核心财务表现 - 2025年第二季度净亏损420万美元 但调整后EBITDA为6110万美元 环比增长[3][7] - 季度可分配现金流为3240万美元 自由现金流为920万美元[7] - 上半年调整后EBITDA为1.186亿美元 同比增长4.8%[12][39] 运营数据 - 全资系统日均天然气吞吐量达912 MMcf/d 环比增长3.3% 液体吞吐量78 Mbbl/d 环比增长5.4%[5] - Double E管道平均运输量682 MMcf/d 贡献830万美元调整后EBITDA[5][7] - 二季度连接47口新井 系统后备钻井达100口以上[7] 区域业务表现 - Mid-Con板块调整后EBITDA达2490万美元 环比增长2.4% 因Arkoma和Barnett地区新井连接[11] - Rockies板块调整后EBITDA为2520万美元 受Moonrise Midstream收购推动 但商品价格下跌抵消部分收益[11] - Permian板块调整后EBITDA为830万美元 因Double E管道运输量增长2.8%[11] 商业发展进展 - Arkoma盆地关键客户启动20口新井开发计划 预计2025年四季度开始完井作业[4][7] - Williston盆地签订10年集输协议延期 加权平均合同期限从4年延长至8年[4][7] - Double E管道新签100 MMcf/d长期容量协议 预计2026年四季度投运[4][7] 资本开支与流动性 - 二季度资本开支2640万美元 其中维护性资本开支550万美元[14] - 截至6月30日持有2090万美元无限制现金 ABL循环信贷可用额度3.59亿美元[18] - 利息覆盖率为2.7倍 第一留置权杠杆率0.5倍 均优于合约要求[18] 市场环境影响 - DJ盆地和Arkoma盆地部分井位投产时间延迟 导致业绩低于预期[3] - 实现残留天然气价格下跌约40% NGL价格下跌10% 凝析油价格下跌15% 影响EBITDA约200万美元[11] - 尽管油价回升 但客户尚未恢复年初制定的开发时间表[3] 指数纳入与股息政策 - 公司被纳入罗素3000、罗素2000和罗素微盘指数[7] - 普通股现金股息继续暂停 优先股股息将于9月支付[24]