核心财务业绩 - 2025年第四季度调整后每股收益为2.51美元，超出市场预期的2.39美元，较去年同期的1.44美元大幅增长 [1] - 季度总收入为40亿美元，低于去年同期的44亿美元，也未达到52亿美元的市场预期，主要因商品销售疲软 [2] - 季度调整后息税折旧摊销前利润为13亿美元，高于去年同期的11亿美元 [2] - 2025年第四季度分馏总量为114.44万桶/天，同比增长5%，超出113.6万桶/天的市场预期 [12] - NGL管道运输量同比增长20%，出口量同比下降4%，NGL销售量同比增长3% [12] 业务部门表现 - 集输与处理部门：营业利润为6.118亿美元，同比增长2%，但未达到6.52亿美元的市场预期 [7] - 该部门同比增长得益于二叠纪盆地天然气进料量增加和基于费用的利润率提高，新增Bull Moose、Pembrook II和Bull Moose II工厂以及持续强劲的生产商活动是主要驱动力 [8] - 物流与运输部门：营业利润为7.99亿美元，同比增长22%，超出7.1亿美元的市场预期 [9] - 该部门增长主要源于管道运输与分馏利润率提高以及销售利润率提升，管道运输与分馏量受益于供应量增加，特别是来自二叠纪集输与处理系统以及自2024年第四季度开始运营的Train 10的完整季度贡献 [10] 成本、资本支出与资产负债表 - 产品成本为23亿美元，同比下降21% [13] - 运营费用为3.376亿美元，同比增长10% [13] - 增长性资本项目支出为10亿美元，高于去年同期的8.197亿美元 [13] - 截至2025年12月31日，公司拥有现金及现金等价物1.661亿美元，长期债务167亿美元，债务资本化比率约为83.9% [14] 股东回报与资本配置 - 公司宣布2025年第四季度普通股季度现金股息为每股1美元（年化每股4美元），并于2026年2月13日支付了总计约2.15亿美元的现金股息 [3] - 2025年第四季度，公司以平均每股163.01美元的价格回购了226,987股普通股，总支出约3700万美元 [4] - 截至2025年12月31日，股票回购计划剩余授权额度为13.74亿美元 [4] - 公司计划在2026年第一季度向董事会提议将普通股股息提高至每股1.25美元（年化每股5.00美元），若获批准，将于5月支付 [17] 项目进展与增长计划 - 2025年10月，公司在二叠纪特拉华盆地完成了Bull Moose II工厂的建设 [5] - 2025年12月，公司在二叠纪盆地进行了两笔小型补强收购 [5] - 2026年1月，公司完成了此前宣布的对Stakeholder Midstream, LLC的收购 [5] - 公司宣布在二叠纪特拉华盆地新建名为Yeti II的处理厂，并为另外两座二叠纪处理厂订购了长周期设备 [6] - 公司公布了在德克萨斯州Mont Belvieu新建分馏装置Train 13的计划 [6] 2026年业绩指引与资本支出展望 - 公司预计2026年全年调整后息税折旧摊销前利润在54亿至56亿美元之间 [15] - 增长预期基于二叠纪集输与处理业务将显著扩张，预计将推动2026年二叠纪业务、NGL管道运输、分馏和液化石油气出口量创下纪录，超过2025年水平，增长预计在2025年下半年显现 [15] - 业绩展望基于以下假设：Waha天然气均价为1.00美元/百万英热单位，NGL综合均价为0.60美元/加仑，原油均价为63.00美元/桶 [15] - 2026年预计净增长资本支出约为45亿美元，用于已宣布的基础设施项目，包括六座新的二叠纪工厂、Mont Belvieu的三座分馏装置、Speedway NGL管道、GPMT LPG出口扩建、二叠纪盆地内残留天然气项目以及为另外两座二叠纪处理厂采购长周期设备 [16] - 2026年净维护性资本支出预计为2.5亿美元 [16] 同行业其他公司业绩摘要 - TechnipFMC plc：2025年第四季度调整后每股收益0.70美元，超出0.51美元的市场预期，高于去年同期的0.54美元，主要得益于海底和地面技术部门的强劲业绩 [18] - 季度收入25亿美元，未达到市场预期2500万美元，但高于去年同期的24亿美元 [19] - 截至2025年底，现金及现金等价物10亿美元，长期债务3.957亿美元，债务资本化比率10.5% [19] - Oceaneering International, Inc.：2025年第四季度调整后每股收益0.45美元，超出0.44美元的市场预期，高于去年同期的0.37美元，主要得益于海底机器人、制造产品以及航空航天和国防技术部门的营业利润同比增长 [20][21] - 季度总收入6.686亿美元，未达到7.11亿美元的市场预期，较去年同期的7.135亿美元下降约6.3%，主要因能源业务收入下降 [22] - 季度调整后息税折旧摊销前利润为9050万美元，同比下降10.9% [22] - 截至2025年底，现金及现金等价物分别为6.889亿美元和4.975亿美元，长期债务约4.874亿美元，债务资本化比率31.2% [23] - Expand Energy Corporation：2025年第四季度调整后每股收益2.00美元，超出1.89美元的市场预期，远高于去年同期的0.55美元，主要受强劲产量和更高的天然气实现价格推动 [23] - 天然气、原油和NGL收入为23亿美元，超出22亿美元的市场预期，也高于去年同期的16亿美元 [24] - 截至2025年底，现金及现金等价物6.16亿美元，长期债务50亿美元，债务资本化比率21.2% [24]

期权交易活动分析 - 近期在Targa Resources期权交易中发现了8笔异常交易 其中看跌期权2笔 价值82,444美元 看涨期权6笔 价值828,450美元 [1] - 分析这些交易者的倾向 0%的交易者看涨 75%的交易者显示出看跌倾向 [1] - 在过去30天内 主要交易活动集中在行权价185.0美元至230.0美元的区间内 [3] 价格目标与市场观点 - 过去3个月 大额交易者（鲸鱼）的目标价格区间为185.0美元至230.0美元 [2] - 近期有2位市场专家给出了评级 共识目标价为245.5美元 [6] - 富国银行分析师维持“超配”评级 目标价248美元 Stifel分析师维持“买入”评级 目标价243美元 [8] 公司近期表现与基本面 - 公司是一家中游企业 主要运营天然气收集和处理资产 在二叠纪、Stack、Scoop和巴肯地区拥有重要地位 [4] - 公司在Mont Belvieu拥有分馏能力 并运营一个液化石油气出口终端 Grand Prix天然气液体管道是其另一重要资产 [4] - 当前股价为229.65美元 日内上涨2.45% 交易量为1,046,721股 [8] 技术指标与未来事件 - 相对强弱指数读数显示该股目前可能处于超买状态 [8] - 预计将在69天后发布下一份财报 [8]

2025年业绩驱动因素 - 2025年创纪录的业绩由二叠纪盆地产量增长11%以及创纪录的天然气凝析液运输、分馏和液化石油气出口吞吐量所驱动 [1] - 管理层将增长归因于现有客户的钻井活动和重大的商业成功，在原有承诺量之外新增了每日数十亿立方英尺的天然气量 [1] 产能扩张计划 - 公司正在执行一项为期两年的激进扩建计划，将新建8座工厂，以提供每日22亿立方英尺的增量处理能力，以满足不断增长的需求 [1] 战略定位与优势 - 公司在特拉华盆地的战略地位因客户群更加多元化和生产商活动预测的上调而得到加强 [1] - “井口到水边”战略将天然气收集处理与下游资产整合，使公司能够捕捉整个价值链的利润，同时确保生产商的流量保障 [1] 运营韧性表现 - 在一月的冬季风暴期间，公司资产保持在线运行，并在气温改善后立即准备接收天然气量，展现了运营韧性 [1]

核心财务表现 - 2025年第四季度营收为40.6亿美元，同比下降7.9%，远低于扎克斯一致预期的51.8亿美元，营收意外为-21.69% [1] - 季度每股收益为2.51美元，较去年同期的1.44美元大幅增长，并超出扎克斯一致预期2.39美元，每股收益意外为+5.15% [1] - 过去一个月公司股价回报率为+19.8%，同期标普500指数回报率为-0.8%，股票当前扎克斯评级为3（持有）[3] 集输与处理板块运营指标 - 天然气凝析液日销量为6.506亿桶/天，低于分析师平均估计的9.2253亿桶/天 [4] - 凝析油日销量为21亿桶/天，高于分析师平均估计的19.56亿桶/天 [4] - 海岸区天然气凝析液总产量为37.5亿桶，高于分析师平均估计的35.28亿桶 [4] - 天然气凝析液总产量为1107.3亿桶，远低于分析师平均估计的1581.01亿桶 [4] - 全厂天然气总进气量为8364.9亿立方英尺，略高于分析师平均估计的8347.08亿立方英尺 [4] - 巴德兰斯厂天然气进气量为123.9亿立方英尺，低于分析师平均估计的131.88亿立方英尺 [4] 物流与营销板块运营指标 - 天然气凝析液销量为1261.2亿桶，略高于分析师平均估计的1260.49亿桶 [4] - 出口量为438.6亿桶，高于分析师平均估计的423.88亿桶 [4] - 分馏量为1144.4亿桶，高于分析师平均估计的1135.85亿桶 [4] 集输与处理板块实现价格 - 凝析油平均实现价格为每桶62.14美元，高于分析师平均估计的59.59美元 [4] - 天然气平均实现价格为每百万立方英尺0.38美元，远低于分析师平均估计的2.24美元 [4] - 天然气凝析液平均实现价格为每加仑0.37美元，略低于分析师平均估计的0.41美元 [4] 关键指标分析框架 - 除营收和盈利外，关键运营指标更能准确反映公司财务健康状况 [2] - 这些关键指标是驱动公司营收和盈利数字的核心因素，将其与去年同期数据及分析师预期进行比较，有助于投资者预测股价表现 [2]

财务数据关键指标变化 - 截至2025年12月31日，公司拥有美国联邦净经营亏损结转额44亿美元[230] - 截至2025年12月31日，公司普通股流通股数量为214,662,156股[244] - 截至2025年12月31日，公司长期无担保债务评级为：惠誉BBB、穆迪Baa2、标普BBB[251] - 截至2025年12月31日，公司处于净负债状态的衍生品头寸包含信用风险或有特征，金额为1.041亿美元[253] - 公司TRGP循环信贷额度提供35亿美元的可用承诺，并可申请增加至多5亿美元的额度[255] 业务模式与收入风险 - 公司业务协议主要为基于处理量的收费模式，但天然气收集处理业务中存在部分收益分成协议，使公司面临商品价格风险[163] - 公司对预期权益商品交易量进行对冲的比例，随时间推移将大幅下降[224] - 公司衍生品交易仅覆盖部分权益产量、未来商品买卖及运输基差风险，未覆盖部分将直接面临商品价格风险[225] - 公司对冲活动可能无法有效减少现金流波动，甚至在某些情况下可能增加现金流波动[224] - 客户财务困境可能导致公司长期资产减值，并减少其未来对公司产品和服务的需求，从而影响收入[218] 市场与需求影响因素 - 公司业务受多种宏观和行业因素影响，包括季节性天气、经济状况、国内油气产量与消费水平、运输存储系统可用性、竞争性燃料供应及政府监管等[164] - NGL产品需求减少或供应显著增加可能对公司业务、经营成果和财务状况产生重大不利影响[165] - 乙烷需求主要受石化行业乙烯生产驱动；若天然气价格相对NGL产品价格大幅上涨或乙烯需求下降，可能导致乙烷被留在天然气流中，从而减少分馏和销售的NGL量[166] - 丙烷需求受天气条件显著影响；国内需求在10月至次年3月的六个月供暖高峰季最高；全球经济增长放缓或暖冬可能减少对其丙烷的需求[167] - 正丁烷和异丁烷需求分别受炼油产品组成、政府法规、乙烯/丙烯需求以及汽油需求和对异丁烷用于辛烷值提升需求的影响[168][169] - 天然气汽油需求受政府规定的汽油组成变化以及乙烯和丙烯需求的影响[170] - 公共卫生危机可能严重扰乱公司运营和能源商品需求，从而对公司财务状况产生重大不利影响[202] 运营与基础设施风险 - 公司运营依赖的第三方管道及设施若部分或完全不可用，或质量规格变化限制使用，可能对公司收入产生不利影响[180][181] - 气候变化可能导致公司墨西哥湾沿岸、近海及主要河流交叉口的管道和设施严重受损，影响服务能力，并可能产生泄漏、溢出等环境责任，导致重大修复成本[184] - 公司业务面临多种固有风险，包括自然灾害、设备故障、泄漏等，可能导致人身伤害、财产损毁及运营中断，且并非所有风险都得到全额保险覆盖[186][188] - 管道系统部分区段因老化可能需要增加维护和修理支出，老旧管道可能导致收入损失，并对业务和运营结果产生不利影响[189][190] - 管道运营和扩建面临政府、环保组织、土地所有者等各方的反对，可能导致许可延迟、诉讼或运营中断，减少服务需求[193] - 管道完整性测试和相关维修，以及更严格的安全法规（如“天然气大型规则”），可能导致公司资本项目增加和运营成本上升，对财务状况产生重大不利影响[194][195][196] - 在Fort Berthold印第安保留地的运营受联邦机构及部落法规约束，可能增加成本并影响运输和运营能力[285] 竞争与资源获取 - 公司运营区域及其他NGL供应源的生产自然递减意味着长期成功取决于获取新油气资源的能力，这受制于诸多不可控因素[173] - 行业竞争激烈，部分竞争对手拥有更雄厚财务资源和油气供应渠道，可能扩建或新建系统加剧竞争，影响公司续约或替换合同的能力[176] 成本与费用压力 - 通胀可能导致公司商品、服务和人员成本上升，进而推高资本支出和运营成本[219] - 保险市场受飓风等事件影响，保费和免赔额大幅上涨，部分险种在得克萨斯州等地区承保范围缩减或无法获得，可能增加公司未投保风险[186] - 更严格的职业安全与健康法规可能导致公司产生大量合规成本[274] - 公司需遵守网络安全和数据隐私法规，例如德克萨斯州已颁布相关立法，合规成本预计将随时间增加[288] 资产与减值风险 - 公司评估长期资产减值时，需对未来多年的价格、需求、竞争、运营成本等因素进行预测和假设[222] - 公司无法准确预测未来长期资产减值的金额和时间[223] - 资产扩建或新建项目面临监管、环境、政治和法律不确定性，可能超预算、延期或无法完成，且可能因产量未达预期而无法实现预期投资回报[203][204] 债务与融资风险 - 公司及合伙企业的部分债务为浮动利率，对利率上升有重大风险敞口[249] - 公司有大量债务，可能影响其财务状况和遵守财务契约的能力[250] - 债务协议中的限制性条款可能制约公司的运营和支付股息的能力[256] - 恐怖袭击威胁导致公司安全成本增加，并可能影响保险可获得性和成本，金融市场不稳定还可能影响公司融资能力[191][192] 监管与合规风险 - 公司大部分天然气管道运营免于FERC监管，但部分特定管道受NGPA或NGA下的FERC监管[282] - 若FERC认定特定管道不再符合豁免条件，公司需提交运价表并提供成本证明，可能对运营产生不利影响[283] - 公司部分设施的监管分类可能变更，可能导致运营成本增加并面临《2005年能源政策法案》下的执法行动[284] - 违反FERC法规可能面临高额罚款，2026年NGA或NGPA下最高罚款约为每天每项违规160万美元[287] - 违反ICA法规可能面临民事处罚，2026年最高罚款约为每天每项违规16,590美元[287] - 公司部分管道被视为公共承运管道，受ICA监管，需向FERC提交运价表[283] - FERC的竞争性政策及监管变化可能间接影响公司的天然气和液体市场[286] 环境、社会与治理（ESG）及气候相关风险 - EPA在2023年12月最终确定了更严格的甲烷排放规则（OOOOb和OOOOc），但2025年3月宣布将重新审议，并于2025年11月最终确定了一项临时规则，延长了部分条款的合规期限[263] - 2024年4月，土地管理局（BLM）最终确定了一项规则，要求联邦土地上的运营商在许可申请中提交承诺100%捕获井口气体的计划，但该规则在多个州的实施已被叫停，且相关合规截止日期已暂停执行至2026年底[265] - 2023年10月，加利福尼亚州通过多项法律，要求披露气候风险、目标和指标，但相关法律目前正面临诉讼[267] - 公司发布了2024年可持续发展报告，并设定了与“ONE Future”目标一致的甲烷强度减排目标[270] - 2023年3月，EPA发布了《好邻居计划》规则，对包括德克萨斯州和路易斯安那州在内的22个州的化石燃料发电厂等工业用户提出排放要求，但该计划于2024年6月被美国最高法院暂缓执行[278] - 2025年11月，EPA和美国陆军工程兵团提出一项规则，旨在根据Sackett诉EPA案的判决，进一步更新并缩小2023年9月对“美国水域”（WOTUS）的定义[279] - 全国性许可（NWP）12近年来面临法律挑战和监管修订，目前美国陆军工程兵团已恢复许可决定，但仍在进行正式审查[280] - 公司董事会设立了可持续发展委员会，并设有一名直接向CEO汇报的可持续发展副总裁[270] - 公司可能面临因可持续发展声明（如减排目标）被指控“漂绿”而增加的诉讼风险[273] 网络安全与数据风险 - 网络安全风险增加，包括针对能源资产的网络攻击，可能导致数据泄露、运营中断和财务损失，且现有保险可能无法覆盖全部损失[199][200] - 未能遵守数据隐私法规可能导致声誉损害、罚款、赔偿责任及补救成本，对财务状况产生重大影响[288] 税务风险 - 公司根据当前解读，预计短期内无需缴纳15%的企业替代性最低税[234] - 联邦和州层面的税收立法提案（如IRA法案）可能显著增加公司税负[233] 增长战略与合资企业风险 - 公司未来增长部分取决于开发增值项目或进行增值收购以增加运营现金流的能力[206] - 合资企业的治理结构要求，许多基本活动需至少多数股权投票通过，更重大活动有时需高达100%的投票权[211] 衍生品与信用风险 - 根据衍生品协议条款，若信用评级被降至投资级以下一档，公司预计无需追加抵押品[253]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第四季度调整后EBITDA为13.4亿美元，环比第三季度增长5% [19] - 2025年全年调整后EBITDA创纪录，达到49.6亿美元，较2024年增长20% [8][20] - 2025年市场营销业务带来约1.5亿美元的额外优化收益，超出预期 [21] - 2026年全年调整后EBITDA指引为54亿至56亿美元，以区间中点计算较2025年增长11% [22] - 2025年增长资本支出约为33亿美元，净维护资本支出为2.26亿美元 [21] - 2025年公司以加权平均价170.45美元回购了6.42亿美元的普通股 [21] - 截至2026年1月31日，可用流动性约为19亿美元 [22] - 截至2025年底，净合并杠杆率约为3.5倍，处于3-4倍的长期目标范围内 [22] - 基于当前假设，预计未来五年内公司无需支付大量现金税款 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - **天然气收集与处理**：2025年二叠纪盆地处理量增长11%，日均增加超过6亿立方英尺 [8]；第四季度二叠纪盆地处理量日均达创纪录的66.5亿立方英尺，同比增长10% [14] - **NGL运输**：2025年NGL运输量日均增加近17万桶 [8]；第四季度NGL运输量日均达创纪录的105万桶，运输系统持续满载 [17] - **分馏**：2025年分馏量日均增加超过12万桶 [8]；第四季度分馏量日均达创纪录的114万桶 [18] - **LPG出口**：2025年LPG出口量创纪录 [8]；第四季度LPG出口量月均达1350万桶 [18] - 公司现金流超过90%为收费制，且未来三年大部分非收费制利润已进行对冲 [23] 各个市场数据和关键指标变化 - **二叠纪盆地**：2025年处理量实现两位数增长，预计2026年仍将保持低两位数增长 [8]；2025年新增约35万英亩的专属开采权土地 [15] - **威哈天然气价格**：预计2026年大部分时间威哈天然气价格将保持波动，但随着2026年底外输管道环境改善，持续较高的威哈价格对公司和生产商是长期利好 [17] - **出口市场**：LPG出口业务表现强劲，公司对未来出口项目上线后的需求充满信心 [108][109] 公司战略和发展方向和行业竞争 - **资本投资与项目**：宣布新建两个项目，即Delaware盆地的Yeti Two处理厂和Mont Belvieu的第13个分馏塔 [10]；为计划于2028年初投产的二叠纪盆地另外两个工厂订购长周期设备 [10]；未来两年将上线8个工厂，新增日均22亿立方英尺的处理能力和约32万桶的NGL总产量 [10] - **增长资本展望**：在Speedway和LPG出口扩建项目于2027年下半年投产后，预计未来多年下游资本支出将降低 [11]；在二叠纪盆地处理量高个位数至低两位数增长的环境下，预计Speedway项目后多年平均增长资本支出约为每年25亿美元，高于2024年说明性案例中的约17亿美元 [11] - **长期财务目标**：预计Speedway项目完成后，公司年化调整后EBITDA运行率将超过60亿美元 [12]；战略重点保持不变：增长调整后EBITDA、增长每股普通股股息、减少流通普通股数量、保持投资级资产负债表，并在Speedway完成后产生大量且不断增长的自由现金流 [12] - **商业成功与收购**：2024年和2025年在二叠纪盆地取得强劲商业成功，在长期专属开采权带来的现有增长之外，新增了数十亿立方英尺/日的天然气量 [9]；完成了Stakeholder的收购以及两项小型补强型生产商资产交易，增加了约200万英亩的共同利益区域和近50万英亩的专属开采权土地 [15] - **竞争优势**：公司在二叠纪盆地拥有最大的覆盖面积和最大的酸性气系统，这使其能够从资本角度经济高效地进行业务拓展 [51]；公司执行“井口到水边”的一体化战略，提供领先的客户服务 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - **增长前景**：对2026年的预期与之前的评论一致，而对2027年及以后的展望则进一步改善 [9]；基于与生产商的自下而上预测和持续的商业成功，对2027年及以后的增长前景更加乐观 [32][43] - **生产商活动与技术**：生产商活动持续强劲，客户继续在公司的覆盖区域内钻井 [31]；生产商在技术（如AI、轻质支撑剂、表面活性剂）上的进步提高了采收率和回报率，这对公司是积极的 [72][73] - **天然气外输与价格**：随着新管道在2026年底及之后上线，二叠纪盆地天然气外输环境将改善，但预计价格波动将持续 [17][54]；新管道需要时间逐步满载，但最终会被填满 [57][58] - **商品价格敏感性**：基于近期远期价格，商品价格上下波动30%对公司2026年调整后EBITDA指引中点的影响将小于2% [23]；公司大部分非收费利润已对冲，若价格涨超收费底价，或出现期货升水结构，公司将受益 [117][118][119] - **乙烷回收**：二叠纪盆地基本处于乙烷回收状态，即使价格出现显著错位，预计也将保持回收状态，威哈价格上涨不会对乙烷回收构成显著阻力 [93] 其他重要信息 - 公司感谢即将退休的Scott Pryor过去35年的服务 [5][6] - 公司感谢全体员工在2025年创纪录表现以及成功应对2026年1月冬季风暴中的贡献 [13] - 2025年第四季度，尽管曾因威哈价格大幅为负出现生产商关停，但相关气量已恢复，季度处理量最终略高于预期 [14] - 2026年1月，冬季风暴Fern影响了公司各业务线的处理量，但资产保持在线并在天气好转后迅速恢复接收气量 [14] - 公司在二叠纪盆地内宣布的天然气项目（如Bull Run Extension, Buffalo Run, Forza）旨在增强连通性和冗余性，目前按计划推进 [16] - 公司拥有17.5%股权的Blackcomb和Traverse管道正在建设中，分别预计于2026年第四季度和2027年投入运营 [17] - 公司预计2026年增长资本支出约为45亿美元，以支持主要项目和持续的量增长 [23] - 公司拥有大量已专属的开采权土地，支持数十年的钻井库存，为中长期增长提供了坚实基础 [140][141] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 2026年增长前景的韧性及未来信心来源 [30] - 增长源于公司在Delaware和Midland的最大覆盖面积、强大的生产商关系以及现有客户的持续钻井活动 [31] - 2024年和2025年的商业成功进一步增强了现有的强劲增长率 [31] - 基于自下而上的生产商预测和商业成功，对2027年及以后的增长前景比去年此时更加乐观 [32] 问题: 增长资本支出上调至25亿美元的原因及是否意味着更好的增长预期 [33] - 支出上调旨在说明Speedway项目完成后公司的下一个转型阶段，届时EBITDA年化运行率将超过60亿美元 [34] - 更高的支出基数反映了过去两年的强劲增长，并包含了每年约2.5-3个工厂、相应的现场和压缩支出、更多的残气处理投资以及部分碳捕集等项目 [35][36] - 这显示了在Speedway和LPG出口项目完成后，公司产生大量自由现金流的能力 [36] 问题: 2027年及以后高个位数至低两位数增长假设的构成 [41] - 增长主要基于从生产商处获得的自下而上多年期预测，且近期多个生产商持续上调了预测，尤其是在Delaware盆地 [42] - 对Delaware盆地更强劲的展望促使公司宣布了新工厂，增强了长期增长信心 [42][43] - 该增长展望基于已执行的合同，而非对未来合同的假设 [45] 问题: 商业成功的持续性及复制能力 [44] - 即使没有更多的重大商业成功，公司凭借数百万英亩的专属开采权土地，未来多年仍将保持强劲增长 [44] - 进一步的商业成功只会对现有增长率起到叠加作用 [44] - 项目最终投资决策基于已签订的合同，而非对未来增长的假设 [45] 问题: 利润率趋势及是否在抢占市场份额 [49] - 公司预计将继续保持与过往记录一致的回报率执行能力 [50] - 凭借最大的覆盖面积和酸性气系统，公司能够从经济角度进行业务拓展，并保持与过往记录相称的回报率，而非降低回报率来换取增长 [51] 问题: 对威哈价格的中长期看法 [53] - 随着已宣布的管道在未来上线，预计将呈现过去十年的波动模式：管道上线后价差改善，随后被填满，然后再有新管道上线 [54][55] - 新管道需要时间逐步满载，但最终会被填满，预计在当前已宣布的管道之后还会有更多管道建设 [57][58] 问题: 2026年市场营销收益假设及潜在机会 [62] - 2025年市场营销额外收益约为1.5亿美元 [62] - 2026年威哈价格预计将持续波动，可能带来额外的市场营销机会，但公司在指引中对此预测较为保守 [62][63] - 公司首要任务是确保生产商的气量能够运出，市场营销收益是次要的 [63] 问题: Delaware盆地增长中市场繁荣与市场份额提升的贡献比例 [64] - 难以准确区分总量增长与份额增长，但公司看到多个生产商上调了气量预测 [65] - 公司知晓所有机会但并非赢得全部，凭借强大的生产商关系和大量专属土地，获得了应有的份额 [66] - 公司已专属土地的产量表现出韧性，即使在行业钻机数下降时也保持稳定，这贡献了部分增长 [67][68] 问题: 上游技术进步（如AI）是否改善了井的采收率 [72] - 生产商的技术进步和效率提升令人兴奋，可能对单井表现有积极影响 [73] - 公司观察到气油比（GOR）的提高以及单井产气量超过预期也是气量增长的因素 [73][74] 问题: 近期两项小型补强收购的细节及契合度 [75] - 收购源于与生产商的长期牢固关系，经过讨论认为由公司拥有这些资产并扩建系统更为合理 [76] - 收购使公司能够在相关区域利用现有覆盖范围获取更多开采权土地 [76] 问题: 更深层区域开发对增长前景的贡献 [84] - 目前大部分增长来自传统层系，但已开始看到更多生产商在更深层区域（如Barnett Woodford）的活动 [85] - 更深层区域的开发可能为长期增长率带来上行潜力，但2026年占比不大，未来几年潜力更大 [85] 问题: 利用价差波动的管道剩余运力及直接的威哈价格敞口 [86] - 公司拥有通往多个地点的可观运输仓位，主要用于确保客户气量的流动保障 [87] - 这些仓位创造了基差头寸，在价差出现时可获利，但公司会对冲大部分以降低风险 [87] - 长期来看，公司更多受益于充足的外输能力和更高的威哈价格，因为许多合同包含收费底价，价格上涨可能带来上行收益 [88] 问题: 威哈价格上涨会否导致乙烷回收减少从而影响量增长 [93] - 二叠纪盆地基本处于乙烷回收状态，即使价格出现显著错位，预计也将保持回收状态 [93] - 公司预测已基于持续回收的假设 [93] 问题: 资本支出预算增加12亿美元的驱动因素分解 [97] - 增加部分包括新宣布的Yeti Two工厂、第13个分馏塔、为未来两个工厂订购的长周期设备支出 [98] - 还包括大量的现场集输和压缩支出，以服务现有核心合同及商业成功带来的增量增长 [99] - 部分原因是管材、压缩机等设备交货期延长，需要提前支出以确保能应对2027年及以后的增长 [99] 问题: 在二叠纪原油产量持平的背景下，富气产量的趋势展望 [101] - 历史数据显示，天然气增长率通常比原油增长率高出约4%，近期甚至可能更高 [102] - 即使原油增长持平或温和，由于更高的气油比、更富含气的目标层系以及公司的出色执行，天然气仍将保持强劲增长 [103] 问题: 出口量增长信心来源是基于现有合同还是对未来供需的展望 [107] - 出口业务是公司一体化价值链的一部分，随着二叠纪盆地多个新工厂的宣布，相关分子将流经公司的管道、分馏和出口设施 [108] - 公司出口码头合同覆盖率总体良好，并且正在进行大量关于墨西哥湾沿岸长期供应的全球性对话 [109] 问题: 2026年EBITDA达到指引区间高端的条件 [113] - 主要取决于两个变量：一是量增长强于当前预测，二是市场营销收益超过当前保守的预测 [114][115] 问题: 商品价格敏感性在油、NGL、气之间的细分，以及威哈价格上涨的潜在影响 [116] - 公司权益气量已充分对冲，直接价格敞口有限 [117] - 若价格上涨超过收费底价，公司将显著受益 [117] - 在NGL方面，若市场出现期货升水，公司可利用Mont Belvieu的仓储能力获利 [118][119] 问题: 2027年后下游资本支出较低，如何管理NGL管道运力及未来分馏需求 [124] - Speedway项目投产后，NGL运输将具备运营杠杆和剩余运力 [125] - 建设第11、12、13号分馏塔将使分馏能力处于良好平衡状态 [125] - LPG出口设施扩建也将创造运营杠杆 [125] - 2027年之后，下游支出将主要是常规的分馏塔投资 [131] 问题: Speedway项目的资本支出在2026年和2027年的分布 [133] - Speedway项目总成本为16亿美元 [133] - 2025年已有相当支出，2026年支出将更多，2027年将完成剩余部分 [133] 问题: 物流与运输板块运营成本走低的趋势是暂时性还是结构性 [137] - 该板块成本与系统处理量及新资产投运情况一致，季度间的波动主要源于检修计划 [137] 问题: 如何理解公司庞大的专属开采权土地储备与当前处理量之间的关系 [139] - 公司已专属的土地拥有数十年的钻井库存，即使没有新的商业成功，也足以支持长期增长 [140] - 这正是公司当前投资建设基础设施的原因，也支撑了公司强劲的中长期展望 [141]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第四季度调整后EBITDA为13.4亿美元，环比第三季度增长5% [19] - 2025年全年调整后EBITDA创纪录，达到49.6亿美元，较2024年增长20% [8][20] - 2025年市场营销业务带来约1.5亿美元的额外优化收益，超出预期 [21] - 2026年全年调整后EBITDA指引为54亿至56亿美元，以区间中值计算较2025年增长11% [22] - 公司预计在Speedway项目完成后，年化调整后EBITDA运行率将超过60亿美元 [12] - 2025年公司投资约33亿美元用于增长性资本项目，净维护性资本为2.26亿美元 [21] - 2025年公司以加权平均价170.45美元回购了6.42亿美元的普通股 [21] - 截至2026年1月31日，可用流动性约为19亿美元 [22] - 公司现金流超过90%为费用型，且已对冲未来三年大部分非费用型利润 [23] - 基于近期期货价格，商品价格上下波动30%对公司2026年调整后EBITDA指引中值的影响小于2% [23] - 截至2025年底，净合并杠杆率约为3.5倍，处于3-4倍的长期目标区间内 [22] - 由于奖金折旧政策恢复，公司预计未来五年内无需支付大量现金税 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - **天然气收集与处理**：2025年二叠纪盆地处理量增长11%，日均增加超过6亿立方英尺 [8] 2025年第四季度二叠纪盆地处理量创纪录，日均达66.5亿立方英尺，同比增长10% [14] - **NGL运输**：2025年NGL运输量日均增加近17万桶 [8] 2025年第四季度NGL运输量创纪录，日均达105万桶，运输系统持续满载 [17] - **分馏**：2025年分馏量日均增加超过12万桶 [8] 2025年第四季度分馏量创纪录，日均达114万桶 [18] - **LPG出口**：2025年LPG出口量创纪录 [8] 2025年第四季度LPG出口量月均达1350万桶 [18] - **市场营销**：2025年市场营销业务表现强劲，带来约1.5亿美元的超预期优化收益 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - **二叠纪盆地**：2025年处理量增长11%，日均增加超过6亿立方英尺 [8] 公司预计2026年二叠纪盆地处理量将继续实现低双位数增长 [8] - **特拉华盆地**：公司宣布新建Yeti Two处理厂，并订购了计划于2028年初投运的另外两座处理厂的长周期设备 [10] 特拉华盆地的活动水平高于米德兰盆地，增长前景更加强劲 [42] - **天然气出口**：Blackcomb管道（公司持股17.5%）预计2026年第四季度投运，Traverse管道预计2027年投运 [17] - **Waha天然气价格**：预计2026年大部分时间Waha天然气价格将保持波动，但随着出口管道在2026年底改善，持续较高的Waha价格对公司和生产商是长期利好 [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - **增长资本与项目**：公司处于较高的增长资本环境中，正在投资于G&P和下游基础设施 [11] 宣布新建特拉华盆地的Yeti Two处理厂和Mont Belvieu的第13套分馏装置 [10] 已订购计划于2028年初投运的另外两座二叠纪盆地处理厂的长周期设备 [10] 未来两年将有8座新处理厂投运，新增处理能力22亿立方英尺/日，新增NGL产量约32万桶/日 [10] - **长期资本展望**：在Speedway项目完成后，预计未来多年下游资本支出将降低，而EBITDA将显著提高，从而形成强劲的自由现金流状况 [11] 在二叠纪盆地处理量高个位数至低双位数增长（约每年3座处理厂）的环境下，Speedway项目后的多年平均增长资本支出预计约为每年25亿美元，高于2024年给出的约17亿美元的示例案例 [11] - **商业成功与竞争优势**：2025年商业成功显著，新增约35万英亩的专属土地，并通过收购Stakeholder及两项小型补充交易，增加了约200万英亩共同利益区域和近50万英亩专属土地 [15] 公司在二叠纪盆地拥有最大规模的足迹和最大的含硫系统，这使其能够以经济的资本进行业务拓展，并保持与过往记录一致的回报率 [51] 公司战略保持不变，专注于在核心区域沿一体化价值链执行具有强劲回报的核心项目 [18] - **技术影响**：上游生产商运用AI、轻质支撑剂、表面活性剂等技术提高了采收率和回报率，这对公司是积极因素 [72] 公司观察到气油比提高以及单井产气量超过预期也是产量增长的因素 [73] - **深层区域开发**：公司开始看到部分生产商在更深层区域（如Barnett Woodford）的活动，这可能在长期内为公司增长率带来额外提升 [85] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - **2026年及以后增长前景**：对2026年的预期与先前评论一致，而对2027年及以后的展望则有所改善 [9] 基于自下而上的生产商预测和持续的商业成功，对2027年及以后的增长前景更加乐观 [32][43] - **产量弹性**：即使原油产量持平或小幅增长，由于气油比提高、目标产层更富含气体以及公司持续强劲的表现，天然气产量仍将实现更高增长 [103] - **Waha价格与营销机会**：预计2026年Waha价格将波动，管道计划内或计划外的维护可能为公司创造额外的市场营销机会 [62] 公司从确保客户生产的运输头寸中获益，当价差扩大时可捕获部分价差 [87] - **乙烷回收**：即使Waha价格改善，二叠纪盆地的乙烷回收预计也将基本保持，不太可能成为明显的增长阻力 [93] - **下游产能平衡**：随着Speedway管道和分馏装置11、12、13号线的投运，预计NGL运输将有一定富余能力，分馏能力将处于良好平衡状态，LPG出口设施也将提供显著的运营杠杆 [125][126] Speedway项目后的下游资本支出将主要用于分馏装置等补充性资产 [130][131] 其他重要信息 - **人事变动**：Logistics and Transportation部门总裁Scott Pryor即将退休，Ben Branstetter将接任其职务 [5][6] - **资产负债表与流动性**：公司财务状况良好，拥有强劲且灵活的资产负债表 [24] 预计2026年底杠杆率将舒适地处于长期目标区间内 [24] - **资本分配策略**：长期资本分配策略保持不变，预计2026年及以后机会性股票回购仍将是综合框架的一部分 [22] 问答环节所有提问和回答 问题: 2026年及以后的增长前景和驱动因素 [30] - 增长驱动力源于公司在特拉华和米德兰盆地的广泛布局、强大的生产商关系以及现有客户的持续钻探活动 [31] 2024年和2025年的商业成功进一步增强了现有的强劲增长率 [31] 对2027年及以后的增长前景比之前更加乐观 [32] - 增长资本支出指引上调至25亿美元，主要是基于更大的业务基数、每年约3座处理厂（此前为2座）的假设、相应增加的现场和压缩资本、更多的残余气项目支出以及部分碳捕获投资 [34][36] 问题: 2027年后的处理量增长假设细节 [41] - 长期增长预测基于自下而上的生产商预测，过去几个月多家生产商（尤其是特拉华盆地的）持续上调了预测 [42] 增长前景的改善主要来自特拉华盆地 [42] 公司对2027年的增长预期比一年前更强，但未与2026或2025年增长率比较 [43] - 公司推进项目的最终投资决策基于已签订的合同，而非对未来合同的假设 [45] 即使没有更多的商业成功，公司凭借已拥有的数百万英亩专属土地，未来多年也将保持强劲增长 [44] 问题: 市场份额与回报率趋势 [49] - 公司预计将继续保持与过往记录一致的回报率 [50] 竞争优势（如最大规模的足迹和含硫系统）使其能够以经济的资本进行拓展，并非通过降低回报率来获取增长 [51] - 中长期来看，Waha价格预计将保持波动，随着新管道投运，价差会改善，然后被填满，需要新的管道建设，如此循环 [54][55] 新管道需要时间逐步提升运量，不会在投运当天就立刻满载 [57] 问题: 2026年市场营销收益预期 [62] - 2025年市场营销带来约1.5亿美元的超预期收益 [62] 对于2026年，由于Waha价格波动和管道维护可能创造机会，公司对市场营销收益的预测通常非常保守，未将潜在增量机会大幅计入指引 [63] - 在特拉华盆地的大量新处理厂建设，部分源于该盆地的整体繁荣，部分源于公司的市场份额增长，但具体比例难以量化 [65] 公司已拥有大量专属土地，并保持了活动的韧性，即使在行业钻机数下降时也是如此 [67][68] 问题: 上游技术改进对Targa的影响 [72] - 生产商的技术进步（如AI、轻质支撑剂）提高了采收率和回报率，这对Targa是积极因素 [72] 气油比提高以及单井产气量超预期也是公司观察到更多天然气产量的原因 [73] - 近期完成的两项小型补充收购源于与生产商的长期牢固关系，这些资产有助于公司扩展布局并获取更多土地 [76] 问题: 深层区域开发的影响 [84] - 公司开始看到部分生产商在更深层区域（如Barnett Woodford）的活动，早期井况结果积极 [85] 这主要是长期增长潜力的额外上行因素，2026年贡献较小，但随着时间推移潜力增加 [85] 问题: 管道运输能力和Waha价格风险敞口 [86] - 公司拥有通往多个地点的可观运输头寸，主要用于确保客户生产的流动性 [87] 这些头寸在价差扩大时提供了捕获价差的机会，公司会对冲大部分风险 [87] 长期来看，公司更受益于充足的管输能力和更高的Waha价格，因为许多合同包含费用底价，价格上涨可能带来上行收益 [88] - 公司对商品价格波动的敏感性较低，因为已对冲大部分权益产量，且费用底价机制提供了保护 [117] 过去两年大部分时间价格低于费用底价，因此价格上涨至费用底价之上将直接增加EBITDA [117] 问题: 乙烷回收风险 [93] - 即使Waha价格改善，二叠纪盆地的乙烷回收预计也将基本保持，不太可能成为明显的增长阻力 [93] 问题: 资本支出增加的构成 [97] - 资本支出增加主要源于新建Yeti Two处理厂、第13套分馏装置、为未来两座处理厂订购长周期设备、大量的现场集输和压缩资本支出，以及因供应链交付时间延长而需提前支出的部分 [98][99] 问题: 气油比提高对盆地天然气产量的影响 [101] - 如果原油产量增长X%，天然气产量增长预计将比原油高4%甚至更多 [102] 即使在原油产量持平或小幅增长的环境下，由于气油比提高和产层更富含气体，天然气产量仍将实现更高增长，加上公司表现优于盆地整体，其增长率将更高 [103] 问题: LPG出口增长信心 [107] - 2025年第四季度出口量受大雾天气影响 [108] 出口业务是公司一体化价值链的一部分，随着二叠纪盆地新处理厂投运，将有更多一体化产品流经公司的管道、分馏和出口设施 [108] 公司出口码头合同充足，且正进行大量关于墨西哥湾沿岸长期供应的讨论 [109] 问题: 2026年EBITDA指引的上下行因素 [113] - 达到指引上限的主要驱动因素包括：处理量增长强于预期、新井投产更快或单井产量超预期，以及市场营销收益超过当前保守预测 [114][115] 问题: 商品价格敏感性细分 [116] - 公司权益产量已充分对冲，直接价格风险敞口有限 [117] 价格上涨至费用底价之上将增加EBITDA [117] 过去两年在天然气方面获得了超常的市场营销收益 [118] 如果NGL市场出现期货升水，公司可利用Mont Belvieu的仓储设施获益 [119] 问题: 下游增长与产能平衡 [124] - Speedway管道投运后，NGL运输将有一定富余能力，而分馏能力通过新建11、12、13号线将达到良好平衡 [125] LPG 4号出口设施投运也将提供运营杠杆 [125] 因此，2027年后下游资本支出将降低，主要支出将是后续的分馏装置 [126][131] - Speedway项目总成本16亿美元，2025年已有部分支出，2026年支出将更多，2027年完成剩余部分 [133] 问题: L&T部门运营成本趋势 [137] - L&T部门运营成本与系统处理量及新资产投运相关，季度间的波动主要源于装置检修计划 [137] 问题: 专属土地储备与未来产量库存 [139] - 公司已拥有的专属土地和共同利益区域蕴含数十年的钻探库存，即使没有新的商业成功，也足以支持长期强劲增长，这也是当前基础设施投资的基础 [140][141]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第四季度调整后EBITDA为13.4亿美元，环比第三季度增长5% [19] - 2025年全年调整后EBITDA创纪录，达到49.6亿美元，较2024年增长20% [6][20] - 2025年市场营销业务带来约1.5亿美元的额外优化机会，高于预期 [20] - 2026年全年调整后EBITDA指引为54亿至56亿美元，以区间中值计算较2025年增长11% [21] - 公司预计在Speedway项目完成后，年化运行率调整后EBITDA将超过60亿美元 [11] - 2025年增长资本支出约为33亿美元，净维护资本为2.26亿美元 [20] - 2026年增长资本支出预计约为45亿美元 [22] - 公司现金流超过90%为收费模式，且已对冲未来三年大部分非收费利润 [22] - 基于近期大宗商品价格，商品价格上下波动30%对公司2026年调整后EBITDA指引中值的影响将小于2% [22] - 截至2025年底，公司净合并杠杆率约为3.5倍，处于3-4倍的长期目标范围内 [21] - 截至2026年1月31日，可用流动性（包括为Stakeholder收购和赎回2029年1月到期的6.875%票据提供资金后）约为19亿美元 [21] - 由于奖金折旧的恢复，基于当前假设，公司预计未来五年内不会支付有意义的现金税 [24] - 2025年公司以加权平均价格170.45美元回购了6.42亿美元的普通股 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - **天然气收集与处理业务**：2025年二叠纪盆地处理量增长11%，日均增加超过6亿立方英尺 [6]；第四季度二叠纪盆地处理量平均达创纪录的66.5亿立方英尺/日，同比增长10% [13]；2025年新增约35万英亩的专属土地 [14]；通过收购Stakeholder和两项小型补充交易，增加了约200万英亩共同利益区域和近50万英亩专属土地 [14] - **物流与运输业务**：2025年NGL运输量日均增加近17万桶 [6]；第四季度NGL运输量平均达创纪录的105万桶/日 [17]；2025年分馏量日均增加超过12万桶 [6]；第四季度分馏量平均达创纪录的114万桶/日 [18]；2025年LPG出口量创纪录 [6]；第四季度LPG出口量平均达1350万桶/月 [18] - **市场营销业务**：2025年因Waha价格大幅波动带来优化机会，贡献了约1.5亿美元的额外收益 [20][62] 各个市场数据和关键指标变化 - **二叠纪盆地**：2025年处理量增长11%，日均增加超过6亿立方英尺 [6]；2026年预计仍将实现低双位数百分比的处理量增长 [6]；公司预计在高速单位数至低双位数百分比的处理量增长环境下，平均每年需要约3座处理厂 [10]；公司宣布新建Yeti Two处理厂（计划2027年第四季度投产）和第13座分馏塔，并为2028年初的另外两座二叠纪处理厂订购长周期设备 [9][15][16]；未来两年内将有8座新处理厂投产，新增处理能力22亿立方英尺/日，新增NGL产量约32万桶/日 [9] - **天然气市场**：第四季度Waha价格大幅为负导致部分生产商关闭井口，但随后产量恢复 [13]；预计2026年Waha天然气价格仍将保持波动 [17]；随着Blackcomb（2026年第四季度投产）和Traverse（2027年投产）等新管道投入使用，二叠纪天然气外输环境将从2026年底开始改善 [17] - **LPG出口市场**：公司LPG出口扩建项目预计在2027年下半年投产 [10]；公司对出口业务保持信心，码头合同饱满，且全球范围内关于长期供应的对话活跃 [109] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦于：增长调整后EBITDA、增长每股普通股股息、减少流通普通股数量，同时保持投资级资产负债表，并在Speedway项目完成后产生大量且不断增长的自由现金流 [11] - 公司采用一体化的“井口到水边”战略，在核心区域沿一体化价值链执行具有强劲回报的核心项目 [18] - 公司通过大规模的商业成功（新增数十亿立方英尺/日的天然气处理量）和补强收购来增加长期增长率 [7][14] - 公司宣布了新的资本支出规划，在Speedway项目完成后，多年期增长资本支出预计将平均每年约25亿美元（此前2024年给出的示例案例约为17亿美元），主要原因是假设每年建设约3座处理厂（此前为2座），并包括相应比例的GMP现场资本、下游支出（分馏、尾气项目）以及部分碳捕集投资 [10][11] - 公司正在增强二叠纪盆地内的天然气外输能力和冗余度，项目包括Bull Run延伸线、Buffalo Run和Forza，以保障客户的气流并接入多个高端市场 [16] - 公司在Blackcomb和Traverse管道中拥有17.5%的股权 [17] - 公司认为其投资回报率在行业内处于领先水平，并将继续投资于能产生有吸引力回报的同类型项目 [8] - 公司拥有二叠纪盆地最大的含硫气处理系统和最大的覆盖面积，这使其能够从经济和资本角度进行业务拓展 [51] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2025年是业绩卓越的一年，创纪录的处理量驱动了创纪录的财务表现 [6] - 2026年开局势头持续，预计二叠纪处理量将再次实现低双位数百分比增长 [6] - 公司对2026年的预期与此前的评论一致，而对2027年及以后的展望则进一步改善 [7] - 基于当前的能见度，公司预计在Speedway项目完成后，年化运行率调整后EBITDA将超过60亿美元 [11] - 公司对中长期增长前景更为乐观，特别是二叠纪盆地Delaware地区的活动更加活跃和多元化，前景越来越强 [32][42] - 冬季风暴Fern在一月份对运营量产生了影响，但资产表现出韧性，在气温回升后迅速恢复接收量 [13] - 公司预计，即使原油产量持平或小幅增长，由于气油比上升和开发层位更富含天然气，天然气产量仍将增长更快 [102][103][104] - 公司认为，随着外输管道改善，Waha价格持续走高的前景对公司和二叠纪生产商是长期利好 [17] - 公司指出，二叠纪盆地已基本处于乙烷回收状态，即使Waha价格改善，乙烷回收率也不会成为明显的逆风 [93] 其他重要信息 - 公司宣布其物流与运输部门总裁Scott Pryor即将退休，Ben Branstetter将接任 [3][4] - 公司感谢员工在2025年创纪录业绩以及2026年1月冬季风暴期间保障运营安全可靠所做出的努力 [12] - 公司2025年的商业成功得益于强大的商业团队，他们识别了增量增长机会 [36] - 公司指出，管道、压缩机和发电设备等物品的交货时间变长，部分资本支出增加是为了确保能够应对2027年及以后的增长 [99] - 公司拥有数十年的已钻探库存，支持其中长期强劲前景 [140][141] - 公司看到了二叠纪盆地更深层位（如Barnett Woodford）开发的潜力，这可能为长期增长率增添上行空间 [84] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 2026年增长展望的韧性及未来信心来源 [30] - 公司的韧性源于其在二叠纪盆地Delaware和Midland的最大覆盖面积、强大的生产商关系以及现有客户的持续钻探活动 [31] - 2024年和2025年的商业成功进一步增加了已有的强劲增长率 [31] - 对2027年及以后的增长前景比一年前更为乐观 [32] 问题: 资本支出增至25亿美元的原因及是否意味着更好的增长预期 [33] - 资本支出增加反映了公司基于更大的业务规模（过去两年增长良好）进行规划，假设每年约2.5-3座处理厂，并包括相应的现场、压缩、尾气处理以及部分碳捕集投资 [36][37] - 这展示了在Speedway和LPG出口项目完成后，公司未来将产生大量自由现金流的能力 [35][37] 问题: 2027年后的处理量增长假设（高速单位数至低双位数）的构成和前提条件 [41] - 该增长预测基于从生产商获得的、持续上修的“自下而上”的多年期预测，特别是在Delaware地区 [42] - 预测基于已执行的合同，而非对未来合同的假设 [45] - 进一步的商业成功将为现有增长率锦上添花，但并非必需 [44] 问题: 公司是否仍能维持历史水平的利润率 [49] - 公司预计将继续保持与过往记录一致的回报率执行能力 [50] - 这不是通过降低回报来换取增长，而是通过与生产商良好合作，确保资产就位以保障其产量流动 [51] 问题: 对Waha价格的中长期看法 [53] - 预计随着新管道投产，情况会有所改善，但过程将是波动的，遵循“管道填满、价差拉大、新管道投产修复”的循环模式 [54][55] - 新管道需要时间逐步填满，不会在投产当天就突然增加大量尾气 [57] 问题: 2026年市场营销收益的假设及潜在机会 [62] - 2026年指引中对市场营销收益的预测非常保守，未将潜在机会大幅计入 [64] - Waha价格的波动以及管道计划内/计划外维护可能创造额外的市场营销机会 [62][63] 问题: Delaware地区增长中，市场整体繁荣与公司市场份额提升的贡献各占多少 [65] - 很难确切区分市场份额提升与整体增长，但公司从多个生产商处获得了产量预测的上修 [66] - 公司并未赢得所有机会，但赢得了应得的份额，并且已拥有大量专属土地和活跃的生产商 [67] - 公司已拥有的土地在钻机数量下降时表现出韧性，保持了产量的一致性 [68] 问题: 上游技术进步（如AI、轻质支撑剂）是否改善了井的采收率，从而利好公司 [72] - 生产商的技术进步和效率提升是积极因素，同时气油比上升也是导致单井产气量高于预测的原因之一 [73][74] 问题: 近期两项小型补强收购的细节及契合度 [75] - 收购源于与生产商的长期牢固关系，收购资产有助于公司扩展覆盖范围并获取更多土地 [76] 问题: 更深层位开发（如Barnett Woodford）对增长前景的贡献 [83] - 更深层位开发目前处于早期阶段，大部分增长仍来自传统层位，但更深层位开发可能在未来几年为长期增长率增添上行空间 [84] 问题: 公司利用Waha价差波动的管道空余产能，以及直接Waha价格敞口和对冲情况 [85] - 公司拥有通往多个地点的可观运输仓位，主要用于保障客户气流，同时也创造了基差头寸，可在价差出现时获利 [86] - 公司对此进行了大量对冲以降低风险，头寸规模是动态变化的 [86] - 长期来看，公司更多受益于充足的外输能力和更高的Waha价格，因为许多合同是收费模式且含有收费底价 [87] - 在价格低于底价和没有大量市场营销收益的中间区域，公司已将其纳入多年期预测 [88] 问题: Waha价格改善会否因乙烷回注减少而成为产量增长的逆风 [92] - 二叠纪盆地基本处于乙烷回收状态，即使价格出现错位，也预计将保持回收状态，公司预测已考虑此点 [93] 问题: 资本支出增加的详细构成（新厂、分馏塔 vs. 现场资本等） [97] - 增加部分包括新的Yeti Two处理厂、第13座分馏塔、为未来两座处理厂订购的长周期设备，以及大量的现场集输和压缩资本支出 [98][99] - 部分增加也源于设备交货期延长，需要提前支出以确保能应对未来增长 [99] 问题: 在二叠纪原油产量持平的背景下，富气产量的趋势展望 [101] - 即使原油增长持平或温和，由于气油比上升、开发层位更富含天然气以及公司表现优于盆地整体，天然气产量增长将更强劲 [102][103][104] 问题: LPG出口量增长信心是基于现有合同还是对供需平衡的展望 [108] - 信心主要源于一体化价值链，新处理厂生产的分子将通过公司自身的管道、分馏和出口设施流动 [109] - 出口码头合同饱满，且全球范围内关于长期供应的对话活跃 [109] 问题: 2026年EBITDA达到指引区间高端的潜在驱动因素 [113] - 主要变量是处理量增长强于预期，以及市场营销收益高于保守预测 [115][116] 问题: 对不同商品（油、NGL、气）的价格敏感性分析 [117] - 公司对其权益产量进行了充分对冲，直接价格敞口有限 [118] - 如果价格超过收费底价，公司将显著受益（过去两年多数月份价格低于底价） [118] - 在NGL价格方面，公司有更多直接敞口；在天然气方面，过去两年通过运输仓位获得了可观的市场营销收益；如果NGL市场出现期货升水，公司可利用Mont Belvieu的仓储能力获利 [119] 问题: 2027年后下游增长资本支出较低，如何管理NGL管道容量，以及是否需要更多分馏塔 [124] - Speedway投产后，公司在NGL运输方面将拥有运营杠杆和过剩能力；新建11、12、13号分馏塔将使分馏能力处于良好平衡状态 [125] - 2027年后的下游支出将主要是规律性的分馏塔建设 [131] - 目前公司有多个中期灵活的卸载方案，直到Speedway在2027年第三季度投产 [132] 问题: Speedway项目的资本支出在2026年和2027年的分布 [133] - 项目总成本16亿美元，2025年已有相当支出，2026年支出将更多，2027年完成剩余部分 [134] 问题: 物流与运输部门运营成本较低是趋势性还是受一次性因素影响 [138] - 成本与系统处理量和新资产投产一致，季度波动主要源于检修活动 [138] 问题: 如何理解公司庞大的专属土地面积与当前处理量之间的关系（库存概念） [139] - 公司拥有的专属土地意味着数十年的钻探库存，即使没有新的商业成功，也支持其中长期强劲前景 [140][141]

业绩总结 - 2025年第四季度总收入为54.5亿美元，较2024年第四季度增长8%[11] - 2025年第四季度调整后的EBITDA为13.41亿美元，较2024年第四季度增长20%[11] - 预计2026年调整后的EBITDA将同比增长11%，预计在54亿到56亿美元之间[22] 用户数据 - 2025年第四季度NGL（天然气液体）生产量为1144 MBbl/d，较2024年第四季度增长4.9%[16] 部门表现 - 2025年第四季度Gathering and Processing Segment的运营利润为611.8百万美元，较2025年第三季度的637.6百万美元下降3.0%[34] - 2025年第四季度Logistics and Transportation Segment的运营利润为799.0百万美元，较2025年第三季度的710.2百万美元增长12.5%[34] - 2025年第四季度Gathering and Processing Segment的调整后运营利润为855.1百万美元，较2025年第三季度的873.7百万美元下降2.9%[34] - 2025年第四季度Logistics and Transportation Segment的调整后运营利润为893.2百万美元，较2025年第三季度的808.8百万美元增长10.4%[34] 运营费用 - 2025年第四季度的运营费用因新Permian工厂投入使用而增加，导致整体运营费用上升[8] - 2025年第四季度Gathering and Processing Segment的运营费用为243.3百万美元，较2025年第三季度的236.1百万美元上升3.0%[34] - 2025年第四季度Logistics and Transportation Segment的运营费用为94.2百万美元，较2025年第三季度的98.6百万美元下降4.5%[34] 未来展望 - 2026年预计，Targa Resources Corp.的净收入为2,200百万美元[36] - 2026年预计，Targa Resources Corp.的调整后EBITDA为5,500百万美元[36] - 2026年预计，利息支出为960百万美元，所得税支出为610百万美元，折旧和摊销费用为1,650百万美元[36] - 预计2026年商品价格敏感度将对调整后的EBITDA产生约1350万美元的影响，假设WTI原油价格为63.00美元/桶[23] 负面信息 - 2025年第四季度G&P部门的调整后运营利润下降2600万美元，主要由于天然气价格显著下降[14] - 2025年第四季度的天然气入口量受到天气事件的负面影响[18] - 2025年第四季度的非控制性权益减少，主要由于Badlands交易和CBF少数股权收购[10]

2025年第四季度及2026年财务业绩与展望 - 2025年第四季度归属于公司的净利润为5.45亿美元，上年同期为3.51亿美元，同比增长55% [1] - 2025年第四季度调整后税息折旧及摊销前利润为13.4亿美元，上年同期为11.2亿美元，同比增长20% [1] - 2025年第四季度总收入为40.6亿美元，上年同期为44.1亿美元，同比下降8% [1] - 公司预计2026年全年调整后税息折旧及摊销前利润将在54亿美元至56亿美元之间 [2] 股东回报计划 - 公司计划在2026年第一季度向董事会建议，将季度普通股股息提高至每股1.25美元，即年化每股5.00美元 [2] 市场表现 - 在纽约证券交易所的盘前交易中，公司股价下跌0.23%，至227.09美元 [2]