公司业绩与沟通 - 公司将于2025年11月25日市场开盘前，在其官网上发布首席财务官Kristen Shults关于2025年第三季度业绩的访谈内容，以提供更多见解 [1] - 公司宣布了2025年第三季度的财务和运营业绩，并提及了净收入 [3] 投资者关系活动 - 公司计划在2025年第四季度和2026年第一季度参加一系列投资者会议，包括Daniel Energy Partners、Mizuho、Capital One Securities、Wells Fargo以及UBS等机构举办的会议 [2][4] - 公司宣布了2025年第三季度分红以及财报电话会议的相关安排 [5] 公司业务概况 - 公司是一家业主有限合伙制企业，致力于开发、收购、拥有和运营中游资产，业务遍布德克萨斯州、新墨西哥州、科罗拉多州、犹他州和怀俄明州 [2] - 公司业务包括天然气收集、压缩、处理、加工和运输，以及凝析油、天然气液体和原油的收集、稳定和运输，同时还提供采出水的收集、运输、回收、处理和处置服务 [2] - 作为天然气加工商，公司根据特定天然气处理合同，代表自身及其客户买卖残余气、天然气液体和凝析油，其大部分现金流通过收费合同受到保护，免受商品价格波动的直接影响 [2]

公司概况与核心资产 - Western Midstream Partners (WES) 是中游能源领域一项具有吸引力的投资 [1] - 公司核心资产集中在特拉华河盆地 [1] 增长驱动因素 - 公司增长动力包括通过收购扩大其资产组合 [1] - 公司增长动力还包括建设资产 [1]

公司业绩与财务展望 - 公司第三季度业绩略超预期并上调全年EBITDA展望至指引区间的高端[2] - 公司预计2025年调整后EBITDA将达到此前23.5亿美元至25.5亿美元指引区间的上限[4] - 公司预计Aris收购将在第四季度贡献约4500万至5000万美元的EBITDA[4] - 公司预计Aris整合将带来每年4000万美元的协同效应节省[3] 分析师观点与市场定位 - Stifel分析师将公司目标价从41美元上调至43美元并维持持有评级[2] - 公司被列入对冲基金看好的15只极高股息股票名单[1] - 上调后的目标价反映了该机构包含近期完成的Aris收购的2026年展望[2] 战略运营与收购整合 - 公司完成了对Aris Water Solutions的收购，此举被描述为强化其作为该地区领先的三流中游供应商地位的关键一步[3] - 公司在Delaware Basin实现了创纪录的天然气吞吐量[3] - 公司业务涉及能源行业中游领域，处理从生产地到终端市场的天然气、原油和天然气液体的收集、加工和运输[4] - Aris的整合进展顺利[3]

文章核心观点 - 文章探讨了高股息率股票的投资机会 将高股息率策略与股息增长策略进行对比 并基于收益率和 hedge fund 持仓情况筛选出多只股票进行介绍 [1][4][6] 股息投资策略分析 - 股息导向型指数主要分为股息增长型和高收益型两类 高收益股票虽能吸引追求收入的投资者 但支付极高股息的公司可能在业务再投资方面面临挑战 从而限制未来增长 且在困难时期有削减股息的倾向 [2] - 相比之下 标准普尔500股息贵族指数（要求公司连续至少25年增加股息）即使在艰难市场条件下也显示出稳定的派息增长 长期来看往往能提供更强的成本收益率 尽管初始收益率较低 [3] - 高收益率并非总是劣势 标普行业中性高股息贵族指数旨在平衡股息增长与较高收益率 其波动性低于基准指数 在2005年1月至2023年7月期间 实现了更好的风险调整后回报 并将最大回撤减少了约5% [4] 股票筛选方法 - 筛选方法基于股票筛选器 选取截至11月11日股息收益率在6%至14%之间的股息股票 并从最终名单中挑选了对冲基金投资者中最知名的公司 按升序排列 [6] - 关注对冲基金大量持仓的股票 原因在于研究显示模仿顶级对冲基金的最佳选股可以跑赢市场 [7] 重点公司分析：Sunoco LP (NYSE:SUN) - Sunoco LP 位列最佳股息投资股票之一 截至11月11日股息收益率为7.34% 对冲基金持有者数量为2 [8][9] - 公司获得花旗银行首次覆盖 给予买入评级 目标价65美元 尽管汽油需求自2018年以来下降 但其EBITDA在此期间增长超过两倍 [9] - 2025年第三季度财报中宣布完成对Parkland Corporation的90亿美元收购 合并后公司成为美洲最大的独立燃料分销商 过去一年产生超过30亿美元的形式调整后EBITDA 预计到2028年协同效应将超过2.5亿美元 并带来超过10%的增值 [10] - 第三季度营收为60.3亿美元 同比增长近5% 超出分析师预期2.84亿美元 季度分配提高1.25% 并有望在2025年实现至少5%的分配增长目标 [11] - 公司是主要的能源基础设施和燃料分销主有限合伙制企业 业务遍及北美、大加勒比海地区和欧洲的32个国家和地区 [12] 重点公司分析：Western Midstream Partners, LP (NYSE:WES) - Western Midstream Partners 位列最佳股息投资股票之一 截至11月11日股息收益率为9.18% 对冲基金持有者数量为5 [13] - Stifel分析师将公司目标价从41美元上调至43美元 维持持有评级 公司第三季度业绩略超预期 并提高了全年EBITDA展望至指引范围的高端 [14] - 公司总裁兼CEO强调了Delaware Basin的创纪录天然气吞吐量以及成功完成Aris Water Solutions收购 预计年度协同节约达4000万美元 [15] - 公司目前预计2025年调整后EBITDA将达到此前23.5亿至25.5亿美元指引范围的上限 其中第四季度来自Aris的贡献估计在4500万至5000万美元之间 公司业务涉及天然气、原油和天然气液体的收集、加工和运输 [16] 重点公司分析：Barings BDC, Inc. (NYSE:BBDC) - Barings BDC 位列最佳股息投资股票之一 截至11月11日股息收益率为11.66% 对冲基金持有者数量为8 [17] - 公司2025年第三季度业绩稳健 报告总投资收入为7240万美元 净投资收入为3360万美元（每股0.32美元） 来自业务的净资产增加2360万美元（每股0.22美元） [18] - 公司高管强调了强劲的净投资收入和投资组合中Barings发起部分（约占其公允价值的95%）的稳健信贷表现 并宣布季度股息为每股0.26美元 公司专注于为私营中型市场企业提供融资解决方案 [19]

文章核心观点 - 在市场动荡和不确定时期，许多投资者转向高股息收益股票，这些公司通常拥有高自由现金流并以高股息回报股东[1] - 文章重点介绍了能源板块中三只高股息收益股票的最新分析师评级和目标价变动[2] 能源行业高股息股票分析 - Vitesse Energy Inc股息收益率为10.41%，Evercore ISI Group分析师Chris Baker维持In-Line评级，目标价从22美元下调至20美元，准确率69%[7] - Vitesse Energy Inc获得Roth MKM分析师John White维持Buy评级，目标价从30.5美元上调至33美元，准确率63%[7] - Western Midstream Partners LP股息收益率为9.18%，Citigroup分析师Spiro Dounis重申Neutral评级，目标价39美元，准确率75%[7] - Western Midstream Partners LP获得Mizuho分析师Gabriel Moreen维持Outperform评级，目标价从44美元上调至46美元，准确率68%[7] - Plains All American Pipeline LP股息收益率为9.09%，Raymond James分析师Justin Jenkins重申Strong Buy评级，目标价从24美元下调至22美元，准确率78%[7] - Plains All American Pipeline LP获得Barclays分析师Theresa Chen维持Underweight评级，目标价从18美元下调至17美元，准确率75%[7] 公司近期动态 - Vitesse Energy Inc于11月3日公布喜忧参半的季度业绩[7] - Western Midstream Partners LP于11月4日公布疲弱的季度业绩[7] - Plains All American Pipeline LP于11月10日宣布定价7.5亿美元高级票据的公开发行[7]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度归属于有限合伙人的净利润为3.32亿美元，调整后EBITDA为6.34亿美元，创下连续第二个季度记录 [17] - 第三季度经营活动产生的现金流为5.7亿美元，自由现金流为3.97亿美元，支付第二季度分派后的自由现金流为4200万美元 [19] - 运营和维护费用环比下降5%，即1200万美元，主要由于资产维护和维修费用以及化学品费用减少 [17] - 预计2025年调整后EBITDA将处于此前公布的23.5亿至25.5亿美元指导范围的高端，预计将包含来自Aris资产的4500万至5000万美元调整后EBITDA [20] - 预计2025年自由现金流将超过此前公布的12.75亿至14.75亿美元指导范围的高端 [20] - 预计2025年资本支出将处于6.25亿至7.75亿美元指导范围的高端，其中包括North Loving II的初始支出以及约2000万美元与Aris资产相关的支出 [21] - 预计2026年资本支出至少为11亿美元 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度天然气吞吐量环比增长2%，达到公司历史最高水平，主要由其他资产（特别是犹他州Chipeta工厂）和南德克萨斯州 volumes 增加所驱动 [3][7] - 第三季度原油和NGLs吞吐量环比下降4%，主要由于Delaware Basin吞吐量下降，部分被DJ Basin吞吐量增加所抵消 [8] - 第三季度采出水吞吐量环比持平 [8] - 第三季度每千立方英尺天然气调整后毛利环比下降0.05美元，主要由于Delaware Basin的过量天然气液体 volumes 减少以及整体价格走低 [8] - 第三季度每桶原油和NGLs调整后毛利环比增加0.08美元，主要由于Delaware Basin某些合同的效率费用增加 [9] - 第三季度每桶采出水调整后毛利保持不变，符合预期 [9] - 预计第四季度合并后的每桶采出水调整后毛利将在0.85至0.90美元之间 [9] 各个市场数据和关键指标变化 - **Delaware Basin**: 天然气吞吐量环比略有增长并再创季度记录，尽管本季度上线井数少于预期 [7] 预计全年天然气吞吐量将实现低双位数同比增长，原油和NGLs吞吐量将实现低至中个位数同比增长 [10] 第四季度天然气吞吐量增长将受到10月份下游维护导致的间歇性 volume curtailments 的轻微影响 [11] - **DJ Basin**: 天然气、原油和NGLs吞吐量环比强劲增长，主要由于第三季度初更多油井上线 [7][8] 预计全年天然气吞吐量同比持平，原油和NGLs吞吐量预计实现低至中个位数同比增长 [12] - **Powder River Basin**: 天然气吞吐量环比下降，主要由于第二季度末先前卸载的 volumes 减少 [7] 预计全年天然气和原油/NGLs吞吐量同比持平 [12] 由于商品价格疲软导致客户活动水平略有降低，预计第四季度天然气吞吐量将继续下降 [13] - **其他资产**: 主要由于Kinder Morgan的Altamont管道于9月初连接到Chipeta工厂，犹他州Uinta Basin等其他资产的吞吐量实现强劲环比增长 [3][14] 预计第四季度其他资产（特别是Uinta Basin）的天然气吞吐量将增加 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 于10月15日完成对Aris Water Solutions的收购，巩固了公司在Delaware Basin作为领先的三流中游流动保障提供商的地位 [4] - 收购Aris后，公司成为德克萨斯州和新墨西哥州采出水收集、运输、处置、回收和有益回用的中游领导者 [5] - 季末后为Delaware Basin的Pathfinder管道项目执行了增量处置容量协议，优化了管道计划路线并提升了项目整体回报 [6] - 公司战略重点包括有机增长和Aris收购，预计将在2026年再次实现所有三条产品线吞吐量的同比增长 [15] - 公司积极与联邦和州监管机构接触，讨论Delaware Basin的采出水挑战，并阐述公司如何有能力解决这些问题 [4][23] - 公司认为解决日益增长的采出水 volume 需要采取"全方位"的方法，结合Aris后公司能更好地提供解决方案 [23] - 公司拥有强大的资产负债表和投资级信用评级，为执行增长计划提供支持，预计2026年杠杆率将保持在大约3倍左右 [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管调整后毛利环比相对持平，但较低的运营成本和成本削减举措推动了创纪录的调整后EBITDA [3] - 公司专注于全公司范围内的成本削减举措，并已开始看到显著成果，即使在吞吐量增加和公用事业成本上升的情况下，预计2025年运营和维护费用以及G&A将相对2024年持平（不考虑Aris收购的额外成本） [17][18] - 在商品价格较低的环境下，公司在Delaware和DJ盆地仍处于有利地位，继续看到稳健的钻机活动水平并受益于长期合同 [25] - 对于Pathfinder管道项目，监管环境的转变对公司有利，监管活动的增加可能挤出规模较小、非投资级的参与者 [42] 采出水合同的长期 dedication 和最低 volume 承诺类似于天然气业务，公司对定价趋势感到满意 [43] - 展望2026年，Delaware Basin（尤其是考虑Aris收购带来的采出水 volumes）预计将继续成为吞吐量增长的主要引擎 [14][15] 但在Powder River Basin，如果商品价格疲软持续，预计2026年吞吐量将略有同比下降 [15] 在DJ Basin，由于2025年活动水平低于2024年，预计2026年整体吞吐量将适度下降，但预计Oxy将于2026年初开始开发Bronco CAP区域 [15] 其他重要信息 - 于10月宣布季度分派为每单位0.91美元，与上一季度分派一致，将于11月14日支付给10月31日的记录持有人 [19] - 公司已批准Pathfinder管道和North Loving II天然气处理厂等重大项目，为利用Delaware Basin的未来增长做好准备 [26] - 公司预计在DJ Basin，Oxy将于2026年初开始开发Weld County的Bronco CAP区域， volumes 将于上半年开始流入WES系统 [15] - 公司决定推迟Powder River Basin的某些扩建项目，直到所服务地区的活动出现增量增长 [13] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于运营和维护费用下降的可持续性及未来成本削减潜力 [30] - 公司于今年3月启动成本管理计划，专注于流程更新、精简运营和零基预算，以提升成本竞争力 [31] 第三季度的成本水平预计是可持续的，并且预计2026年还会有进一步改善 [31] - 具体成本削减措施包括合理化维护计划和日程、精简租赁车队、审视合同劳动力人数和工作流程、进行设施瓶颈分析以降低卸载成本，以及供应链团队重新谈判合同 [32] 所有这些都是在保持创纪录资产可操作性的同时实现的 [34] 问题: 关于重大项目或并购后分派增长的可能性 [35] - 离散的分派阶梯式增长仍在考虑范围内，但需权衡资本配置机会 [36] 长期分派增长指导为低至中个位数，但会根据项目上线或并购的 accretive 程度以及宏观环境决定是否提高增长率 [37] 公司同时也会考虑股票回购等其他资本回报方式 [36] 问题: 关于Pathfinder项目的效率提升和第三方签约进展 [40] - 新增孔隙空间协议增加了系统容量，优化了部分管道路线，节省了资本支出，从而提高了项目回报 [40] 具体数字尚未公布 [40] - 随着Aris收购完成，商业团队协调加强，预计将加速与其他生产商的签约动态 [40] 监管环境转向有利，监管增加可能挤出较小参与者 [42] 采出水合同的长期性和最低 volume 承诺类似于天然气业务，公司对定价趋势感到满意 [43] 问题: 关于在新墨西哥州扩展天然气和原油基础设施的雄心 [45] - 计划通过有机和并购两种方式在新墨西哥州扩展三流业务 [46] Aris的庞大足迹为公司提供了基础，解决水问题成为该地区发展的关键门槛，这为公司在市场上提供了杠杆作用 [47] 问题: 关于未来并购机会的参数和重点领域 [53] - 财务参数保持不变，偏好能够产生协同效应或填补 footprint 空白的机会 [53] 目前偏向天然气机会，特别是在新墨西哥州，但在其他盆地若有机会也会考虑 [54] 公司将保持纪律，审视市场机会 [55] 问题: 关于2026年业务趋势展望 [56] - 预计所有三条产品线吞吐量整体增长，但商品价格疲软可能影响PRB和DJ等价格敏感盆地的活动 [57] Delaware Basin和Aris收购带来的水业务将是主要增长动力 [57] 成本削减举措的节省预计将持续到2026年 [58] 问题: 关于在新墨西哥州扩展天然气业务时应对酸性气体处理挑战 [62] - 承认新墨西哥州酸性气体处理是实际挑战，公司具备评估和操作此类资产的技能 [63] 若有无机机会，期望其已包含相关许可，否则公司有能力内部解决许可问题 [63] 问题: 关于Aris收购后除4000万美元协同效应外的商业效益时间表 [64] - 商业协同效益的时间表较难控制，取决于客户 [65] 公司已开始相关对话，并计划利用Aris的系统和人脉加速水侧增长，预计明年会有所体现 [66] 对4000万美元成本协同效应极具信心，并预计在运营协同方面还会有额外收获，可能于明年第一或第二季度开始显现 [67] 预计将超过4000万美元目标，并在明年2月提供更新 [68]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度归属于有限合伙人的净利润为3.32亿美元，调整后EBITDA为6.34亿美元 [17] - 第三季度经营活动产生的现金流总额为5.7亿美元，产生自由现金流3.97亿美元，第二季度分配支付后的自由现金流为4200万美元 [19] - 运营和维护费用环比下降5%，即1200万美元，主要由于资产维护和维修费用以及化学品费用减少 [17] - 预计2025年调整后EBITDA将处于先前公布的23.5亿至25.5亿美元指导范围的高端，预计将包括来自Aris遗产资产的4500万至5000万美元调整后EBITDA贡献 [20] - 预计2025年自由现金流将超过12.75亿至14.75亿美元指导范围的高端，并包含来自Aris遗产资产的增量自由现金流贡献 [20] - 预计2025年资本支出将处于6.25亿至7.75亿美元指导范围的高端，包括North Loving II的初始支出以及约2000万美元归属于Aris遗产资产的支出 [21] - 展望2026年，预计资本支出至少为11亿美元 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度天然气吞吐量环比增长2%，达到公司历史最高水平 [3][7] - 第三季度原油和NGLs吞吐量环比下降4% [8] - 第三季度采出水吞吐量环比持平 [8] - 第三季度每千立方英尺天然气调整后毛利润环比下降5美分，主要由于Delaware Basin的过剩天然气液体量减少以及整体价格较低 [8] - 第三季度每桶原油和NGLs调整后毛利润环比增加0.08美元，主要由于Delaware Basin某些合同的效率费用增加 [9] - 第三季度每桶采出水调整后毛利润保持不变，符合预期 [9] - 预计第四季度每千立方英尺天然气调整后毛利润将略低于第三季度，每桶原油和NGLs调整后毛利润将与第三季度一致 [8][9] - 考虑到Aris约两个半月的贡献，预计第四季度合并后每桶采出水调整后毛利润将在0.85至0.90美元之间 [9] 各个市场数据和关键指标变化 - Delaware Basin天然气吞吐量实现又一个季度记录，尽管上线井数低于预期 [3][7] - DJ Basin的天然气、原油和NGLs吞吐量实现强劲环比增长 [3][7] - 其他资产（特别是犹他州Chepeta工厂）吞吐量强劲环比增长，主要受9月初Kinder Morgan的Altamont管道连接推动 [3][7] - Powder River Basin吞吐量下降，因第二季度末先前卸载的产量减少 [7] - South Texas因第二季度工厂检修活动在第三季度消退，产量增加 [7] - 预计2025年全投资组合天然气吞吐量同比实现中个位数百分比增长，原油和NGLs吞吐量实现低个位数百分比增长 [10] - 考虑到Aris两个半月的贡献，预计2025年采出水吞吐量同比约增长40%，这意味着第四季度平均采出水吞吐量约为每天260-270万桶 [10] - 在Delaware Basin，预计天然气吞吐量同比实现低双位数增长，原油和NGLs吞吐量同比实现低至中个位数增长 [10] - 在DJ Basin，预计天然气吞吐量同比持平，原油和NGLs吞吐量同比实现低至中个位数增长 [12] - 在Powder River Basin，预计天然气和原油及NGLs吞吐量同比均持平 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 10月15日完成对Aris Water Solutions的收购，巩固了公司在Delaware Basin作为领先的三流中游流量保障提供商的地位 [4] - 收购Aris使公司成为德克萨斯州和新墨西哥州采出水收集、运输、处置、回收和有益回用的中游领导者 [5] - 季末后为支持Delaware Basin的Pathfinder管道项目执行了增量处置容量协议，优化了管道计划路线并提升了项目整体回报 [6] - 公司战略重点是有机增长和Aris收购，预计2026年所有三条产品线的吞吐量将再次实现同比增长 [15] - 公司致力于维持低净杠杆率，产生稳定现金流，保持 disciplined capital allocation framework，逐步增加分配覆盖率，并为单位持有人创造增量价值 [25] - 行业环境方面，监管活动增加，与监管机构的接触增多，预计将有更多法规出台，这可能挤出无法交付大型项目和完整解决方案的小型玩家 [42] - 采出水相关的挑战（如地震活动、与生产井的沟通等）已成为行业焦点，合同呈现长期 dedication 和最低量承诺的趋势，类似于天然气业务 [43] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管运营成本降低和成本削减举措导致连续第二个季度创下调整后EBITDA记录，但调整后毛利润环比相对持平 [3] - 公司对实现4000万美元年度运行率协同效益目标充满信心 [4] - 公司领导层加大了与联邦和州监管机构的接触，讨论Delaware Basin的采出水挑战，并阐述公司如何有能力解决这些问题 [4] - 在商品价格疲软的环境下，某些盆地（如Powder River Basin和DJ Basin）的客户活动水平略有下降，导致吞吐量预期下降 [13][15] - 公司正与生产客户密切沟通，并推迟某些扩建项目，直到所服务的土地上出现增量活动 [14] - 公司财务状况强劲，拥有投资级信用评级，为执行广泛增长计划提供了支持和财务灵活性 [24] - 即使在较低的商品价格环境下，公司在Delaware和DJ Basin的地位依然稳固，继续看到稳定的钻机活动水平并受益于长期合同 [25] - 考虑到Aris收购和强劲的2026年有机增长计划，预计2026年杠杆率将保持或接近3倍 [25] 其他重要信息 - 宣布季度分配为每单位0.91美元，与上一季度一致，将于11月14日支付给10月31日的记录单位持有人 [19] - 公司范围内的成本削减举措已开始取得显著成果，即使在2025年吞吐量增加和公用事业成本升高的情况下，预计运营和维护费用以及G&A相对于2024年将相对持平（不考虑Aris收购的额外成本） [18] - 第三季度实现了公司历史上最高的资产可操作性水平，同时降低了运营和维护费用 [18] - 预计第四季度运营和维护费用以及G&A将环比增长20-25%，因为包含了Aris约两个半月的活动 [18] - 在Powder River Basin，如果商品价格疲软持续到2025年底，预计选择的钻机减少或临时钻机搬迁将持续到2026年，可能导致2026年该盆地吞吐量同比略有下降 [15] - 在DJ Basin，基于2025年活动水平低于2024年，预计2026年整体吞吐量将适度下降，但预计Oxy将于2026年初开始开发科罗拉多州Weld县的Bronco Cap区域，产量将在上半年流入West系统 [15] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于运营和维护费用下降的可持续性以及成本管理举措的进一步潜力 [30] - 成本管理努力始于今年3月，旨在更新流程、精简工作并寻找更具成本竞争力的方法，以支持有机增长和赢得新业务 [30] - 第三季度实现的成本水平预计是可持续的，并且预计未来还会有更多节省 [30][31] - 具体举措包括合理化维护计划和日程、合理化租赁车队、审视合同劳动力人数并将工作内部化、消除设施瓶颈以降低相关卸载成本，以及供应链团队重新谈判合同获得节约 [32][33] - 所有这些是在实现创纪录资产可操作性的同时完成的，预计2026年将持续看到改进 [31][34] 问题: 关于在完成Pathfinder等重大项目或进行并购后，分配是否可能进行离散性上调 [35] - 公司长期指导是中期个位数的分配增长，如果有机会提高分配，将会考虑，但需要平衡收益率和资本部署机会 [36] - 分配决策将考虑前景和环境，如果前景平稳或放缓，即使有好项目上线，也可能坚持中期位数增长率；如果出现可持续的增长，可能会从该水平上调，最终由董事会决定 [37] 问题: 关于Pathfinder项目新增孔隙空间对项目效率和成本的影响，以及第三方承包进展 [40] - 新增孔隙空间交易增加了容量，优化了管道路线，节省了部分资本，提高了Pathfinder项目的回报，具体数字尚未公布 [40][41] - 第三方承包进展顺利，Aris收购后得以与其商业团队协调，加速了与生产商的对话 [40] - 环境已转向有利，监管活动增加，行业更关注采出水挑战，合同呈现长期 dedication 和最低量承诺趋势 [42][43] 问题: 关于在新墨西哥州Aris覆盖区域扩展天然气和石油基础设施（三流业务）的计划 [45] - 计划通过有机和无机两种方式拓展新墨西哥州业务，Aris的巨大足迹提供了基础 [46] - 公司在德州Delaware Basin已成功签订多个至少包含两流（包括水）的合同，有信心在新墨西哥州复制此成功，解决水问题是该区域发展的关键门槛 [47] 问题: 关于未来潜在并购机会的重点领域 [53] - 财务参数保持不变，优先考虑在有业务基础并能产生协同效应的领域，目前偏向天然气机会，因已在Delaware Basin水业务占据领先地位 [53][54] - 对其他盆地的拓展持谨慎态度，需要具备显著或独立业务潜力，将保持纪律性 [55] 问题: 关于2026年业务趋势展望（除Aris收购外） [56] - 从量度角度看，预计所有三条产品线整体增长，但若商品价格疲软持续，将影响PRB和DJ等对价格敏感盆地的吞吐量 [57] - Delaware Basin仍表现强劲，服务的区域活动活跃，Aris收购将使水运输和处置量翻倍 [57] - 成本削减举措的节省预计将持续到2026年并发现更多机会 [58] 问题: 关于在新墨西哥州扩展天然气业务时，酸性气体注入能力是否是障碍 [62] - 新墨西哥州存在大量酸性气体，公司具备评估和运营酸性气体设施的能力，这是一个已知挑战，需要时间许可 [63] - 如果有无机机会涉及酸性气体，预计会附带相关许可，否则公司内部有技能处理 [63] 问题: 关于超越4000万美元协同效益目标后，商业协同效益何时显现 [64] - 商业协同效益的讨论已在进行，但时间难以控制，取决于客户，预计需要一些时间 [65] - 在水业务方面，结合Aris和West团队，预计收入协同效益可能在明年显现，但尚未量化 [66] - 对4000万美元成本协同效益极具信心，预计运营方面还有额外协同机会，可能在2026年第一或第二季度开始实现，希望2月份能提供更新 [67][68]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度归属于有限合伙人的净收入为3.32亿美元，调整后税息折旧及摊销前利润为6.34亿美元 [16] - 第三季度调整后总利润环比相对持平，运营和维护费用环比下降5%，即1200万美元 [16] - 第三季度经营活动产生的现金流总额为5.7亿美元，产生自由现金流3.97亿美元，支付第二季度分派后的自由现金流为4200万美元 [18] - 2025年调整后税息折旧及摊销前利润指引范围预计将处于此前公布的23.5亿至25.5亿美元的高端，预计将包含来自Aris资产的4500万至5000万美元贡献 [19] - 2025年自由现金流预计将超过此前12.75亿至14.75亿美元指引范围的高端 [19] - 2025年资本支出预计将处于6.25亿至7.75亿美元指引范围的高端，包括North Loving II的初始支出以及约2000万美元归属于Aris资产的支出 [19] - 预计2026年资本支出至少为11亿美元 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度天然气吞吐量环比增长2%，达到公司历史最高水平 [3][6] - 第三季度原油和天然气液体吞吐量环比下降4% [8] - 第三季度产出水吞吐量环比持平 [8] - 第三季度每千立方英尺天然气调整后总利润环比下降5美分 [8] - 第三季度每桶原油和天然气液体调整后总利润环比增加0.08美元 [9] - 第三季度每桶产出水调整后总利润保持不变，符合预期 [9] - 预计第四季度每千立方英尺天然气调整后总利润将略低于第三季度，每桶原油和天然气液体调整后总利润将与第三季度一致 [8][9] - 计入Aris贡献后，预计第四季度合并每桶产出水调整后总利润在0.85至0.90美元之间 [9] 各个市场数据和关键指标变化 - **Delaware盆地**: 第三季度天然气吞吐量略有增长并再创季度纪录，尽管投产井数低于预期 [6][7]；原油和天然气液体吞吐量下降 [8]；预计全年天然气吞吐量同比增长低两位数，原油和天然气液体吞吐量同比增长低至中个位数 [10]；第四季度天然气吞吐量增长将受下游维护导致的间歇性限产影响 [11] - **DJ盆地**: 第三季度天然气、原油和天然气液体吞吐量环比强劲增长 [3][6]；预计全年天然气吞吐量同比持平，原油和天然气液体吞吐量同比增长低至中个位数 [12] - **Powder River盆地**: 第三季度吞吐量下降 [6][7]；预计全年天然气及原油和天然气液体吞吐量同比持平 [12]；由于商品价格疲软，预计第四季度天然气吞吐量将继续下降 [12] - **其他资产（尤因塔盆地等）**: 第三季度吞吐量增长，主要受Kinder Morgan的Altamont管道连接完成推动 [3][6]；预计第四季度吞吐量将增加 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 完成对Aris Water Solutions的收购，巩固了公司在Delaware盆地作为领先的三流中游服务提供商的地位 [4] - 收购Aris使公司成为德克萨斯州和新墨西哥州在产出水收集、运输、处置、回收和有益再利用方面的中游领导者 [5] - 公司与联邦和州监管机构加强接触，讨论产出水挑战，并阐述其解决这些问题的优势 [4][22] - 公司执行了一项协议，为Delaware盆地的Pathfinder管道项目增加处置能力，优化了管道路线并提升了项目回报 [5] - 公司专注于有机增长和Aris收购，预计2026年所有三条产品线的吞吐量将再次实现同比增长 [14] - 公司预计杠杆率在整个2026年将保持或接近3倍 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管商品价格环境较低，但公司在Delaware和DJ盆地地位稳固，继续看到坚实的钻机活动水平并受益于长期合同 [24] - 在产出水方面，行业挑战日益突出，监管活动增加，这可能会挤出规模较小的参与者，对有能力提供全面解决方案的公司有利 [42][43] - 在Powder River盆地和DJ盆地，商品价格疲软可能导致活动水平下降和吞吐量 modestly 下降 [14][57] - 公司对实现4000万美元的年度协同效应目标充满信心，并预计在运营方面还有进一步的协同机会 [4][67][68] 其他重要信息 - 公司宣布每单位季度分派为0.91美元，与上一季度持平 [18] - 公司的资产可操作性在第三季度达到合伙制企业历史上的最高水平，同时降低了运营和维护费用 [17] - 公司推迟了Powder River盆地的某些扩张项目，直到看到所服务地区的增量活动 [13] - 公司预计Oxy将在2026年初开始开发科罗拉多州Weld县的Bronco Cap地区，产量将在上半年末流入WES系统 [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 运营和维护费用下降的可持续性及成本管理举措的进一步潜力 [28] - 成本管理举措自2025年3月开始，涉及流程更新、零基预算等，第三季度的费用水平预计是可持续的，并且预计2026年还会有进一步改善 [29][30] - 具体措施包括合理化维护计划和日程、优化租赁车队和合同劳动力、消除设施瓶颈以及供应链合同重新谈判 [31][32] - 这些成本节约是在实现创纪录资产可操作性的同时实现的 [33] 问题: 大型项目或并购后分派增长的可能性 [34] - 离散的分派阶梯式增长仍在考虑范围内，但会平衡分派增长与资本部署机会 [35] - 长期分派增长指导为中低个位数，是否增加分派将取决于项目上线或并购后的可持续增长前景以及董事会决定 [36] 问题: Pathfinder项目的效率提升和第三方签约进展 [40] - 获得额外孔隙空间协议增加了系统容量，优化了管道路线，节省了资本，提高了项目回报 [40][41] - 与Aris整合后，签约进展良好，结合后的公司拥有更多服务和解決方案，有望加速与其他生产商的合作 [40][41] - 监管环境日益严格，合同呈现长期化和包含最低量承诺的特点，有利于像WES这样的大型企业 [42][43] 问题: 在新墨西哥州扩展三流业务的计划 [44] - 计划通过有机和并购两种方式在新墨西哥州扩展业务，特别是利用Aris的产出水足迹作为切入点和竞争优势 [45][46][47] - 解决产出水问题已成为该地区发展的关键门槛，这为公司在市场竞争中提供了杠杆 [47] 问题: 未来并购机会的参数和重点 [53] - 财务参数保持不变，偏好能够产生协同效应或基于现有足迹的并购机会 [53][54] - 目前可能更偏向天然气相关机会，尤其是在新墨西哥州，对于进入其他盆地持谨慎态度 [53][54] 问题: 2026年业务趋势展望（除Aris收购外） [55] - 预计所有三条产品线吞吐量将实现同比增长，但商品价格疲软可能影响PRB和DJ盆地等价格敏感区域 [57][58] - Delaware盆地和Aris收购相关的产出水业务将是主要增长动力 [57] - 成本削减举措的效益预计将持续到2026年 [58] 问题: 在新墨西哥州扩展天然气业务的AGI（气体收集和处理）能力考量 [62] - 承认新墨西哥州酸性气体处理是运营挑战，但公司具备相关技能进行评估和运营 [63] - 如果有无机扩张机会，期望其能附带相关许可或设施，否则公司也有内部能力应对 [63] 问题: 超越4000万美元协同效应后的商业协同效益时间表 [64] - 商业协同（三流业务）的讨论已经开始，但时间表取决于客户，可能需时较长 [64][65] - 在产出水方面，凭借整合后的系统优势，收入协同效应可能更快显现，预计明年会有所体现 [66] - 对实现4000万美元成本协同效应极具信心，并预计在运营协同方面还有额外机会，可能在2026年第一或第二季度开始实现 [67][68]

业绩总结 - 2025年第三季度调整后EBITDA为6.34亿美元，环比增长3%[13] - 第三季度净收入为3.32亿美元[36] - 第三季度现金流量为5.70亿美元，环比增长1%[34] - 自由现金流为397,405千美元，较2025年6月30日的388,394千美元有所增加[155] - 调整后毛利为874,903千美元，较2025年6月30日的879,068千美元略有下降[157] - 截至2025年9月30日，分配收益率为9.3%，自2020年以来已支付52亿美元的分配[68] 用户数据 - 第三季度天然气总通量达到5.5 Bcf/d，创下历史新高[13] - 2021年以来，德拉瓦盆地天然气增长63%，原油和NGLs增长28%，生产水增长71%[66] - 公司在德拉瓦盆地的收入中53%来自德拉瓦盆地，31%来自DJ盆地[106] 未来展望 - 2025年自由现金流指导范围为12.75亿至14.75亿美元[44] - 预计2025年天然气通量增长率为中单位数，生产水通量增长率约为40%[47] - 预计2024年调整后EBITDA和自由现金流分别增长5%至24.5亿美元和13.75亿美元[66] - 预计2025年基础分配至少为每单位3.605美元，包括2025年2月的每单位0.8750美元的分配[61] 新产品和新技术研发 - 公司在德拉瓦盆地的North Loving Train II扩展项目中包含约6000万美元的扩展资本[58] - 预计到2026年将增加200 MMcf/d的额外固定处理能力[129] - 预计在2026年底前，Chipeta设施将实现790 MMcf/d的冷冻和再冷却天然气处理能力[146] 市场扩张和并购 - 初始运输管道的通量能力超过800 MBbls/d，预计在2027年第一季度投入使用[121] - DJ盆地的天然气收集管道总长1,742英里，处理能力为1,750 MMcf/d[129] 负面信息 - 自2019年12月31日以来，公司回购了约11.3亿美元的单位，占未受影响单位总数的15%[68] - 截至2025年9月30日，净杠杆比率为2.80倍[68] 其他新策略和有价值的信息 - 2025年调整后EBITDA指导范围为23.5亿至25.5亿美元[54] - 预计2025年原油价格每桶70美元的情况下，调整后EBITDA的影响约为3000万美元[48] - 280 MBbls/d的固定收集和运输能力，220 MBbls/d的固定处置能力，均由相应的最低交易量承诺支持[121]

财务数据关键指标变化：收入和利润 - 九个月期间服务收入-基于费用增长6%，增加1.535亿美元，主要驱动因素为西德克萨斯综合设施（增长9480万美元）和DBM石油系统（增长2640万美元）的吞吐量增长[141][143] - 第三季度服务收入-基于费用环比增长2%，增加1680万美元，主要得益于DJ Basin综合设施因吞吐量增加而带来的890万美元增长[141][142] - 第三季度服务收入-基于产品同比下降33%，主要由于西德克萨斯综合设施的产品回收率和平均价格下降[141][144] - 2025年前九个月总营收及其他收入增加1.352亿美元，推动毛利润增长1.073亿美元[172] - 2025年前九个月净收入为10.16186亿美元，较去年同期12.69672亿美元下降2.535亿美元[170][173] - 公司调整后总利润在截至2025年9月30日的九个月为26.14754亿美元，相比去年同期的25.08396亿美元增长4.2%[166] - 2025年前九个月调整后总毛利为26.14754亿美元，较去年同期25.08396亿美元增长4%[176] - 调整后EBITDA增加9190万美元，主要由于总营收和其他收入增加1.352亿美元，部分被权益投资分配减少1540万美元等抵消[184] - 2025年第三季度调整后EBITDA为6.33752亿美元，较上一季度6.17876亿美元增长3%[170][176] 财务数据关键指标变化：成本和费用 - 天然气采购成本在截至2025年9月30日的九个月内增加2080万美元，主要原因是西德州综合设施的平均价格上升[149] - NGLs采购成本在截至2025年9月30日的三个月内减少1250万美元，主要由于西德州综合设施产品回收率下降导致1170万美元的减少[150] - NGLs采购成本在截至2025年9月30日的九个月内减少2000万美元，主要由于DJ盆地综合设施采购量和平均价格下降导致1360万美元减少，以及Chipeta综合设施合同变更导致590万美元减少[151] - 运营和维护费用在截至2025年9月30日的九个月内增加1420万美元，主要由于公用事业费用增加1550万美元、土地相关成本增加590万美元、薪资成本增加570万美元以及设备和维护成本增加550万美元，部分被合同工和咨询成本减少720万美元以及化学品和处理服务成本减少570万美元所抵消[154] - 折旧和摊销费用在截至2025年9月30日的九个月内增加2550万美元，主要由于西德州综合设施的资本项目投入使用[156] - 财产税及其他税收在截至2025年9月30日的九个月内增加740万美元，主要由于DJ盆地综合设施和DJ盆地石油系统的从价财产税应计额更高[157] - 长期资产及其他减值费用在截至2025年9月30日的三个月和九个月内分别增加1090万美元和600万美元，主要由于Granger综合设施发生990万美元减值[158] - 利息费用在截至2025年9月30日的九个月内增加560万美元，主要由于2024年第三季度发行的5.450% 2034年到期优先票据产生2820万美元利息以及资本化利息减少440万美元，部分被2025年优先票据还款减少1930万美元和商业票据计划借款余额下降减少540万美元所抵消[159] - 所得税费用在截至2025年9月30日的九个月内减少990万美元，主要由于州边际税率提高导致递延所得税负债余额重估[160] - 第三季度利息支出为9235万美元，环比略有下降[132] 财务数据关键指标变化：现金流和资本支出 - 2025年前九个月自由现金流为11.85197亿美元，较去年同期10.14887亿美元增长17%[171][176] - 自由现金流增加1.703亿美元，主要由于资本支出减少8930万美元以及经营活动净现金增加8260万美元[186] - 2025年第三季度资本支出为1.84758亿美元，上一季度为1.78623亿美元[171] - 资本支出减少8930万美元，主要由于西德州综合设施支出减少1.805亿美元，部分被粉河盆地综合设施支出增加6450万美元等抵消[193] - 2025年前九个月运营活动产生的净现金为16.6498亿美元，去年同期为15.82414亿美元[170][171] - 经营活动产生的净现金为16.6498亿美元，较上年同期的15.8241亿美元有所增加[195] - WES经营活动净现金流为16.6498亿美元，WES Operating为16.43815亿美元，较2024年同期分别增长5.2%和5.6%[208] - 融资活动净现金使用21.0186亿美元，主要用于向单位持有人支付分配以及偿还2025年到期的优先票据[198] - WES融资活动净现金流为-21.01864亿美元，较2024年同期的-9.21617亿美元大幅增加128.1%[208] - 向WES单位持有人分配利润为10.51503亿美元，较2024年同期的9.05155亿美元增长16.2%[208] 各条业务线表现：天然气资产 - 第三季度归属于WES的天然气资产总吞吐量环比增长2%，达到55.49亿立方英尺/日，主要由于Brasada综合设施和Springfield系统的产量恢复以及DJ Basin和Chipeta综合设施的产量增加[134][135] - 九个月期间归属于WES的天然气资产总吞吐量同比增长5%，主要得益于西德克萨斯、DJ Basin和Chipeta综合设施的产量增长以及Red Bluff Express管道新增接收点[134][136] - 截至2025年9月30日的九个月，Delaware Basin天然气资产吞吐量增长12%至2,065 MMcf/d[121] - 2025年第三季度天然气资产每千立方英尺调整后毛利为1.27美元，较上一季度1.32美元下降4%[168][176][178] - 第三季度天然气平均销售价格为每千立方英尺0.67美元，环比下降37%[141] 各条业务线表现：原油和NGLs资产 - 第三季度归属于WES的原油和NGLs资产总吞吐量环比下降4%至52万桶/日，主要由于DBM石油系统区域产量下降[134][138] - 截至2025年9月30日的九个月，DJ Basin原油和NGLs资产吞吐量增长13%至99 MBbls/d[121] - 截至2025年9月30日的九个月，Powder River Basin原油和NGLs资产吞吐量增长13%至27 MBbls/d[121] - 2025年第三季度原油和NGLs资产每桶调整后毛利为3.10美元，较上一季度3.02美元增长3%[168][176][179] - 2025年前九个月原油和NGLs资产每桶调整后毛利为3.09美元，较去年同期2.92美元增长6%[168][176] - 原油和NGLs资产每桶调整后毛利率增加0.17美元，主要由于DBM石油系统吞吐量增加以及TEP、FRP和Whitethorn LLC吞吐量下降或出售[180] 各条业务线表现：采出水资产 - 截至2025年9月30日的九个月，Delaware Basin采出水资产吞吐量增长9%至1,225 MBbls/d[121] 各地区表现 - North Loving工厂投产，西德州天然气处理能力增加250 MMcf/d至总容量2,190 MMcf/d[120] 管理层讨论和指引 - 2025年前九个月WTI原油价格区间为每桶57.13美元（5月）至80.04美元（1月）[124] - 2025年前九个月Waha Hub天然气价格区间为每MMBtu负2.77美元（9月）至7.50美元（1月）[124] - 2024年第二季度公司出售了其在Marcellus Interest系统中33.75%的权益[130] - 九个月期间来自关联方的股权收益净额同比下降24%，减少1980万美元，部分原因是2024年第一季度出售多项股权投资以及TEP管道收益减少[146][147] - 九个月期间归属于非控股权益的吞吐量在天然气、原油和采出水资产中均有所增长，增幅分别为7%、-9%和9%[134] - 2025年前九个月98%的井口天然气产量和100%的原油及采出水流经量采用收费合同模式[216] - 商品价格10%的变动对未来12个月的经营业绩、财务状况或现金流无重大影响[216] - 与截至2024年12月31日的财年相比，关键会计估计和商品价格风险讨论无重大变化[211][215] 其他没有覆盖的重要内容：资本分配和流动性 - 第三季度每单位分派为0.910美元，与第二季度持平[120] - 公司宣布2025年第三季度每单位现金分红0.91美元，总计3.795亿美元[189] - 董事会授权一项最高2.5亿美元的普通单位回购计划，有效期至2026年12月31日[190] - 截至2025年9月30日，营运资本盈余为2.766亿美元，循环信贷安排项下有效借款能力为20亿美元[192] - 截至2025年9月30日，未偿还债务的账面价值为69亿美元[200] - 截至2025年9月30日，WES Operating在循环信贷额度下无未偿还借款，也无未偿还商业票据借款[217] - 联邦基金利率在2024年下调三次，在2025年前九个月下调一次[217] - 利率10%的变动不会对未偿还借款的利息费用产生重大影响，但会影响高级票据的公允价值[217] - 公司未来可能通过循环信贷额度、商业票据借款或债务发行增加短期或浮动利率债务[218] 其他没有覆盖的重要内容：公司结构 - 公司拥有WES Operating的98.0%合伙权益[113]