文章核心观点 - Western Midstream Partners, LP (WES) 的合伙单位在过去5年表现令人印象深刻 这为分析师在此期间大部分时间维持的“买入”评级提供了依据[1] 分析师背景与投资理念 - 分析师在能源行业拥有22年从业经验 曾担任工程、规划和财务分析等职务[1] - 自1998年以来管理个人投资组合 长期目标是匹配标普500指数的回报 同时追求更低的波动性和更高的收入[1] - 通常基于已持有或考虑调整的头寸进行写作 倾向于长期持有 除非有充分的卖出理由[1] - 寻找投资机会时不拘泥于资产类别、市值、行业或收益率 核心策略是在价格低于内在价值时买入 以最大化长期总回报[1]

公司业绩与市场反应 - 公司发布弱于预期的季度业绩后，股价在周四开盘前出现跳空下跌，从前一日收盘价43.90美元跌至开盘价40.51美元，当日最终交易于41.3090美元，成交量为1,195,836股 [2] - 公司当季每股收益为0.47美元，远低于分析师普遍预期的0.91美元，差距为0.44美元 当季营收为10.3亿美元，低于预期的10.6亿美元，但同比增长了11.1% 公司股本回报率为35.21%，净利率为30.52% [3] - 大幅不及预期的每股收益是导致股价立即抛售的主要原因，管理层将原因归咎于非现金收入调整，但这一数据仍令短期交易者感到不安 [7] 股息与股东回报 - 公司宣布了季度股息，于2月13日支付，记录日为2月2日，每股派息0.91美元 年化股息为3.64美元，股息收益率为8.8% 股息支付率为107.69% [4] 分析师观点与评级 - 多家投行近期更新了目标价和评级：Stifel Nicolaus设目标价为43美元 加拿大皇家银行将目标价从39美元上调至42美元，并给予“与大市同步”评级 富国银行将目标价从40美元下调至39美元，并给予“持股观望”评级 Wall Street Zen将评级从“买入”下调至“持有” [5] - 综合来看，一位分析师给予“买入”评级，三位给予“持有”评级，一位给予“卖出”评级 根据MarketBeat数据，该股目前的共识评级为“持有”，共识目标价为41.33美元 [5] 公司战略与潜在机会 - 公司表达了对Kinetik Holdings的收购兴趣，市场认为若交易推进，整合和现金流协同效应将带来战略上升空间，支撑长期增长预期 [7] - 公司报告了创纪录的2025年第四季度及全年调整后EBITDA，并超过了全年指引中点，管理层强调了强劲的基于费用的现金流和运营执行力，这支撑了可分配现金流的潜力 [7] 内部人及机构持股变动 - 高级副总裁Christopher B. Dial于2月12日以每股42.35美元的平均价格出售了5,879股公司股票，总交易额约248,975.65美元 交易使其直接持股减少了3.08%，交易后持有185,011股，价值约7,835,215.85美元 公司内部人目前持有0.04%的股份 [8] - 多家机构投资者在第四季度调整了持仓：Eagle Bay Advisors LLC和Northwestern Mutual Wealth Management Co.均新建了价值约27,000美元的仓位 Rothschild Investment LLC增持了76.2%，现持有793股，价值31,000美元 Garton & Associates Financial Advisors LLC新建了价值约32,000美元的仓位 Global Wealth Strategies & Associates新建了价值35,000美元的仓位 对冲基金及其他机构投资者合计持有84.82%的股份 [9] 公司财务与运营概况 - 公司股票50日移动平均线价格为40.78美元，200日移动平均线价格为39.36美元 公司流动比率为1.43，速动比率为1.43，债务权益比为2.08 公司市值为169.2亿美元，市盈率为13.82，贝塔系数为0.77 [10] - 公司是一家中游能源基础设施公司，在美国拥有、运营和开发一个集成的原油、天然气和采出水收集、处理、运输和储存资产网络 主要业务包括管道运输、分馏服务、天然气液体物流和采出水处理 [11] - 公司资产组合覆盖主要陆上盆地，包括西德克萨斯州和新墨西哥州东南部的特拉华盆地、新墨西哥州和科罗拉多州的圣胡安盆地，以及科罗拉多州的丹佛-朱尔斯堡盆地 [12]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第四季度调整后EBITDA为6.36亿美元，创下纪录，若剔除2950万美元的非现金累计收入确认调整，则调整后EBITDA将达到6.65亿美元，环比增长约5% [10][11] - 2025年第四季度归属于有限合伙人的净利润为1.87亿美元 [31] - 2025年全年调整后EBITDA为24.8亿美元，创下纪录，超过23.5亿至25.5亿美元指导区间的中点 [36] - 2025年全年归属于有限合伙人的净利润为11.5亿美元 [36] - 2025年全年经营活动现金流约为22.2亿美元，创下纪录 [36] - 2025年全年自由现金流为15.3亿美元，创下纪录，超过12.75亿至14.75亿美元的指导区间上限 [38] - 2025年全年资本支出为7.22亿美元，在6.25亿至7.75亿美元的指导区间内 [37] - 2026年调整后EBITDA指导区间为25亿至27亿美元，中点26亿美元，意味着较2025年增长约5% [39] - 2026年资本支出指导区间为8.5亿至10亿美元，中点9.25亿美元，较此前预期的至少11亿美元大幅下调 [9][40] - 2026年可分配现金流指导区间为18.5亿至20.5亿美元，中点19.5亿美元，每股约4.59至5.08美元 [41] - 2026年自由现金流指导区间为9亿至11亿美元，中点10亿美元 [41] - 2025年净杠杆率维持在约3倍，包括为Aris收购进行的融资 [16] - 2025年第四季度经营现金流为5.58亿美元，自由现金流为3.41亿美元 [35] - 2025年第四季度可分配现金流约为5.27亿美元，前一季度为5.47亿美元 [35] - 2025年全年每股派息总额为3.64美元，符合全年3.61美元的派息指导 [39] - 2026年计划将季度派息提高0.02美元/单位，全年派息指导至少为3.70美元/单位，较2025年增长约3% [42][43] 各条业务线数据和关键指标变化 - **天然气业务**：2025年第四季度天然气吞吐量环比下降4%，主要由于Delaware盆地因Waha枢纽价格低迷导致客户削减产量，以及Powder River盆地产量下降 [21]；2025年全年天然气吞吐量平均为52亿立方英尺/日，同比增长4% [25]；2026年全公司天然气吞吐量预计同比持平 [8][26] - **原油和NGL业务**：2025年第四季度原油和NGL吞吐量环比微降，主要因DJ盆地吞吐量下降，部分被Delaware盆地新井上线带来的增长所抵消 [21]；2025年全年原油和NGL吞吐量平均为51.4万桶/日，同比增长1% [25]；2026年全公司原油和NGL吞吐量预计同比下降低至中个位数百分比 [8][26] - **采出水业务**：2025年第四季度采出水吞吐量环比增长121%，主要得益于Aris收购贡献了2.5个月的产量 [22]；2025年全年采出水吞吐量平均为160万桶/日，同比增长40%，其中原有资产平均为120万桶/日，同比增长7% [25][26]；2026年采出水吞吐量预计同比增长超过80%，主要由Aris收购驱动 [27] - **调整后单位毛利**：2025年第四季度天然气资产每千立方英尺调整后毛利环比下降0.01美元，主要因Delaware盆地的合同结构变化和整体吞吐量下降 [23]；2026年天然气平均调整后毛利预计约为1.22美元/千立方英尺 [23] - 2025年第四季度原油和NGL资产每桶调整后毛利环比下降0.33美元，主要由于与DJ盆地原油系统和南德克萨斯系统服务成本费率降低相关的不利收入确认累计调整 [23]；2026年原油和NGL平均调整后毛利预计在3.10至3.15美元/桶之间 [24] - 2025年第四季度采出水资产每桶调整后毛利环比下降0.11美元，受Aris收购2.5个月贡献影响 [24]；2026年采出水平均调整后毛利预计约为0.85美元/桶 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - **Delaware盆地**：2025年第四季度原油和NGL吞吐量反弹，采出水吞吐量因Aris收购而增加，但被天然气吞吐量下降（主要因第三方限产）所抵消 [11][12]；2025年该盆地与DJ盆地共同创下多个季度吞吐量纪录 [4][13]；2026年，由于客户活动水平降低，预计原油、NGL和天然气吞吐量增长将放缓至低至中个位数百分比 [26]；预计新井上线数量将同比下降超过三分之一，但钻井效率提升仍将支撑吞吐量增长 [27] - **DJ盆地**：2025年第四季度天然气吞吐量创纪录，部分抵消了其他地区的下降 [21]；2025年该盆地与Delaware盆地共同创下多个季度吞吐量纪录 [4][13]；2026年预计环境更具挑战性，天然气及原油和NGL吞吐量预计同比将下降中至高个位数百分比 [27]；Phillips 66的稳定装载活动将支撑天然气吞吐量，Oxy的Bronco CAP开发预计将在2026年第二季度上线，以抵消部分下降 [28] - **Powder River盆地**：2025年第四季度天然气吞吐量下降 [21]；2026年天然气吞吐量预计同比下降10%-15% [28]；该盆地对商品价格更为敏感，部分客户表示可能在2027年将钻机迁回 [29] - **其他资产**：2026年天然气吞吐量预计同比增长中个位数百分比，主要得益于Williams的MountainWest管道扩建全年贡献、Kinder Morgan的Uinta管道在2025年初接入Chipeta处理厂，以及南德克萨斯Brasada工厂的稳定吞吐量 [29][30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司长期战略保持不变，目标是实现中至低个位数的调整后EBITDA增长 [8][44] - 2025年的成就（有机增长项目、增值并购、效率提升、成本削减、合同重新谈判）增强了运营杠杆和业务韧性 [5][44] - Aris收购显著增强了公司在采出水解决方案方面的能力，扩大了在新墨西哥州的业务，并巩固了在采出水收集、处理、回收和有益再利用业务中的地位 [15][16]；整合进展顺利，已提前完成多项主要里程碑 [17]；已实现4000万美元的既定成本协同效应，其中约85%预计在第一季度末前实现 [17]；预计将释放超出4000万美元目标的额外效率 [19] - 公司正在执行多年成本削减计划，在排除Aris影响后，2025年实现了连续三个季度运营和维护费用下降 [18]；排除公用事业成本和Aris影响后，运营和维护费用从2025年第一季度到第四季度的年化运行率下降了超过1亿美元 [18][33]；预计2026年原有资产基础的运营和维护费用将进一步同比下降 [33] - 公司能够灵活调整资本支出计划以适应生产商活动水平的变化，例如将2026年资本支出从之前预期的至少11亿美元下调至9.25亿美元（中点） [9][40] - 公司通过发行股票支付部分Aris对价，保留了财务灵活性，以继续寻求增值机会和商业解决方案，例如与Oxy重组Delaware盆地天然气集输合同以换取WES单位 [10][45] - 公司认为规模在行业中很重要，其在水业务领域的领先规模（据称是下一个有意义的竞争对手的10倍）使其能够竞标大型项目 [73]；公司认为当前规模足以管理其核心业务范围内的项目 [74] - 公司成立了新业务部门，探索长期机会，如二氧化碳捕集和封存以及电力解决方案 [97][99][100]；特别关注有益再利用处理技术的规模化 [101] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2026年被证明比最初预期的更具过渡性，宏观经济和商品价格驱动的波动性增加 [5]；许多生产商将减少此前预期的活动水平，包括Delaware盆地的部分区域 [5] - 结合天然气资产单位调整后毛利下降（因合同结构变化和商品价格走低），预计2026年整体吞吐量和调整后EBITDA的增长将较最初预期更为温和 [6][7] - Oxy已将其部分活动从公司在Delaware盆地服务的区域重新分配，预计部分活动将从2027年开始回归 [7] - Waha枢纽价格低迷是行业性挑战，导致第三方生产商限产，影响了第四季度及2026年第一季度的Delaware盆地天然气吞吐量 [12]；预计定价压力将持续到至少2026年上半年，但下半年新的外输管道投运应会开始缓解部分压力 [13] - 公司的营销团队正积极与生产商客户合作，寻找更多元化的近期定价方案以维持经济生产，并确保长期解决方案，包括通往墨西哥湾沿岸的长途运输能力 [13] - 尽管近期活动有所调整，但公司的长期增长前景依然稳固，这得益于生产商的发展计划以及公司服务区域内大量未钻探的库存 [8][44] - 业务由稳定的长期合同结构支撑，其中许多包含最低数量承诺，在低活动环境下支持财务稳定 [9] - 随着天然气需求上升，特别是满足不断增长的发电和液化天然气需求，预计将需要Permian和Haynesville以外盆地的天然气产量，这应会导致未来几年Powder River盆地的资本配置和吞吐量增长 [46] - 公司对2027年的前景感到乐观，主要基于Pathfinder管道和North Loving Train Two等有机项目的推进 [56] 其他重要信息 - 2025年第四季度，公司记录了与Aris收购相关的1.2亿美元交易成本，这些成本在计算调整后EBITDA时被加回 [31] - 2025年第四季度运营和维护费用环比增加4000万美元（增长19%），主要因包含Aris 2.5个月的运营 [32]；排除Aris影响后，第四季度运营和维护费用同比下降12% [32] - 2025年全年，排除收购相关费用和非现金股权薪酬后的现金一般及行政管理费用约为2.35亿美元，与2024年基本持平 [34]；预计2026年现金一般及行政管理费用将再次同比持平 [34] - 2025年关键运营和财务里程碑包括：Pathfinder管道和长期采出水收集与处理协议的批准；North Loving Train One提前并低于预算在第一季度投产，将WES Texas综合处理能力增加2.5亿立方英尺/日，至约22亿立方英尺/日；North Loving Train Two获批，预计2027年第二季度初投产；完成Aris Water Solutions收购；派息同比增长4% [14][15][16] - 工程和建筑团队重新评估了部分设施设计，这将降低2026年及以后的部分扩张资本支出 [19] - 公司预计2026年第一季度冬季风暴的影响约为1000万至2000万美元 [40] 问答环节所有的提问和回答 问题: 考虑到服务成本合同重组、涉足水业务以及当前资产负债表状况，公司目前对并购和无机增长有何看法？ [52] - 回答: 公司战略未变，资本配置策略明确且严格，只部署能维持或增长派息的资本（无论有机或无机） [52]；公司偏好基于协同效应的并购，资产需与现有业务和地理区域契合 [52]；Aris收购是以非常自律的方式完成的，通过发行股票获得了灵活性，并通过合同重新谈判收回了部分发行的单位 [53][54]；公司不参与市场谣言 [57] 问题: 关于缓解Waha负面定价影响的努力，能否详细说明？这是否意味着公司未来需要参与盆地外输解决方案？另外，Pathfinder管道第三方兴趣的商业化进展如何？ [58] - 回答: 预计下半年及以后的新外输管道将极大帮助缓解Waha价格波动 [59]；公司正与那些仍有显著Waha敞口的客户合作，通过商业解决方案（如聚合客户需求、捆绑服务）帮助他们承诺下游运输能力 [60]；Pathfinder管道方面，由于Aris收购扩大了公司足迹和解决方案范围，客户对话动态发生变化，近期对管道（包括来自同行）的兴趣显著增加 [61][62][64]；通过去年底的一项商业交易，Pathfinder的路径得到优化，成本显著下降，回报率上升 [63] 问题: 如果将水业务单独拆分，其EBITDA增长前景如何？ [70] - 回答: 长期来看，水业务增长率预计将高于天然气和原油业务 [70]；核心的碳氢化合物业务（天然气和原油）长期平均增长率可能在2%-3%左右，天然气增长率会高于原油 [70]；如果天然气需求大幅增长，可能会看到天然气表现优于预期，水业务也会随之增长 [71] 问题: 鉴于行业中游整合频繁，公司如何看待自身规模？是否需要进一步扩大规模以更有效地与大型参与者竞争？ [72][73] - 回答: 公司认为当前规模良好，可以继续增长 [73]；规模确实重要，例如在水业务中，公司的规模优势使其能够竞标竞争对手难以承担的大型项目 [73]；公司不会为了变大而变大，其企业价值足以管理其核心业务范围内的典型项目规模（如2-3亿美元的项目） [74][76] 问题: 在修改了与Oxy的Permian G&P服务成本合同后，近期是否有兴趣修改其他合同？ [81] - 回答: 目前剩余的服务成本合同收入占比很小（约8%-9%），与全年收入规模相比，相关的非现金调整影响比例相称 [82]；鉴于规模小且流程复杂，修改这些合同目前优先级不高 [83] 问题: 考虑到与Oxy的战略性重新签约带来了前期现金流压力，以及今年处于下行周期，公司如何看待当前派息覆盖率？未来有哪些杠杆可以提高覆盖率？ [84] - 回答: 公司计划让派息增长率略低于EBITDA增长率，以自然提高派息覆盖率 [43][85]；2026年预计EBITDA增长5%，而派息增长约2%（运行率），提供了约300个基点的利差 [85]；公司模型的灵活性体现在能够根据活动水平调整资本支出（如从至少11亿美元下调至9.25亿美元中点） [86]；提高覆盖率的杠杆包括资本配置、商业上的有机增长成功以及可能补充性的无机增长 [87] 问题: 在当前商品价格背景下（预算制定时价格较低，现已上涨），这对公司今年各盆地或不同类型运营商意味着什么？ [92] - 回答: 目前的指导和预算基于几周前获得的客户预测，虽然当前市场情绪更乐观，可能存在上行空间 [93]；Powder River盆地对商品价格最敏感，天然气产量预计下降10%-15%，若价格上涨，活动增加可能体现在下半年 [94]；DJ盆地的变数在于Oxy的Bronco CAP新区块的实际表现是否符合预期 [94]；Delaware盆地中，部分生产商对Waha价格更敏感，即使油价上涨，其活动也取决于Waha价格；私营生产商是更大的变数，因其资本调整更灵活 [95] 问题: 请详细阐述之前提到的扩大二氧化碳业务和未来提供电力解决方案的评论 [96] - 回答: 公司成立了新业务部门以探索长期机会，包括非常规提高采收率相关的二氧化碳基础设施，这是一个潜在的增长领域，公司凭借与Oxy的关系和相关运营能力对此感兴趣 [97][98]；在电力方面，鉴于Permian电网不稳定以及数据中心等需求增长，公司拥有建设、运营发电设施的相关能力（如变压器、涡轮机），但参与的前提是商业合同模式符合中游业务和MLP的回报要求 [99][100]；公司正积极推动有益再利用业务的规模化 [101]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第四季度调整后EBITDA创纪录，达到6.36亿美元，若剔除2950万美元的非现金累计收入确认调整，则为6.65亿美元，环比增长约5% [10][11] - 2025年全年调整后EBITDA创纪录，达到24.8亿美元，超过指导区间中点（23.5-25.5亿美元）[36] - 2025年第四季度归属于有限合伙人的净收入为1.87亿美元，受到与Aris收购相关的1.2亿美元交易成本负面影响 [31] - 2025年全年归属于有限合伙人的净收入为11.5亿美元 [36] - 2025年全年资本支出为7.22亿美元，处于指导区间（6.25-7.75亿美元）内 [38] - 2025年全年运营现金流创纪录，约为22.2亿美元 [37] - 2025年全年自由现金流创纪录，达到15.3亿美元，超过指导区间高端（12.75-14.75亿美元）[38] - 2026年调整后EBITDA指导区间为25-27亿美元，中点26亿美元，意味着同比增长约5% [39] - 2026年资本支出指导区间为8.5-10亿美元，中点9.25亿美元，较此前预期的至少11亿美元显著下调 [9][40] - 2026年可分配现金流指导区间为18.5-20.5亿美元，中点19.5亿美元，每股约4.59-5.08美元 [41] - 2026年自由现金流指导区间为9-11亿美元，中点10亿美元 [41] - 2025年全年每单位分配总额为3.64美元，符合全年分配指导（3.61美元）[39] - 计划从2026年第一季度开始将每单位分配增加0.02美元，全年分配指导至少为3.70美元，意味着同比增长约3% [42][43] - 2025年净杠杆率维持在约3倍左右 [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - **天然气业务**：2025年第四季度天然气吞吐量环比下降4%，主要由于Delaware Basin因Waha Hub低价导致的客户限产以及Powder River Basin的产量下降 [21] - **天然气业务**：2025年全年天然气吞吐量平均为52亿立方英尺/天，同比增长4%，符合中个位数增长预期 [25] - **天然气业务**：2025年第四季度每千立方英尺调整后毛利率环比下降0.01美元，主要由于Delaware Basin的合同结构变化 [23] - **天然气业务**：预计2026年平均天然气调整后毛利率约为每千立方英尺1.22美元，主要受Delaware Basin合同结构变化和商品价格走低影响 [23] - **原油和NGL业务**：2025年第四季度原油和NGL吞吐量环比微降，主要由于DJ Basin产量下降，部分被Delaware Basin新井上线抵消 [21] - **原油和NGL业务**：2025年全年原油和NGL吞吐量平均为51.4万桶/天，同比增长1%，符合低个位数增长预期 [25] - **原油和NGL业务**：2025年第四季度每桶调整后毛利率环比下降0.33美元，主要由于与DJ Basin油系统和南德克萨斯系统成本服务费率相关的收入确认调整 [23] - **原油和NGL业务**：预计2026年第一季度每桶调整后毛利率在3.05-3.10美元之间，2026年全年平均在3.10-3.15美元/桶之间 [24] - **采出水业务**：2025年第四季度采出水吞吐量环比增长121%，主要得益于Aris收购贡献了2.5个月的产量 [22] - **采出水业务**：2025年全年采出水吞吐量平均为160万桶/天，同比增长40%，主要受Aris收购推动 [25] - **采出水业务**：2025年全年公司原有资产的采出水吞吐量平均为120万桶/天，同比增长7%，符合中个位数增长预期 [26] - **采出水业务**：2025年第四季度每桶调整后毛利率环比下降0.11美元，受Aris收购贡献影响 [24] - **采出水业务**：预计2026年平均采出水调整后毛利率约为每桶0.85美元，受吞吐量预期增长和相关合同结构影响 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - **Delaware Basin**：2025年第四季度原油和NGL吞吐量反弹，采出水吞吐量因Aris收购而增长，但被天然气吞吐量下降（因第三方限产）所抵消 [11][12] - **Delaware Basin**：2025年Delaware Basin和DJ Basin吞吐量创纪录，推动了全年业绩 [13] - **Delaware Basin**：由于客户活动水平降低，预计2026年Delaware Basin的原油、NGL和天然气吞吐量增长率将放缓至低至中个位数 [26] - **DJ Basin**：2025年第四季度天然气吞吐量创纪录，部分抵消了其他盆地的下降 [21] - **DJ Basin**：预计2026年DJ Basin的天然气以及原油和NGL吞吐量将出现中至高个位数同比下降 [27] - **Powder River Basin**：2025年第四季度天然气吞吐量下降 [21] - **Powder River Basin**：预计2026年天然气吞吐量将同比下降10%-15% [28] - **其他资产**：预计2026年天然气吞吐量将实现中个位数同比增长，得益于Williams Mountain West管道扩建全年贡献、Kinder Morgan Ultima管道接入以及南德克萨斯Brasada工厂的稳定产量 [30] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司长期战略保持不变，目标是实现中至低个位数的调整后EBITDA增长 [8][44] - 2025年Aris收购显著增强了公司的采出水解决方案能力，扩大了在新墨西哥州的业务，并巩固了在采出水收集、处理、回收和有益再利用业务中的地位 [15][16] - 通过发行股票支付部分Aris对价，公司保留了财务灵活性，以继续寻求增值机会和商业创新解决方案 [10][46] - 公司正在进行多年成本削减计划，已实现连续三个季度运营和维护费用下降（剔除Aris影响），并已实现4000万美元的协同效应目标，其中约85%将在2026年第一季度末前实现 [18][17] - 工程和建设团队重新评估了部分设施设计，将降低2026年及以后的扩张资本支出 [19] - 公司预计采出水业务增长将快于天然气，而天然气增长将快于原油 [56] - 公司认为规模很重要，在采出水业务中，其规模是下一个主要竞争对手的10倍，这使其能够承接大型项目 [73] - 公司专注于其核心的收集、处理和压缩业务，并探索新的增长领域，如CO2和电力解决方案 [74][97][99] - 公司对非常规提高采收率的机会感兴趣，并认为CO2处理是其核心能力之一 [97][98] - 公司正在评估电力业务的机会，认为其运营与电力基础设施有相似之处 [99] - 公司正在积极推进有益再利用业务，并利用其规模加速该领域发展 [101] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2026年被证明比最初预期的更具过渡性，宏观经济和商品价格驱动的波动性增加 [5] - 许多生产商客户将减少此前预期的活动水平，包括Delaware Basin的部分区域，这结合了因合同结构变化和商品价格走低导致的天然气资产单位调整后毛利率下降，预计将使2026年整体吞吐量和调整后EBITDA的增长相对于最初预期更为温和 [5][6] - Occidental公司已将其部分活动从公司在Delaware Basin服务的区域转移出去，预计部分活动将从2027年开始回归 [7] - 公司业务基础稳定，拥有长期合同结构，其中许多包含最低数量承诺，在低活动环境中支持财务稳定 [9] - Waha Hub低价是整个行业持续面临的挑战，影响了生产商和中游供应商，预计定价压力将持续到至少2026年上半年，但预计下半年新的外输管道投运将开始缓解部分压力 [12] - 营销团队正积极与生产客户合作，寻找更多元化的近期定价方案以维持经济生产，并确保长期解决方案，包括通往墨西哥湾沿岸的长途运输能力 [13] - 尽管预计2026年Delaware Basin的钻井平台数量将同比下降，且预计投产的新井数量将减少三分之一以上，但由于生产客户持续提高钻井效率，公司仍预计吞吐量将增长 [27] - 随着天然气需求上升，特别是满足不断增长的发电和液化天然气需求，公司预计对Powder River Basin等盆地的天然气生产需求将增加，这应导致未来几年资本配置和吞吐量增长 [46] - 公司对生产客户的长期开发计划保持信心，特别是考虑到Occidental公司在Delaware Basin投资组合中大部分未钻井库存仍位于公司服务的区域 [8] 其他重要信息 - North Loving Train One已提前并低于预算在第一季度投产，将西德克萨斯综合处理能力提高了2.5亿立方英尺/天，达到约22亿立方英尺/天 [15] - Pathfinder Pipeline和North Loving Train Two已获批，后者预计在2027年第二季度初投入运营 [14][15] - 与Occidental公司就Delaware Basin天然气收集合同进行了重组，以换取公司单位 [10] - Aris整合进展顺利，大部分已完成，包括ERP、采购、运营、项目管理、IT和HR系统的整合 [17] - 2026年指导范围包含了约1000-2000万美元的第一季度冬季风暴影响 [40] - 公司约一半的2026年资本计划用于Pathfinder采出水管道及相关系统以及North Loving Train Two的建设 [41] - 公司计划将分配增长率略低于调整后EBITDA增长率，以随时间自然提高分配覆盖率 [43] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 考虑到服务成本合同重组、涉足水业务以及当前资产负债表状况，公司目前对并购和无机增长有何看法？[52] - 公司战略未变，资本配置策略明确且严格，只部署能维持或增加分配的资本 [52] - 公司偏好能产生协同效应的并购，需与现有资产、地理区域和能力相匹配 [52] - 作为新任CEO，已与业内所有CEO会面，愿意倾听机会，但会保持纪律性 [52] - Aris收购以非常自律的方式进行，通过合同重新谈判，已收回为Aris交易发行的2660万单位中的1530万单位 [54] - 公司提供长期增长指引，目标每年约5%的增长，2026年模型依然有效，2027年因Pathfinder和North Loving Train Two项目将非常强劲 [54][55] - Aris收购提供了至少2-3年的清晰增长可见性，水业务增长预计快于天然气 [56] - 公司不会参与谣言，并保持资本部署的纪律性 [56] 问题: 关于Waha低价，公司提到正在努力缓解负面影响，能否详细说明？这是否意味着公司未来需要参与盆地外输解决方案？另外，Pathfinder管道第三方兴趣的最新进展如何？[57] - 公司认同市场观点，预计下半年及以后的新外输管道将极大帮助缓解Waha价格波动 [58] - 公司主要服务于大型一体化石油公司和大型独立生产商，其中多数已找到解决方案规避Waha或获得其他定价中心的风险敞口 [58] - 公司正与那些仍有显著Waha风险敞口的客户合作，提供商业解决方案，例如通过聚合客户需求，帮助其承诺下游运输能力，以支持他们可能无法独自承担的义务 [59] - 关于Pathfinder，收购Aris后，由于公司拥有更全面的水解决方案能力，与客户的对话发生了变化 [60] - 近期对Pathfinder的兴趣显著增加，包括对更一体化解决方案的兴趣，以及来自客户甚至同行对管道运力的直接承诺 [62][63] - 通过去年底的一项商业交易，Pathfinder项目的成本已显著下降，即使已有最低运量承诺，项目回报率也在上升 [63][64] 问题: 如果将水业务单独拆分，其长期EBITDA增长展望如何？[70] - 就核心的碳氢化合物（天然气和原油）业务而言，长期增长率平均约为2%-3% [70] - 水业务在未来几年预计将比碳氢化合物业务有更高的增长率 [70] - 天然气需求（尤其是液化天然气需求）的增长可能会改变动态，如果天然气需求大幅回升，天然气增长率可能比预期更高，水业务也会随之增长 [71] 问题: 考虑到行业中游整合频繁，公司如何看待自身规模？是否需要进一步扩大规模以更有效地与大型竞争对手竞争？[73] - 公司认为目前规模适中，可以继续增长 [73] - 鉴于客户和中游行业的整合，规模确实重要，例如在采出水业务中，公司规模是下一个主要竞争对手的10倍，使其能够承接大型项目 [73] - 公司不会为了扩大而扩大，将继续执行既定的增长战略 [74] - 公司专注于收集、处理和压缩等核心业务，当前规模足以管理其项目组合，例如North Loving Train Two这样的2-3亿美元项目 [74][76] 问题: 与Occidental公司修改了Permian地区收集处理服务成本合同后，近期是否有兴趣修改其他合同？[81] - 在重组后，公司收入中仅约8%-9%来自服务成本合同，比例很小 [82] - 鉴于规模较小且重新谈判涉及大量工作，修改剩余合同目前不是优先事项 [82][83] 问题: 考虑到与Occidental的战略性重新签约带来了前期现金流压力，以及今年处于下行周期，公司如何看待当前的分配覆盖率？未来有哪些杠杆可以提高分配覆盖率？[84] - 公司计划使分配增长率略低于EBITDA增长率，以逐步提高分配覆盖率 [85] - 2026年预计EBITDA增长5%，而分配增长约2%（运行率对比），有约300个基点的利差，这在当前不确定的市场环境下是合适的 [85] - 公司模型具有灵活性，例如通过下调资本支出（从至少11亿美元降至中点9.25亿美元）来应对活动水平变化 [86] - 提高分配覆盖率的杠杆包括资本配置决策、资本支出、商业方面的有机增长成功，以及可能通过并购等方式补充增长 [87] - 2025年的举措为公司建立了有韧性的模型，旨在提供中低个位数增长的可见性 [87] 问题: 考虑到预算是在比当前更低的价格环境下制定的，商品价格背景的变化将如何影响今年的业务？请按盆地或运营商类型分析 [92] - 预算基于过去几周获得的客户预测制定，尽管当前市场情绪更乐观，可能存在上行空间 [93] - **Powder River Basin**：对商品价格最敏感，预计天然气吞吐量下降10-15%，如果价格上涨，活动可能增加，但吞吐量影响可能体现在下半年甚至第四季度 [94] - **DJ Basin**：预计吞吐量下降，变数在于Occidental公司进入其Bronco Cap新区块的实际表现是否符合预期 [94] - **Delaware Basin**：部分生产商对Waha价格更敏感，即使油价上涨，其活动也取决于Waha价格；私营生产商是更大的变数，因其资本调整更灵活 [95] 问题: 之前提到可能扩展CO2业务和电力解决方案，能否详细阐述？[96] - 公司一年前成立了新业务部门，以探索长期机会 [97] - 正在探索非常规提高采收率的机会，如果这成为页岩领域的下一个大趋势，公司处于有利地位来支持相关基础设施建设 [97] - 鉴于与CO2领域领导者Occidental的关系，公司对支持提高采收率相关基础设施感兴趣，处理CO2是其核心能力之一 [98] - 在电力方面，Permian电网不稳定，加上数据中心等电力需求增长，公司自身也消耗大量电力，且与Occidental共享线路，在建设变压器、涡轮机等方面有相关能力，因此可能参与电力业务 [99] - 对于所有新机会，商业合同模式必须符合中游业务和MLP模式，支持可持续增长和分配，并满足回报要求，公司才会参与 [100] - 公司正在积极推进有益再利用业务，并利用其规模加速该领域发展 [101]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第四季度调整后EBITDA为6.36亿美元，创下纪录，若剔除2950万美元的非现金累计收入确认调整，则调整后EBITDA将达到6.65亿美元，环比增长约5% [9][10] - 2025年全年调整后EBITDA为24.8亿美元，超过指导区间中点（23.5亿-25.5亿美元），创下纪录 [34] - 2025年全年归属于有限合伙人的净收入为11.5亿美元 [34] - 2025年全年经营活动现金流约为22.2亿美元，创下纪录 [34] - 2025年全年自由现金流为15.3亿美元，超过指导区间高端（12.75亿-14.75亿美元），创下纪录 [35] - 2025年全年资本支出为7.22亿美元，处于指导区间（6.25亿-7.75亿美元）内 [35] - 2026年调整后EBITDA指导区间为25亿-27亿美元，中点26亿美元，意味着同比增长约5% [37] - 2026年资本支出指导区间为8.5亿-10亿美元，中点9.25亿美元，较此前预期的至少11亿美元显著下调 [8][38] - 2026年可分配现金流指导区间为18.5亿-20.5亿美元，中点19.5亿美元，每股约4.59-5.08美元 [39] - 2026年自由现金流指导区间为9亿-11亿美元，中点10亿美元 [40] - 2025年净杠杆率维持在约3倍，包括为Aris收购融资后 [14] - 2025年第四季度经营活动现金流为5.58亿美元，自由现金流为3.41亿美元 [33] - 2025年第四季度可分配现金流约为5.27亿美元，前一季度为5.47亿美元 [33] 各条业务线数据和关键指标变化 - **天然气业务**：2025年第四季度天然气吞吐量环比下降4%，主要由于Delaware Basin因Waha枢纽价格低导致客户削减产量，以及Powder River Basin产量下降 [20] - **天然气业务**：2025年全年天然气吞吐量平均为52亿立方英尺/日，同比增长4%，符合中个位数增长预期 [23] - **天然气业务**：2025年第四季度每千立方英尺调整后毛利率环比下降0.01美元，主要受Delaware Basin合同结构变化和整体吞吐量下降影响 [21] - **天然气业务**：预计2026年天然气平均调整后毛利率约为每千立方英尺1.22美元，主要受Delaware Basin合同结构变化和商品价格走低影响 [21] - **原油和NGL业务**：2025年第四季度原油和NGL吞吐量环比微降，主要因DJ Basin吞吐量下降，部分被Delaware Basin新井上线带来的增长所抵消 [20] - **原油和NGL业务**：2025年全年原油和NGL吞吐量平均为51.4万桶/日，同比增长1%，符合低个位数增长预期 [23] - **原油和NGL业务**：2025年第四季度每桶调整后毛利率环比下降0.33美元，主要由于在DJ Basin油系统和South Texas系统记录的不利收入确认累计调整 [21] - **原油和NGL业务**：预计2026年第一季度每桶调整后毛利率在3.05-3.10美元之间，2026年全年平均在3.10-3.15美元/桶之间 [22] - **采出水业务**：2025年第四季度采出水吞吐量环比增长121%，主要得益于Aris收购贡献了2.5个月的产量 [20] - **采出水业务**：2025年全年采出水吞吐量平均为160万桶/日，同比增长40%，主要由Aris收购贡献 [23] - **采出水业务**：公司原有资产的采出水吞吐量平均为120万桶/日，同比增长7%，符合中个位数增长预期 [24] - **采出水业务**：2025年第四季度每桶调整后毛利率环比下降0.11美元，受Aris收购2.5个月贡献影响 [22] - **采出水业务**：预计2026年采出水平均调整后毛利率约为每桶0.85美元，因吞吐量预期增加及相关合同结构变化 [22] 各个市场数据和关键指标变化 - **Delaware Basin**：2025年第四季度原油和NGL吞吐量反弹，采出水吞吐量因Aris收购而增加，但被天然气吞吐量下降所抵消 [10][11] - **Delaware Basin**：2025年Delaware Basin和DJ Basin吞吐量创下多个季度纪录，推动公司业绩 [3][12] - **Delaware Basin**：由于客户活动水平降低，预计2026年Delaware Basin原油、NGL和天然气吞吐量增长率将放缓至低至中个位数平均同比增长 [24] - **Delaware Basin**：Waha枢纽价格低迷导致第三方生产商削减产量，影响了第四季度及2026年第一季度的天然气吞吐量，预计价格压力将持续至2026年上半年 [11] - **DJ Basin**：2025年第四季度天然气吞吐量创纪录，部分抵消了其他地区的下降 [20] - **DJ Basin**：预计2026年DJ Basin天然气和原油/NGL吞吐量将出现中至高个位数同比下降，因整体新井数量减少 [25] - **Powder River Basin**：预计2026年天然气吞吐量将同比下降10%-15%，该盆地对商品价格更为敏感 [26] - **其他资产**：预计2026年其他资产的天然气吞吐量将实现中个位数同比增长，得益于Williams Mountain West管道扩建全年贡献、Kinder Morgan Ultima管道接入以及South Texas工厂的稳定产量 [27] - **整体吞吐量展望**：预计2026年全公司天然气吞吐量将同比持平，原油和NGL吞吐量将同比下降低至中个位数 [6] - **整体吞吐量展望**：预计2026年采出水吞吐量将同比增长超过80%，主要由Aris收购驱动 [25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司长期战略保持不变，目标是实现中至低个位数的调整后EBITDA增长 [6][42] - 通过Aris收购，公司显著增强了采出水解决方案能力，扩大了在新墨西哥州的业务，并巩固了在采出水收集、处理、回收和有益再利用业务中的地位 [13][15] - 收购Aris后，公司实现了4000万美元的既定成本协同目标，其中约85%预计在第一季度末前实现，其余在2026年底前实现 [16] - 公司正在进行多年期成本削减计划，在排除Aris影响后，2025年实现了连续三个季度运营和维护费用下降 [17] - 公司工程和建设团队重新评估了部分设施设计，这将降低2026年及以后的部分扩张资本支出 [18] - 公司预计随着天然气需求（尤其是发电和LNG需求）增长，未来几年Powder River Basin的资本配置和吞吐量将增加 [43] - 公司作为该盆地头号收集和处理商，结合大量未钻探库存，为未来吞吐量增长奠定了坚实基础 [44] - 公司成立了新业务部门，探索非常规提高采收率、二氧化碳和电力等领域的长期机会 [92] - 公司认为规模很重要，其在采出水业务中的规模是下一个主要竞争对手的10倍，这使其能够承接大型项目 [70] - 公司专注于其核心的收集、加工和处理业务，目前规模足以管理其项目组合 [71][73] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 2025年是极其成功和具有战略意义的一年，创纪录的调整后EBITDA和自由现金流主要由Delaware和DJ Basin所有产品的吞吐量增长驱动 [3] - 进入2026年，宏观经济和商品价格驱动的波动性增加，许多生产商将减少在服务区域（包括Delaware Basin部分区域）的预期活动水平 [4] - 由于合同结构变化和商品价格走低导致天然气资产单位调整后毛利率下降，预计2026年整体吞吐量和调整后EBITDA的增长将较最初预期更为温和 [5] - Occidental公司已将其部分活动从公司在Delaware Basin的服务区域转移，但根据其最新预测，预计部分活动将从2027年开始回归 [5] - 尽管2026年更像是一个过渡年，但业务仍由稳定的长期合同结构支撑，其中许多包含最低量承诺，在低活动环境下支持财务稳定 [8] - Waha枢纽价格低迷是全行业持续的挑战，影响了生产商和中游供应商，预计至少到2026年上半年将继续面临价格压力 [11] - 预计2026年下半年新的外输管道投运将开始缓解部分价格压力，公司的营销团队正积极与客户合作，寻求多样化的近期定价方案和长期解决方案 [12] - 对生产客户的长期开发计划保持信心，特别是考虑到Occidental公司在Delaware Basin投资组合中大部分未钻探库存仍位于公司服务区域 [7] - 公司能够迅速调整资本计划以配合修订后的生产商活动水平，这体现了其灵活性 [8] - 长期来看，天然气需求增长（尤其是发电和LNG）预计将拉动Permian和Haynesville以外盆地的天然气产量 [43] 其他重要信息 - 2025年第四季度，运营和维护费用环比增加4000万美元（19%），主要由纳入Aris 2.5个月数据驱动；排除Aris影响，第四季度运营和维护费用同比下降12% [30] - 排除Aris和大部分可报销的公用事业成本后，从2025年第一季度到第四季度，运营和维护费用按年化运行率计算下降了超过1亿美元 [17][31] - 预计2026年运营和维护费用（包括Aris全年贡献）将同比增长约10%-15%，显著低于合并公司的预估形式费用 [31] - 2025年第四季度一般及行政费用环比增加，主要受Aris收购相关交易成本影响；排除这些成本，2025年现金G&A费用约为2.35亿美元，与2024年基本持平 [32] - 预计2026年现金一般及行政费用将再次同比持平，得益于持续的成本削减措施 [32] - 2025年派息总额为每股3.64美元，包括第四季度的每股0.91美元，符合全年每股3.61美元的派息指引 [36][37] - 公司计划从2026年第一季度派息（5月支付）开始，建议每股增加0.02美元，因此全年派息指引为至少每股3.70美元，相当于同比增长约3% [40][41] - 公司未来目标调整后EBITDA实现中至低个位数年增长率，但派息增长率可能会略低，以自然提高派息覆盖率 [41] - Pathfinder采出水管道和North Loving Train Two仍在建设中，预计分别在2027年第一和第二季度投产 [13][39] - 公司完成了与Occidental公司在Delaware Basin天然气收集合同的重组，以换取公司单位，这保留了财务灵活性 [9] - 公司预计2026年第一季度冬季风暴的影响约为1000万至2000万美元 [38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于成本服务重组、涉足水业务以及当前资产负债表状况下，公司对并购和无机增长的看法 [49] - 公司战略未变，资本配置策略明确且严格，只部署能维持或增长派息的资本 [49] - 公司偏好能够产生协同效应的并购，需与现有资产、地理区域和能力相匹配 [49] - 作为新任CEO，已与行业内几乎所有上市及私营公司CEO会面，保持开放沟通 [50] - Aris收购以非常自律的方式进行，通过发行股票获得了灵活性，并通过合同重新谈判收回了部分发行的单位 [51] - 公司提供长期增长指引，目标每年约5%的增长，尽管2026年面临客户钻井计划等不利因素，但模式依然成立 [52] - 通过Pathfinder和North Loving Train Two等有机项目，为2027年奠定了坚实基础 [52] - Aris收购提供了至少2-3年的清晰增长可见性，预计水业务增长将快于天然气，天然气增长快于原油 [54] - 公司不会参与市场上的无谓传闻 [54] 问题: 关于Waha价格影响的缓解措施，以及公司是否会参与盆地外输解决方案；Pathfinder管道第三方商业化的最新进展 [55] - 预计2026年下半年及以后的新增外输能力将极大帮助缓解Waha价格波动 [56] - 公司主要服务大型一体化石油公司和大型独立生产商，其中多数已找到解决方案以规避或接触其他定价中心 [56] - 公司正与那些仍有显著Waha价格敞口的客户合作，通过商业解决方案（如聚合客户需求、捆绑服务）帮助他们承诺下游外输能力 [57] - 关于Pathfinder，收购Aris后，由于公司拥有更全面的水解决方案能力，与客户的对话发生了变化 [58] - 近期对Pathfinder管道的兴趣显著增加，包括对更一体化解决方案的需求以及直接对管道的承诺 [59] - 通过去年底的一项商业交易，公司获得了更好的土地和盐水处理井机会，优化了Pathfinder路径，项目成本显著下降，回报率上升 [60][61] 问题: 如果将水业务单独拆分，其长期EBITDA增长率会是多少 [67] - 长期来看，水业务的增长率预计将高于天然气和原油业务 [67] - 核心的天然气和原油资产长期增长率平均约为2%-3%，天然气会高于原油 [67] - 如果天然气需求（尤其是LNG需求）大幅增长，可能会改变动态，使天然气增长甚至超过当前预期 [68] - 水业务将跟随整体产量增长，因为天然气产量增加也会带来大量采出水 [68] 问题: 在行业中游整合背景下，公司如何看待自身规模，是否需要进一步扩大规模以更有效地与大型参与者竞争 [69] - 公司认为当前规模适中，可以继续增长，但不会为了变大而变大 [70][71] - 规模确实重要，例如在采出水业务中，公司规模是下一个主要竞争对手的10倍，使其能够承接竞争对手无法应对的大型项目 [70] - 公司专注于收集、加工和处理等核心业务，目前规模足以管理其项目组合，例如North Loving Train Two这样的项目规模在2-3亿美元，公司能够应对 [72][73] 问题: 在与Occidental公司修改了Permian收集加工成本服务合同后，近期是否有兴趣修改其他合同 [78] - 在重组后，成本服务合同收入占比已降至约8%-9%，规模很小 [78] - 鉴于规模较小且流程复杂，修改剩余合同并非当前优先事项 [79] 问题: 考虑到与Occidental公司的战略重新签约带来了短期现金流压力，以及今年处于下行周期，公司如何看待当前的派息覆盖率，以及未来提高覆盖率的杠杆 [80] - 公司计划使派息增长率略低于EBITDA增长率，以自然提高覆盖率 [81] - 2026年预计EBITDA增长5%，而派息增长约2%（按运行率计算），产生了约300个基点的利差 [81] - 公司通过下调资本支出（从至少11亿美元降至中点9.25亿美元）展示了模型的灵活性 [82] - 提高覆盖率的杠杆包括资本配置、商业上的有机增长成功以及可能通过并购等方式补充增长 [83] - 2025年的各项举措为公司建立了有韧性的模型，尽管可能遇到颠簸，但平均应能实现中个位数增长 [83] 问题: 鉴于预算是在较低价格环境下制定的，而当前价格已上涨，请分析商品价格背景对各盆地和运营商类型的影响 [87] - **Powder River Basin**：对商品价格最敏感，预计天然气产量下降10-15%，若价格上涨可能刺激活动，但产量增长可能体现在下半年甚至第四季度 [89] - **DJ Basin**：预计产量下降，变数在于Occidental公司Bronco Cap新区的开发表现是否符合预期 [89] - **Delaware Basin**：部分生产商对Waha价格敏感，即使油价上涨，其活动也取决于Waha价格；私营运营商是较大的变数，因其资本调整更灵活 [90] 问题: 请详细阐述之前提到的拓展二氧化碳业务和未来提供电力解决方案的评论 [91] - 公司一年前成立了新业务部门，探索长期机会，包括非常规提高采收率 [92] - 公司对二氧化碳业务感兴趣，因其与现有处理分子、阀门和压力的能力相符，且与Occidental公司在提高采收率方面的领先地位有协同 [93] - 电力方面，Permian电网不稳定，加上数据中心等潜在需求增长，公司因大量用电、与Occidental公司共享线路以及在建造变压器、涡轮机等方面的能力，认为可以参与电力业务 [94] - 公司参与这些新领域的前提是商业合同模式需符合中游业务和MLP的回报要求，支持派息的持续增长 [95] - 公司目前正重点推进有益再利用业务，凭借其规模可以加速Aris原有的努力 [96]

业绩总结 - 2025年第四季度，WES的调整后EBITDA创下636百万美元的记录，同比增长121%[13] - 2025年净收入为636百万美元，显示出强劲的财务表现[34] - 2025年全年调整后EBITDA为2,480,782千美元，较2024年的2,344,038千美元增长了5.8%[159] - 2025年全年总收入为3,843,403千美元，较2024年的3,605,223千美元增长了6.6%[163] - 2025年第四季度的总收入为1,031,481千美元，较2025年第三季度的952,484千美元增长了8.3%[163] 用户数据 - 2025年全年，天然气通量为5.2 Bcf/d，同比增长4%；原油和NGL通量为514 MBbls/d，同比增长1%[15] - 2025年第四季度，自由现金流为340.8百万美元，较第三季度的397.4百万美元有所下降[34] - 2025年全年自由现金流为1,526,025千美元，较2024年的1,324,164千美元增长了15.3%[161] 资本支出与财务健康 - 2025年，WES的总资本支出为722百万美元，低于指导范围的775百万美元上限[40] - 2025年第四季度的资本支出为222,208千美元，较2025年第三季度的184,758千美元增加了20.3%[161] - 2025年，WES的杠杆率为3.18倍，显示出良好的财务健康状况[40] - 截至2025年9月30日，WES的净杠杆比率为3.18倍，信用评级为BBB- / BBB- / Baa3[75] 未来展望 - 2026年调整后EBITDA预期范围为25亿至27亿美元[54] - 2026年资本支出预期范围为8.5亿至10亿美元[63] - 2026年可分配现金流预期范围为18.5亿至20.5亿美元[54] - 2026年预计原油和NGLs的吞吐量增长率为低至中个位数的下降，天然气持平，生产水预计增长约80%[54] 新产品与技术研发 - WES计划在2027年第二季度投入使用的North Loving II项目将使德克萨斯州德拉瓦盆地的处理能力增加至约2.6 Bcf/d[47] - 通过Aris收购，WES在水回收和再利用领域的能力得到扩展[121] 市场扩张与并购 - Pathfinder管道的初始处理能力超过800 MBbls/d，预计于2027年第一季度投入使用[127] - 预计Pathfinder管道扩展潜力可达超过1,200 MBbls/d，旨在满足未来的需求[127] - 与Occidental的长期合同支持，天然气的加权平均剩余合同期限约为8年，石油超过12年[116] 负面信息 - 2025年第四季度的自由现金流较第三季度有所下降[34] - 2025年净收入较2025年第三季度有所下降[157]

2025年业绩驱动因素 - 2025年创纪录的业绩由特拉华盆地和DJ盆地的处理量增长以及战略性收购Aris Water Solutions所驱动 [1] - 对Aris的整合进度超前，实现了4000万美元的协同效应目标，并使公司成为采出水处理和有益再利用领域的领导者 [1] - 积极的成本削减举措成功使2025年第一季度至第四季度的运营和维护费用年度化基础降低超过1亿美元 [1] 2026年展望与挑战 - 管理层将2026年定性为过渡年，原因是生产商活动暂时从特拉华盆地公司服务的区域转移 [1] - 天然气处理量因与Waha Hub价格波动相关的第三方限产而面临阻力，管理层预计这一情况将持续到2026年中 [1] 战略与财务举措 - 与Oxy的战略合同重新谈判，包括用天然气收集合同交换公司单位，改善了运营杠杆和财务灵活性 [1]

公司所有权与治理结构 - 公司拥有Western Midstream Operating, LP 98.1%的有限合伙人权益[26] - 截至2025年12月31日，Occidental Petroleum持有公司39.7%的有限合伙人权益、2.2%的普通合伙人权益，以及WES Operating 1.9%的有限合伙人权益[47] - 公司拥有WES Operating 98.1%的有限合伙人权益[26] 融资与资本结构 - 公司拥有价值20亿美元的循环信贷额度[22] - 截至2025年12月31日，循环信贷安排下的有效借款能力为20亿美元[49] - WES Operating拥有20亿美元的高级无抵押循环信贷额度[22] 资本配置与公司行动 - 公司正在进行一项2.5亿美元的股票回购计划，截止日期为2026年12月31日[23] - 公司于2025年10月15日收购了Aris Water Solutions, Inc.[22] - 公司于2023年10月13日收购了Meritage Midstream Services II, LLC[22] - 公司于2024年4月出售了位于宾夕法尼亚州的33.75%的Marcellus Interest权益[22] - 公司于2024年2月出售了在Mont Belvieu JV中持有的25%权益[22] - 公司于2024年3月出售了在Panola中持有的15%权益[22] - 公司于2024年3月出售了在Saddlehorn中持有的20%权益[22] - 公司于2024年2月出售了在Whitethorn LLC中持有的20%权益[23] - 2025年第四季度，公司以价值20亿美元的交易完成了对Aris的收购，包括支付4.15亿美元现金及发行2,660万普通单位，并承担Aris的8,000万美元循环信贷和5亿美元优先票据债务[39] - 2024年第二季度，公司出售了其在Marcellus Interest系统中33.75%的权益；2024年第一季度，出售了多项股权投资的权益[40] - 公司于2024年4月出售了位于宾夕法尼亚州的Larry's Creek等天然气集输系统33.75%的权益[22] - 公司于2024年2月出售了Enterprise EF78 LLC 25%的权益[22] - 公司于2024年3月出售了Panola Pipeline Company, LLC 15%的权益[23] - 公司于2024年3月出售了Saddlehorn Pipeline Company, LLC 20%的权益[23] - 公司于2024年2月出售了Whitethorn Pipeline Company LLC 20%的权益[23] - 2025年第四季度，公司以价值20亿美元的交易完成了对Aris的收购，包括支付4.15亿美元现金并发行2,660万个普通单位[39] 资产规模与产能 - 截至2025年12月31日，公司总资产包括：14,910英里管道、5,780 MMcf/d的处理/处理/处置能力、6,304 MBbls/d的处理/处置能力[36] - 2025年资产平均吞吐量：天然气资产5,404 MMcf/d、原油和NGL资产524 MBbls/d、采出水资产1,608 MBbls/d[36] - Aris资产包括约830英里采出水管道、1,812 MBbls/d的采出水处理能力、1,560 MBbls/d的水回收能力以及62.5万英亩专用土地[39] - Aris资产包括：约830英里采出水管道、1,812 MBbls/d的采出水处理能力、1,560 MBbls/d的水回收能力和625,000英亩专用土地[39] 合同结构与风险缓释 - 2025年，公司天然气资产中约97%的井口气量和100%的原油及采出水吞吐量采用基于费用的合同，以规避商品价格风险[45] - 公司资产获得最低量承诺或成本服务合同支持：天然气资产约2.5 Bcf/d，原油和NGL资产约476 MBbls/d，采出水资产约1,028 MBbls/d[45] - 2025年，公司97%的井口天然气体积和100%的原油及采出水吞吐量采用基于费用的合同，规避直接商品价格风险[45] - 2025年，公司资产获得最低量承诺支持：天然气资产约2.5 Bcf/d、原油和NGL资产约476 MBbls/d、采出水资产约1,028 MBbls/d[45] 西德克萨斯综合设施表现 - 2025年，西德克萨斯综合设施的吞吐量中，Occidental的产量占43%，两大第三方客户贡献了29%[56] - 2025年，西德克萨斯综合设施新增了North Loving工厂，增加了250 MMcf/d的处理能力[56] - 西德克萨斯综合设施正在建设North Loving Train II，处理能力为300百万立方英尺/天，预计2027年第二季度完工，届时该综合设施总处理能力将达到2,490百万立方英尺/天[59] - 2025年，北拉文工厂完工，为西德克萨斯综合设施增加了250 MMcf/d的处理能力[56] DBM资产表现 - 截至2025年12月31日，DBM石油系统吞吐量中Occidental的产量占比99%[59] - 截至2025年12月31日，DBM水系统吞吐量中Occidental的产量占比61%[59] - DBM水系统目前拥有1,560千桶/天的采出水回收能力和19,539千桶的储水能力[61] - 公司计划建设一条42英里、30英寸的管道，运输能力超过800千桶/天的采出水，以及三个总增量能力约为280千桶/天的区域净水处理设施，预计2027年第一季度完工[61] - 截至2025年12月31日，Occidental的产量占DBM石油系统总输送量的99%[59] - 截至2025年12月31日，Occidental的产量占DBM水系统输送量的61%[59] - 公司于2025年1月批准建设一条42英里、30英寸的管道，运输能力超过800千桶/天的采出水，以及三个总增量能力约为280千桶/天的区域净水处理设施[61] 特拉华盆地资产表现 - 2024年第四季度，公司通过协议重组了Mi Vida工厂的商业结构，从2025年中开始获得100百万立方英尺/天的专用天然气处理能力[61] - 2024年第四季度，公司通过协议重组了Mi Vida工厂的商业结构，从2025年中开始，在特拉华盆地获得了100百万立方英尺/天的专用天然气处理能力[61] 落基山脉资产表现 - 在科罗拉多州和犹他州的落基山脉资产中，DJ盆地综合设施处理/处理能力为1,750百万立方英尺/天和70千桶/天，Chipeta设施处理能力为790百万立方英尺/天，总计处理能力为2,540百万立方英尺/天和225千桶/天[67] - 截至2025年12月31日，DJ盆地综合设施吞吐量中Occidental的产量占比56%，两大第三方客户贡献30%[73] - 截至2025年12月31日，DJ盆地石油系统吞吐量中Occidental的产量占比98%[73] - 在怀俄明州的落基山脉资产中，Powder River Basin综合设施处理/处理能力为620百万立方英尺/天和7千桶/天，其吞吐量中三大第三方客户贡献66%，Occidental产量占比3%[77][83] - 在科罗拉多州和犹他州的落基山脉资产中，处理/处理总能力为2,540百万立方英尺/天和225千桶/天，管道里程为2,143英里[67] - 截至2025年12月31日，Occidental的产量占DJ Basin综合设施输送量的56%，两个最大的第三方客户占30%[73] - 截至2025年12月31日，Occidental的产量占DJ Basin石油系统总输送量的98%[73] - 在怀俄明州的落基山脉资产中，Powder River Basin综合设施的处理能力为620百万立方英尺/天和7千桶/天，管道总里程为4,762英里[77] 管道网络与供应 - 德州快线管道（TEP）将天然气液体输送至公司在德克萨斯州Mont Belvieu的天然气液体分馏和储存设施，并由包括FRP、MAPL管道和TEG在内的其他管道或系统供应[90] - 截至2025年12月31日，德州快线管道（TEP）拥有多个承诺托运人，包括西方石油公司（Occidental）[90] - 截至2025年12月31日，Red Bluff快线管道拥有多个承诺托运人，包括西方石油公司（Occidental）[91] - Texas Express Pipeline (TEP) 向Enterprise的Mont Belvieu NGL分馏和储存设施输送产品，并由FRP、MAPL和TEG等其他管道系统供应[90] - Red Bluff Express管道由公司西德州综合设施及第三方工厂的产量供应，将天然气从德克萨斯州Reeves和Loving县运输至Pecos县的WAHA枢纽[91] 监管与合规风险 - 违反FERC和CFTC的规则和法规可能导致每日超过100万美元（$1.0 million）的巨额民事处罚[102] - 对于州际液体管道，CFTC和联邦贸易委员会的违规罚款也可能超过每日100万美元（$1.0 million）[103] - Red Bluff Express管道根据《1978年天然气政策法案》第311条提供天然气运输服务，需满足季度报告要求并接受FERC定期费率审查[108] - 州内管道安全法规可能比联邦法规更严格，导致合规成本增加和业务延迟[99] - 违反FERC和CFTC的规定可能导致巨额罚款，潜在金额超过每天100万美元[102] - 公司受FERC监管的州际液体管道（包括GNB NGL、Thunder Creek NGL、FRP、TEP和White Cliffs）的费率受“公正合理”原则约束，并采用每五年审查一次的指数化方法调整[103] - 违反CFTC和联邦贸易委员会的市场行为规定可能面临巨额罚款，潜在金额超过每天100万美元[103] 环境法规与责任 - 公司业务受多项美国联邦环境法规约束，包括《清洁空气法》、《清洁水法》和《1990年石油污染法》等[110] - 根据《石油污染法》，美国水域发生溢油事故时，陆上设施和管道所有者或运营者需承担清除成本和损害赔偿责任[110] - 公司可能因前任所有者或运营者处置或释放碳氢化合物、有害物质或废物而承担严格的连带责任[112] - 公司预计遵守环境法规将产生运营和资本支出，部分可能重大，历史合规成本未对运营结果产生重大不利影响，但未来无法保证[115] - 美国环保署于2024年3月发布新规，针对油气行业新源和现有设施制定更严格的甲烷与挥发性有机化合物排放标准，部分规定已于2024年5月生效[116][117] - 科罗拉多州空气质量控制委员会于2025年11月批准新措施，要求到2030年将中游行业燃烧温室气体排放量较2015年基线减少20.5%[117][118] - 科罗拉多州空气质量控制委员会于2025年11月批准新措施，要求将油气作业产生的地面臭氧形成空气污染排放量较2017年水平减少50%[117] - 美国环保署2015年将地面臭氧国家环境空气质量标准从十亿分之75收紧至十亿分之70，未来可能实施更严格标准[116] - 公司为油气生产作业处理采出水，相关法规可能变化，例如科罗拉多州和德克萨斯州已对注入井实施压力、速率、体积限制及运营限制[118] - 公司业务受《清洁空气法》监管，该法限制空气污染物排放，并对新、改建及现有设施施加建设前、运营、监测和报告要求[110] - 公司业务受《联邦水污染控制法》（即《清洁水法》）监管，该法规范向州和联邦水域排放污染物[110] - 公司业务受《1990年石油污染法》监管，该法使陆上设施和管道所有者/运营者对美国水域溢油产生的清除成本和损害承担赔偿责任[110] 人力资源 - 截至2025年12月31日，公司员工总数为1,704人，全部位于美国，自愿离职率为9%[122] - 公司通过竞争性薪酬、激励奖励、健康与退休福利以及灵活工作安排等措施吸引和留住人才[123] - 公司将安全指标纳入激励薪酬计划，并通过定期培训努力创建安全文化[124] 不动产与产权 - 公司不动产通过完全所有权、长期租赁、地役权、通行权等方式持有，认为对重要权益拥有良好产权[120] 业务描述 - 公司业务包括天然气、凝析油、天然气液、原油的集输处理以及采出水的收集、运输、回收、处理和处置[28]

财务数据关键指标变化：收入与利润 - 2025年第四季度归属于有限合伙人的净利润为1.872亿美元，调整后EBITDA创纪录达6.356亿美元，其中包含2950万美元的不利非现金收入调整[1] - 2025年全年归属于有限合伙人的净利润为11.54亿美元，调整后EBITDA创纪录达24.81亿美元，同比增长6%，超出指导区间中点[1] - 2025年第四季度归属于Western Midstream Partners, LP的净收入为1.90681亿美元，同比下降42.8%[20] - 2025年全年归属于Western Midstream Partners, LP的净收入为11.80983亿美元，同比下降24.9%[20] - 2025年第四季度基本每股净收益为0.47美元，较2024年同期的0.86美元下降45.3%[20] - 2025年全年总营收为38.43403亿美元，较2024年的36.05223亿美元增长6.6%[20] - 2025年第四季度总营收为10.31481亿美元，2025年第三季度为9.52484亿美元，2025年全年为38.43403亿美元，2024年全年为36.05223亿美元[31] - 2025年第四季度调整后毛利润为9.34803亿美元，2025年第三季度为8.74903亿美元，2025年全年为35.49557亿美元，2024年全年为33.76793亿美元[31] - 2025年第四季度净收入为1.96269亿美元，2025年第三季度为3.48872亿美元，2025年全年为12.12455亿美元，2024年全年为16.11252亿美元[32] - 2025年第四季度调整后EBITDA为6.35582亿美元，2025年第三季度为6.33752亿美元，2025年全年为24.80782亿美元，2024年全年为23.44038亿美元[32] 财务数据关键指标变化：现金流 - 2025年全年经营活动现金流为22.23亿美元，自由现金流为15.26亿美元，同比增长15%，超出指导区间上限[1] - 2025年全年运营活动产生的净现金为22.22625亿美元，较2024年的21.3686亿美元增长4.0%[23] - 2025年第四季度经营活动净现金流为5.57645亿美元，2025年第三季度为5.70210亿美元，2025年全年为22.22625亿美元，2024年全年为21.36860亿美元[32][33] - 2025年第四季度自由现金流为3.40828亿美元，2025年第三季度为3.97405亿美元，2025年全年为15.26025亿美元，2024年全年为13.24164亿美元[33] - 2025年第四季度可分配现金流为5.271亿美元，较第三季度的5.473亿美元下降3.7%[35] - 2025年全年可分配现金流为21.254亿美元，较2024年的20.569亿美元增长3.3%[35] 财务数据关键指标变化：成本与费用 - 2025年全年折旧与摊销费用为7.10778亿美元，较2024年的6.50428亿美元增长9.3%[20] 业务线表现：吞吐量 - 2025年全年天然气吞吐量平均为52亿立方英尺/天，同比增长4%；原油和NGLs吞吐量平均为51.4万桶/天，同比增长1%；采出水吞吐量平均为157.8万桶/天，同比增长40%[3][6] - 2025年第四季度天然气资产总吞吐量为5,343 MMcf/天，环比下降4%，但全年5,404 MMcf/天较2024年增长3%[37][39] - 2025年第四季度原油和NGL资产总吞吐量为518 MBbls/天，与上季度持平，但全年524 MBbls/天较2024年下降3%[37][39] - 2025年第四季度采出水资产吞吐量激增，达2,744 MBbls/天，环比增长121%，全年1,608 MBbls/天较2024年增长40%[37][39] - 2025年第四季度Delaware盆地天然气吞吐量为1,974 MMcf/天，环比下降7%，但全年2,042 MMcf/天较2024年增长9%[39] - 2025年第四季度Delaware盆地采出水吞吐量为2,744 MBbls/天，环比大幅增长121%[39] 业务线表现：资产毛利率 - 2025年第四季度天然气资产调整后毛利润为5.99775亿美元，2025年第三季度为6.23691亿美元，2025年全年为24.71011亿美元，2024年全年为24.11438亿美元[31] - 2025年第四季度原油和NGL资产调整后毛利润为1.29395亿美元，2025年第三季度为1.45463亿美元，2025年全年为5.64461亿美元，2024年全年为5.70476亿美元[31] - 2025年第四季度采出水资产调整后毛利润为2.05633亿美元，2025年第三季度为1.05749亿美元，2025年全年为5.14085亿美元，2024年全年为3.94879亿美元[31] - 2025年第四季度天然气资产每Mcf毛利率为1.03美元，环比下降3%，全年1.07美元较2024年1.08美元下降1%[37] - 2025年第四季度原油和NGL资产每Bbl毛利率为1.91美元，环比下降15%，但全年2.13美元较2024年2.00美元增长6%[37] - 2025年第四季度采出水资产每Bbl毛利率为0.68美元，环比下降15%，全年0.74美元较2024年0.81美元下降9%[37] 资本支出与投资 - 2025年全年资本支出为7.218亿美元[2] - 2025年全年资本支出为7.27991亿美元，较2024年的8.33856亿美元下降12.7%[23] - 2025年第四季度资本支出为2.22208亿美元，2025年第三季度为1.84758亿美元，2025年全年为7.27991亿美元，2024年全年为8.33856亿美元[33] 管理层讨论和指引：财务展望 - 2026年调整后EBITDA指导区间为25亿至27亿美元，中点较2025年增长约5%[1][9] - 2026年总资本支出指导区间为8.5亿至10亿美元，中点9.25亿美元显著低于此前至少11亿美元的预期[1][9] - 2026年可分配现金流指导区间为18.5亿至20.5亿美元，或每股4.59至5.08美元[1][9] - 公司预计2026年全年每单位分配至少为3.67美元[15] 管理层讨论和指引：股东回报 - 计划自2026年第一季度起将季度分派提高0.02美元至每股0.93美元，年化每股3.72美元，较上季度增长2.2%[1][9] - 公司2025年向单位持有人回报了14.31亿美元，全年净杠杆率维持在约3.0倍[5] - 2025年全年向合伙单位持有人分配现金14.31024亿美元，较2024年的12.46069亿美元增长14.8%[23] 其他财务数据：债务 - 截至2025年12月31日，长期债务为81.9517亿美元，较2024年底的69.26647亿美元增加18.3%[22]

2025年第四季度及全年业绩亮点 - 2025年全年归属于有限合伙人的净利润为11.54亿美元，摊薄后每单位收益为2.98美元 [1] - 2025年全年调整后税息折旧及摊销前利润创纪录，达到24.81亿美元，超过指导区间中点，同比增长6% [1] - 2025年全年经营活动产生的现金流为22.23亿美元，产生自由现金流15.26亿美元，超过指导区间上限，同比增长15% [1] - 2025年第四季度归属于有限合伙人的净利润为1.872亿美元，调整后税息折旧及摊销前利润为6.356亿美元 [1] - 2025年第四季度经营活动产生的现金流为5.576亿美元，自由现金流为3.408亿美元 [1] 2025年运营与战略进展 - 完成了对Aris Water Solutions的收购，成为最大的、完全一体化的特拉华盆地采出水解决方案提供商之一，显著扩大了在新墨西哥州的业务版图 [1] - 在特拉华盆地与西方石油和康菲石油重新谈判了天然气收集和处理合同，以简化固定收费结构取代了传统的成本加成模式，并获得了价值6.1亿美元的WES单位 [1] - 批准了长输管道Pathfinder项目，该管道将运输超过80万桶/日的采出水，用于处理和再利用，并获得了长期固定收费合同支持 [1] - 批准了North Loving II项目，预计在2027年第二季度初完工后，将特拉华盆地天然气处理能力额外提升13% [1] - 通过2025年第二季度完成North Loving I项目以及在Mi Vida工厂增加专用产能，将特拉华盆地天然气处理能力扩大了18% [1] - 2025年全年向单位持有人返还了14.31亿美元，同时全年净杠杆率保持在约3.0倍 [1] 2025年各产品线吞吐量表现 - 天然气：全年平均吞吐量达52亿立方英尺/日，同比增长4%，符合中个位数增长的预期 [1][2] - 原油和天然气凝析液：全年平均吞吐量为51.4万桶/日，同比增长1%，符合低个位数增长的预期 [1][2] - 采出水：全年平均吞吐量创纪录，达157.8万桶/日，同比增长40%，主要得益于第四季度对Aris的收购 [1][2] 成本控制与效率提升 - 排除Aris收购的影响，2025年第三季度和第四季度的运营和维护费用分别较2024年同期下降了8%和12% [1][2] - 2025年全年报告的运营和维护费用（排除Aris）同比下降了2% [2] - 从2025年第一季度到第四季度，运营和维护费用（排除Aris和公用事业成本）按年化运行率计算减少了超过1亿美元 [2] 2026年财务与运营指引 - 计划向董事会建议，从2026年第一季度起将季度分派提高0.02美元至每单位0.93美元，年化分派为每单位3.72美元，较上一季度增长2.2% [1][2] - 2026年调整后税息折旧及摊销前利润指导区间为25亿至27亿美元，中点值约为26亿美元，较2025年预计增长约5% [1][2] - 2026年可分配现金流指导区间为18.5亿至20.5亿美元，或每单位4.59至5.08美元 [1][2] - 2026年总资本支出指导区间为8.5亿至10亿美元，中点值为9.25亿美元，显著低于此前至少11亿美元的预期 [1][2] - 预计2026年全年分派至少为每单位3.70美元 [2] 2026年运营展望与挑战 - 预计特拉华盆地原油、天然气凝析液和天然气吞吐量将实现低至中个位数的同比增长，而采出水吞吐量预计将增长超过80%（主要受Aris收购驱动）[2] - 由于其他几个运营盆地的预期下滑，预计全投资组合范围内的原油和天然气凝析液运营吞吐量将出现低至中个位数的同比下降，天然气吞吐量将同比相对持平 [2] - 预计2026年将继续实现成本效率提升，传统WES资产的运营和维护费用将进一步降低，全合伙企业的平均运营和维护费用同比仅增长10%至15%，显著低于合并实体的备考费用 [2][3] - 约一半的2026年预期资本计划将用于Pathfinder和North Loving II项目的建设 [3]