财务数据和关键指标变化 - 2025年全年调整后EBITDA为近160亿美元，较2024年的155亿美元增长3%，创下合伙制企业记录 [3] - 2025年全年归属于合伙人的调整后可分配现金流为82亿美元，低于2024年的84亿美元 [3] - 2025年第四季度调整后EBITDA约为42亿美元，高于去年同期的约39亿美元 [4] - 2025年第四季度归属于合伙人的调整后可分配现金流约为20亿美元，与2024年第四季度持平 [4] - 2025年全年有机增长资本支出约为45亿美元，主要投向NGL和成品油、中游及州内管道板块 [5] - 2026年有机增长资本支出指引范围上调至50-55亿美元，不包括Sun和USA Compression的资本支出 [8] - 2026年调整后EBITDA指引范围上调至174.5-178.5亿美元，此前为173-177亿美元，上调原因完全归因于USA Compression对J-W Power Company的收购 [19] - 公司目标长期年度分配增长率为3%-5%，并计划在重大投资机会期间将杠杆率维持在调整后EBITDA的4-4.5倍 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - **NGL和成品油板块**：2025年第四季度调整后EBITDA为11亿美元，与去年同期持平 [5] - 业绩包括因监管命令影响前期和当期费率而一次性增加的5600万美元 [5] - 被与NGL和成品油库存对冲结算时间相关的5800万美元较低收益所抵消，预计该收益将在2026年第一季度确认 [5] - 此外，Nederland码头因大雾导致的装货延迟造成1400万美元影响，预计将在2026年第一季度弥补 [6] - **中游板块**：2025年第四季度调整后EBITDA为7.2亿美元，高于去年同期的7.05亿美元，主要得益于二叠纪盆地、东北部和Ark-La-Tex地区的产量增长 [6] - 业绩部分被因前述监管命令导致的1400万美元跨板块NGL运输费用一次性增加所抵消 [6] - **原油板块**：2025年第四季度调整后EBITDA为7.22亿美元，低于去年同期的7.6亿美元 [6] - 季度内，多条原油管道系统和二叠纪盆地集输系统实现增长 [6] - 业绩包括因前述监管命令一次性增加的1900万美元 [7] - 被主要来自Bakken管道的较低运输收入所抵消 [7] - **州际天然气板块**：2025年第四季度调整后EBITDA为5.23亿美元，高于去年同期的4.93亿美元，主要原因是多条管道（包括Panhandle Eastern、Trunkline、Florida Gas和Transwestern）售出更多运力且利用率提高 [7] - **州内天然气板块**：2025年第四季度调整后EBITDA为3.55亿美元，远高于去年同期的2.63亿美元，主要得益于管道和储存优化，以及因第三方产量增长带来的德克萨斯州内管道系统运量增加 [7] 各个市场数据和关键指标变化 - 2025年全年，公司在州际、中游、NGL和原油各板块的运输量均创下纪录 [3] - 2025年全年，从Nederland和Marcus Hook码头出口的NGL总量创下纪录 [3] - 2025年第四季度，公司在NGL分馏处理量、液化石油气出口量、Nederland码头运量和原油运输处理量方面均创下纪录 [4] - 公司在Nederland码头的Flex Export NGL出口扩建项目运量持续攀升，并于2025年12月出口了首批2船乙烯货物 [17] - 在二叠纪盆地，Mustang Draw 1号和2号处理厂预计将分别于2026年第二季度和第四季度投产 [17] - 在俄克拉荷马州，公司近期新增了为三座新发电厂负荷（总计约1.9亿立方英尺/日）提供服务的连接，预计将于2026年第二季度上线 [16] - 公司还在就为俄克拉荷马州另外3.5亿立方英尺/日的新发电厂需求提供服务进行深入谈判 [16] - 在德克萨斯州，公司已开始向阿比林附近的一个数据中心园区输送天然气 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司拥有大量待开发项目储备，预计将支持持续增长 [8] - 2026年约三分之二的有机增长资本将投资于增强天然气资产的项目，包括Hugoton和Desert Southwest管道项目、Mustang Draw 1和2号项目，以及二叠纪盆地的持续系统建设 [8] - 约四分之一的增长资本将投入NGL和成品油板块，用于Nederland和Marcus Hook码头扩建，以及Frac IX和Mont Belvieu的持续建设 [8] - 这些扩建项目已签订长期合同，预计将产生中等两位数回报，并在未来十年或更长时间内带来可观的盈利增长 [8] - 公司战略包括持续评估所有资产，以寻求更盈利、更高效的使用方式，例如将天然气管道转为原油服务，或将液体管道转为柴油或NGL服务 [36] - 由于NGL业务增长强劲，公司决定不将一条NGL管道转为天然气服务，而是考虑在需要时新建一条天然气管道 [37] - 公司认为其Hugh Brinson管道（预计今年晚些时候上线）极有潜力成为美国主要的天然气集输系统，连接其大直径管道网络，能够灵活地将天然气从德克萨斯州输送到西南沙漠地区、南佛罗里达州、中西部及沿线任何地方 [20] - 除了广泛的管道系统，公司还拥有超过2300亿立方英尺的储存能力，以支持客户的市场需求 [20] - 公司正在执行一系列大型增长项目，包括为发电厂和数据中心增长计划提供可靠天然气解决方案的项目，以及满足日益增长的NGL国际需求的项目 [22] - 项目执行是2026年的首要任务之一，公司将重点关注安全、按时、按预算完成项目 [22] - 鉴于潜在增长项目储备丰富，公司高度关注资本纪律，将继续瞄准预期回报最高且能平衡风险的项目 [22] - 公司已暂停Lake Charles LNG项目的开发，将精力转向风险回报状况更具吸引力的项目储备，但仍对可能与有意开发该项目的第三方进行讨论持开放态度 [18] - 公司也在探索其他项目，以更盈利的方式利用该码头 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司看到对其天然气服务的巨大需求 [9] - 为满足计划中和预期的客户需求，公司已将Desert Southwest管道项目的主管道直径从42英寸增至48英寸，这将使项目产能增至高达23亿立方英尺/日 [9] - Desert Southwest管道项目的全面建造成本预计约为56亿美元，预计于2029年第四季度投入运营 [9] - 公司与路线沿线的民选官员、县领导及相关社区积极沟通，迄今已与超过275名利益相关者接触，讨论非常积极，现有和潜在利益相关者对预期的经济效益感到满意，并认识到为满足亚利桑那州和新墨西哥州市场的巨大需求增长，提供大量、可靠的天然气供应至关重要 [10] - 在过去一年中，公司已与需求拉动型客户签订了超过60亿立方英尺/日的管道运力合同，包括来自终端用户、数据中心和公用事业公司的需求 [15] - 公司仍在与靠近其业务版图的多个其他设施进行深入讨论 [15] - 公司预计2026年将继续增长，主要驱动力是Flex Export NGL出口项目、新的二叠纪盆地处理厂及其他项目的产能爬坡 [19] - 公司在所有业务领域持续看到新的增长机会，并在未来几年满足能源资源的巨大增长和需求方面处于极有利地位 [22] - 凭借广泛的资产基础和多样化的产品供应，公司能够在其业务版图内配置资本，随着未来几年多个主要增长项目上线，公司对未来多年持续增长的能力有很好的可见性 [23] - 管理层对团队在冬季风暴期间的表现感到自豪，尽管行业准备更充分导致盈利不及以往风暴时期，但公司保持了所有客户的供应，并通过管道系统和储存满足了需求 [39][40] - 管理层认为，NGL运输和分馏板块竞争最为激烈，行业存在过度建设倾向，但公司专注于建设和填满自己的资产 [84] 其他重要信息 - Hugh Brinson管道建设进展顺利，42英寸管道已100%交付至堆管场，主管道建设已完成约75% [10] - 预计第一阶段于2026年第四季度投入运营，但如果按当前进度，将有能力在第一阶段运营前输送一些早期运量 [11] - 预计第二阶段于2027年第一季度投入运营 [11] - 该系统将是双向的，能够从西向东运输约22亿立方英尺/日，从东向西运输约10亿立方英尺/日 [11] - 从西向东的管道运力已全部签约，同时也有越来越多的返程运量被承诺，预计将带来显著上行空间且无需额外资本 [11] - 在Florida Gas Transmission管道上，公司最近完成了两个新项目的公开招标，这两个项目获得了主要托运人的长期有约束力协议支持 [11] - Phase IX项目预计将增加高达5.5亿立方英尺/日的运力，预计2028年第四季度投入服务 [12] - South Florida项目预计2030年第一季度投入服务 [13] - 公司在这两个项目中的成本份额预计分别高达5.35亿美元和1.1亿美元，具体取决于最终托运人的运量选择 [13] - Bethel天然气储存设施的新储穴建设按计划进行，预计将使该设施的工作气体储存能力翻倍至超过120亿立方英尺，计划于2028年底投入服务 [14] - 公司正在与Enbridge合作一个项目，通过Dakota Access管道提供约25万桶/日的轻质加拿大原油运力，预计在2026年中期就该项目做出最终投资决定 [18] - 公司约60%的NGL运量来自自有设施，40%来自第三方，且自有运量占比预计将继续增长 [31][32] - 公司拥有约16万立方英尺/日的开放运力，可以从Waha地区的价差中获利 [82] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于天然气资产商业化的关键驱动因素和未来机会 [25] - 管理层对公司资产和未来感到非常兴奋，重点提到了Desert Southwest项目（美国最长48英寸管道）、Florida Gas管道系统的持续扩张以及Hugh Brinson管道作为核心资产的重要性 [26][27] - 公司正在二叠纪盆地建设新的处理厂，并配套NGL运输、分馏和出口能力的扩张，对NGL业务前景非常看好 [27][28] - 需求不仅来自数据中心，也来自人口增长和制造业增长驱动的发电厂 [28][29] 问题: 关于第三方二叠纪盆地混合NGL运量在公司总运量中的占比 [30] - 公司约60%的NGL运量来自自有设施，40%来自第三方，且自有运量占比预计将继续增长 [31][32] 问题: 关于将管道从NGL服务转为天然气服务的可能性 [35] - 公司持续评估所有资产以寻求更高效的利用方式，但由于NGL业务增长强劲，目前不打算将NGL管道转为天然气服务，若需要会考虑新建天然气管道 [36][37] 问题: 关于冬季天气对公司资产表现和一季度财务的影响 [39] - 公司团队在风暴期间表现出色，保持了客户供应，但由于行业整体准备更充分，此次盈利不及以往的风暴时期 [39][40] 问题: 关于Hugh Brinson管道早期运量的可能性、归属和规模 [43] - 公司建设进度超前，有信心在第四季度前引入一些早期运量，具体时间和规模将在下次财报电话会讨论，目标是尽快为二叠纪盆地生产商提供新的外输能力 [43][44] 问题: 关于Dakota Access管道未来转换输送加拿大重质原油的潜力上限 [45] - 公司首要任务是确保巴肯地区生产商的原油外输，但随着巴肯产量可能稳定或下降，存在通过DAPL输送更多原油的可能性，当前与Enbridge合作的项目旨在输送25万桶/日的轻质原油 [46][47] 问题: 关于公司中期EBITDA增长预期框架 [50] - 公司设定的3%-5%长期分配增长率是战略性的，代表了公司认为可以实现的长期增长率的底线 [50] 问题: 关于Mariner East系统合同到期后的重新签约前景和定价 [51] - 管理层对该资产充满信心，预计不仅能维持当前运量水平，还能实现增长，公司将继续保持其在Marcellus/Utica地区NGL外输的主导地位 [51][52] 问题: 关于Desert Southwest项目和DAPL项目的预期经济效益 [56] - Desert Southwest项目预计将是公司长期以来建设的回报率最好的项目之一 [57][58] - DAPL项目最近的公开招标结果良好，获得了增量运力并将部分基础客户的合同延长至2030年代中期，MLO2项目的费率预计将与巴肯生产商支付的现行市场费率保持一致 [59] 问题: 关于Desert Southwest项目未来进一步扩张的可能性 [60] - 公司对建设更多管道持开放态度，随着新墨西哥州和凤凰城地区需求的增长，未来可能存在增加环路、压缩或返程服务的机会 [61][62] 问题: 关于Desert Southwest项目的时间线和关键执行里程碑 [67] - 公司已提前锁定钢材和压缩机组，管道直径已正式升级至48英寸，项目最晚于2029年第四季度投入运营，目前进度超前，大部分路线位于现有管道和公用事业走廊内，权证获取进展顺利 [67][68] 问题: 关于Lake Charles LNG项目的后续选择 [69] - 公司已暂停作为主导方推进该项目，但可能与其他方合作，同时也在探索将该码头用于NGL、原油或其他商品的更盈利方案 [69][70] 问题: 关于数据中心需求带来的储存业务机会 [74] - 公司拥有超过2300亿立方英尺的储存能力且正在扩建，结合其大直径管道，能够为数据中心提供近乎100%可靠的天然气供应 [75][76] 问题: 关于应对现有客户（如Oracle、Entergy）可能增加天然气需求的能力 [77] - 公司凭借其广泛的大直径管道网络，处于满足任何额外天然气需求的绝佳位置，可以通过增加环路、压缩等方式灵活应对 [77] 问题: 关于公司在Waha价差中的风险敞口 [80] - 公司目前约有16万立方英尺/日的开放运力可以从Waha价差中获利 [82] 问题: 关于Mont Belvieu分馏产能扩张对费率的影响 [83] - NGL运输和分馏板块竞争最为激烈，存在过度建设倾向，但公司专注于建设和填满自有资产，对即将投产的Frac IX充满信心 [84] 问题: 关于未来几年年度增长资本支出的展望 [87] - 公司未提供长期增长资本指引，但鉴于项目储备丰富，预计资本支出将保持强劲，长期资金能力主要受杠杆目标而非现金流约束 [87][88] 问题: 关于与Enbridge合作项目达成最终投资决定所需条件 [89] - 从公司角度看已准备就绪，目前处于商业化阶段，正与加拿大客户进行富有成效的讨论 [90] 问题: 关于Oracle数据中心当前用气量和Hugh Brinson上线前的管道容量 [93] - 具体流量信息保密，公司已连接North Texas管道，并将在年中连接Hugh Brinson管道，能够满足Oracle的数据中心需求 [93] 问题: 关于Hugh Brinson管道返程运量最终目的地的预期 [94] - 难以预测，但公司凭借其资产网络，能够将价格最低的天然气输送到需求最高的市场，无论动态如何变化，公司都处于有利地位 [94][95] 问题: 关于在13个州与发电厂相关的高可能性最终投资决定项目的具体情况 [98] - 项目范围多样，从简单连接到大型管道项目均有涉及，公司团队正在追逐大量机会，并已取得一些成功 [99][100][101] 问题: 关于影响业绩的监管命令详情及其对未来收益的影响 [102] - 该一次性影响源于联邦能源监管委员会去年发布的一项命令，允许管道公司追回2022年因指数计算方法非法变更而损失的收入 [103] - 经调整，2025年第四季度净一次性影响约为负9000万美元，其中超过7000万美元预计将在2026年第一季度收回 [104][105]

核心观点 - MISTRAS集团获得Bechtel授予的Woodside路易斯安那LNG终端无损检测服务合同 该项目是全球最重要的能源基础设施项目之一 合同彰显了公司在大型能源项目领域的长期专业能力 [1][2][4] 项目详情 - 项目为Woodside路易斯安那LNG终端 是一个价值数十亿美元（multibillion-dollar）的LNG生产和出口设施 位于路易斯安那州硫磺市 [1] - 项目已获许可的年LNG产能高达2760万吨（27.6 million tonnes per annum） 建成后将成为全球最大的LNG设施之一 [2] - 项目是美国墨西哥湾沿岸能源产能的一项重大投资 将创造数千个就业岗位 并增强美国能源安全 [2][4] 服务内容 - MISTRAS将提供全面的无损检测服务 包括射线检测、磁粉检测、液体渗透检测、材料成分鉴别、超声波测厚以及泄漏检测 [3] - 所有工作将由持有认证的MISTRAS技术人员执行 并确保符合行业和监管标准 [3] 公司业务与行业地位 - MISTRAS集团是技术驱动的工业资产完整性与检测解决方案的全球领导者 [1][5] - 公司服务于关键行业 包括石油天然气、航空航天与国防、电力与公用事业、制造业及民用基础设施 [5] - 公司提供多样化的产品与服务组合 涵盖先进无损检测、管道检测、实时状态监测、维护规划及专业工程 并由一套集中完整性数据用于预测分析和基准分析的专业管理软件套件提供支持 [5]

公司核心项目进展 - 公司已为其东北供应增强项目获得关键许可，该项目旨在提升东北地区的天然气供应能力 [1][5][6] - 东北供应增强项目是公司的战略举措，预计将增强其基础设施、运营效率和供应能力 [1][5] 股票表现与市场数据 - 杰富瑞维持公司“买入”评级，显示对其增长前景的信心 [2][6] - 公司股价从57.03美元上涨至59.58美元，涨幅达2.84% [2][6] - 公司股票当日交易区间为57.80美元至59.77美元，过去52周波动区间为51.58美元至65.55美元 [3] - 公司拥有约727.6亿美元的大额市值，突显其行业重要地位 [4][6] - 当日交易量为9,608,355股，表明投资者兴趣活跃 [4] 战略与市场地位 - 公司的战略举措，如东北供应增强项目，有望进一步加强其市场地位 [4][6] - 公司是能源基础设施领域的重要参与者，专注于天然气加工和运输 [1]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第一季度，公司调整后EBITDA为41亿美元，2024年第一季度为39亿美元 [5] - 2025年第一季度，能源转移合作伙伴调整后的可分配现金流（DCF）为23亿美元 [5] - 2025年前三个月，公司在有机增长资本上的支出约为9.55亿美元，主要用于州际、中游、NGL和精炼产品领域，不包括Sun和USA Compression的资本支出 [5] 各条业务线数据和关键指标变化 NGL和精炼产品 - 调整后EBITDA为9.78亿美元，2024年第一季度为9.89亿美元，主要因NGL出口码头和Permian及Mariner East管道业务吞吐量增加，但被运营费用增加和混合利润率降低所抵消 [6] 中游业务 - 调整后EBITDA为9.25亿美元，2024年第一季度为6.96亿美元，增长主要源于Permian盆地传统业务量增长8%以及2024年7月增加的WTG资产，还受2021年冬季风暴Uri相关1.6亿美元非经常性收入的有利影响 [6][7] 原油业务 - 调整后EBITDA为7.42亿美元，2024年第一季度为8.48亿美元，原油收集系统增长和新成立的Permian合资企业有贡献，但被运输收入降低、费用增加和优化收益减少所抵消，预计2025年第一季度约3000万美元的套期保值库存损失将在第二季度逆转 [8][9] 州际天然气业务 - 调整后EBITDA为5.12亿美元，2024年第一季度为4.83亿美元，本季度实现创纪录的交易量，受Panhandle、Gulf Run和Trunkline吞吐量增加以及部分管道费率提高的推动 [9] 州内天然气业务 - 调整后EBITDA为3.44亿美元，2024年第一季度为4.38亿美元，存储优化机会带来的收益增加被天然气价格波动性降低导致的管道优化减少所抵消 [10] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司预计2025年在有机增长资本项目上投入约50亿美元，项目预计实现中两位数回报，多数项目将于2025年或2026年上线，预计收益增长将在2026年和2027年显著提升 [11] - 公司正在推进多个增长项目，包括Hugh Brinson管道一期、Nederland终端Flexport扩建项目、Permian处理厂扩建项目和Lake Charles LNG项目等 [11][12][13] - 公司在电力发电领域有机会，与Cloudburst Data Centers签订长期协议，为其数据中心提供天然气，还在与多个设施进行深入讨论，该领域竞争激烈 [16][17] - Sunoco计划收购Parkland Corporation，预计将打造美洲最大的独立燃料分销商 [20] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认为行业具有周期性，但自身作为美国最具多元化的中游管道公司，能够应对市场波动，即使某个业务板块放缓，其他板块也能弥补 [35][39] - 公司对未来持积极乐观态度，尤其看好NGL和天然气运输业务，预计LNG市场未来三到四年有50 - 70亿立方英尺的增长，数据中心和发电厂对天然气的需求也将增加 [41] - 新政府对行业更有利，LNG项目的审批暂停已解除，能源主导委员会正在帮助项目推进，公司对获得FERC和DOE的延期持乐观态度 [85][86] 其他重要信息 - 公司预计2025年调整后EBITDA在161 - 165亿美元之间，受益于多元化的商业模式、高比例的照付不议合同和强大的财务状况，能够应对市场波动并实现增长 [18][19] - 州内业务板块仍有约2.85亿美元（不包括利息）与冬季风暴Uri相关的款项未确认，目前处于诉讼中，大部分欠款来自CPS [8] 问答环节所有提问和回答 问题1: 关于Lake Charles项目年底达到最终投资决策（FID）的额外步骤以及美国LNG市场的竞争情况 - 公司在该项目上取得进展，已超过1040万吨的签约量，目标是1500万吨，正在寻找更多合作伙伴，希望股权和基础设施合作伙伴占比达到75% - 80%，未来几个月将确定EPC成本，对年底达到FID持乐观态度，认为美国LNG市场竞争激烈，但公司能以合理价格签约，不担心其他竞争对手 [22][23][24] 问题2: 旗下一家投资组合公司可能获得C Corp身份，对能源转移公司获得C Corp身份的影响 - 公司一直在评估获得C Corp身份的可能性，但目前没有比交易前更多的计划，会继续关注并评估 [28] 问题3: 考虑到大宗商品价格波动和钻机数量减少，对产量的展望以及对公司的影响 - 行业具有周期性，公司多元化的业务结构使其能够应对市场波动，虽然近期看到一些放缓迹象，但主要生产商在油价处于50 - 60美元区间时并未表示会大幅减产，公司对未来持乐观态度，尤其看好NGL和天然气运输业务 [34][35][39] 问题4: 为数据中心和发电厂提供天然气的机会，特别是在德克萨斯州西部和亚利桑那州 - 公司认为这是一个巨大的机会，在德克萨斯州有150个左右的数据中心项目正在关注，预计未来四到六周会有重大进展，除德克萨斯州外，亚利桑那州也是天然气需求的重要增长区域，公司对自身的管道资产和运输能力充满信心 [42][43][45] 问题5: 关于Nederland Flexport扩建项目的投产速度和中期主要运输产品 - 该项目乙烷服务将于本月底或下月初开始，丙烷服务将于7月开始，乙烯出口服务预计在今年第四季度开始，预计下半年产能将保持满负荷，且该项目超过90%的产能已签订三到五年的协议，从2026年1月1日开始生效 [49][50] 问题6: LPG出口市场是否有足够的重新路由来避免中国关税的影响 - 公司认为国际市场对乙烷、丙烷和丁烷的需求旺盛，不担心销售终端的产能，预计今年剩余时间不会面临重大挑战 [52] 问题7: Hugh Brinson管道项目二期的时间安排、是否能加速以及是否会导致下游瓶颈，以及客户类型 - 项目一期已售罄，目前谈判的需求量远超二期产能，该项目与数据中心无关，公司还在与多个发电厂进行谈判，该系统能够满足客户对接收点多样化的需求，且不需要大量资本投入，公司对该项目的前景非常乐观 [55][56][57] 问题8: 2025年50亿美元的资本支出是否能推动5%的增长 - 公司会密切关注项目进展，如果出现重大放缓，有能力推迟部分成本，将部分资本支出推迟到2026年，但目前判断还为时过早，公司对行业长期前景持乐观态度 [62][65][66] 问题9: 2026年已获批的资本支出项目金额 - 公司通常在年底给出当年的指导，目前没有确定的数字，但预计会少于2025年的一半，具体情况将根据市场发展而定 [70] 问题10: NGL出口业务中固定费用合同的占比 - 公司的现货价格和长期合同价格都是固定的，Flexport项目今年投入使用的产能已全部签订三到五年的固定价格合同 [74][75][76] 问题11: Hugh Brinson管道项目是否可以进一步扩建以及是否有定价权 - 公司可以通过增加管道环路和压缩设备来扩建，还计划将该管道改为双向管道，成本相对较低，公司认为该项目剩余未销售的产能具有很高的价值，能够为公司带来可观的收入 [79][80][81] 问题12: 新政府上台后，行业的审批流程和对油气行业的支持是否有变化 - 新政府对行业更有利，LNG项目的审批暂停已解除，能源主导委员会正在帮助项目推进，公司对获得FERC和DOE的延期持乐观态度，预计未来建设基础设施将更加容易，确定性更高 [85][86] 问题13: 公司如何实现接近16.5亿美元的指导上限 - 指导范围为4亿美元，中点为16.3亿美元，上下浮动不到1.25%，主要驱动因素包括商品价格波动、价差和交易量，这些因素对公司业务的影响较小 [87][88][89] 问题14: 关于WTG资产的运营情况和NGL业务的增长 - 公司对该资产的收购很满意，该资产有大量储备和合同，虽然在运营中遇到一些问题，但长期来看，在低温处理、收集和下游业务方面都有增长潜力，NGL业务也将为公司带来增长，目前该资产的交易量超过收购计划，财务表现良好 [92][93][96] 问题15: 第一季度中游业务的1.6亿美元收益是否在指导范围内，以及未确认的风暴收益如何处理 - 该收益未明确包含在指导范围内，但第一季度公司在州内业务板块的波动性低于预期，与该收益形成一定抵消，可视为相互平衡 [98][99][100] 问题16: Lake Charles项目接近FID时，管道上游的机会有多大 - 公司认为这是一个巨大的机会，所有进入Lake Charles的天然气都将通过公司的管道运输，公司有能力从多个地区获取天然气，目前正在确定具体的扩建方案和时间，相关上游管道项目也将在年底前达到FID [103][104][105]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第一季度，公司调整后EBITDA为41亿美元，2024年第一季度为39亿美元；调整后可分配现金流（DCF）为23亿美元；2025年前三个月，有机增长资本支出约9.55亿美元 [4] 各条业务线数据和关键指标变化 NGL和精炼产品业务 - 调整后EBITDA为9.78亿美元，2024年第一季度为9.89亿美元，主要因NGL出口终端和部分管道业务吞吐量增加，但被运营费用增加和混合利润率降低抵消 [5] 中游业务 - 调整后EBITDA为9.25亿美元，2024年第一季度为6.96亿美元，增长主要源于二叠纪盆地传统业务量增长8%以及2024年7月增加的WTG资产，还受2021年冬季风暴Uri相关1.6亿美元非经常性收入影响 [5][6] 原油业务 - 调整后EBITDA为7.42亿美元，2024年第一季度为8.48亿美元，原油收集系统增长和新合资企业贡献被运输收入降低、费用增加和优化收益减少抵消，预计2025年第一季度3000万美元套期保值库存损失将在第二季度反转 [6][7] 州际天然气业务 - 调整后EBITDA为5.12亿美元，2024年第一季度为4.83亿美元，因部分管道吞吐量创纪录和费率提高 [7] 州内天然气业务 - 调整后EBITDA为3.44亿美元，2024年第一季度为4.38亿美元，存储优化收益增加被管道优化收益减少抵消，因天然气价格波动性降低 [8] 公司战略和发展方向及行业竞争 有机增长资本项目 - 2025年预计投入约50亿美元，项目预计实现中两位数回报，多数项目预计在2025或2026年上线，收益增长预计在2026和2027年显著提升 [9] 主要增长项目进展 - 休·布林森管道一期于第一季度开工，预计2026年第四季度投入使用，一期已售罄，二期谈判需求超其容量 [10][11] - Nederland码头Flexport扩建项目接近完工，预计本月开始乙烷服务，7月开始丙烷服务，2025年第四季度开始乙烯出口服务 [11] - 二叠纪加工扩建项目中，Red Lake 4处理厂预计2025年第二季度末投入使用，Badger处理厂预计2025年年中投入使用，Mustang Draw厂预计2026年第二季度投入使用 [11] 液化天然气项目 - Lake Charles LNG项目商业化取得进展，已与多家公司签署协议，目标是年底前达成最终投资决策（FID） [12][13] 发电业务 - 电力需求拉动客户活动活跃，公司与多家设施就天然气供应、存储和运输进行深入讨论，部分项目预计资本投入低且能快速产生收入，市场竞争激烈 [14] 财务状况和优势 - 公司预计2025年调整后EBITDA在161 - 165亿美元之间，业务多元化，现金流高度依赖费用，商品价格风险有限，资产负债表处于历史最强水平，大量照付不议合同降低市场波动影响 [15] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司业务具有周期性，目前虽部分业务有放缓迹象，但公司多元化布局能应对市场波动，对NGL和天然气运输业务未来前景乐观，新项目将逐步贡献收益，公司有能力将资本支出转化为现金流 [33][17] 其他重要信息 - 子公司Sunoco计划收购Parkland Corporation，交易预计打造美洲最大独立燃料分销商 [18] 问答环节所有提问和回答 问题1: Lake Charles项目到年底FID的后续步骤及美国LNG市场竞争情况 - 公司在该项目上取得进展，但仍需寻找更多合作伙伴，确定EPC成本，对年底前达成FID持乐观态度；公司专注自身项目，对价格和回报有信心，不过多关注竞争对手 [20][21][24] 问题2: 子公司可能获得C Corp货币对公司的影响 - 公司一直在评估C Corp存在的可能性，但目前暂无更多计划，将持续关注 [26][27] 问题3: 商品价格波动和钻机数量减少对公司生产的影响 - 公司业务多元化，能应对市场周期变化；近期部分业务有放缓迹象，但长期来看行业前景乐观，公司有信心平衡各业务板块 [32][33][37] 问题4: 为德州和亚利桑那州数据中心和电厂供应天然气的机会 - 公司认为自身在该领域具有优势，资产布局良好，预计未来4 - 6周能有重要进展，对亚利桑那州市场也持乐观态度 [40][41][43] 问题5: Nederland Flexport扩建项目的投产速度和中期运输产品 - 本月开始乙烷服务，7 - 8月丙烷服务，年底乙烯服务；项目预计下半年满负荷运营，90%已签订3 - 5年合同 [48][49] 问题6: LPG出口市场能否避免中国关税影响 - 公司认为国际市场对乙烷、丙烷和丁烷需求大，预计销售终端不会面临重大挑战 [51] 问题7: 休·布林森管道二期的时间安排、是否能加速、是否会造成瓶颈及客户类型 - 项目一期已售罄，二期谈判需求超其容量；项目与数据中心无关，还与电厂有合作；公司对该项目前景乐观，认为能带来更多收入 [55][56][59] 问题8: 50亿美元资本支出能否推动5%的增长 - 公司将观察未来季度市场情况，若出现大幅下滑且持续，有能力推迟部分项目至2026年，但目前仍对行业持乐观态度 [62][63][66] 问题9: 2026年已批准项目的资本支出情况 - 公司通常年底给出当年指导，目前2026年项目规模小于2025年，但有大量项目储备，预计支出不到2025年的一半 [70][71] 问题10: NGL出口业务固定费用合同的比例 - Flexport项目今年投入使用的产能平均已签订3 - 5年固定价格合同 [73][75] 问题11: 休·布林森管道能否进一步扩建及是否有定价权 - 公司可通过增加管道或压缩设备进行扩建，正在考虑将管道改为双向运输；公司认为该项目有价值，能为公司带来收入 [80][81] 问题12: 新政府对公司业务的影响 - 新政府对行业和公司有积极影响，LNG审批暂停已解除，相关部门积极推动项目，公司对获取延期许可有信心，未来建设基础设施将更具确定性 [84][85][86] 问题13: 公司如何接近指导范围上限16.5亿美元 - 指导范围较窄，主要受商品价格波动、价差和部分业务量影响，这些因素在指导范围内的波动幅度约为2.5% [87][88][89] 问题14: WTG资产的运营情况和NGL业务的信心来源 - 该资产收购效果良好，储备和合同丰富，虽有运营问题但正在解决；休·布林森管道将为其提供出口，NGL业务未来有增长潜力 [92][93][94] 问题15: Lake Charles项目接近FID时管道上游的机会 - 公司认为这是巨大机会，所有进入Lake Charles的气体将通过其管道运输，公司有能力从多个地区获取天然气供应，正在确定额外上游管道的需求和FID时间 [102][104][105]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第一季度，公司调整后EBITDA为41亿美元，2024年第一季度为39亿美元；调整后可分配现金流（DCF）为23亿美元；有机增长资本支出约9.55亿美元，主要用于州际、中游、NGL和精炼产品领域 [5] 各条业务线数据和关键指标变化 NGL和精炼产品业务 - 调整后EBITDA为9.78亿美元，2024年第一季度为9.89亿美元，主要因NGL出口终端和管道业务吞吐量增加，但被运营费用增加和混合利润率降低抵消 [6] 中游业务 - 调整后EBITDA为9.25亿美元，2024年第一季度为6.96亿美元，增长主要源于二叠纪盆地传统业务量增长8%以及2024年7月收购的WTG资产，还受2021年冬季风暴Uri相关1.6亿美元非经常性收入影响 [6] 原油业务 - 调整后EBITDA为7.42亿美元，2024年第一季度为8.48亿美元，原油收集系统增长和新合资企业贡献被运输收入降低、费用增加和优化收益减少抵消，预计2025年第一季度3000万美元套期保值库存损失将在第二季度反转 [7][8] 州际天然气业务 - 调整后EBITDA为5.12亿美元，2024年第一季度为4.83亿美元，因Panhandle、Gulf Run和Trunkline吞吐量创纪录以及部分管道费率提高 [8] 州内天然气业务 - 调整后EBITDA为3.44亿美元，2024年第一季度为4.38亿美元，存储优化收益增加被管道优化收益减少抵消，因天然气价格波动性降低 [9] 公司战略和发展方向及行业竞争 有机增长项目 - 2025年预计在有机增长项目上投入约50亿美元，多数项目预计2025 - 2026年上线，收益增长预计在2026 - 2027年显著提升 [10] 主要增长项目进展 - 休·布林森管道一期已开工，预计2026年第四季度投入使用，一期已售罄，二期谈判需求超其产能 [11] - Nederland终端Flexport扩建项目接近完工，预计本月开始乙烷服务，7月开始丙烷服务，今年第四季度开始乙烯出口服务 [12] - 二叠纪加工扩建项目中，Red Lake 4加工厂预计2025年第二季度末投入使用，Badger加工厂预计2025年年中投入使用，Mustang Draw工厂预计2026年第二季度投入使用 [12] 液化天然气项目 - Lake Charles LNG项目商业化取得进展，4月与Mid Ocean Energy签署合作框架协议，Mid Ocean将出资30%建设成本并获30%产量；与日本和德国能源公司分别签署最多100万吨/年的协议；正就剩余产量进行讨论，目标年底前做出最终投资决策 [13][14] 发电业务 - 电力需求客户活动活跃，公司与多家设施就天然气供应、存储和运输进行深入讨论，与Cloudburst Data Centers签订长期协议，为其数据中心提供天然气，此类项目资本需求低、创收快，但竞争激烈 [15][16] 行业竞争 - 发电项目竞争激烈，但公司团队能识别机会 [16] - LNG项目国内竞争加剧，但公司对自身价格和项目进展有信心 [26] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 行业周期性强，公司经历过多种价格周期，目前是美国最多元化的中游管道公司，各业务可相互支撑 [34] - 近期部分地区钻探活动放缓，但公司认为行业会复苏，尤其天然气业务前景好，公司有能力应对波动 [38][39] - 新政府对行业支持积极，许可审批更有利，公司对长期发展乐观 [84][85] 其他重要信息 - Sunoco计划收购Parkland Corporation，预计打造美洲最大独立燃料分销商 [19] 问答环节所有提问和回答 问题1：Lake Charles LNG项目到年底做出最终投资决策的后续步骤及美国LNG行业竞争和需求情况 - 公司在该项目上取得进展，已签约超1040万吨，目标1500万吨，需寻找更多股权或基础设施合作伙伴，未来数月确定EPC成本；公司对自身价格有信心，专注自身项目推进 [22][23][26] 问题2：旗下公司可能获得C Corp货币对公司的影响 - 公司一直在评估C Corp形式的可能性，目前暂无更多计划，会持续关注 [27] 问题3：商品价格波动和钻机减少对公司生产和业务的影响 - 行业周期性强，公司多元化业务可应对波动；近期部分地区钻探放缓，但主要生产商未明确表示减产，公司对未来乐观，尤其NGL和天然气运输业务 [33][38][39] 问题4：Nederland Flexport扩建项目的爬坡速度和中期运输产品类型 - 本月底或下月初开始乙烷服务，7 - 8月丙烷服务，年底乙烯服务；预计下半年产能满载，2026年1月起超90%产能已签订3 - 5年协议 [49][50] 问题5：LPG出口市场能否绕过中国关税及后续情况 - 公司认为国际市场对乙烷、LPG需求大，不担心产品销售，近期还达成乙烷现货交易 [49] 问题6：Hugh Brinson管道二期的时间安排、是否加速、是否会造成瓶颈及客户类型 - 一期已售罄，二期谈判需求超产能；项目与数据中心无关；公司可通过增加管道和压缩设备应对需求，还可满足客户多样化需求，不仅限于数据中心，还有电厂等客户 [56][58][60] 问题7：50亿美元资本支出能否推动5%的增长 - 公司会观察项目运营情况，若出现放缓可推迟部分成本支出，目前对行业长期发展乐观，需观察下一季度情况再做决策 [63][64][66] 问题8：2026年已批准项目的资本支出情况 - 目前无法提供具体指导，但预计远低于2025年的50亿美元，可能不到一半 [70] 问题9：NGL出口业务固定费用合同的占比 - 公司现货和长期合同价格均固定，Flexport项目今年投入使用的产能平均3 - 5年固定价格合同 [75][76] 问题10：Hugh Brinson管道能否进一步扩建及是否有定价权 - 公司可通过增加管道和压缩设备扩建，还计划使管道双向运行，认为该项目能为公司创造价值 [79][80][81] 问题11：新政府对行业的影响 - 新政府对行业支持积极，LNG许可审批暂停已解除，相关部门积极推动项目，公司对长期发展乐观 [84][85] 问题12：公司业绩指引接近16.5亿美元的驱动因素 - 指引范围较窄，主要驱动因素包括商品价格波动、价差和部分业务的少量销量变化，这些因素影响在2.5%范围内 [87][88] 问题13：WTG资产的运营情况及NGL业务的信心来源 - 该资产收购成功，有大量储备和合同，公司在运营中解决问题，对其长期增长乐观；Hugh Brinson管道将为其提供出口渠道，NGL业务有增长潜力 [93][94][95] 问题14：第一季度中游业务1.6亿美元收益是否在指引内及未确认的风暴收益处理方式 - 该收益未明确包含在指引内，但第一季度指引中假设的州内业务波动性未出现，两者可相互抵消 [99][100] 问题15：Lake Charles LNG项目接近最终投资决策时管道上游的机会 - 公司认为这是巨大机会，所有进入Lake Charles的天然气将通过公司管道运输，公司可从多个地区获取气源，目前正根据客户需求确定上游管道扩建方案，相关项目也将在年底前做出最终投资决策 [103][104][105]

财务数据和关键指标变化 - 公司第二季度收益较去年增长超30% [4] - 公司调整后运营结果季度增长32% [16] - 公司目前调整后运营结果的指导区间为每股6.75 - 7.05美元，中点较之前指导增加每股0.15美元 [18] - 公用事业每股收益增加0.22美元 [6] 各条业务线数据和关键指标变化 森尼卡资源公司 - 自本财年开始已在两个平台上线12口井，是尤蒂卡计划启动以来最好的一批井，推动产量环比增长8% [4][5] - 最近上线的WDA尤蒂卡平台表现超预期，对阿巴拉契亚开发计划长期前景更有信心 [5] - 重申4.95 - 5.15亿美元的指导 [28] 受监管业务 - 公用事业因纽约PSC 12月批准的费率结算，收益增加，该结算将在今年剩余时间及2027财年推动额外收益增长 [6] - 宾夕法尼亚州现代化跟踪器开始产生积极影响，预计未来两个财年影响将扩大，直至达到每年约700万美元的上限 [6][7] - FERC监管的管道和存储业务中，供应公司2024年的费率结算持续使收益受益 [7] NFG中游公司 - 第二季度实现创纪录的产量和吞吐量，产量从上一季度增长8%至近1060亿立方英尺，带动集输量达到近1300亿立方英尺的历史新高 [26] 各个市场数据和关键指标变化 - 天然气市场需求增长迅速，国内能源需求强劲，LNG出口预计未来几年有显著增长 [12] - 本年初以来天然气价格结构改善，存储水平从较五年平均水平高出5%变为低10% [17] - 天然气市场供应方面，整体产量略有上升，预计未来几个月产量持平或下降，冬季前市场形势乐观 [29] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司在各业务持续保持积极势头，森尼卡资源公司继续推进尤蒂卡计划，公司对阿巴拉契亚开发计划长期前景有信心 [4][5] - 公司计划维持1 - 2个钻机的开发计划和专用压裂队伍 [28] - 公司利用现有管道基础设施等为数据中心开发商和IPP提供能源解决方案，满足不断增长的需求 [14] - 行业内其他运营商降低库存质量或转向其他盆地，公司有机会在阿巴拉契亚地区获取市场份额 [13] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司第二季度表现出色，各业务积极势头推动强劲业绩，对阿巴拉契亚开发计划长期前景有信心 [4][5] - 天然气需求增长迅速，公司综合业务模式使其能够满足不断增长的能源需求，为股东创造价值 [12][13][14] - 公司认为天然气供需基本面支持开发计划，预计冬季前市场形势乐观，公司在业务和财务上均有良好准备 [28][29] 其他重要信息 - 公司2026和2027财年增加760亿立方英尺的掉期和领口期权对冲，掉期平均执行价格超4美元，领口期权平均底价4美元、平均上限5.5美元 [17] - 公司本季度放缓股票回购步伐，待宏观经济形势稳定后将恢复原节奏，目标在2025年底前完成2亿美元的回购授权 [22] - 2月公司发行10亿美元新票据，分五年和十年期，是公司历史上最大规模的债券发行，认购倍数近7倍，实现创纪录低信用利差 [23] 问答环节所有提问和回答 问题1: 公司如何考虑股票回购，股价如何影响回购计划，若股价持续强劲是否会进一步推迟回购 - 公司目前对回购计划的想法没有改变，价格是考虑因素之一，但资本配置上优先考虑公司增长，若无合适机会则向股东返还资本，公司仍致力于完成回购计划，可能会多花几个月时间 [35][36] 问题2: 关于基础设施建设，宪法管道是否可能重启，新政府可采取哪些措施鼓励阿巴拉契亚地区建设更多管道 - 宪法管道的最大障碍是纽约州，需要纽约州观念的重大转变才可能实现；新政府可解决《清洁水法》使用问题，避免各州过度利用该法阻碍项目，同时改进司法审查程序，减少项目的诉讼和延误 [37] 问题3: 近期EDA油井的前沿EUR每1000英尺情况如何，若油井开采时间不足无法确定EUR，压力下降情况如何 - 目前有多个尤蒂卡平台上线，但仅最后1 - 2个平台采用Gen3设计并能看到效果，预计EUR升至每1000英尺25亿立方英尺，油井压力下降情况超预期，压力降较低，部分油井预计在9 - 12个月内维持每日2500 - 3000万立方英尺的产量，未来将有更多数据和评论 [40][41][42] 问题4: 是否会有Gen4油井设计，若有会是什么样 - 公司已开始测试Gen3设计的某些变量，未来可能会有Gen4或类似设计，可能的改进方向包括调整井间距和增加压裂负荷，测试大于2200磅/英尺的完井设计，公司预计未来会对油井设计进行更多调整 [44][45][46] 问题5: 公司对当前盆地内需求增长的看法，电力相关协议的进展，综合业务模式中哪些部分对潜在交易对手最具吸引力 - 盆地内需求有增长机会，其他生产商减少资本投入释放产能，公司可通过多种方式填补，同时工业发展和现有发电资产增加产能也将推动需求增长；公司管道业务可能是最具吸引力的部分，能为客户提供及时的管道解决方案 [49][50][52] 问题6: 目前受监管业务的并购前景如何，宏观环境是否会改变公司的收购倾向或机会 - 公司仍关注受监管业务的并购，希望扩大业务规模，受监管业务是重点，不排除上游的小规模并购，公司对市场上适合的资产持乐观态度 [53][54] 问题7: 公司积极且持续的套期保值计划中，积极的天然气市场前景是否会使公司未来更倾向于领口期权而非掉期 - 公司仍相信套期保值的重要性，但鉴于目前资产负债表状况，在有合适的领口期权时会更倾向于使用，如最近几个月设置的底价4美元、平均上限5.5美元的领口期权，可保护下行风险并保留上行收益 [58][59] 问题8: 公司降低了全年公用事业运营和维护费用指导，背后的影响因素和滞后效应是什么 - 公司一直善于控制成本，降低运营和维护费用指导是正常操作，虽然幻灯片中提及费用同比增加，但部分因素相对于原指导是积极的，公司会持续关注成本控制以实现业务的可接受回报 [62][63] 问题9: 2025年后公司资本支出节奏如何，是否能进一步提高效率 - 从2023年到2025年指导中点，公司资本支出大幅下降，预计2026年及以后将继续降低资本支出，虽然变化率可能会变缓，但投资改进油井设计将提高生产率，减少实现相同产量增长所需的油井数量和活动，这是一个多年的趋势 [68][69][70] 问题10: 租赁经营费用的改善主要是因为超预期的产量还是其他因素 - 主要是对成本的细致关注，团队对可控租赁经营费用进行深入审查，上半年的成本控制成果使公司能够降低全年指导，同时业务有一定季节性，夏季会进行更多油井维修和维护工作 [71][72] 问题11: 公司并购重点是否是受监管业务的小规模收购，具体指管道还是受监管的公用事业 - 小规模收购是指上游业务，受监管业务方面公司考虑更大规模的收购，最有可能的是地方配送公司（LDCs） [75] 问题12: 宾夕法尼亚州的长期基础设施潜力如何，是否能满足数据中心和发电项目的需求 - 目前基础设施在一定程度上能够支持，但如果规划中的发电项目建成，可能需要更多基础设施，宾夕法尼亚州是支持能源发展的州，建设基础设施的障碍相对较小，具体情况有待观察 [77][78]