并建立私人资本投资经济适用房的框架 [2] - 持有CFA和ESG投资证书 曾在芝加哥期货交易所实习 积极参与推动泛波罗的海资本市场发展的思想领导活动 [2] 持仓披露 - 分析师持有ARE BIPC MAIN ARCC PAGP的多头头寸 包括股票所有权、期权或其他衍生品 [3]

市场行为分析 - 价格下跌时投资者通常会更加谨慎 对逢低买入持怀疑态度 [1] 专家背景 - Roberts Berzins拥有超过10年金融管理经验 为顶级企业制定财务战略并执行大规模融资 [2] - 在拉脱维亚推动REIT框架制度化 提升泛波罗的海资本市场流动性 [2] - 参与制定国家国有企业融资指南 建立私人资本投资经济适用房的框架 [2] - 持有CFA和ESG投资证书 曾在芝加哥期货交易所实习 积极参与泛波罗的海资本市场发展的思想领导活动 [2] 分析师持仓 - 分析师持有PAGP和ARE的多头头寸 包括股票、期权或其他衍生工具 [3]

Table of Contents UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION FORM 10-Q ________________________________________________________________________________________________________________________________ ☑ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended March 31, 2025 or ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 Commission File Number: 1-36132 ____________________________________________ ...

Exhibit 99.1 Plains All American Reports First-Quarter 2025 Results Houston, TX – May 9, 2025 – Plains All American Pipeline, L.P. (Nasdaq: PAA) and Plains GP Holdings (Nasdaq: PAGP) today reported first-quarter 2025 results and provided the following highlights: First-Quarter Results Business Highlights "Plains delivered another quarter of solid operational and financial performance," said Willie Chiang, Chairman and CEO. "Substantial cash flow generation from our integrated Crude Oil and NGL footprints co ...

业绩总结 - 2025年第一季度，PAA的调整后EBITDA为7.54亿美元[5] - 2025年第一季度，PAA的原油和NGL部门调整后EBITDA分别为5.59亿美元和1.89亿美元[5] - 2025年第一季度的调整后EBITDA为28.16亿美元，较2024年第四季度的27.79亿美元有所增长[33] - 2025年全年的调整后EBITDA预期在28亿至29.5亿美元之间[22] 现金流与负债 - 2025年预计的可分配现金流为18.75亿美元，普通单位分配比率覆盖率为175%[22] - 2025年第一季度的总债务为86.82亿美元，净债务为82.56亿美元[33] - 公司的总负债为141.92亿美元，较2024年12月31日的134.40亿美元增长了5.66%[67] - 公司的长期债务（包括高级票据）为81.31亿美元，较2024年12月31日的71.41亿美元增长了13.51%[67] 资本支出与分配 - 2025年计划的年度增长资本支出为3亿至4亿美元[10] - 2025年每单位分配预计增加至1.52美元，年增长率为25%[26] 市场与运营数据 - 2023财年总管道运费量为8,460 Mb/d，预计2024财年为8,934 Mb/d，2025财年为9,650 Mb/d[44] - Permian地区的收集量在2023财年为2,643 Mb/d，预计2024财年为2,895 Mb/d，2025财年为3,075 Mb/d[44] - Permian地区的长途运输量在2023财年为1,503 Mb/d，预计2024财年为1,531 Mb/d，2025财年为1,700 Mb/d[44] 自由现金流 - 调整后的自由现金流在2023年为1,798百万美元，预计2024年为1,247百万美元，2025年为负308百万美元[65] - 2024年调整后的自由现金流（不包括资产和负债变动）为1,173百万美元[65] 资产状况 - 截至2025年3月31日，公司的总资产为282.52亿美元，较2024年12月31日的277.56亿美元增长了2.76%[67] - 当前资产为47.29亿美元，较2024年12月31日的47.76亿美元下降了0.98%[67] - 公司的合伙人资本总额为140.60亿美元，较2024年12月31日的143.16亿美元下降了1.95%[67]

文章核心观点 公司2025年第一季度运营和财务表现稳健，现金流充裕、资产负债表强劲，通过收购和项目投产实现高效增长，同时坚持财务纪律并向股东返还现金 [3] 各部分总结 第一季度业绩亮点 - 净收入4.43亿美元，运营活动提供净现金6.39亿美元，调整后EBITDA为7.54亿美元 [4][5] - 季度末杠杆率3.3倍，处于目标范围低端 [5] - 每单位季度现金分配0.38美元，年化1.52美元，当前分配收益率约9.0% [5] - 收购Cheyenne Pipeline剩余50%权益和Black Knight Midstream的二叠纪盆地原油收集业务 [5] - Fort Saskatchewan分馏综合体去瓶颈项目投产，提高加拿大收费现金流 [5] - 2025年C3+规格产品销售对冲比例提高至约80%，价格约0.70美元/加仑 [5] 各业务板块表现 - 原油业务调整后EBITDA与2024年持平，管道关税量增加、关税上调和收购贡献被运营费用增加和炼油厂停工影响抵消 [10] - NGL业务调整后EBITDA同比增长19%，主要因加权平均分馏价差和NGL销量增加 [11] 财务指标分析 - GAAP指标：净收入、摊薄后每股净收入、运营活动净现金和每单位分配均有显著增长 [4] - 非GAAP指标：调整后净收入、调整后EBITDA等有不同程度变化，调整后自由现金流为负 [6] 未来展望与风险 - 面临宏观经济、市场需求、竞争、运营风险、法规政策等多方面不确定性 [81][82] - 强调非GAAP财务指标对评估公司业绩和现金流的重要性 [15] 公司信息 - Plains All American Pipeline是公开交易的有限合伙企业，拥有并运营中游能源基础设施，提供原油和NGL物流服务 [83] - Plains GP Holdings拥有PAA普通合伙人的间接非经济控股权和有限合伙人权益，合并PAA财务报表 [12] 会议安排 - 2025年5月9日上午9点CT举行联合电话会议，讨论第一季度业绩 [13] - 可通过指定网址观看网络直播，直播结束后音频回放将在网站保留365天 [13][14]

长期债务相关指标 - 截至2024年12月31日，公司公开交易的高级票据约占其长期债务的99%[38] - 公司目标杠杆倍数平均在3.25倍至3.75倍之间，长期债务与调整后EBITDA的倍数约在2.5倍至3.0倍之间[38] - 公司目标平均长期债务与总资本比率约为50%或更低，平均总债务与总资本比率约为60%或更低[38] - 公司目标平均调整后EBITDA与利息覆盖倍数约为3.3倍或更高[38] 原油业务板块数据 - 截至2024年12月31日，原油业务板块有1500万桶原油作为自有管道和储罐的管存，300万桶原油作为第三方管道管存或长期库存[50][51] - 截至2024年12月31日，原油业务板块有18800英里活跃原油运输管道和集输系统[50] - 截至2024年12月31日，原油业务板块商业原油存储容量为7200万桶[50] - 2024年，公司原油管道日均运输量为893.4万桶[51] - 二叠纪盆地集输管道容量约为380万桶/日，其中约75%的容量位于特拉华盆地[56] - 二叠纪盆地内盆地管道系统容量约为310万桶/日[57] - 公司拥有Eagle Ford Pipeline 50%权益，其日产能约66万桶[65] - 公司拥有Eagle Ford Corpus Christi终端50%权益，有一个可出口原油的码头和约100万桶商业储存能力[66] - 公司拥有日处理能力12万桶的凝析油处理设施，位于得克萨斯州拉萨尔县[67] - 公司拥有BridgeTex Pipeline 20%权益，其日产能约44万桶；拥有Cactus Pipeline 100%权益，日产能39万桶；拥有Cactus II Pipeline 70%权益，日产能约67万桶；拥有Wink to Webster Pipeline约17%权益，管道系统日产能约150万桶[69] - 公司Cushing终端商业储存能力为2700万桶，Patoka终端为700万桶，St. James终端为1500万桶，Mobile终端为400万桶[73][74][76] - 公司拥有Capline Pipeline约54%权益，该管道从伊利诺伊州帕托卡延伸至路易斯安那州圣詹姆斯的多个终端[75] - 公司在落基山脉地区有两条跨境管道，每条日输送能力最高达3万桶；拥有Diamond Pipeline 50%权益，日产能约20万桶；拥有Red River Pipeline 67%权益，日产能约23.5万桶[78] - 公司在加拿大拥有日产能约29万桶的盆地内管道，将原油从艾伯塔省北部和南部输送到埃德蒙顿市场枢纽[81] - 公司拥有Line 2000管道100%权益，日运输能力约11万桶，用于将圣华金河谷的原油运往洛杉矶地区的炼油厂和终端设施[83] NGL业务板块数据 - 截至2024年12月31日，公司NGL业务有4座天然气处理厂、7座分馏厂，总可用产能约17.2万桶/日，NGL存储设施容量约2300万桶，活跃NGL运输管道约1775英里[89] - 公司Empress工厂天然气日处理能力达57亿立方英尺，实际供应通常在35 - 45亿立方英尺/天，日产乙烷6.5 - 10万桶、NGL混合液4 - 6万桶[93] - Co - Ed NGL管道系统日运输能力约7万桶，从阿尔伯塔省西南部和中部收集NGL输送至Fort Saskatchewan分馏设施[94] - Fort Saskatchewan分馏设施入口设计日产能88400桶，日产丙烷、丁烷和凝析油约44500桶[95] - Sarnia分馏器平均日处理NGL产品约10万桶，公司在各处理单元的所有权占比为61% - 85%[96] 原油期货价格 - 2024年，WTI原油期货合约价格在每桶66 - 87美元之间波动[97] 主要客户收入占比 - ExxonMobil及其子公司在2024、2023和2022年分别占公司收入的30%、26%和20%，BP及其子公司在2023年占公司收入的10%[105] 合资与收购情况 - 公司参与超25项合资和UJI安排，截至2024年12月31日，在BridgeTex Pipeline Company等多家公司拥有不同比例的合资所有权[111][112] - 2016 - 2024年12月31日，公司完成多项收购，总计约30亿美元，资产出售和部分权益出售超49亿美元，2025年第一季度又完成两项收购，净成本约5.8亿美元[113] 资本计划与投资 - 公司2025年资本计划包含资本高效、高度签约的项目，以满足行业需求[114] - 2025年12月31日止年度的总投资资本预计约为5亿美元（公司权益净额4亿美元），其中超半数预计与二叠纪合资企业相关[115] - 2025年的维护资本预计约为2.6亿美元（公司权益净额2.4亿美元）[115] 管道完整性管理成本 - 2024年美国管道完整性管理中检查、测试和纠正异常的成本约为4000万美元，2025年初步估计约为5000万美元[120] - 2024年美国管道完整性管理中自愿举措的成本约为1700万美元，2025年初步估计约为1500万美元[120] - 2024年美国与API 653计划相关的成本为3500万美元，2025年预算约为4500万美元[123] - 2024年加拿大完整性管理活动的成本约为1亿美元，2025年初步估计约为8500万美元[125] 环境法规相关 - 2024年公司有一个设施需遵守联邦温室气体燃烧排放和潜在逸散排放的报告要求[136] - 加利福尼亚州实施了温室气体总量管制与交易计划，公司相关业务需购买温室气体排放信用额度[137] - 公司资产、运营和业务活动受众多联邦、州、省和地方机构的法律法规约束，不遵守可能面临罚款、索赔和成本增加[116] - 环境和安全法律法规可能变化，公司无法保证遵守当前和未来法规不会对经营业绩或收益产生重大影响[118] - 2018年1月1日起，加拿大环境与气候变化部将所有设施的温室气体排放报告阈值从每年50千吨降至10千吨，公司有4个设施需准备年度排放报告[139] - 美国《清洁水法》相关规则的实施在全国存在分歧，27个州实施2015年前规则，23个州实施2023年9月发布的规则[145] 监管政策相关 - 2024年7月26日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院裁定FERC违反《行政程序法》，9月17日委员会恢复原指数水平，10月17日FERC拟将现行指数降低1%[149] - 2025年，FERC对违反《州际商业法》及相关规定的行为可处以的最高民事罚款为每天每违规16590美元[151] - 违反FTC石油行业反市场操纵法规的，面临每天每违规最高约150万美元的民事罚款[160] - 违反CFTC反市场操纵规则的，面临最高为约149万美元（随CFTC年度通胀调整）或违规者货币收益三倍的民事罚款[160] - 公司美国州际液体管道运营受FERC费率监管，需按《州际商业法》维护关税表[148] - 公司美国州内液体管道运输活动受州法律、法规及州监管机构命令约束，如加州公用事业委员会禁止公司部分子公司为高级票据和信贷安排提供担保[152] - 公司加拿大管道资产受CER和省级监管机构监管，相关监管机构可确定公司收费合理性并设定其他接入条款[153] - 公司跨境活动受多种法律要求约束，违反许可、贸易关税、税收报告要求或未能提供有毒物质认证，可能面临重大行政、民事和刑事处罚[159] 员工情况 - 截至2024年12月31日，GP LLC和PMC ULC在北美雇佣约4200人，其中美国约3000人，加拿大约1200人[165] - 约69%（约2900名）员工为现场员工，其中约800人在运输部门[165] - 约200名员工受6份集体谈判协议覆盖，协议将于2025 - 2027年重新谈判[165] 税务相关 - 公司选举按美国联邦所得税目的视为公司纳税，A类股份分配按公司股票分配处理[171] - 美国持有者收到的A类股份分配，若来自当期或累计盈利则为股息，超出部分先作为免税资本返还，再作为资本利得，非公司持有者满足条件按最高20%税率纳税[172] - 公司收购AAP单位等导致基础调整，预计折旧和摊销扣除将在长时间内抵消大部分应税收入[173] - 美国持有者处置A类股份时，按处置所得与调整后税基差额确认资本利得或损失，持有超一年为长期资本利得或损失，个人长期资本利得最高按20%税率纳税[176] - 关于A类股份分配和处置收益将向美国国税局提交信息申报表，美国持有者可能需预扣税款，除非提供相关信息或证明豁免[177] - 非美国持有者指非美国定义的A类股份受益所有人[179] - 非美国持有人获得的A类股份分红一般需按分红总额30%的税率缴纳美国预扣税，除非适用所得税条约规定较低税率[181] - 超过公司当前和累计收益及利润的分红，可能需按不低于15%的税率预扣美国联邦所得税，或适用所得税条约规定的更低税率[181] - 有效关联股息若符合一定认证要求，可免缴美国预扣税；若持有人为公司，可能需按30%或更低税率缴纳分支机构利润税[183] - 非美国持有人处置A类股份的收益，一般不缴纳美国联邦所得税或预扣税，但满足特定条件时需按30%或更低税率缴税[184] - 公司认为目前及可预见未来是美国不动产控股公司（USRPHC），若A类股份在既定证券市场定期交易，实际或推定持有超5% A类股份的非美国持有人处置股份时需缴税[186] - 若A类股份不被视为在既定证券市场定期交易，非美国持有人处置股份需缴纳美国联邦所得税，且按15%税率预扣处置所得款项[186] - FATCA对支付给“外国金融机构”或“非金融外国实体”的A类股份股息及处置所得款项征收30%预扣税，除非符合特定豁免条件[192] 运营风险 - 公司运营面临事故、自然灾害等风险，保险覆盖有限，部分风险自保[161] - 公司合伙结构存在固有风险，包括利益冲突风险[196] - PAA业务受多种因素影响，如运输量、竞争、供需变化等，可能对公司现金流、股东分红等产生不利影响[197][198] - PAA业务可能受到与环境保护、运营安全、税收等相关的现有或新法律法规的不利影响[200] 股权结构与治理 - 截至2024年12月31日，公司拥有AAP约85%的有限合伙人权益，AAP拥有约2.329亿个PAA普通股单位[205] - 公司普通合伙人的罢免需至少66 2/3%的已发行股份持有人投票通过，截至2024年12月31日，Legacy Owners拥有公司已发行A类和B类股份的约15% [210] - PAA的有限合伙人可通过66 2/3%的已发行单位持有人的肯定投票罢免PAA GP作为普通合伙人[214] - 公司合伙协议规定，持有公司20%或以上股份的股东（除特定主体外）的投票权受限，最多19.9%的股份可在董事选举中投票[218] - 截至2024年12月31日，遗留所有者持有公司A类和B类股约15%的合并投票权[224] - 遗留所有者持有公司约15%的已发行A类和B类股以及约15%的AAP单位[231] - 若公司超过80%的已发行A类和B类股（包括B类股兑换的A类股）被特定主体持有，普通合伙人有权收购剩余公众股东的A类股[235] - 截至2024年12月31日，遗留所有者持有A类和B类股合计约15%[235] 财务风险与影响 - PAA的合伙结构存在税收风险，可能影响股份价值和市场，减少可分配现金或偿债资金[201] - 公司现金流完全依赖PAA向AAP、AAP向公司进行现金分配，PAA可分配现金受多种因素影响，可能无法维持当前分配水平[203] - AAP向公司、公司向A类股东分配现金的能力受多种因素限制，如所得税支付、信贷协议限制、储备金设立等[204][206] - PAA的信贷安排包含运营和财务限制及契约，若无法遵守，债务可能立即到期，PAA可能无法获得足够资金支付[208] - 公司普通合伙人可不经股东批准发行额外A类股份或其他股权证券，可能导致股东权益稀释、可分配现金减少等[212][213] - 若公司不再管理和控制PAA，可能被视为投资公司，需进行注册或调整结构，这将限制公司与关联方交易等能力，影响A类股份价格[217] - 利率上升可能导致公司A类股市场价格下跌[221] - 未来A类股在公开市场的销售可能降低其股价，股权或可转换证券的发行可能稀释股东权益[222] - PAA的盈利能力取决于原油、天然气和NGL的运输、加工等业务量，多种因素可能对其产生负面影响[236] - 公司普通合伙人的附属公司和遗留所有者可能与公司竞争[234] - 若有商业机会，PAA有优先追求权，限制了公司追求商业机会的能力[233] 递延所得税资产 - 截至2024年12月31日，公司的递延所得税资产总额约为13亿美元[225]

文章核心观点 - Plains GP Holdings, L.P. Class A 股是有吸引力的收益型股票，有增值潜力，当前收益率超 7%，高于同行，预计年增长率约 10% [1] 分析师背景 - 分析师有跨物流、建筑、零售等多行业专业背景，在中美洲完成研究生学业，在西班牙获得硕士学位并居住，有国际教育和职业经历，能从不同文化和经济视角分析市场动态 [1] - 分析师有超十年投资经验，专注周期性行业投资，同时保持包含债券、大宗商品和外汇的多元化投资组合，因周期性行业在经济复苏和增长期有显著回报潜力而关注该领域，也重视平衡风险，纳入固定收益投资 [1]

财务数据和关键指标变化 - 2024年第四季度和全年，公司调整后EBITDA分别为7.29亿美元和27.8亿美元，全年业绩略高于指引区间上限，超出初始2024年指引约1.05亿美元或4% [6] - 2025年，公司提供的调整后EBITDA指引为28 - 29.5亿美元，指引区间中点较去年增长约3% [7] - 2025年，公司预计产生约11.5亿美元的调整后自由现金流（不包括资产和负债的变化），因1月完成的小规模收购交易减少5.8亿美元 [17] - 2024年业绩包括与2个美国NGL终端资产相关的1.4亿美元非现金减值，以及因2015年Line 901事件的2.25亿美元保险索赔无法收回而进行的全额冲销 [19][20] 各条业务线数据和关键指标变化 原油业务 - 2024年第四季度，原油业务受益于更高的交易量和管道关税上调 [13] - 2025年，原油业务调整后EBITDA预计实现同比增长，主要驱动因素包括小规模收购贡献、交易量增长和管道关税上调，但部分被2025年下半年某些长途合同关税下调所抵消 [15] NGL业务 - 2024年第四季度，NGL业务受益于高于预期的订单流，导致C3 + 副产品销售增加 [13] - 2025年，NGL业务调整后EBITDA预计同比略有下降，但业务将转向约45%基于费用的模式，C3 + 特种产品销售交易量全年约70%以每加仑0.7美元的低价进行套期保值 [15][16] 各个市场数据和关键指标变化 - 预计从2024年底到2025年底，二叠纪盆地原油产量将每天增长20 - 30万桶，到2025年底，整个盆地的产量将增长到约670万桶/天 [8] - 全球低馏分油库存和原油库存较低，供应和需求基本面良好，但政策因素如制裁、关税和填充战略石油储备等影响原油价格走势 [75] - 落基山脉、加拿大、二叠纪盆地、鹰福特地区和中部大陆地区都有增长迹象，吸引了资本投入 [77] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦于扩大综合资产基础、简化运营并为单位持有人创造有吸引力的回报，通过增值和协同的小规模收购实现有机和无机增长 [11] - 持续探索和开发额外的小规模收购机会，注重资本纪律和战略需求，确保项目能为单位持有人带来良好回报 [32] - 公司认为自身在加拿大NGL业务领域具有独特资产，难以被复制，对自身竞争力感到满意 [116] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2024年公司执行情况良好，进入2025年具有强劲的运营势头，有信心继续为单位持有人创造价值 [21] - 新政府重视能源安全和独立，支持消费者选择和所有能源来源的公平竞争环境，公司认为世界将继续需要北美能源，自身有能力通过关键基础设施支持国内能源增长 [23] - 公司预计2026年EBITDA将高于2024年，将继续执行高效增长战略，增加企业价值 [53][55] 其他重要信息 - 1月31日，公司完成对Ironwood Midstream Energy的收购，扩大了在鹰福特地区的综合资产基础 [10] - 公司收购了Midway Pipeline剩余50%的权益，其Permian合资企业的子公司收购了Medallion Delaware Basin原油收集业务 [11] - 1月31日，公司以面值26.25美元回购了约1270万单位或18%的已发行A类优先股，优化资产和资本结构 [11] - 公司加速资本返还框架，宣布2月14日支付的PAA普通股和PAGP A类股季度分红增加20%，年化后较2024年11月支付的分红每单位增加0.25美元，达到每年1.52美元，基于PAA当前股价的收益率约为7.5% [12] - 公司最近以5.95%的利率发行了10亿美元2035年到期的高级无抵押票据，用于为近期宣布的交易提供资金 [17] - 2025年，公司预计净投资约4亿美元的增长资本和约2.4亿美元的维护资本，包括POP JV油井连接和盆地内改进、近期收购的整合以及Fort Saskatchewan瓶颈消除项目的资本 [16] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 1月的小规模收购是如何达成的，目前是否还有其他有意义的机会 - 公司一直在寻找机会，这些交易并非一蹴而就，团队付出了很多努力才得以执行。公司认为有更多机会，会继续寻找符合资本纪律和战略需求的项目，为单位持有人带来良好回报 [29][30][32] 问题2: 如果对加拿大征收关税，对公司NGL和原油业务有何影响 - 公司已进行了数月的情景规划，认为指引区间能够涵盖关税可能带来的影响，会积极采取措施减轻影响，即使关税实施，影响也将在指引范围内 [35][36] 问题3: 2025年指引上限及可能超预期的驱动因素是什么 - 宏观层面，新政府政策是积极因素；关键因素包括交易量增长和油价，二叠纪盆地预计有20 - 30万桶/天的产量增长，且生产商活动活跃、效率提高，有望推动业务增长 [42][43] 问题4: 收购Ironwood后，是否会进一步拓展东部业务 - 2025年主要是整合Ironwood资产，未来随着业务发展，有望通过该资产创造更多业务和机会，压缩估值倍数 [46] 问题5: 之前预计2024 - 2026年EBITDA持平，现在2025年有所增长，未来趋势如何 - 之前的持平指引是考虑到长期合同到期的影响，现在随着业务发展，预计2026年将高于2024年。公司将继续执行高效增长战略，通过整合资产、捕捉协同效应和进行小规模收购来增加企业价值 [53][54][55] 问题6: 12月提到的运营精简举措进展如何，是否纳入2025年指引 - 运营精简是持续过程，2025年数据中已包含部分效率提升成果。公司的ERP项目和资产整合有望带来更多协同效应和精简机会 [58][59] 问题7: 如何考虑不同地区的小规模收购和并购机会 - 以Stroud和CVR的收购为例，不同地区的收购能带来不同的协同效应和长期业务机会。公司的系统具有灵活性，能应对不同情况，如加拿大原油关税变化时可调整业务布局 [69][70][73] 问题8: 如何看待宏观层面原油价格走势和各盆地增长情况 - 全球低馏分油和原油库存较低，供应和需求基本面良好，但政策因素影响价格。落基山脉、加拿大、二叠纪盆地、鹰福特地区和中部大陆地区都有增长迹象，公司在二叠纪和加拿大西部沉积盆地有业务布局，有望受益于这些地区的增长 [75][77][79] 问题9: EBITDA指引中潜在的TIL数量和客户情况如何，与2024年相比有何变化 - 二叠纪盆地和鹰福特地区的业务节奏与去年一致，新连接和管道后连接情况相似，这增强了公司对预测的信心 [86][87] 问题10: 2025年资本支出指引的构成和变化原因是什么 - 2024年部分资本支出推迟到2025年，二叠纪盆地的面积 dedication增加推动了额外投资。2025年的主要项目包括Fort Sask扩张项目和中部大陆地区的投资，公司仍将保持资本纪律，投资在长期3 - 4亿美元的范围内 [90][91][92] 问题11: 长途运输开放头寸情况如何，是否有计划确定产能 - 到科珀斯克里斯蒂的长途运输已签约，休斯顿的头寸大部分已签约，除了BridgeTex。公司将根据关税情况签订短期或长期合同，目前情况较为稳定且有建设性 [99][100] 问题12: 每次小规模收购是否会增加公司提高分红的能力 - 从概念上讲，答案是肯定的。公司会综合考虑基础业务增长和小规模收购的影响来确定分红。目前有一定的缓冲空间，但未来分红增长将更依赖基础业务和小规模收购的及时性 [103][105] 问题13: 二叠纪盆地产量增长的节奏如何，对公司产量指引有何影响 - 产量增长节奏与去年相似，下半年增长较强。20 - 30万桶/天的增长在650万桶/天以上的盆地中占比较小，不会对公司指引产生重大影响 [112][113][114] 问题14: 如何看待加拿大NGL业务的竞争格局和公司的定位 - 公司认为墨西哥湾沿岸和其他地区的变化对其加拿大NGL业务定位影响不大，公司拥有独特资产，对自身竞争力感到满意 [116] 问题15: 二叠纪长途运输增长假设的依据是什么 - 增长主要是由于Cactus管道的合同增加和物理流量恢复正常，以及公司系统的独特拉动力 [122] 问题16: 盆地业务增长是否会前置，NGL业务套期保值情况如何 - 盆地业务通常受炼油利用率影响，第一季度因炼油厂维护季节产量较低，之后随着墨西哥湾沿岸市场饱和，价格因素将推动产量增长。NGL业务套期保值因市场处于深度反向市场，更多在前期进行，2026年价格预计在60 - 80美分/加仑 [127][128][131] 问题17: 鹰福特东部潜在机会的时间安排，以及机会主义回购在资本分配中的位置 - 鹰福特东部机会的开发预计在明年，目前主要是进行客户调研和资产整合。回购将是机会主义的，需市场估值出现重大变化，公司更倾向于通过分红向股东返还现金 [136][138][139] 问题18: 如何拆分二叠纪EBITDA增长，考虑Cactus合同到期的影响，以及何时能有重新签约的进展 - 难以提供具体的二叠纪EBITDA指引，Cactus 2管道填充将带来增量收入，Cactus 1部分现货价格将上调。重新签约将逐步进行，目前市场差价不支持长期合同，公司将继续优化短期合同以实现收益最大化 [145][150][151] 问题19: 公司PLA体积暴露情况如何，对2025年EBITDA假设的敏感性如何 - 公司上次更新的PLA体积暴露为每年400万桶，每10美元的价格变动约相当于4000万美元的EBITDA [159]