核心财务业绩 - 第三季度持续经营业务调整后EBITDA为1.725亿美元，较2025财年同期的1.58亿美元增长9.2% [1] - 第三季度持续经营业务收入为4820万美元，较2025财年同期的2370万美元增长103.4% [1] - 公司重申2026财年全年调整后EBITDA指引为6.5亿至6.6亿美元，并预计2027财年调整后EBITDA将超过7亿美元 [1] 业务板块表现 水处理解决方案 - 第三季度付费及实际处理水量为313万桶/天，同比增长7% [1] - 第三季度实际处理采出水水量达到创纪录的约307万桶/天，同比增长17.1% [1] - 板块营业利润为9819万美元，较上年同期的6538万美元增长3280万美元，主要得益于处理量增加以及LEX II管道自2024年12月季度开始运营 [1][1] - 板块调整后EBITDA为1.545亿美元，上年同期为1.327亿美元 [1] - 每桶处理采出水的运营费用为0.18美元，低于上年同期的0.21美元 [1] 原油物流 - 第三季度营业利润为1164万美元，较上年同期的1002万美元增长162万美元 [1] - 板块调整后EBITDA为1536万美元，上年同期为1735万美元 [1] - Grand Mesa管道实物运输量平均约为8.5万桶/天，上年同期约为6.1万桶/天 [2] 液体物流 - 第三季度营业利润为1325万美元，较上年同期的2084万美元减少760万美元，主要由于批发丙烷业务出售、某些市场汽油调和季节疲软以及沥青供应紧张导致销量和利润率下降 [2] - 板块调整后EBITDA为1519万美元，上年同期为1857万美元 [1] 资本结构与流动性 - 截至2025年12月31日，总流动性（现金加资产循环信贷额度可用额度）约为3.311亿美元 [2] - 资产循环信贷额度下的借款总额约为9200万美元，增加主要由于水处理解决方案板块资本支出增加 [2] - 公司符合所有债务契约要求，且无即将到期的债务 [2] 股东回报与资本运作 - 根据董事会授权的普通单位回购计划，本季度额外回购了1,611,088个普通单位，该计划下累计回购了8,698,477个普通单位，平均价格为5.6963美元 [1] - 10月份，公司额外购买了18,506个D类优先单位，累计赎回的D类优先单位达88,506个，约占原流通D类优先单位的15% [1] 运营数据摘要 - 水处理解决方案：Delaware Basin处理量271.6万桶/天，Eagle Ford Basin处理量16.8万桶/天，DJ Basin处理量18.7万桶/天 [5] - 液体物流：丁烷销量1.677亿加仑，丙烷销量1.051亿加仑 [5]

核心观点 - 公司2025年第四季度及全年财务表现稳健，净利润和调整后EBITDA均实现同比增长，并宣布了2026年以二叠纪和马塞勒斯盆地为核心的24亿美元有机增长资本计划，旨在推动中个位数调整后EBITDA增长 [1][4][8] 财务业绩摘要 - **第四季度业绩**：2025年第四季度归属于MPLX的净利润为11.93亿美元，较2024年同期的10.99亿美元增长8.6%；调整后EBITDA为18.04亿美元，较2024年同期的17.62亿美元增长2.4% [1][5] - **全年业绩**：2025年全年归属于MPLX的净利润为49.12亿美元，较2024年的43.17亿美元增长13.8%；全年调整后EBITDA为70.17亿美元，较2024年的67.64亿美元增长3.7% [5][8] - **现金流与分配**：第四季度经营活动产生的净现金为14.96亿美元，可分配现金流为14.17亿美元，调整后自由现金流为15.67亿美元；宣布第四季度每普通单位分配1.0765美元，分配覆盖率为1.3倍 [2] - **全年现金流**：2025年全年经营活动产生的净现金为59.09亿美元，可分配现金流为57.91亿美元，调整后自由现金流为10.33亿美元 [3] - **资本回报**：2025年全年向单位持有人返还的资本达44亿美元，其中包括40亿美元的分配和4亿美元的公开普通单位回购 [5][8][19] 业务板块表现 - **原油与成品油物流板块**：2025年第四季度调整后EBITDA为11.75亿美元，较2024年同期的11.23亿美元增长4.6%，主要受11月FERC关税裁决带来的3700万美元收益以及费率上涨推动 [9][10] - **天然气与NGL服务板块**：2025年第四季度调整后EBITDA为6.29亿美元，较2024年同期的6.39亿美元下降1.6%，主要受非核心资产剥离和NGL价格下跌影响，部分被近期收购资产和更高产量所抵消 [11][12] - **运营数据**： - **原油与成品油物流**：2025年第四季度管道吞吐量为590.8万桶/天，同比增长1%；全年平均关税率为每桶1.06美元，同比增长4% [10] - **天然气与NGL服务**：2025年第四季度集输量为68.48亿立方英尺/天，同比增长2%；全年C2+ NGL分馏量为66万桶/天，同比增长1% [12] 战略更新与资本支出计划 - **2026年资本支出展望**：总额为27亿美元，其中24亿美元为增长性资本支出，3亿美元为维护性资本支出 [13] - **增长资本分配**：90%的增长资本（约21.6亿美元）将投入天然气与NGL服务板块，用于扩大二叠纪至墨西哥湾沿岸一体化价值链、推进长输管道项目以及增加二叠纪和马塞勒斯盆地的处理能力；10%的增长资本（约2.4亿美元）将投入原油与成品油物流板块，用于推进二叠纪集输基础设施并优化支持马拉松石油公司燃料价值链的资产 [13][14][15] - **2025年投资回顾**：全年增长投资总额为55亿美元，资本回报为44亿美元 [8] 重点项目进展（新宣布及在建） - **二叠纪盆地处理能力扩张**： - Secretariat I（200 MMcf/d）已于2026年1月开始调试，将使公司在该地区的处理能力达到14亿立方英尺/天 [21] - Secretariat II（300 MMcf/d）预计2028年下半年投产，届时处理能力将增至17亿立方英尺/天 [21] - Titan Complex（Northwind）第二套酸气处理装置预计2026年第四季度全面投运，将使酸气处理能力从收购时的1.5亿立方英尺/天增至超过4亿立方英尺/天 [21] - **东北部处理能力扩张**：Harmon Creek III（300 MMcf/d处理厂及40 mbpd脱乙烷装置）预计2026年第三季度投产，将使公司在该地区的处理能力增至81亿立方英尺/天，分馏能力增至80万桶/天 [21] - **马塞勒斯集输系统扩建**：包括压缩机站、超过30英里管道等，预计2028年上半年投产 [21] - **墨西哥湾沿岸分馏与出口设施**： - 两座各15万桶/天的分馏设施预计分别于2028年和2029年投产，马拉松石油公司将购买其产出并面向全球销售 [21] - 正在建设一个40万桶/天的LPG出口终端及相关管道，预计2028年投产，与ONEOK建立了战略合作伙伴关系 [21] - **长输管道项目**： - BANGL管道扩建（从25万桶/天至30万桶/天）预计2026年第四季度投产 [21] - Bay Runner和Rio Bravo管道设计运输能力达53亿立方英尺/天，分别预计2026年第三季度和2029年投产 [21] - Blackcomb管道（25亿立方英尺/天）和Traverse管道（双向，25亿立方英尺/天）预计分别于2026年第四季度和2027年下半年投产 [21] - Eiger Express管道（37亿立方英尺/天）预计2028年中投产 [21] 财务状况与流动性 - **杠杆率**：截至2025年12月31日，合并总债务与过去十二个月调整后EBITDA之比（杠杆率）为3.7倍，而现金流的稳定性支持4.0倍以内的杠杆水平 [2][5][18] - **流动性**：截至2025年12月31日，公司拥有21亿美元现金、20亿美元银行循环信贷额度可用，并通过与马拉松石油公司的公司间贷款协议获得15亿美元可用资金 [18] - **单位回购**：第四季度回购了1亿美元的公开普通单位，截至期末，单位回购授权下仍有约11亿美元可用额度 [19]

2026年财务指引 - 预计2026年调整后EBITDA为202亿至208亿美元 [1] - 预计2026年每股可分配现金流（DCF）为5.70至6.10美元 [1] - 计划在2026年投入约100亿美元的增长性资本支出，不包括维护性资本支出 [2] 2026年各业务分部预期 - 液体管道业务EBITDA预计约为96亿美元 [2] - 天然气输送业务EBITDA预计约为55亿美元 [2] - 天然气分销与存储业务EBITDA预计约为45亿美元 [2] 股息与资产负债表 - 季度股息提高3%至0.97美元（年化3.88美元），于2026年3月1日生效 [3] - 目标维持强劲资产负债表，年末债务与EBITDA比率目标为4.5至5倍 [2] 2025年及长期展望 - 预计2025年调整后EBITDA将处于194亿至200亿美元区间的上半部分 [4] - 预计2025年每股DCF将处于5.50至5.90美元区间的中点 [4] - 重申2023-2026年EBITDA复合年增长率（CAGR）展望为7%-9%，调整后每股收益（EPS）为4%-6%，每股DCF约为3% [4] - 预计2026年后EBITDA、EPS和每股DCF增长率均为约5% [4] 近期业绩与市场表现 - 第三季度调整后每股收益为0.33美元，低于0.39美元的预期 [5] - 第三季度营收为106.33亿美元，低于108.60亿美元的共识预期 [5] - 公司股价在发布日上涨0.35%至48.29美元 [5] 增长驱动因素 - 约有80亿美元的新项目将在2026年投入运营，均基于低风险的商业框架 [4] - 预计天然气分销和输送业务近期的费率解决方案和费率案例将在2026年带来强劲增长 [4]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为6550万美元，较第二季度增长超过7%，年化EBITDA运行率约为26亿美元 [5] - 第三季度产生可分配现金流3670万美元和自由现金流1670万美元 [5] - 资本支出为2290万美元，其中约1400万美元为非经常性整合和优化项目，预计2025年底基本完成 [9] - 净债务约为95亿美元，可用借款能力为349亿美元，包括100万美元未提取信用证 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 落基山脉业务板块调整后EBITDA为2900万美元，环比增加380万美元，增长驱动因素为固定费用收入增加和产品利润率改善 [10] - 落基山脉业务板块天然气吞吐量平均为158亿立方英尺/天，环比增长约75%，液体吞吐量平均为72000桶/天，环比减少6000桶/天 [11] - 二叠纪盆地业务板块调整后EBITDA为870万美元，环比增加40万美元，主要得益于吞吐量增长 [12] - Double E管道第三季度平均吞吐量为712亿立方英尺/天，9月份平均为745亿立方英尺/天 [5][13] - Piceance业务板块调整后EBITDA为1250万美元，环比增加200万美元，主要原因是先前递延收入的确认和运营费用降低 [13] - Midtown业务板块调整后EBITDA为2360万美元，环比减少130万美元，主要原因是产品利润率下降 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度共连接21口新井，预计第四季度将再连接50口新井，全年连接井数预计达到原始指导范围125-185口的中点 [6] - 客户活动活跃，系统后方有5台钻机和超过90口已钻探但未完井的油井 [5] - 在Arkoma地区，主要客户正积极运行一台钻机执行20口井的开发计划，预计将推动该地区2025年至2026年吞吐量增长5%-10% [14] - 目前Arkoma和Barnett地区各有一台钻机在运行，系统后方有18口已钻探但未完井的油井，其中17口预计在2026年投产 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 成功将7台闲置压缩机从Piceance和2台从Denver-Julesburg盆地重新部署至Arkoma，并计划再搬迁3台，预计这些举措将从2026年开始减少压缩机租赁支出并改善EBITDA利润率 [9] - 预计全部12台闲置压缩机的搬迁将代表超过400万美元的年度压缩机租赁支出节约 [9] - Double E管道商业化进展良好，团队在继续为剩余的自由流动能力寻找客户 [13] - 公司在10-Q文件中增加了额外披露，进一步细分了液体业务和天然气业务的集输相关费用，以帮助投资者更好地理解收入构成 [11] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管部分新井连接出现延迟，导致财务结果趋向于原始2025年调整后EBITDA指导范围的低端，但这些延迟是短暂的 [6] - 预计第四季度客户活动的增加将推动显著的吞吐量和EBITDA增长，并为2026年奠定基础 [6] - 对客户参与度和明年计划的可见性感到鼓舞，目前正与多个客户商讨2026年上半年超过120口新井连接的计划，随着客户完善2026年下半年的计划，该数字可能显著增加 [6][7] - 预计Double E管道现有照付不议合同的吞吐量将从2025年平均约1069亿立方英尺/天增至2026年的1115亿立方英尺/天，加上新签订的1亿立方英尺/天合同（预计2026年第四季度上线），2027年合同吞吐量将达到1215亿立方英尺/天，较2025年增长超过13%，预计将为公司带来超过4000万美元的EBITDA [12] - 落基山脉地区残余天然气价格往往在每年第四季度和第一季度出现季节性走高 [10] - 计划在第四季度财报中发布2026年全年财务指引，并继续与客户敲定2026年下半年的开发计划 [16] 其他重要信息 - 讨论中包含前瞻性陈述，涉及对未来产量、运营费用、资本支出、现金流、流动性、业务战略等的估计 [3][4] - 使用了EBITDA、调整后EBITDA、可分配现金流和自由现金流等非GAAP财务指标 [4] 问答环节所有的提问和回答 - 本次电话会议的问答环节没有记录到任何提问 [17]

核心观点 - 公司第三季度业绩稳健，调整后EBITDA环比增长7.2%，主要受落基山地区天然气量增长推动 [3] - 客户活动保持健康，资产后方有5台钻机运行，对2026年活动有良好可见性 [3][4] - 预计全年调整后EBITDA接近原指引区间245-2.8亿美元的低端，但并井数量预计达到全年预期的中位数 [4] 财务业绩 - 第三季度净收入500万美元，调整后EBITDA为6550万美元，可分配现金流3670万美元，自由现金流1670万美元 [9] - 调整后EBITDA从第二季度增长7.2%，主要由落基山地区天然气量增加驱动 [9] - 全资运营系统平均日天然气吞吐量增长1.4%至925 MMcf/d，液体量下降7.7%至72 Mbbl/d [5] - Double E管道平均运输712 MMcf/d，为SMC贡献调整后EBITDA 870万美元 [5] 运营亮点 - 第三季度连接21口井，资产后方有5台钻机和超过90口已钻未完井 [9] - 年内至今连接109口井，预计第四季度连接约50口井，全年并井数量接近预期中位数 [4][9] - 落基山地区天然气量环比增长7.5%，9月平均约170 MMcf/d [3] - 阿科马盆地关键客户开始钻探20口井计划，预计驱动明年5%-10%的量增长 [3] 细分市场表现 - 天然气价格驱动部门产生3610万美元调整后EBITDA，环比增长2.0%，资本支出1380万美元 [10] - 中陆地区调整后EBITDA 2360万美元，环比减少130万美元，系统吞吐量增长1.2% [10] - 皮申斯地区调整后EBITDA 1250万美元，环比增加200万美元，成功重新部署7台闲置压缩机 [10] - 油价驱动部门产生3770万美元调整后EBITDA，环比增长12.3%，资本支出840万美元 [10] - 落基山地区调整后EBITDA 2900万美元，环比增加380万美元，连接9口新井 [10] - 二叠纪地区调整后EBITDA 870万美元，环比增长4.5%，主要因Double E管道量增长4.4% [10] 资本支出与流动性 - 第三季度资本支出2290万美元，其中维护性资本支出530万美元 [16] - 截至9月30日，公司持有无限制现金2460万美元，在5亿美元ABL循环信贷下提取1.5亿美元，尚有3.49亿美元借款额度 [19] - 利息覆盖率为2.7倍，第一留置权杠杆率0.6倍，总杠杆率约4.2倍 [19] - 二叠纪传输信贷设施余额1.17亿美元，较第二季度减少420万美元 [20] 2026年展望 - 与多个客户密切合作2026年开发计划，预计2026年上半年连接超过120口新井 [4][9] - 随着客户敲定预算和全年计划，2026年下半年额外井数可能显著推高总活动量 [4] - 将于2026年3月第四季度财报中提供活动水平和2026年财务指引更新 [4]

核心财务业绩 - 2025年第三季度净利润为4560万美元，摊薄后每单位收益为085美元，相比2024年同期的3370万美元和071美元，分别增长35%和20% [4] - 2025年第三季度调整后税息折旧及摊销前利润为136亿美元，较2024年同期的1068亿美元增长27% [5][8] - 2025年第三季度运营活动产生的净现金为5490万美元，相比2024年同期的2490万美元增长120% [4] - 2025年第三季度经调整的可分配现金流为7410万美元，高于2024年同期的6200万美元 [4] 业务板块表现 - 收集与处理板块2025年第三季度调整后税息折旧及摊销前利润为8280万美元，相比2024年同期的5500万美元增长51%，主要得益于Gravity和H2O Midstream收购带来的增量利润 [9] - 批发营销与终端板块2025年第三季度调整后税息折旧及摊销前利润为2140万美元，较2024年同期的2470万美元有所下降，主要原因是Big Spring炼油厂营销协议转让给Delek Holdings，但部分被批发利润率的提高所抵消 [10] - 仓储与运输板块2025年第三季度调整后税息折旧及摊销前利润为1930万美元，与2024年同期的1940万美元基本持平 [11] - 管道合资企业投资板块2025年第三季度权益法投资收入为2190万美元，高于2024年同期的1560万美元，增长主要受W2W资产剥离影响 [12] 资本分配与流动性 - 公司于2025年10月28日宣布第三季度现金分派为每单位1120美元，较2025年第二季度的1115美元增长04%，较2024年同期的1100美元增长18%，这是连续第51个季度增加分派 [6][14] - 截至2025年9月30日，公司总债务约为23亿美元，现金为690万美元，杠杆率约为444倍，在12亿美元第三方循环信贷额度下尚有10亿美元的额外借款能力 [7] 运营亮点与战略进展 - 公司在Delaware业务的原油收集量创下纪录，并在Libby综合设施开发酸性气体收集和酸气回注能力方面取得进展 [2][14] - 由于年内取得的强劲进展，公司将全年调整后税息折旧及摊销前利润指引上调至5亿至52亿美元 [2][14] - 在Midland收集系统，原油收集量从2024年第三季度的平均185,179桶/日增至2025年第三季度的平均222,980桶/日 [34] - 在Delaware收集资产中，原油收集量从2024年第三季度的平均125,123桶/日增至2025年第三季度的平均153,745桶/日 [34]

核心财务表现 - 2026财年第二季度持续经营业务收入为2980万美元，相比2025财年同期的750万美元大幅增长298% [6] - 2026财年第二季度持续经营业务调整后息税折旧摊销前利润为1.673亿美元，相比2025财年同期的1.494亿美元增长12% [6] - 公司提高2026财年全年调整后息税折旧摊销前利润指引至6.5亿至6.6亿美元，此前指引为6.15亿至6.25亿美元 [6] 水处理业务 - 水处理业务部门营业收入为9235万美元，相比2025财年同期的7283万美元增长1950万美元 [4][5] - 水处理业务部门调整后息税折旧摊销前利润为1.519亿美元，相比2025财年同期的1.289亿美元增长18% [4] - 2026财年第二季度日均处理产出水量为280万桶，相比2025财年同期的268万桶增长4.5% [5][6] - 2026年10月日均处理产出水量已超过300万桶 [6] - 过去60天内新签超过50万桶/日的产出水处理合同，推动增长资本支出从6000万美元增加至1.6亿美元 [6] 原油物流业务 - 原油物流业务部门营业收入为822万美元，相比2025财年同期的1484万美元下降660万美元 [4][10] - 原油物流业务部门调整后息税折旧摊销前利润为1655万美元，相比2025财年同期的1726万美元略有下降 [4] - Grand Mesa管道季度平均运输量约为7.2万桶/日，相比2025财年同期的6.3万桶/日增长14% [10] 液体物流业务 - 液体物流业务部门营业收入为635万美元，相比2025财年同期的263万美元增长372万美元 [4][11] - 液体物流业务部门调整后息税折旧摊销前利润为1052万美元，与2025财年同期的1138万美元基本持平 [4] 资本结构与流动性 - 截至2025年9月30日，总流动性（现金加上资产基础循环信贷额度可用容量）约为3.591亿美元 [12] - 资产基础循环信贷额度借款总额约为7100万美元，主要用于为混合季节储备丁烷库存 [12] - 公司遵守所有债务契约条款，且近期无债务到期 [12] 资本运作与股东回报 - 2025年10月回购18506股D类优先股，累计回购88506股，约占原流通D类优先股的15% [6] - 根据董事会授权的回购计划，本季度回购4416425股普通股，累计回购6790263股普通股，平均价格为4.57美元 [6] 未来展望 - 由于新签合同的服务时间分布在未来几个月，大部分调整后息税折旧摊销前利润将在2027财年实现 [6] - 预计2027财年调整后息税折旧摊销前利润将超过7亿美元 [3][6]

文章核心观点 - 高股息支付率并不总是意味着股息会被削减 某些高股息率股票的股息实际上可能是安全的 [1][2] - 评估股息风险需结合公司特定财务指标 如可分配现金流或运营资金 而非仅看基于收益的支付率 [7][8][12] - 以Kenvue、Enbridge和Realty Income三家公司为例 说明尽管支付率超过100% 但其股息可能因强劲的现金流和长期增长记录而维持 [3][9][13] Kenvue (KVUE) 分析 - 公司股息收益率为5.5% 远超标普500指数1.2%的平均收益率 [3] - 近期将每股股息提高1.2%至0.2075美元 年度每股股息为0.83美元 低于过去四个季度每股0.75美元的收益 [5] - 过去四个季度的自由现金流为16亿美元 仅略高于其支付的现金股息 [5] - 公司年收入约150亿美元 其中Tylenol贡献约10亿美元年收入 面临潜在诉讼风险 [4] - 当前股价14.37美元 市值280亿美元 股息支付率超过100% [3][6] Enbridge (ENB) 分析 - 公司股息收益率约为5.9% 基于股息的支付率为130% [7] - 管理层使用可分配现金流评估股息支付能力 第二季度DCF为29亿加元 与去年同期持平 [8] - 预计全年每股DCF在5.50至5.90加元之间 高于其每年每股3.77加元的股息 [8] - 管理层已连续30年增加股息 被视为石油和天然气行业中较安全的股息股票 [9] - 当前股价46.62美元 市值1020亿美元 [9] Realty Income (O) 分析 - 作为房地产投资信托基金 当前股价下股息收益率为5.4% 但基于收益的支付率超过300% [11] - 使用运营资金评估股息支付能力 第二季度每股FFO为1.06美元 与去年同期每股1.07美元基本持平 [12] - 公司数十年来不仅股息支付安全 还定期增加股息 并提供月度股息支付 [13] - 当前股价58.00美元 市值530亿美元 [13]

业绩总结 - 2025年第三季度净收入为1.15亿美元，调整后的EBITDA为2.88亿美元[12] - 2025年第三季度的净收入较2024年同期的2.81亿美元下降约59%[73] - 2025年第三季度的调整后EBITDA较2024年同期的7.34亿美元下降约61%[70] - 2025年第三季度的可分配现金流为2.62亿美元，较2024年同期的3.77亿美元下降约30%[73] - 2025年9月的每股调整后收益为1.13美元，2024年同期为1.04美元[68] 用户数据 - 2025年9月的平均产量约为1.2 Bcf/d，预计2025年第四季度的产量将与2025年第一季度持平[39] - 预计到2025年，DT Midstream的LNG市场连接能力将达到约4.9 Bcf/d[45] 未来展望 - 2025年调整后的EBITDA指导中点上调至11.15亿至11.45亿美元，较去年原始指导增加18%[12] - 预计2026年调整后的EBITDA为11.55亿至12.25亿美元[27] - 预计到2030年，Haynesville和Appalachia的生产将满足三分之二的需求增长[46] - 2025年和2030年的天然气需求预测分别为+13 Bcf/d和+19 Bcf/d[47] 新产品和新技术研发 - LEAP第四阶段扩展项目提前投入使用，新增0.2 Bcf/d的产能，使总产能从1.9 Bcf/d增加至2.1 Bcf/d[43] - 现代化项目的资本投资预计在1.3亿到1.5亿美元之间，将在下一个费率案件中收回[53] 市场扩张和并购 - 在2025年至2029年期间，约16亿美元的项目已达到最终投资决策（FID）[33] - 达到FID的项目中，约80%为管道部门的承诺[23] 负面信息 - 2025年第三季度管道部门的调整后EBITDA为1.94亿美元，较2024年同期的4.65亿美元下降约58%[71] - 收益来自权益法投资者在2025年第三季度为3400万美元，较2024年同期的1.25亿美元下降约73%[71] - 2025年第三季度的利息支出为4000万美元，较2024年同期的1.17亿美元增长约66%[73] - 2025年第三季度的折旧和摊销费用为6300万美元，较2024年同期的1.56亿美元增长约60%[73] - 2025年第三季度的税收支出为3500万美元，较2024年同期的9400万美元增长约63%[73]

业绩总结 - 2025年第二季度净收入为25,168千美元，同比增长103%[8] - 调整后EBITDA为37,083千美元，同比下降13%[8] - 可分配现金流为22,396千美元，同比下降14%[8] - 零售部门毛利润为76,127千美元，同比下降1%[6] - 批发部门毛利润为24,865千美元，同比下降12%[6] - 零售每加仑毛利为0.370美元，同比下降1%[6] 资本支出与财务指标 - 2025年第二季度资本支出为11.8百万美元，其中增长资本支出为9.3百万美元[13] - 2025年6月30日的杠杆比率为3.65倍[13] - 分配覆盖率（当前季度）为1.12倍，同比下降14%[8] - 分配支付每单位为0.5250美元，保持不变[8]