公司业务现状与近期表现 - 公司当前面临一些不利因素，包括液化石油气业务中有吸引力的长期合同到期，以及丙烯和辛烷值提升业务的高利润率已恢复正常 [2] - 第三季度总毛营业利润下降3%至23.9亿美元，调整后EBITDA微降1.5%至24.1亿美元，可分配现金流下降7%至18.3亿美元，调整后自由现金流仅为9600万美元 [6] - 尽管季度表现疲软，但业务模式依然稳定且可预测，今年超过82%的毛营业利润来自费用型业务，回归历史水平 [5] - 公司资产负债表稳健，基于DCF的覆盖率为1.5倍，杠杆率为3.3倍，季度分派为每单位0.545美元，同比增长3.8%，本季度回购了8000万美元股票 [7] 增长项目与资本开支 - 公司有多个大型增长项目预计在年底前投产，包括延迟三个月后已投入运行的Frac 14天然气液体分馏装置，以及两个PDH工厂正恢复至正常水平 [8] - Bahia管道和Seminole管道转换项目即将同时上线，Bahia为新NGL项目，Seminole管道为临时转换为NGL管道并将转换回原油管道 [8] - 公司目前有51亿美元在建项目，今年资本支出已增至45亿美元，2026年将回落至22亿至25亿美元，为减少债务、回购股票和增加分派提供更大灵活性 [9] 资本分配与股东回报 - 公司将其分派增长作为首要任务，并将股票回购授权从20亿美元增加到50亿美元，以增强资本分配灵活性 [3] - 作为MLP，公司远期收益率为7.1% [3] - 公司已连续26年增加分派，随着大规模资本支出阶段即将结束，预计明年将实现强劲增长和资本分配灵活性的提升 [10] 财务前景与估值 - 明年随着新项目加速推进，公司业绩应会显著改善 [1] - 基于分析师对2026年105.3亿美元EBITDA的预测，公司股票远期企业价值/EBITDA倍数为9.5倍，远低于其历史估值倍数，被视为有吸引力的切入点 [11] - 公司被视为管理最优秀的中游公司之一，结合其吸引力的估值和覆盖良好的分派，预计2026年运营将更加强劲 [10][11]

债券发行详情 - 公司定价进行承销公开发行 包括7.5亿美元本金总额的2029年到期4.350%优先票据和10亿美元本金总额的2036年到期5.400%优先票据 [1] - 2029年到期票据的发行价格为面值的99.938% 2036年到期票据的发行价格为面值的99.920% [1] - 此次发行预计于2025年11月12日完成 需满足惯例交割条件 [1] 资金用途 - 公司计划将发行所得净收益的一部分用于赎回2029年到期的6.875%优先票据 [2] - 剩余净收益将用于一般公司用途 包括偿还无担保商业票据借款、偿还其他债务、回购或赎回证券、为资本支出提供资金、增加营运资本或投资于子公司 [2] 公司背景 - Targa Resources Corp 是中游服务的主要提供商 也是北美最大的独立基础设施公司之一 [4] - 公司拥有、运营、收购和开发多元化的互补性国内基础设施资产 其运营对于美国乃至全球能源的高效、安全、可靠输送至关重要 [4] - 公司资产将天然气和天然气液体与对更清洁燃料和原料需求不断增长的国内和国际市场连接起来 [4]

财报发布信息 - 公司计划于2025年11月7日开盘前公布2025财年第三季度业绩 [1] 历史业绩表现 - 上一季度（第二季度）调整后每股收益为0.47美元，超出市场普遍预期的0.41美元 [2] - 业绩超预期主要得益于天然气输送以及天然气分销和存储业务板块调整后EBITDA的贡献增加 [2] - 在过去四个季度中，公司每股收益均超出市场普遍预期，平均超出幅度为5.61% [2] 第三季度业绩预期 - 第三季度每股收益的Zacks共识预期为0.39美元，在过去30天内经历了三次下调，无上调，该预期值较去年同期报告数下降2.5% [3] - 第三季度收入的Zacks共识预期为108.6亿美元，较去年同期记录的109.1亿美元下降0.5% [3][5] 影响业绩的业务因素 - 作为领先的中游能源公司，其低风险业务模式（对大宗商品价格波动风险敞口极小）和长期合同预计支撑了业绩稳定性 [4] - 公司超过98%的EBITDA来自受监管资产或长期照付不议合同覆盖的资产，这预计支撑了其盈利和现金流 [4] - 尽管业务模式稳定，但当期业绩可能受到融资成本上升以及中游资产维护费用增加的影响，这可能拖累整体盈利能力 [5] - 需求与定价动态的变化可能对季度业绩造成潜在阻碍 [6] 业绩超预期可能性分析 - 模型预测公司此次业绩可能不会超出预期，其Earnings ESP为-3.42% [7] - 公司目前的Zacks评级为3（持有） [8] 同行业其他公司提及 - 文章提及能源行业内其他高评级公司，包括Zacks评级为1（强力买入）的Oceaneering International (OII) 和 Canadian Natural Resources Ltd. (CNQ)，以及评级为2（买入）的FuelCell Energy (FCEL) [11] - Oceaneering International为海上油田生命周期各阶段提供集成技术解决方案，是领先的 offshore 设备和技术服务提供商 [12] - Canadian Natural Resources是加拿大最大的独立能源公司之一，拥有多元化的能源资产组合，并已实现连续25年增加股息 [13] - FuelCell Energy是一家提供低碳能源解决方案的清洁能源公司，利用沼气、天然气和氢气等灵活燃料发电 [14]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度归属普通股股东净利润为2.43亿美元 [14] - 第三季度可分配现金流为1.58亿美元 [14] - 第三季度自由现金流为5100万美元 [14] - 中游物流板块第三季度调整后EBITDA为1.51亿美元 同比下降13% [14] - 管道运输板块第三季度调整后EBITDA为9500万美元 [15] - 第三季度总资本支出为1.54亿美元 [15] - 将2025年全年调整后EBITDA指引区间更新为9.65亿至10.05亿美元 [16] - 国王登陆项目延迟至9月全面投产 相比原定7月1日的假设使全年收益减少约2000万美元 [16] - 商品价格波动 特别是瓦哈天然气价格自2月假设以来下跌超过50% 加之宏观经济不确定性 使全年调整后EBITDA预期较原始指引减少近3000万美元 [17] - 10月份某些日子约有20%的产量被削减 其中约一半来自以石油为重点的生产商 估计削减使全年收益受到约2000万美元的负面影响 [18] - 较低的原油和天然气液体价格以及负的盆地内天然气价格推迟或改变了客户的开发计划 对2025年全年EBITDA产生约3000万美元的负面影响 [19] - 出售Epic Crude资产获得超过5亿美元现金收益 用于偿还债务 使杠杆率降低约0.25倍 [21] - 收紧全年资本支出指引范围至4.85亿至5.15亿美元 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 中游物流板块调整后EBITDA下降主要受商品价格走低 Kinetic营销贡献减少 商品销售成本上升以及运营费用增加驱动 但被特拉华北部和南部资产产量增加部分抵消 [15] - 国王登陆项目目前持续流量超过1亿立方英尺/日 符合最初预期 [5] - 国王登陆项目现已全面投入商业运营 增加了新墨西哥州的有机加工能力 [4] - 连接特拉华北部和南部系统的ECCC管道预计将于2026年第二季度投入运营 [6] - 国王登陆项目的酸性气体注入项目已做出最终投资决定 预计于2025年底前获得新墨西哥州监管机构许可 预计2026年底投入运营 [6] 各个市场数据和关键指标变化 - 特拉华盆地钻机数量自年初以来下降了近20% 反映了生产商更为谨慎的态度 [20] - 美国能源信息署目前预测二叠纪盆地天然气产量从2025年到2026年年底将持平 而此前预测2025年年底同比增长约3% 2025年全年同比增长约9% [20] - 行业预计在2026年和2027年初通过GCX压缩扩容 Blackcomb管道和Hugh Brinson管道等项目 新增超过50亿立方英尺/日的输送能力 [18] - 公司执行了与INEOS在亚瑟港LNG的五年期欧洲LNG定价协议 从2027年初开始 每月基于欧洲TTF指数定价 代表约50万吨/年的MMBTU当量 [10] - 公司获得了通往美国墨西哥湾沿岸的额外固定运输能力 从2028年开始 [10] - 公司与竞争性电力风险投资公司 finalized an agreement 将其拥有的残余气体管道网络连接到1350兆瓦的CPV Basin Ranch能源中心 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略重点包括推进国王登陆和ECCC管道等战略基础设施项目 开发酸性气体处理的可扩展解决方案 以及为德克萨斯州大规模新市场电力生产提供天然气供应 [13] - 酸性气体注入项目将增强公司在特拉华北部的竞争地位 并可能很快宣布国王登陆的加工能力扩张 [8] - 与CPV的协议展示了公司如何利用其基础设施和关系创建可扩展的轻资本解决方案 [9] - 公司正在积极分析并改进预测假设 包括评估使用AI工具和机器学习 并积极降低所有板块的可控成本 [12] - 公司资本配置战略仍以创造长期股东价值为核心 同时保持纪律性资本部署的灵活性 自2022年2月成立以来 已实现两位数调整后EBITDA和自由现金流增长 并已向股东返还近18亿美元 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第三季度业绩反映了关键战略举措的强劲执行与充满挑战的大宗商品价格环境（尤其是9月份）的结合 [4] - 管理层承认过去四个季度在实现财务预期方面表现不佳 归因于整合特拉华北部系统的挑战 以及今年充满挑战和动荡的宏观大宗商品和通胀阻力 [12] - 尽管存在短期阻力 但对长期战略和有机增长计划的价值创造潜力仍充满信心 [21] - 瓦哈价格预计仍将是一个问题 但输送限制应于明年此时开始缓解 [18] - 对于2026年 规划正处于预算阶段 具体活动水平尚不确定 将结合国王登陆全年运营 ECCC部分时间运营 NGL合同到期 成本削减 以及Epic资产剥离和生产者活动水平等正负因素综合考量 [38] 其他重要信息 - 公司正在对预测假设进行严格分析并加以改进 包括评估使用AI工具和机器学习 [12] - 公司正在积极降低所有板块的可控成本 [12] - 公司拥有近乎11%的总股东回报率 [23] - 公司看到通过短周期战略项目积压实现长期价值创造的清晰路径 并得到保守杠杆资产负债表和通过股息增长及股票回购持续股东回报的支持 [24] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于生产者延迟的性质及其对2026年的影响 - 延迟主要涉及本年度第四季度预期的投产活动时间点变化 从9月移至11月末甚至12月 可能有个别活动移至2026年初 但影响不显著 主要是季度内的时间调整 对季度收益有直接影响 [27][28][29][30] 问题: 关于Durango系统区域Yazo地层的开发预期 - 西北陆架是生产商的活跃区域 地质条件良好 即使在当前价格环境下仍有活动 公司有能力提供关键的酸性气体外输服务 [33] - 该区域观察到强劲的EnCap并购活动 通常预示着资产开发 同时一些在2023和2024年退出的管理团队或私募股权公司已重返该区域 推动特拉华盆地前沿开发 出现了一些意料之外的新增开发萌芽 [34] - 酸性气体注入项目对于处理该区域主要的酸性气体至关重要 将使国王登陆1号厂转变为酸性气体处理厂 与ECCC管道形成优化平衡 [35] 问题: 关于2026年在长期增长目标中的定位和展望 - 2026年规划尚在进行中 将结合国王登陆全年运营 ECCC管道运营约8-9个月 NGL合同到期 成本削减等正面因素 以及Epic资产剥离和生产者活动水平不确定性等负面因素综合考量 具体指引将于2月公布 [38][39] 问题: 关于2028年新增输送能力的策略及LNG战略的驱动因素 - 新增输送能力是基于客户对墨西哥湾沿岸定价的高需求而获取 公司作为合同对应方参与 [40] - LNG战略是长期讨论的结果 旨在获取从瓦哈到休斯顿船舶频道再到LNG的溢价 此次交易规模可控 合同期限较短（约16-18个月） 受到客户欢迎 是公司业务的有趣拓展 未来可能吸引其他客户用于定价多元化 [41][42] 问题: 关于2025年末剩余时间和2026年对冲商品风险敞口的策略 - 2025年公司大部分产品对冲情况良好 对于2026年 公司目标是在滚动12个月基础上对40%至80%的权益产量进行对冲 目前处于该目标范围内 但WTI价格使其偏向区间低端 [45] 问题: 关于酸性气体注入项目投产后国王登陆1号厂产量爬坡及2号厂宣布时间表的影响 - 国王登陆1号厂目前运行率过半 未来几周及2026年将有更多气源接入 [47] - 国王登陆2号厂考虑的是多年计划 而非仅看未来六个月 其最终投资决定取决于与生产商的多年计划和新气源协议的签署 鉴于长交付周期 需提前规划 [47] - 酸性气体注入项目投产后 国王登陆1号厂将转变为酸性气体处理厂 ECCC管道则处理甜气 这将影响国王登陆2号厂的最佳投资时机 [48][49][50] 问题: 关于是否仍预期在2026年内达到12亿美元的EBITDA运行率 - 2025年未能达到预期运行率的主要原因是产量削减 投产活动延迟以及Epic资产出售 这些因素解释了超过60%的预期差异 [54] - 公司业务的EBITDA增长潜力仍然强劲 但取决于开发活动的持续性 近期石油导向的已探明已开发非在产储量关闭是前所未有的情况 10月份某些日子全系统近20%的现有产量被关闭 市场预期2026年将有新的输送能力上线 促使公司对预测进行根本性重置 [55][56][57] 问题: 关于未来股票回购的使用框架 - 股票回购是资本配置的一部分 公司将权衡股票回购 股息增长和有机项目投资三者 根据对全体利益相关者最有利的原则做出决策 [59] 问题: 关于第四季度EBITDA指引的假设 特别是国王登陆产量和瓦哈价格的极端影响 - 第四季度指引考虑了客户产量削减（包括天然气和石油生产商）以及因瓦哈价格极低（如10月某些日子达-9美元）导致的投产活动延迟 加上Epic出售 这些因素解释了超过60%的指引下调 [62][63] - 公司部分权益产量的C1在盆地内本地定价 这对第四季度预期产生了负面影响 但影响远小于因削减导致的毛利损失 [63] - 国王登陆项目目前正在逐步增加此前被削减的气源 未来4-6周预计还有气源接入 关键问题是石油生产商削减的产量何时恢复 [64] 问题: 关于在近期行业动态背景下对运输和费用合约重新签约的考量 - 2026年将面临合约到期 尽管有新增管道计划 但预计产量增长放缓 整体市场动态仍将有利于卖方 因为新建基础设施需要被填充 公司认为这仍将是一个非常有吸引力的机会 [68][69] 问题: 关于在2028年新输送能力到位前管理瓦哈风险敞口的措施 - 公司目前已有输送能力 明年将增加更多能力 2028年的新增能力是另一增量 公司一直在积极管理风险敞口 [72] 问题: 关于与生产商合作的盆地内电力项目的最新进展 - 与上游客户的讨论仍在继续 在当前资本受到严格审查的环境下 这对客户而言是"锦上添花"而非"必不可少" 但对公司控制电力成本至关重要 公司仍在评估中 设备正在筹备 短期内将有更多信息沟通 [73] 问题: 关于公司在新墨西哥州数据中心相关基础设施投资方面的定位和机会 - 数据中心机会在于公司能够将其残余气体管道网络连接到专用于大型需求用户（如数据中心）的发电来源 CPV项目是一个例子 公司相信会有其他类似机会 可以借此扩展管道网络并供应天然气 [77][78] - 公司拥有和运营的残余气体基础设施位于特拉华南部 正在与多个方面进行对话 包括近期公开宣布的Land Bridge NRG交易 [79] 问题: 关于私营与公开生产商在二叠纪盆地钻探活动的差异 以及特拉华北部未来的客户群趋势 - 观察到私营生产商对价格更为敏感 活动波动性更大 但在价格回升时反应也更迅速 例如COVID后原油价格反弹时 [80] - 特拉华北部客户群呈现良好混合 包括积极寻求库存的私募支持私营公司 以及一些原本专注于州界或德克萨斯州的公开生产商因良好的钻井结果而向北推进 [81] - 在特拉华南部 也存在公开公司不愿钻探的区块由私营公司通过农场方式接手钻探的动态 [82]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为2.43亿美元，可分配现金流为1.58亿美元，自由现金流为5100万美元 [19] - 中游物流板块调整后EBITDA为1.51亿美元，同比下降13%，主要受商品价格下跌、营销贡献减少、销售成本和运营费用上升影响，但Delaware North和South资产产量增加部分抵消了下降 [19] - 管道运输板块调整后EBITDA为9500万美元 [19] - 第三季度总资本支出为1.54亿美元 [19] - 公司将2025年全年调整后EBITDA指引区间下调至9.65亿美元至10.05亿美元，中点较8月份指引下降约6000万美元 [19][24] - 全年指引下调因素包括：King‘s Landing投产延迟（影响约2000万美元）、商品价格波动（影响近3000万美元）、产量削减（影响约2000万美元）、EPIC Crude资产剥离（影响第四季度利润） [19][20][21][23] - 公司杠杆率因出售EPIC Crude获得超过5亿美元现金用于偿还债务而降低约0.25倍 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 中游物流业务受商品价格和运营成本影响业绩下滑，但Delaware North和South系统产量增加 [19] - King’s Landing工厂在9月实现全面商业运营，目前稳定流量超过1亿立方英尺/天，符合最初预期 [6][7] - ECCC管道连接Delaware North和South系统，预计2026年投入运营 [8] - King‘s Landing的酸性气体注入（AGI）项目已达成最终投资决定，预计2026年底投入服务，将显著提高总酸性气体处理能力 [8][9] - 公司与CPV达成协议，将残余气管道网络连接至德克萨斯州Ward County的1350兆瓦CPV Basin Ranch能源中心，为工厂提供主要供应源，该连接无需公司资本投入 [11] - 公司与INEOS签署为期五年的欧洲LNG定价协议，从2027年初开始，通过Permian Highway Pipeline交付相当于每年约500万吨的残余气，价格基于欧洲TTF指数 [12] - 公司还获得了通往美国墨西哥湾沿岸的额外固定运输能力，从2028年开始，增强客户对优质市场的接入 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 受商品价格波动影响，特别是9月Waha天然气价格下跌超过50%（相较于2月假设），导致生产商近20%的产量在10月某些天数被削减，其中约一半来自以石油为重点的生产商 [20][21][22] - Delaware Basin的钻机数量自年初以来下降近20%，反映生产商更为谨慎的态度 [22] - 美国能源信息署（EIA）预测Permian Basin天然气产量从2025年到2026年出口持平，而2025年出口到出口增长约3%，全年同比增长约9% [22] - 行业预计在2026年和2027年初通过GCX压缩扩展、Blackcomb管道和Hugh Brinson管道等项目新增超过50亿立方英尺/天的外输能力，应能缓解外输限制 [21] - 公司在Delaware North的Northwest Shelf地区看到活跃的勘探开发活动，特别是Lieso地层，以及并购活动，预示着未来的开发潜力 [34][35][36] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过King‘s Landing和ECCC管道等战略基础设施项目，以及在酸性气体处理和大规模市场电力供应方面的可扩展解决方案，执行多年有机投资战略 [6][8][11][16] - 酸性气体注入（AGI）项目将增强公司在Delaware North的竞争地位，并可能很快宣布King‘s Landing的加工能力扩展 [9][10] - 公司与CPV的合作模式展示了如何利用基础设施和关系创建资本轻量化的可扩展解决方案，支持长期价值主张 [11][12] - 公司正在积极分析和改进预测假设，包括评估使用AI工具和机器学习，并积极降低所有板块的可控成本 [15][16] - 公司资本配置策略优先考虑长期股东价值，保持资本部署的纪律性，自2022年2月成立以来已通过股息增长和股票回购向股东返还近18亿美元 [26][27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层承认过去四个季度业绩未达预期，部分原因是整合Delaware North系统的挑战以及宏观商品和通胀逆风，但承诺通过改进预测和成本控制来提升表现 [14][15] - 尽管2025年面临短期挑战，管理层对长期战略和有机增长计划的价值创造潜力保持信心 [25] - 商品价格波动直接影响商品关联合同定价和工厂产品组合，间接影响生产商决策，导致近期开发延迟和现有产量削减 [20][21] - 对于2026年，管理层认为存在不确定性，正在与生产商共同规划预算，但指出King‘s Landing全年运营、ECCC管道部分运营、NGL合同到期和成本削减等积极因素，抵消EPIC资产剥离的影响，但生产商活动水平仍是关键变量 [41][42][43][44][45] - 管理层预计Waha价格问题将持续，但外输限制应在明年此时开始缓解 [21] 其他重要信息 - 公司收紧2025年资本支出指引范围至4.85亿美元至5.15亿美元，反映了年底前的能见度和King’s Landing AGI项目的最终投资决定 [26] - 公司在对冲策略上，2025年对C1-C5和WTI产品对冲良好，2026年目标为滚动12个月内对冲权益产量的40%至80%，目前因Waha和WTI价格处于目标区间低端但仍在该范围内 [54][55] - 公司正在评估在盆地内电力项目的机会，以管理电力成本上升，并与上游客户讨论，但目前对生产商而言是“锦上添花”而非“必需”，更多细节将在短期内公布 [93][94] - 公司看到数据中心相关基础设施的投资机会，特别是新墨西哥州南部的项目，公司可通过残余气管道网络连接发电来源，为数据中心或大型需求侧客户供气，CPV项目是首个范例，未来可能有更多类似机会 [98][99][100][101][102] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于生产商延迟的影响和2026年展望 - 延迟主要涉及第四季度的投产活动时间点变化（如从9月移至11月底或12月），而非大量移至2026年，因此对2026年影响有限，延迟会导致季度内收益影响 [29][30][31][32][33] - 2026年展望存在不确定性，管理层正在与生产商规划预算，积极因素包括King‘s Landing全年运营、ECCC管道部分运营、NGL合同到期和成本削减，消极因素包括EPIC资产剥离和生产商活动水平未知，具体指引将在2月提供 [41][42][43][44][45] 问题: 关于Northwest Shelf地区（特别是Lieso地层）的开发预期 - Northwest Shelf是生产商的活跃区域，地质条件好，尽管价格环境挑战，仍有活动，公司有能力提供酸性气体外输，支持该地区增长 [34][35] - 该地区还观察到活跃的勘探开发并购活动，以及一些管理团队或私募公司回归并推进Delaware Basin前沿的开发，为公司资产带来增量开发机会 [36] 问题: 关于2026年EBITDA运行率目标（12亿美元）是否能在2026年实现 - 管理层未直接确认2026年能否达到12亿美元运行率，但指出2025年未达预期的主要原因是产量削减、投产延迟和EPIC出售等因素，占下调指引的60%以上，暗示这些因素缓解后有望恢复增长，但2026年仍取决于生产商活动 [67][68][69] 问题: 关于长期收益增长潜力和基础业务增长前景 - 长期EBITDA增长潜力仍强劲，但取决于持续的开发活动，近期面临的石油导向已开发产量（PDP）削减是自2020年新冠疫情以来未预料到的风险，Waha价格负值导致10月近20%产量削减，但预计外输能力增加将改善价格，公司正借此机会彻底重置预测方法 [70][71][72][73][74] 问题: 关于未来股票回购的框架 - 回购是资本配置的一部分，与股息增长和有机项目投资共同考虑，管理层将根据长期股东利益决定资金分配，每季度评估回购、股息和投资机会 [75][76][77] 问题: 关于第四季度EBITDA指引的假设和Waha价格影响 - 第四季度2.5亿美元中点指引假设了客户产量削减（包括气导向和油导向生产商）以及投产延迟，Waha价格在10月某些天达负9美元加剧了延迟，此外，部分权益产量（C1）在盆地内定价也产生负面影响，但主要影响来自削减导致的毛利损失 [81][82][83][84][85][86] 问题: 关于在TNF（可能指运输合同）上的重新签约策略 - 2026年将有合同到期，管理层认为尽管有新增管道（如Speedway）或NGL管道转气服务，但预计产量减少将使市场仍偏向卖方，费率对公司仍有吸引力，公司将在2026年到期时处理，预计市场动态不变 [86][87][88] 问题: 关于在2028年新增外输能力之前如何管理Waha风险 - 公司目前已有部分外输能力，2028年新增能力是额外部分，公司一直积极管理现有能力，并根据客户增长需求增加容量，以提供墨西哥湾沿岸定价选项 [91][92] 问题: 关于与生产商合作的盆地内电力项目更新 - 该项目仍在评估中，在当前资本 scrutinized 环境下，对生产商是“锦上添花”，但对公司很重要以控制电力成本（2025年电力成本上升），设备正在筹备中，更多细节将很快公布 [93][94] 问题: 关于数据中心相关基础设施机会和公司定位 - 公司可通过残余气管道网络连接发电源，为数据中心或大型客户供气，CPV项目是例子（1350兆瓦，2029年运营），公司正与多方讨论建设联合循环燃气轮机（CCGT）项目，未来有更多机会 [98][99][100][101][102] 问题: 关于私人 vs 公共生产商在Permian的钻探活动差异 - 私人生产商对价格更敏感，活动波动更大（如COVID后油价反弹时率先恢复钻探），但公司Delaware North客户混合了私人公司（积极扩展）和公共公司（向北部推进），Delaware South也有私人公司接手公共公司不钻的 acreage，形成良好混合开发 [103][104][105][106][107]

业绩总结 - 2025年第三季度调整后的EBITDA为2.43亿美元[8] - 2025年第三季度净收入（包括非控股权益）为15,549千美元，较2024年同期的83,654千美元下降81.5%[35] - 2025年第三季度调整后EBITDA为242,634千美元，较2024年同期的265,683千美元下降8.7%[39] - 2025年前九个月的调整后EBITDA为735,584千美元，较2024年同期的733,644千美元增长0.3%[36] - 2025年第三季度的自由现金流为50,882千美元，较2024年同期的164,697千美元下降69.0%[39] 现金流与债务 - 自由现金流为5100万美元[8] - 2025年第三季度的分配现金流为158,488千美元，较2024年同期的184,158千美元下降13.9%[39] - 2025年9月30日的净债务为4,153,863千美元，较2024年6月30日的3,954,300千美元增长5.0%[42] - 2025年第三季度的总债务为4,161,600千美元，较2024年6月30日的3,954,300千美元增长5.2%[42] 资本支出与预期 - 资本支出为1.54亿美元[8] - 2025年调整后的EBITDA指引修订为9.65亿至10.05亿美元[10] - 2025年资本支出指引修订为4.85亿至5.15亿美元[10] 产量与市场预期 - 预计2025年天然气产量增长为低双位数，原油产量增长超过40%[20] - 2025年WTI原油价格预期为每桶约65美元[21] 中游物流与管道运输 - 第三季度中游物流调整后的EBITDA为1.51亿美元，同比下降13%[13] - 第三季度管道运输调整后的EBITDA为9500万美元，同比下降1%[15] 其他财务数据 - 2025年前九个月的净现金提供为494,030千美元，较2024年同期的493,356千美元增长0.1%[36] - 2025年第三季度的利息支出为61,721千美元，较2024年同期的66,029千美元下降6.4%[39] - 2025年第三季度的分配现金流（非GAAP）为468,772千美元，较2024年同期的501,575千美元下降6.5%[39]

财务业绩摘要 - 截至2025年9月的季度 公司营收为199.5亿美元 较去年同期下降3.9% [1] - 季度每股收益为0.28美元 低于去年同期的0.32美元 [1] - 营收较Zacks一致预期229.1亿美元低12.9% 每股收益较一致预期0.33美元低15.15% [1] 运营指标表现 - 中游业务集输量为21581 BBtu/天 略高于两位分析师平均预期的21480.99 BBtu/天 [4] - 中游业务NGL产量为11.49亿桶 略低于分析师平均预期的11.5273亿桶 [4] - NGL和精炼产品运输服务业务中 NGL运输量为24.87亿桶 高于分析师平均预期的23.0715亿桶 [4] - NGL和精炼产品终端量为16.6亿桶 高于分析师平均预期的15.4319亿桶 [4] 分部调整后EBITDA - 州际运输和存储业务调整后EBITDA为4.31亿美元 低于分析师平均预期的4.794亿美元 [4] - 原油运输和服务业务调整后EBITDA为7.46亿美元 略低于分析师平均预期的7.5557亿美元 [4] - NGL和精炼产品运输服务业务调整后EBITDA为10.5亿美元 略低于分析师平均预期的10.6亿美元 [4] - 中游业务调整后EBITDA为7.51亿美元 低于分析师平均预期的8.3662亿美元 [4] 市场表现与背景 - 过去一个月 公司股价回报率为-0.7% 而Zacks S&P 500指数同期上涨1% [3] - 某些关键运营指标对于更准确地反映公司财务健康状况至关重要 [2]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为38.4亿美元，低于去年同期的39.6亿美元 [3] - 排除非经常性项目后，调整后EBITDA与去年同期持平 [3] - 年初至今调整后EBITDA为118亿美元，高于2024年同期的116亿美元 [3] - 第三季度归属于合伙人的经调整可分配现金流（DCF）约为19亿美元 [3] - 2025年前九个月有机增长资本支出约为31亿美元，主要投向NGL与精炼产品、中游业务和州内管道板块 [3] 各条业务线数据和关键指标变化 - NGL与精炼产品板块调整后EBITDA为11亿美元，高于去年同期的10亿美元，主要得益于墨西哥湾沿岸、Mariner East管道和终端吞吐量增长 [4] - 中游业务调整后EBITDA为7.51亿美元，低于去年同期的8.16亿美元，但若排除2024年一次性业务中断索赔的7000万美元收益，则实现同比增长，二叠纪盆地处理量因工厂升级和新厂投运增长17% [5] - 原油板块调整后EBITDA为7.46亿美元，略低于去年同期的7.68亿美元，二叠纪合资项目等管道系统增长被Bakken管道和Bayou Bridge管道运输收入下降所抵消 [5] - 州际天然气板块调整后EBITDA为4.31亿美元，低于去年同期的4.6亿美元，但若排除Rover系统财产税义务结算带来的4300万美元增加，则实现同比增长 [6] - 州内天然气板块调整后EBITDA为2.3亿美元，低于去年同期的3.29亿美元，管道优化减少是主要原因，公司正转向更稳定的长期第三方合同 [6] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年有机增长资本支出指引从50亿美元下调至46亿美元，部分支出推迟至2026年 [7] - 2026年增长资本支出预计约为50亿美元，大部分将投资于天然气板块 [7] - 增长项目储备预计产生中等两位数回报，主要收益增长预计在2026年和2027年体现 [7] - 公司正积极评估将一条二叠纪盆地的NGL管道转换为天然气服务的可能性，以应对NGL运输费率竞争并捕捉数据中心带来的更高收入机会 [13][45][46] - 公司与Enbridge合作，通过Dakota Access管道和ETCOP管道为加拿大原油提供运输能力，以填充现有管道容量并确保长期稳定吞吐量 [22][50][51] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司看到天然气业务服务的强劲需求，预计将支持燃气发电厂、数据中心以及工业和制造业的增长 [8] - Desert Southwest管道项目（Transwestern管道扩张）已获得长期承诺，容量为15亿立方英尺/天，目前正评估进一步增加容量的选项 [8][9] - Hugh Brinson管道项目第一阶段预计不晚于2026年第四季度投运，该系统将提供双向运输能力，连接德州多数燃气公用事业公司和主要交易中心 [10][11][12] - 数据中心和发电厂需求是重要增长动力，公司已与Oracle等签订长期协议，供应约90万百万立方英尺/天的天然气，并拥有超过10亿立方英尺/天的潜在额外供应协议 [15][16][17] - 公司在二叠纪盆地的处理能力持续扩张，Lenora 2和Badger工厂已投运，Mustang Draw工厂预计2026年第二季度投运，Mustang Draw 2已获批建设 [19][20] 其他重要信息 - Bethel天然气储存设施的新洞穴建设已获批，预计将使工作气体储存能力翻倍至超过120亿立方英尺，计划于2028年底投运 [14] - Nederland终端的Flexport NGL出口扩建项目已投入乙烷和丙烷服务，并准备好乙烯出口服务，预计到本十年末超过95%的LPG出口能力将被签约 [20] - 犹他州Price River终端的扩建项目正在进行，预计将使终端出口能力翻倍，成本约为7500万美元，计划2026年第四季度投运 [21] - Lake Charles LNG项目正在与Mid Ocean Energy等潜在股权投资者进行深入讨论，公司计划将自身持股降至20%，项目最终投资决策取决于股权出售和剩余承购量转化为有约束力协议 [23] 问答环节所有的提问和回答 问题: 2025年业绩指引是否包含Sun对Parkland的收购 - 公司澄清当前指引未包含Parkland收购，在不考虑该收购的情况下，预计业绩将略低于指引区间的下限 [28] 问题: Lake Charles LNG项目需要多少合同和股权出售才能达到最终投资决策 - 公司强调需要完成股权出售（将自身持股降至20%）、将剩余承购量的不具约束力协议转化为有约束力协议，并满足严格的资本纪律和风险回报标准，时间紧迫但尚未达到最终投资决策点 [29][30][31][32][77][78][79] 问题: 近期数据中心交易的财务影响和资本支出框架 - 公司表示数据中心交易资本支出通常较低，许多项目只需建设短途支线，回报率具有吸引力，但具体细节因项目而异且受保密协议限制 [35][36][37][71][72][73][74][75] 问题: 2026年业绩的主要驱动因素 - 主要驱动因素包括Flexport项目的全面贡献、二叠纪盆地处理厂的持续填充、新处理厂（如Frack 9）的投运以及Hugh Brinson管道在年底的投运 [40][41] 问题: 将NGL管道转换为天然气服务的考虑因素 - 公司解释此举是出于对NGL运输费率竞争的担忧，以及数据中心需求可能带来更高收入，目前正在评估但尚未做出决定 [44][45][46][47] 问题: 与Enbridge合作的原油项目对收益的影响 - 公司认为这些合作能很好地填充Dakota Access管道因巴肯地区产量持平而可能出现的合同到期后的容量，预计将带来长期稳定的收益 [48][49][50][51][52] 问题: 增长项目储备总量和未来资本支出趋势 - 公司指出2026年资本支出指引为50亿美元，但更长期的数字尚不明确，强调项目储备丰富且回报良好 [55][56][57] 问题: Desert Southwest管道项目的扩容潜力和新增需求来源 - 公司表示该项目已看到超出已签约15亿立方英尺/天的额外需求，有能力增加至少5亿至10亿立方英尺/天的容量，正在评估扩容选项 [58][59][60][61] 问题: 公司是否考虑更大规模地进入发电领域 - 公司明确表示目前看到的发电项目回报率不符合公司标准，更倾向于作为天然气供应商参与 [64] 问题: 天然气储存费率前景和Bethel扩张的独特性 - 公司认为随着LNG出口增长和对可靠性的需求，储存价值将显著上升，但公司会保持资本纪律，不会投机性建设 [65][66][67][68] 问题: Hugh Brinson管道上供应推动和需求拉动合同的构成 - 公司表示该项目初始是需求拉动和供应推动的平衡，但未来的扩张将主要是需求拉动 [82] 问题: 二叠纪盆地天然气出口管道容量激增，客户是否开始锁定气源 - 公司意识到一些终端用户正在尝试锁定气源，并认为二叠纪盆地天然气产量需要显著增长才能满足已宣布的管道需求 [83][84] 问题: 过去一年签约的60亿立方英尺/天新需求中，增量部分占比和隐含费率 - 公司确认这些均为增量业务，隐含的加权平均费率具有吸引力，但由不同类型的合同组成，需谨慎推断 [87][88][89] 问题: 关于加速数据中心电网连接审批的提案对天然气需求的影响 - 公司认为如果提案通过，将极大促进管道业务，加速天然气需求 [92][93][94] 问题: Price River终端扩建项目的需求背景 - 公司强调该项目得到上游产区大量面积的长期承诺支持，原油品质受到炼油厂青睐，且存在下游协同收入机会 [95][96]

业绩总结 - 2025年第三季度调整后的EBITDA为38.4亿美元，较2024年第三季度的39.6亿美元持平[7] - 2025年第三季度可分配现金流为19亿美元[7] - 2022年净收入为5,294百万美元，2023年预计为6,565百万美元，增长约24%[55] - 2022年调整后EBITDA为13,093百万美元，2023年预计为13,698百万美元，增长约5%[55] - 2022年可分配现金流为7,935百万美元，2023年预计为9,249百万美元，增长约16%[55] 用户数据 - NGL出口量同比增长13%，创下合作伙伴新纪录[7] - NGL运输量同比增长11%，创下合作伙伴新纪录[7] - Energy Transfer在全球NGL出口市场的市场份额保持在约20%[36] 未来展望 - 2025年预计增长资本支出约为46亿美元，较之前的50亿美元有所下降[7] - 预计Mustang Draw处理厂将在2026年第二季度投入使用，提供额外275 MMcf/d的处理能力[44] - 预计2024年通过双驱动和碳捕集与封存技术减少的二氧化碳排放量约为822,000吨[48] - 预计在2026年第四季度投入使用的Phase I项目总资本支出约为27亿美元[28] 新产品和新技术研发 - Energy Transfer正在建设8个天然气发电设施，总功率为80 MW，以支持其在德克萨斯州的运营[49] - 与Oracle签署协议，向三家美国数据中心提供约900百万立方英尺/天的天然气[7] - 与Fermi America签署10年协议，提供约30万MMBtu/天的天然气供应[7] 市场扩张和并购 - Desert Southwest扩展项目将包括一条516英里、42英寸的天然气管道，连接Permian盆地与亚利桑那州和新墨西哥州的市场[7] - Desert Southwest项目预计将拥有约1.5 Bcf/d的天然气运输能力，已与投资级客户签订25年期长期合同[25] - Nederland Terminal的Flexport扩展项目预计将增加高达25万桶/日的NGL出口能力[35] - Energy Transfer计划在2026年中期完成Mont Belvieu到Nederland Terminal的管道建设，预计将流量提升至至少70,000桶/日[38] 负面信息 - 2022年来自Sunoco LP的可分配现金流为920百万美元，2023年预计为648百万美元，下降约30%[55] - 2022年维护资本支出为854百万美元，2023年预计为821百万美元，下降约4%[55] 其他新策略和有价值的信息 - 2025年第三季度宣布每单位现金分配增加至0.3325美元，较2024年第三季度增长超过3%[7] - 2022年利息支出为2,564百万美元，2023年预计为2,578百万美元，增长约1%[55] - 2022年折旧、耗竭和摊销费用为4,164百万美元，2023年预计为4,385百万美元，增长约5%[55] - 2022年税收支出为204百万美元，2023年预计为303百万美元，增长约48%[55] - 2022年与非控股权益相关的可分配现金流为848百万美元，2023年预计为1,240百万美元，增长约46%[55] - 2022年非现金补偿费用为130百万美元，2023年预计为151百万美元，增长约16%[55]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA达到12.75亿美元，同比增长19%，环比增长10% [18] - 预计2025年全年调整后EBITDA将接近此前提供的46.5亿至48.5亿美元指导范围的上限 [5][18] - 第三季度末可用流动性为23亿美元，备考合并杠杆率约为3.6倍，处于3-4倍的长期目标范围内 [18] - 2025年净增长资本支出预计约为33亿美元，净维护资本支出预计为2.5亿美元 [18] - 第三季度回购了1.56亿美元的普通股，年初至今回购总额达到6.42亿美元 [18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地天然气进气量在第三季度平均达到创纪录的66亿立方英尺/日，同比增长11%并实现强劲环比增长 [11] - NGL管道运输量平均达到创纪录的102万桶/日 [14] - 分馏量在第三季度大幅增长，平均达到创纪录的113万桶/日 [15] - LPG出口装载量在第三季度平均达到每月1250万桶 [15] - 二叠纪盆地体积较去年同期增长超过3.4亿立方英尺/日，NGL体积较去年同期增长约18万桶/日 [5][6] 各个市场数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地体积在10月份受到低商品价格和风暴导致的一些生产商关闭的影响，但这些体积现已大部分恢复 [11] - 预计2025年二叠纪盆地体积将实现至少10%的增长，基于当前可见度，预计2026年将再次实现强劲的低双位数增长 [11] - 二叠纪米德兰地区的Pembroke II工厂在第三季度投产并保持高利用率，二叠纪特拉华州的Bull Moose II工厂于10月开始运营 [12] - 预计当前在建的处理基础设施在启动时将非常需要，项目按先前提供的时间表进行 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司宣布了多项新的增长项目，包括Speedway NGL运输扩建、德克萨斯州和二叠纪盆地的Yeti天然气处理厂、二叠纪盆地天然气管道系统的Permian、Delaware和Buffalo Run扩建 [7] - 宣布了下一个天然气处理厂Copperhead，位于新墨西哥州和二叠纪盆地的特拉华地区 [7] - 先前宣布的Delaware地区的Forza天然气管道成功进行了开放季节，项目正在推进 [7] - 公司正在二叠纪盆地内继续建设盆地内残留气能力，以帮助管理盆地天然气外输的紧张状况，直到下一波外输能力在2026年上线 [12] - 公司在Blackcomb和Traverse管道中拥有17.5%的股权，目前正在建设中，Blackcomb预计在2026年第三季度完工，Traverse预计在2027年完工 [14] - 公司是二叠纪盆地酸性天然气处理领域的先行者，拥有超过25亿立方英尺/日的酸性气处理能力和7个AGI井，提供无与伦比的服务 [72][73][74] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对二叠纪盆地天然气和NGL体积的长期有意义的增长保持信心，支持因素包括现有生产商客户的自下而上预测、持续的商业成功以及气油比上升的行业趋势 [7][8] - 预计下游资本支出将在2027年后显著降低，同时调整后EBITDA将远高于当前水平，从而带来强劲且增长的自由现金流 [8][9] - 中期和长期展望包括增长调整后EBITDA、增长普通股每股股息、减少股本数量、产生显著且增长的自由现金流，同时保持强劲的投资级资产负债表 [10] - 预计2026年将再次实现强劲的低双位数增长，基于现有的可见度 [11] - 全球LPG需求持续增长，公司出口设施高度签约，基本面未改变 [65][66] 其他重要信息 - 公司计划向董事会建议将年度普通股股息增加至每股5美元，相当于比2025年水平增加25%，如果获得批准，将于2026年第一季度生效并于2026年5月支付 [18] - 公司正在评估第13条分馏生产线（Train 13）的宣布和投产时间 [35] - 公司正在与数据中心社区进行大量对话，鉴于公司在二叠纪盆地的地位和每天聚合和运输的大量天然气，公司有能力帮助满足不断增长的天然气需求 [121] - 处理厂成本范围在2.25亿至2.75亿美元之间，酸性气工厂成本可能达到2.5亿美元或略高，甜气工厂成本在该范围的低端 [101] 问答环节所有提问和回答 问题: 2025年业绩超出最初预期的驱动因素是什么？ [24] - 驱动因素主要是下半年体积增长如预期甚至略好于预期，推动了创纪录的二叠纪NGL运输和分馏量，同时年内波动带来了一些增量天然气和NGL营销机会 [24] - 生产商表现符合或略好于预期，系统上的活动水平没有发生实质性变化 [25] 问题: 基于主要生产商提供的长期展望，对中期增长的看法如何？ [26] - 公司在二叠纪盆地拥有顶尖的足迹和活跃的高质量生产商，获得生产商自下而上的预测，这支撑了对2026年及以后持续增长的信心，即使钻井平台数量持平或略有下降 [27] 问题: 在增加处理厂的过程中，系统其他部分是否需要扩张？ [34] - 预计到2027年下半年，下游支出将相对温和，主要将包括可扩展的分馏能力，取决于G&P方面的增长 [35] - 届时，即使G&P方面处于强劲增长环境，显著更高的EBITDA和较低的下游支出也将带来良好的自由现金流状况 [36] 问题: 盆地内残留气战略的机会规模和回报情况？ [37] - 该战略是与生产商协调，旨在增加可靠性和冗余度，并获得良好的管输费回报 [37] - 投资回报率与公司其他业务相似，属于高质量回报 [39] 问题: 在当前环境下，为何选择投资自有NGL基础设施而非更长期依赖第三方？ [42] - 决策基于资本效率和对客户的运营支持，通过第三方运输一段时间后，将基础负荷体积转移到自有管道，从而降低项目风险 [43][44][45] - 拥有和运营自有资产能够提供灵活性、可替代性和冗余度，为股东创造价值 [44][45] 问题: 二叠纪盆地内预计下一个瓶颈在哪里？ [46] - 瓶颈可能出现在工厂层面或外输层面，当前残留气外输非常紧张，预计2026年底有两条新管道上线，届时将需要并得到充分利用 [46][47] 问题: 第四季度EBITDA相对第三季度的预期以及可能的阻力？ [51] - 预计第四季度EBITDA可能环比略有下降，原因包括10月因低商品价格导致的关闭、11月计划中的管道维护以及保守估计 [51][52] - 但高于指导范围上限的可能性大于低于的可能性 [52] 问题: 第三季度分馏量大幅增长是否可持续？ [53] - 第三季度增长部分由于上半年维护导致的分馏能力受限恢复，随着Train 11和Train 12投产，分馏能力将增加并得到高度利用 [53] 问题: 决定明年增加股息25% versus 更侧重回购的考量？ [61] - 公司采取"全包括"的资本配置方法，有能力显著增加股息并继续进行机会主义股份回购，未来计划继续增长股息并进行回购 [62][63] 问题: 本季度LPG出口量是否符合预期以及终端需求情况？ [64] - 出口量通常在下半年有所回落，基本面未变，需求全球增长，公司高度签约，2027年的出口项目与预期的全球需求增长相关 [65][66] 问题: 在二叠纪酸性气处理领域的竞争优势和增长机会？ [71] - 公司是该领域的先行者，多年前开始投资酸性气处理设施并锁定区块，拥有强大的系统、可替代性和冗余性，竞争优势明显 [72][73][74] 问题: Forza项目的具体情况和回报？ [75] - Forza是一条36英里的州际管道，将体积从新墨西哥州输送到德克萨斯州，由生产商兴趣驱动，回报与公司投资组合的其他部分一致 [76][77] 问题: Speedway管道何时需要扩建至满负荷设计容量以及方式？ [81] - 从50万桶/日扩建至100万桶/日主要通过增加泵站实现，资本投入远低于初始容量，将根据体积增长分阶段进行 [82][83] 问题: 中大陆（Midcon）地区活动水平的变化和展望？ [85] - 该地区活动水平有所增加但并非大幅激增，如果天然气价格走强，未来可能成为机会，公司有工厂产能，资本投资回报有利 [86] 问题: 二叠纪米德兰与特拉华地区活动水平的当前看法和预期？ [91] - 两个地区均呈现良好增长，目前特拉华地区增长略强，对所有在建工厂的高度利用率持乐观态度 [92][93] 问题: 二叠纪盆地不同区域气油比（GOR）的变化趋势？ [94] - 未看到广泛或大幅的GOR波动，但持续看到GOR上升的广泛趋势，公司是受益者 [95] 问题: 处理厂成本上升是否影响利润率预期？ [99] - 成本范围仍在2.25亿至2.75亿美元，资本成本不直接转嫁给生产商，但计入整体费率，公司仍具有高度竞争力并获得良好回报 [101] 问题: 二叠纪盆地竞争格局和费率情况？ [105] - 竞争一直存在且可能持续，公司通过资产系统、运营能力、酸性气处理策略和一体化价值主张进行差异化竞争，能够维持费率溢价 [106][107][108] 问题: Speedway管道16亿美元成本是否已完全确定？ [110] - 对成本估算感觉良好，团队在项目宣布前已提前采购管道，预算中包含应急费用，但团队努力超额完成 [111][112] 问题: 长期稳态资本支出估算当前为多少？ [117] - 2024年2月提供的框架（约17亿美元）仍有参考价值，考虑到成本略有上升、业务规模扩大以及新增残留气和CCUS支出，可能略有上调但仍属适度 [117][118] - 该框架是多年平均值，Speedway投产前支出高于平均，投产后将低于平均 [120] 问题: 对数据中心需求兴趣的看法？ [121] - 正与多方进行大量对话，公司有能力帮助满足电力需求和LNG容量翻倍带来的天然气需求增长 [121] 问题: NGL业务展望和未来处理厂建设节奏？ [125] - 中长期展望将由生产商活动和商业执行驱动，将决定G&P支出的节奏 [126] 问题: 2027-2028年自由现金流拐点时期40-50%派息率的实现方式？ [128] - 40-50%的资本回报目标是多年平均值，某些年份可能低于，某些年份可能高于 [129] - 2027年下半年后，公司将处于有利位置，继续增加股息、进行机会主义回购，并可能降低杠杆率，重点仍将是有机增长和股东回报 [130]