财务数据关键指标变化：收入与利润 - 2025年总收入为525.96亿美元，较2024年的562.19亿美元下降6.4%[438] - 2025年总收入为525.96亿美元，较2024年的562.19亿美元净减少36亿美元，主要因营销收入下降[441] - 2025年净收入为58.76亿美元，较2024年的59.70亿美元下降1.6%[438] - 公司2025年运营收入为72.66亿美元，略低于2024年的73.38亿美元[438] 财务数据关键指标变化：成本与费用 - 2025年运营成本与费用总计454.40亿美元，其中销售成本为385.66亿美元[438] - 2025年销售成本净减少40亿美元，主因NGL和原油采购均价下降导致60亿美元成本减少，部分被采购量增长带来的26亿美元成本增加所抵消[446] - 2025年折旧、摊销和增值费用为25.51亿美元，同比增长6.2%[438] - 折旧、摊销及增值费用合计增加1.49亿美元，主因自2024年第一季度以来投入全面或有限服务的资产折旧增加[448] - 2025年利息支出为14.01亿美元，同比增长3.6%[438] 各条业务线表现：NGL管道与服务 - NGL管道与服务板块总收入为173.16亿美元，其中NGL及相关产品销售为144.15亿美元，中游服务为29.01亿美元[439] - NGL管道净输送量在2025年、2024年和2023年分别为4,646 MBPD、4,426 MBPD和4,116 MBPD[48] - NGL分馏设施在2025年、2024年和2023年的加权平均利用率（基于铭牌产能）分别为99.6%、106.4%和106.0%[63] - NGL分馏总净产能为1,648 MBPD，总铭牌产能为1,817 MBPD，其中Mont Belvieu地区净产能为1,279 MBPD[61] - 公司在Mont Belvieu地区拥有并运营NGL分馏设施，其中Frac 14于2025年第四季度投入使用，设计铭牌产能为150 MBPD，实际可处理高达195 MBPD的NGL[64] - 天然气处理设施总处理能力为12,820 MMcf/d，净权益处理能力为11,672 MMcf/d[33] - 天然气处理设施加权平均利用率在2025年、2024年和2023年分别为67.8%、68.4%和69.6%[35] 各条业务线表现：原油管道与服务 - 原油管道与服务板块总收入为207.61亿美元，其中原油销售为195.60亿美元，中游服务为12.01亿美元[439] - 公司原油管道2025年、2024年、2023年的净输送量分别为257.8万桶/天、252.8万桶/天、255.2万桶/天[85] - 截至2026年2月1日，公司原油管道及相关业务的总运营存储容量为3070万桶，管道总长度约5650英里[82] - 公司原油终端总净储存容量为4400万桶，共145个在役地上储罐[95] 各条业务线表现：天然气管道与服务 - 天然气管道与服务板块总收入为41.67亿美元，较2024年的30.04亿美元增长38.8%，主要因天然气销售增长[439][442] - 公司天然气管道及相关基础设施总管道长度约21,430英里，净输送能力为273.91亿立方英尺/日，总可用储存容量为141亿立方英尺[106] - 2025年天然气管道加权平均利用率约为70.4%[111] - Texas Intrastate System管道长度6,650英里，净输送能力73.28亿立方英尺/日，拥有129亿立方英尺可用储存容量[106] - Acadian Gas System管道长度1,410英里，净输送能力48.25亿立方英尺/日，拥有12亿立方英尺可用储存容量[106] 各条业务线表现：石化与精炼产品服务 - 石化与精炼产品服务板块总收入为103.52亿美元，其中产品销售为90.10亿美元，中游服务为13.42亿美元[439] - 公司石化管道在2025年、2024年和2023年的净吞吐量分别为168 MBPD、178 MBPD和166 MBPD[127] - 公司丙烯生产设施（包括分馏装置和PDH设施）的总产能为161 MBPD（分馏111 MBPD，PDH 50 MBPD）[122] - 公司丙烯生产设施在2025年、2024年和2023年的加权平均利用率分别为79.6%、74.2%和72.9%[123] - 公司的两个PDH设施各拥有每年16.5亿磅（约25 MBPD）的PGP产能，整个集成系统每年可生产总计110亿磅丙烯[124] - 公司异构化设施在2025年、2024年和2023年的加权平均利用率分别为104.3%、101.7%和96.6%[132] - 高纯度异丁烯（HPIB）设施年产能约4 MBPD，配套存储容量0.6 MMBbls，2025年、2024年、2023年的加权平均利用率分别为116.8%、90.4%和112.3%[135] - 异丁烷脱氢（iBDH）设施年处理能力约25 MBPD丁烷，年产异丁烯近10亿磅，2025年、2024年、2023年的加权平均利用率分别为100.5%、71.2%和86.0%[136][137] 各条业务线表现：营销与出口 - NGL、原油、石化及精炼产品营销收入合计净减少48亿美元，主因平均售价下降导致79亿美元减收，部分被销量增长带来的31亿美元增收所抵消[442] - 天然气营销收入同比增长8.97亿美元，主要因平均售价上升[442] - 2025年中游服务收入净增2.94亿美元，其中NGL和天然气运输资产收入合计增长4.08亿美元，主因运输服务需求增加[443] - Enterprise Hydrocarbons Terminal (EHT) 的LPG当前最大装载能力约为83.5万桶/天，2025年、2024年、2023年的LPG平均装载量分别为69.7万桶/天、70.2万桶/天、62.3万桶/天[73] - Morgan‘s Point乙烷出口终端铭牌装载能力约为每小时1万桶全冷冻乙烷，2025年12月完成项目增加了90万桶存储容量，2025年、2024年、2023年的乙烷平均装载量分别为23.2万桶/天、21.3万桶/天、19.8万桶/天[77] - 海洋运输业务拥有64艘拖船和156艘油驳船，2025年、2024年、2023年的船队平均利用率分别为91.1%、92.9%和95.8%[153][154] 产能扩张与项目进展 - 在Delaware Basin的Mentone West新增一个处理能力为300 MMcf/d、可提取超过40 MBPD NGLs的天然气处理列，预计2026年第一季度投产[37] - 在Midland Basin新增一个名为“Athena”、处理能力为300 MMcf/d、可提取超过40 MBPD NGLs的天然气处理列，预计2026年第四季度投产[39] - 公司于2025年12月将Bahia NGL管道40%的不可分割权益出售给埃克森美孚，获得约6.55亿美元现金，并计划通过增加泵送能力将管道总容量提升400 MBPD至1.0 MMBPD[53] - 公司与埃克森美孚同意建设一条92英里的Cowboy延伸管道，公司将在其中拥有30%的不可分割权益，扩建和延伸工程预计于2027年第四季度完成[54][55] - EHT计划在2026年底前增加第四个制冷装置，预计将使丙烷和丁烷出口能力增加约30万桶/天[74] - Neches River乙烷/丙烷出口设施一期已于2025年7月投入服务，包括一个乙烷制冷装置（铭牌容量12万桶/天）和90万桶乙烷存储能力；二期预计2026年上半年开始服务，将增加第二个制冷装置，可装载高达18万桶/天乙烷或36万桶/天丙烷或其组合[79] - 2026年1月完成的Midland-to-ECHO 2管道转换项目，为公司提供了高达22.5万桶/天的增量原油运输能力[88] - 公司在Delaware Basin的天然气集输系统拥有270 MMcf/d的硫化氢和二氧化碳处理能力，并正在建设第四台处理器，预计2026年第二季度投运，将增加约180 MMcf/d的处理能力[113] - Magnolia Ethylene Pipeline于2026年1月投入运营，全长110英里；Baymark乙烯管道全长90英里，公司持有其70%的合并权益[151][152] 资产与投资 - 2025年12月将Bahia NGL Pipeline 40%的未分割权益出售给埃克森美孚，公司按比例合并其剩余的60%权益[46] - 公司于2026年1月将Seminole NGL管道系统的一部分从NGL服务转换为原油服务，该段构成了Midland-to-ECHO 2原油管道的主体部分[50] - 公司通过子公司Breviloba, LLC拥有Shin Oak NGL管道67%的合并权益[49] - 公司通过权益法投资间接持有Texas Express Gathering System 45%的权益，并比例合并其在Port Arthur管道中50英里段落的50%不可分割权益[48] - 公司于2025年8月以5.81亿美元现金收购了Occidental Petroleum Corporation的关联公司，获得了Midland Basin约200英里的天然气集输管道[113] - 拟建的SPOT深水原油出口设施设计装载速率约为8.5万桶/小时，其配套陆上储存设施容量为480万桶[97] 基础设施与运营能力详情 - NGL营销活动使用约470节铁路罐车（大部分为第三方租赁）和约200辆牵引拖罐车[40] - NGL管道总长度约为18,850英里[43] - Mid-America管道系统长度约为7,120英里[43] - South Texas NGL管道系统长度约为1,790英里[43] - Dixie管道长度约为1,300英里[43] - NGL及相关产品存储设施的总净可用存储容量为218.5 MMBbls，其中Mont Belvieu地区存储园区占169.5 MMBbls[67] - 公司最大的地下NGL存储设施位于Mont Belvieu地区，拥有37个盐穴，总可用存储容量为1.695亿桶，地上卤水存储容量约为3600万桶[70] - Midland-to-ECHO 1管道最大运输能力可达约62万桶/天，Midland-to-Webster管道最大运输能力约为45万桶/天[86][87] - Seaway Pipeline的Longhaul系统总运输能力约为95万桶/天，Freeport系统和Texas City系统的州内管道运输能力分别约为51.6万桶/天和84万桶/天[88][90] - West Texas System运输能力超过60万桶/日，是二叠纪盆地战略原油集运计划的关键部分[94] - South Texas Crude Oil Pipeline System运输能力约为45万桶/日[94] - EFS Midstream System拥有30万桶凝析油储存容量、20.1万桶/日凝析油稳定能力和10亿立方英尺/日伴生气处理能力[94] - EHT海运终端原油装载能力高达290万桶/日[99] - White River Hub天然气枢纽设施的总吞吐能力为3 Bcf/d[113] - Old Ocean管道的总天然气运输能力为160 MMcf/d[114] - 公司丙烯管道网络总长度约为1,620英里[125] - TE Products Pipeline系统全长约2,770英里，2025年精炼产品运输量为569 MBPD，NGL运输量为60 MBPD；2024年精炼产品运输量为514 MBPD，NGL运输量为45 MBPD[142] - TE Products Pipeline系统拥有约21.6 MMBbls的总存储容量，并包括五个非管制精炼产品卡车终端[142] - Texas Western Products System（TW Products System）运输网络长约1,260英里，其终端总存储容量为2.0 MMBbls，装载能力高达63 MBPD[144] - 博蒙特和EHT的海洋终端合计拥有约13.6 MMBbls的精炼产品存储容量（博蒙特约11.2 MMBbls，EHT 2.4 MMBbls）[145][146] - 乙烯出口终端年名义装载能力为150万吨，配套一个容量为6600万磅的冷藏储罐；蒙贝维尤地区地下乙烯存储总容量为15亿磅[149][150] 监管与合规 - 公司运营受PHMSA等机构严格监管，不合规可能导致重大处罚，但公司认为其运营在实质上符合相关法规[161][162] - 联邦能源监管委员会（FERC）将2022-2026五年期的液体管道费率指数水平修订为生产者价格指数（PPI）减0.21%[178] - 2025年1月，违反《天然气法》等法规的潜在民事罚款约为每天每项违规160万美元[183] - 公司已向所有托运人开具更正发票，以反映FERC在恢复令和补救令中的裁决[178] - 公司部分液体管道（如Seaway）已获得FERC批准的市场化费率授权[179] - 公司认为，遵守《清洁水法》相关要求的成本不会对其财务状况、经营成果和现金流产生重大不利影响[170] - 公司认为，其液体和天然气管道目前收取的运输费率符合《州际商业法》和FERC的相关规定[180][182] - 《综合环境反应、赔偿和责任法》（CERCLA）可能使公司对有害物质释放承担清理成本责任，该责任通常是连带且多重的[174] - 公司可能因未能遵守空气污染规定而面临罚款、禁令或运营限制[169] - 公司可能被要求为空气污染控制设备产生一定的资本支出，以获取和维持空气排放许可[169] 环境、社会与风险因素 - 公司运营可能面临气候变化带来的长期影响，例如位于路易斯安那州和得克萨斯州沿海低洼地区的设施可能因洪水、海平面上升或更频繁的恶劣天气事件而增加风险[187] - 公司总可记录事故率为0.36，优于中游行业七年平均水平[206] - 截至2026年2月1日，约8000名EPCO人员为公司服务，其中女性占13%，少数族裔占33%[205] - 公司通过长期收费合同中的条款（如根据CPI调整费率）来抵消通胀带来的成本增长[436] - 住宅天然气需求在冬季（供暖）和夏季（发电制冷）达到峰值，影响管道输送量和存储水平[208]