DENVER, April 30, 2025 /PRNewswire/ -- Antero Midstream Corporation (NYSE: AM) ("Antero Midstream" or the "Company") today announced its first quarter 2025 financial and operating results.  The relevant unaudited condensed consolidated financial statements are included in Antero Midstream's Quarterly Report on Form 10-Q for the three months ended March 31, 2025.First Quarter 2025 Highlights: Low pressure gathering and processing volumes increased by 1% and 3%, respectively, compared to the prior year quarte ...

财务数据和关键指标变化 - 2025年第一季度净收入为1.61亿美元，2024年第四季度为1.72亿美元；调整后EBITDA为2.92亿美元，2024年第四季度为2.98亿美元；总营收（不包括过账收入）减少约1300万美元，主要因第一季度恶劣天气导致吞吐量下降，处理收入减少约700万美元，收集收入减少约600万美元；总成本和费用（不包括折旧、摊销、过账成本和LM4收益的按比例份额）减少约700万美元，主要由于第三方处理费用降低和综合协议及员工继任协议下的G&A分配减少 [12] - 第一季度资本支出约为5000万美元，净利息（不包括递延融资成本的摊销）约为5100万美元，调整后自由现金流约为1.91亿美元；季度末循环信贷额度的提款余额为1.28亿美元 [13] - 2025年第二季度预计净收入约为1.7 - 1.8亿美元，调整后EBITDA约为3 - 3.1亿美元；预计全年净收入为7.15 - 7.65亿美元，调整后EBITDA为12.35 - 12.85亿美元；预计全年资本支出约为3亿美元，调整后自由现金流为7.35 - 7.85亿美元；预计在全额支付目标增长分配后，调整后自由现金流约为1.35亿美元 [13] - 自2021年初以来，公司已通过增值回购向股东返还19.5亿美元；自2021年以来，A类股的分配增加了约57%；公司杠杆率约为调整后EBITDA的3.1倍，是同行中最低之一；预计到2027年将产生超过12.5亿美元的财务灵活性用于增加股东回报 [10][11] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度天然气处理吞吐量平均为4.24亿立方英尺/天，原油码头吞吐量为12.5万桶/天，水收集吞吐量为12.6万桶/天，与指导一致，与第四季度相比吞吐量下降，部分被第三方石油量增加和3月的强劲复苏抵消 [6] - 预计第二季度石油和天然气系统的量将从第一季度增长，部分被季节性维护活动增加所抵消 [7] 各个市场数据和关键指标变化 - 2025年第一季度，Hess报告Bakken的净产量平均为19.5万桶油当量/天；预计第二季度Bakken净产量在20.2 - 21.5万桶油当量/天之间，中点较第一季度增长约9% [6] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司专注于执行有纪律、低风险的投资策略，以满足盆地需求，同时保持可靠运营和强劲财务表现；增长战略预计将产生可持续现金流，并为股东创造返还额外资本的机会 [9] - 2025年专注于完成两个新的压缩机站及其相关收集系统，以及启动Capa天然气厂的土建工程；全年资本支出预计约为3亿美元 [9] - 公司财务战略优先向股东返还资本，目标是到2027年A类股年度分配至少增长5%，由现有MVC支持 [11] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管面临挑战性天气，公司在第一季度仍实现了强劲的运营和财务表现；预计全年各季度调整后EBITDA将随着量的增加而增长，预计下半年调整后EBITDA较上半年高约11% [5][14] - 公司对Bakken的活动感到乐观，Hess和第三方业务活动保持稳定；MVC提供了保护，公司有能力在市场波动期间保持稳定和可见性 [20][22] 其他重要信息 - 公司将于秋季晚些时候和明年年初设定2028年的MVC；长期来看，第三方预计占公司总产量的约10%，Hess仍占大部分产量 [21][26] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 鉴于宏观经济波动，Bakken业务的敏感性及如何监测 - 公司表示Bakken盆地依赖运营商，Hess活动无变化，计划全年运行四个钻机，远高于MVC水平；MVC有效期至2027年，公司预计近期活动无重大变化，有能力在波动期间保持稳定 [20][22] 问题2: 超过MVC的量的拆分及表现 - 公司称MVC设定在提名的约80%，预计长期第三方占总产量约10%；第一季度石油量略超过天然气量，因捕获第三方产量；公司不断寻找机会增加量，Hess仍占大部分产量 [26][27] 问题3: 如何看待钻机减少的风险及钻机水平在2025 - 2027年展望中的考虑 - 公司表示关注长期供需，Bakken是美国重要盆地，预计活动水平相对稳定；MVC提供保护，预计石油和天然气量将继续增长 [31] 问题4: 二次发行和回购的节奏是否有变化 - 公司称二次发行取决于投资者需求，无具体计划或节奏；预计2027年前有超过12.5亿美元的财务灵活性，计划每年进行多次回购，过去几年平均每季度约1亿美元，但不固定 [36][37] 问题5: 目前天然气处理量情况及是否恢复到预测范围 - 公司表示1 - 2月天气挑战影响了第一季度表现，但目前已强劲恢复；团队在上下游管理方面表现出色，对全年量达到指导目标持乐观态度 [42][44] 问题6: Hess在什么油价下会考虑将钻机数量降至三个 - 公司表示关注长期，Hess和Hess Midstream准备应对极端价格环境；Bakken盆地活动水平相对稳定，Hess钻井效率提高降低了盈亏平衡点 [47][49] 问题7: 在原油产量近期持平的情况下，盆地天然气增长情况如何 - 公司预计随着油井成熟，GOR将随时间增加，天然气量将继续增长；从宏观上看，预计盆地天然气从约30 - 35亿立方英尺增长到50 - 60亿立方英尺 [55][56] 问题8: 12.5亿美元灵活性中，杠杆能力和超额现金流的占比及资本分配中对杠杆目标的看法 - 公司称约一半来自杠杆能力，预计到2026年底杠杆率降至2.5倍以下；另一半来自超额自由现金流，因自由现金流增长快于目标增长 [58][59] 问题9: Hess增加四英里侧钻井对Hessam未来资本支出强度的影响 - 公司表示大部分井垫位置已确定，三英里和四英里侧钻井位置与两英里侧钻井相近；预计与井连接相关的持续资本支出不会有重大变化 [62][63] 问题10: 对盆地新提议的天然气管道及整体天然气出口情况的看法 - 公司表示与Hess密切合作确保流量保障，有足够能力将天然气运出盆地；Bison系统专注于残余天然气出口，Hess是Bison Express系统的托运人，增加了灵活性 [67][68]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第一季度，ONEOK归属净利润达6.36亿美元，即每股1.04美元；调整后息税折旧及摊销前利润（EBITDA）为17.8亿美元，若剔除交易成本则为18.1亿美元 [11] - 收购的EnLink和Medallion资产在第一季度贡献近4.5亿美元，预计2025年总增量协同效应达2.5亿美元 [12] - 本季度末，公司在35亿美元信贷安排下无未偿还借款，现金超1.4亿美元；3月用现金偿还2.5亿美元到期优先票据，预计2026年杠杆率趋向3.5倍目标 [13] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气液体（NGL）业务 - 第一季度NGL业务量同比增长4%，其中落基山脉地区增长15%，墨西哥湾沿岸二叠纪地区增长8%；4月系统平均业务量近48万桶/日 [17] - 中部地区因季节性天气和乙烷减少，业务量降低；4月因天气转暖、乙烷回收率提高和俄克拉荷马州业务增长，平均业务量超54万桶/日 [18] - 墨西哥湾沿岸优质NGL业务量4月平均超50万桶/日，预计未来几个季度ONEOK天然气处理厂和第三方业务量将增加 [19] 精炼产品和原油业务 - 第一季度精炼产品业务量同比基本不变，预计未来几个月因农业活动和夏季旅游旺季需求增加，业务量将上升 [20] - 2025年第一季度米德兰原油收集业务量同比增长超20%，预计全年更多业务量将流向长途管道 [21] 天然气收集和处理业务 - 通过收购，公司在二叠纪盆地增加17亿立方英尺/日处理能力，在中部地区处理能力翻倍 [21] - 二叠纪盆地有16台活跃钻机，预计将填满现有处理能力；米德兰将搬迁一座1.5亿立方英尺/日的工厂，特拉华有现有处理设施的扩建项目 [22] - 中部地区4月处理业务量平均超24亿立方英尺/日；落基山脉地区第一季度处理业务量平均近16亿立方英尺/日，4月平均近17亿立方英尺/日 [23][24] 天然气管道业务 - 俄克拉荷马州天然气存储扩建项目已完成，下月全面投入使用，增加40亿立方英尺工作存储能力，80%已与第三方签约 [27] - 路易斯安那州杰斐逊岛存储枢纽扩建项目正在进行，将分两阶段增加约85亿立方英尺存储能力，第一阶段预计2028年完成，第二阶段预计2029年完成，该项目已获第三方全额认购 [27] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司密切关注大宗商品价格、生产商活动、通胀趋势和监管动态等宏观经济指标，以应对市场变化 [6] - 全球对液化天然气（LNG）和液化石油气（LPG）的需求预计将持续增长，美国墨西哥湾沿岸LNG建设未来五年将增加100亿立方英尺/日产能，人工智能数据中心需求将增加30 - 80亿立方英尺/日 [34] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司执行收购相关协同效应，完成有机增长项目，以支持全年及未来盈利增长 [4] - 接近完成多个有机增长项目，如西德克萨斯NGL管道扩建和埃尔克溪管道扩建；多个关键协同项目接近完成，预计为2025年下半年和2026年盈利提供动力 [5] - 战略上追求系统内商业协同，如连接蒙特贝卢和康威的NGL分馏及存储基础设施与休斯顿和中部地区精炼产品资产，预计下半年完成，增加战略系统未来整合贡献 [19] - 公司通过增加规模、拓展需求拉动市场、实现地理多元化和整合系统，构建独特盈利催化剂，资产位于美国页岩盆地，与大型生产商合作，保持强大资产负债表和投资级信用评级，以应对市场不确定性 [7][8][10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司经营环境存在宏观经济市场变量，但公司结构使其能在不同周期中表现良好，有信心持续创造价值 [6] - 第一季度业绩符合预期，确认2025年财务指引和2026年展望，预计季节性精炼产品需求、业务量增长、已完成资本项目和额外协同效应将推动未来季度业绩提升 [4][14] - 尽管外部环境动态变化，但公司业务长期基本面强劲，有信心实现持续增长，员工的奉献和创新是成功的驱动力 [28] 其他重要信息 - 公司2025年第二季度静默期从7月结账时开始，至8月初发布财报结束，投资者关系团队全天可提供后续跟进服务 [102] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1：请详细说明协同效应及2026年展望的信心来源 - 全球对LNG和LPG的需求预计持续增长，公司所在地区有相关机会 [34] - 许多协同项目不依赖业务量，如连接NGL和精炼产品基础设施，提高混合效率；在收集和处理环节提高效率；在二叠纪原油收集系统中增加长输管道业务量 [36][37] - 公司持续关注采购机会，随着合同到期，有望降低成本 [38] 问题2：生产商要求让步的情况及潜在双赢解决方案 - 生产商首先关注钻井和完井服务提供商，公司与生产商重新签约时，会寻求双赢机会，符合公司收购和捆绑战略 [40][41] 问题3：LPG出口项目是否受关税影响及原油期货远期升水对存储的影响 - 关税未影响LPG出口项目和合同策略，LPG作为副产品需出口到国际市场，出口量保持稳定 [44][45] - 若原油期货进入远期升水市场，公司系统内的原油存储有机会获得收益 [46] 问题4：宏观环境恶化时资本支出计划的灵活性 - 公司过去十年曾两次调整资本计划，约10亿美元年度资本可灵活调整，长期大型项目可暂停，待市场恢复后重启 [49][50] 问题5：2025年协同效应的进展情况 - 2025年大部分协同效应已在进行中，如连接EnLink和Medallion系统、将NGL系统与精炼产品系统连接等项目 [53][54] - 协同效应主要由公司控制，不依赖合同签署或业务量出现，主要是互连工作需要时间 [56] - 随着新合同开始，成本节约机会将逐步显现，如财产保险成本大幅降低 [58] 问题6：巴肯地区业务量趋势及乙烷回收对市场定价的敏感性 - 巴肯地区只需低个位数增长就能实现全年目标，目前业务量从冬季恢复良好，预计5月及后续业务量将增加 [63][64] - 乙烷回收受价格影响，公司可根据价格调整回收量，部分回收量已锁定；中国对美国乙烷需求预计将持续 [66][67][68] 问题7：第一季度NGL业务量中乙烷拒绝情况是否超预期 - 第一季度乙烷拒绝情况符合预期，夏季天然气价格下降，乙烷回收率上升，预计全年如此；二叠纪大部分时间将完全回收乙烷，中部地区回收情况不定，落基山脉地区通常不回收，除非捕捉价差 [73][74] 问题8：请解释幻灯片5的含义及第一季度天气对收益的影响 - 到2027年，四家公司合并预计可实现约13亿美元的增量EBITDA，幻灯片结合了协同效应和增长项目，展示长期增长机会 [77][78] - 第一季度天气通常会影响收益，但公司已将其纳入预测；温暖天气时公司会抓住机会盈利，主要关注春季和二、三季度业务量提升 [81][82] 问题9：目前是否仍符合2025年EBITDA指导中点及幻灯片5中2027年数据的理解 - 公司确认2025年财务指引，目前业绩符合2025年2月给出的指导 [83] - 2026年协同效应和增长提升为8.7亿美元，2027年为13亿美元，同比增长超4亿美元，这是新项目带来的阶梯式增长 [84][85] 问题10：请说明二叠纪业务量增长节奏及精炼产品混合业务情况 - 二叠纪业务量增长主要由新井连接驱动，特拉华有快速扩建机会，预计年底业务量将填满资产 [89][90] - 2025年精炼产品混合业务策略与2024年春季相同，通过销售存储产品和远期销售，预计二、三季度将获得额外收益 [92] 问题11：LPG出口码头设施情况及天然气管道业务是否能超全年EBITDA指导 - 公司目前生产的丙烷足以填满码头，码头建成后，原本通过第三方码头出口的产品将转移到公司码头 [95][96] - 天然气管道业务第一季度表现良好，预计全年也将如此；下个月将投入使用的40亿立方英尺存储设施，80%已签约，其余用于运营存储或机会性业务；公司在路易斯安那州有活跃的工业需求讨论，该业务虽小但前景良好 [98][99]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第一季度归属于ONEOK的净利润总计6.36亿美元，即每股1.04美元 [11] - 第一季度调整后EBITDA为17.8亿美元，若排除交易成本则为18.1亿美元 [11] - 收购的EnLinked和Medallion资产在第一季度贡献了近4.5亿美元 [12] - 2025年预计实现总计2.5亿美元的增量协同效应 [12] - 季度末，公司在35亿美元信贷安排下无未偿还借款，现金超过1.4亿美元 [14] - 3月，公司用手头现金偿还了2.5亿美元到期的高级票据 [14] 各条业务线数据和关键指标变化 天然气液体（NGL）业务 - 第一季度NGL业务量同比增长4%，其中落基山脉地区增长15%，墨西哥湾沿岸二叠纪地区增长8% [17] - 4月，落基山脉地区业务量平均接近48万桶/日，墨西哥湾沿岸优质NGL业务量平均超过50万桶/日 [17][19] - 4月，中部地区业务量平均超过54万桶/日 [18] 精炼产品和原油业务 - 第一季度精炼产品业务量与去年同期基本持平 [20] - 2025年第一季度米德兰原油收集量同比增长超20% [21] 天然气收集和处理业务 - 在二叠纪盆地增加了17亿立方英尺/日的处理能力，在中部地区处理能力增加了一倍多 [21] - 二叠纪盆地目前有16台活跃钻机，米德兰正在搬迁一座1.5亿立方英尺/日的工厂，特拉华有现有处理设施的扩建项目 [22] - 4月，中部地区处理业务量平均超过24亿立方英尺/日 [23] - 2025年第一季度落基山脉地区处理业务量平均近16亿立方英尺/日，4月平均近17亿立方英尺/日 [24] 天然气管道业务 - 俄克拉荷马州天然气存储扩建项目已完成，下个月将全面投入使用，增加40亿立方英尺的工作存储容量，其中80%已与第三方签订合同 [26] - 路易斯安那州杰斐逊岛存储枢纽扩建项目正在进行中，将增加约85亿立方英尺的存储容量，分两阶段完成，第一阶段预计2028年完成，第二阶段预计2029年完成，该项目已获得第三方全额认购 [26] 各个市场数据和关键指标变化 未提及相关内容 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续执行与收购相关的协同效应，结合有机增长项目的完成和服务需求，将支持全年及以后的盈利增长 [5] - 公司接近完成几个有机增长项目，包括西德克萨斯NGL管道扩建和埃尔克溪管道扩建 [6] - 公司正在战略性地追求整个系统的商业协同效应，如连接蒙特贝卢和康威的NGL分馏和存储基础设施与休斯顿和中部地区的精炼产品资产 [19] - 公司致力于优化现有资产，在二叠纪盆地等高增长地区进行战略扩张，并利用综合布局满足美国中游基础设施不断增长的需求 [28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司认识到运营环境中存在许多不断变化的宏观经济市场变量，密切监测大宗商品价格、生产商活动、通胀趋势和监管动态等宏观经济指标 [7] - 公司认为自身结构能够在不同周期中表现良好，有能力继续创造价值，原因包括规模扩大、需求拉动市场、地理多元化、综合系统、独特的盈利催化剂、战略资产布局和强大的资产负债表 [8][9][10] - 公司第一季度业绩符合预期，确认了2025年财务指引和2026年展望，预计季节性精炼产品需求、冬季业务量增长、已完成的资本项目和额外的协同效应将在未来几个季度提高业绩 [5][15] 其他重要信息 - 公司发布了第一季度财报和演示文稿，可在公司网站上查看 [3] - 公司提醒电话中的前瞻性陈述受1933年和1934年《证券法》安全港条款的保护，实际结果可能与预测有重大差异 [3] - 公司第二季度的静默期从7月结账时开始，到8月初发布财报时结束，IR团队全天可提供后续跟进服务 [101] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请详细说明协同效应及2026年展望的信心来源 - 全球对LNG和LPG的需求预计将持续，公司所在地区有相关机会 [34] - 许多协同项目不依赖业务量，如连接NGL和精炼产品基础设施、提高混合效率等，且不受价格环境影响 [36] - 公司在采购方面有降低成本的机会 [38] 问题2: 与生产商的客户对话情况，是否有双赢解决方案 - 生产商首先关注与钻井和完井相关的服务提供商 [39] - 公司与生产商的合同续约时，会寻求双赢的领域，客户认可公司的价值 [41] 问题3: LPG出口项目是否受潜在关税影响 - 潜在关税未影响项目或合同签订方式，LPG是副产品，需出口到国际市场，出口量一直较为稳定 [44][45] 问题4: 若原油进入深度期货溢价市场，公司系统的存储有何潜在顺风 - 公司系统有大量原油存储，若进入期货溢价市场，有机会在近月存储产品并远期出售，获得存储顺风 [46] 问题5: 在宏观环境进一步恶化的情况下，公司资本支出计划可灵活下调多少 - 公司过去有应对类似情况的经验，约1亿美元的年度资本支出可根据生产商活动自然调整，长期大型项目可暂停，待市场恢复后重启 [50][51] 问题6: 截至4月，2025年协同效应有多少已在进行中 - 2025年的大部分协同效应已在以某种形式进行中，如连接系统、资本建设等，但部分项目需要时间完成 [54][55][56] - 公司对协同效应有高度信心，且多数协同效应在公司控制范围内 [57][58] - 公司自2月1日起完全控制EnLink系统，已在一些成本方面实现节约，随着新合同开始，更多节约将逐步体现 [60][61] 问题7: 巴肯地区今年剩余时间的趋势如何，需要多少增长才能达到全年指引 - 只需低个位数增长就能达到指引，目前情况良好，随着春季到来，业务量有望增加，给全年带来动力 [64][65] 问题8: 巴肯地区乙烷回收对市场定价的敏感度如何 - 目前乙烷回收受价格影响较大，公司可根据价格情况灵活调整回收量，部分回收量已提前锁定 [67][68] - 预计中国对乙烷的需求将持续 [69] 问题9: 第一季度NGL业务量整体较轻，是否有比预期更多的乙烷拒绝情况，是否会影响全年 - 第一季度乙烷拒绝情况符合预期，目前整个系统的乙烷回收率上升，预计全年都会如此 [73][74] 问题10: 请解释幻灯片5的含义，是否意味着到2027年合并四家公司可实现约13亿美元的增量EBITDA - 到2027年确实可实现约13亿美元的增量EBITDA，该幻灯片结合了收购时的预测、协同效应和增长项目，展示了长期增长机会 [77][78] 问题11: 若第一季度天气不是主要逆风因素，机会成本或损失的收入/EBITDA是多少 - 若没有恶劣天气，会有更多EBITDA机会，但公司在预测时已考虑到第一季度的天气影响，通常会在春季和后续季度看到业务量提升 [80][81] 问题12: 截至目前，公司是否仍在朝着2025年EBITDA指引的中点发展 - 公司确认了2月给出的财务指引，目前仍符合指引 [82] 问题13: 请确认幻灯片5中2027年数据点的含义，即2027年比2026年有超过4亿美元的同比增长 - 从2026年到2027年，随着新项目的推进和实施，会带来协同效应和增长项目的提升，呈现阶梯式增长 [83][84] 问题14: 请详细说明二叠纪地区业务量增长的节奏，以及增长是来自系统效率提升还是新井连接 - 业务量增长主要由新井连接驱动，公司在收购EnLink系统前在二叠纪没有G&P业务，目前的活动水平将填满资产，特拉华有一些快速扩建机会正在进行中 [88][89] 问题15: 请解释精炼产品混合业务的第一季度结果，以及是否会出现类似2024年第二季度的非季节性产品利润率上升情况 - 公司采用与2024年相同的策略，将存储产品混合后远期销售，预计在第二、三季度会有额外收益 [91] 问题16: 关于LPG出口码头设施，是否意味着公司系统中已经有足够的业务量来填满设施 - 公司目前生产的丙烷足以填满码头设施，当自有码头建成后，原本通过第三方码头出口的产品将转移到自有码头 [95] 问题17: 天然气管道业务第一季度表现良好，是否有望超过全年EBITDA指引 - 天然气管道业务第一季度表现出色，通常该季度因供暖需求表现较好，且全年都有优势 [97] - 下个月将有40亿立方英尺的存储设施投入使用，80%已预订，其余可用于运营存储或其他机会 [97] - 公司在路易斯安那州有活跃的需求讨论，该业务虽小但前景良好 [98]

文章核心观点 DT Midstream公布2025年第一季度财报，净收入和运营收益可观，董事会宣布分红，公司业务进展良好且有发展规划，同时介绍了非GAAP指标的使用原因及相关财务数据的调整和计算方式 [1][2] 财务业绩 - 2025年第一季度报告净收入1.08亿美元，摊薄后每股1.06美元，运营收益1.08亿美元，摊薄后每股1.06美元，调整后EBITDA为2.8亿美元 [1] - 董事会宣布普通股每股0.82美元股息，7月15日支付给6月16日收盘时登记在册的股东 [2] 业务进展 - 成功将新州际管道集成到财务系统 - 启动中西部天然气传输新发电厂支线建设活动 - 继续推进约23亿美元有机项目储备 [7] 公司介绍 - 拥有、运营和开发天然气州际和州内管道、存储和集输系统等设施，为美国南部、东北部、中西部及加拿大客户提供服务 - 计划到2050年实现温室气体净零排放，2030年实现30%碳排放减少 [4] 非GAAP指标使用原因 - 运营收益排除非经常性项目等，管理层认为能更有意义地反映公司持续运营收益，用于对外沟通和内部绩效评估 [5] - 调整后EBITDA有助于理解运营结果和业务持续表现，用于评估各报告部门业绩和战略规划预测 [6][8] - 可分配现金流用于估计资产偿债、纳税和维护投资后产生现金收益的能力，可用于分红、偿债或扩张支出 [9] 财务数据调整与计算 - 提供运营收益、调整后EBITDA和可分配现金流与净收入的调节表，展示不同时期和业务板块数据 [17][19][25] - 调整后EBITDA计算涉及加回或扣除多项费用，可分配现金流计算考虑更多现金相关项目 [25][30] 前瞻性声明 - 包含前瞻性声明，受多种因素影响，实际结果可能与预期有重大差异 [11][13] 联系方式 - 投资者关系联系人为Todd Lohrmann，电话313.774.2424，邮箱investor_relations@dtmidstream.com [31]

巴菲特投资主题相关高收益股票推荐 核心观点 - 尽管巴菲特未直接持有这三只股票，但它们符合其偏好的投资主题：中游能源、公用事业和被低估的银行[1] 中游能源领域 - 伯克希尔哈撒韦在能源领域重点布局中游业务，采用收费模式使收入和盈利更稳定[2] - 加拿大中游巨头Enbridge提供57%的高股息收益率，且连续30年增加股息（以加元计）[3] - 公司未来股息增长由截至2029年的150亿美元资本支出计划支撑[3] - 业务模式虽不激进但稳定可靠[4] 公用事业领域 - 伯克希尔哈撒韦通过受监管的公用事业业务获得垄断性区域市场地位，增长缓慢但抗经济衰退[5] - Black Hills提供44%股息收益率，市值约40亿美元，已实现55年连续股息增长[6] - 客户数量增速达美国整体人口增速的3倍，为未来费率上调及资本计划创造条件[6] 被低估银行股 - 巴菲特曾通过投资困境中的美国银行获得超额回报，当前多伦多道明银行（TD Bank）因美国业务受资产上限限制而股价较2022年峰值下跌25%[7][8] - 核心加拿大业务受严格监管保护，但美国分部因涉洗钱问题需数年整改[8][9] - 长期来看问题属暂时性，当前48%股息收益率提供低风险反转机会[9] 投资逻辑延伸 - 无需复制巴菲特持仓，但可借鉴其在中游能源、公用事业领域的配置逻辑及逆向投资银行股的思路[10]

公司业绩 - 公司2025年第一季度净收入达6.91亿美元（含非控股权益），归属于公司的净收入为6.36亿美元，摊薄后每股收益1.04美元 [4][8] - 调整后EBITDA为17.75亿美元，同比增长23%，主要受益于EnLink和Medallion的完整季度贡献及洛基山地区天然气液体（NGL）和天然气处理量增长 [4][11][14] - 洛基山地区NGL原料输送量同比增长15%，天然气处理量增长7% [8] 业务板块表现 - **天然气液体板块**：调整后EBITDA为6.35亿美元（2024年同期5.88亿美元），资本支出1.71亿美元（同比减少32%） [13] - **精炼产品与原油板块**：调整后EBITDA达4.71亿美元（同比增24%），资本支出1.41亿美元（同比增236%） [13] - **天然气集输与处理板块**：调整后EBITDA为4.91亿美元（同比增60%），主要因EnLink贡献6400万美元及附属管道输送量增加 [14][16] - **天然气管道板块**：调整后EBITDA增长28%至2.12亿美元，EnLink贡献8000万美元抵消了3200万美元的州际管道剥离影响 [17][25] 战略行动与资本管理 - 2025年1月完成EnLink Midstream收购，2月宣布在得克萨斯城合资建设40万桶/日的液化石油气出口终端及配套管道 [9] - 第一季度以1740万美元回购19万股普通股，累计回购186.5万股（总金额1.89亿美元） [9] - 3月到期偿还2.5亿美元3.2%优先票据，4月宣布季度股息每股1.03美元（年化4.12美元） [9] - 公司持有1.41亿美元现金及等价物，未使用35亿美元信贷额度 [9] 行业与运营动态 - 公司通过6万英里管道网络提供天然气、NGL、精炼产品和原油的中游服务，覆盖北美及国际能源需求 [22] - 运营成本增加主要来自员工相关费用上升（如天然气集输板块增加1300万美元）及甲烷费用计提 [14][24] - 商品价格波动影响部分抵消增长：NGL实现价格下降导致1900万美元损失，但天然气和凝析油价格上升部分弥补 [24] 财务指标说明 - 调整后EBITDA为非GAAP指标，剔除利息、税项、折旧等非现金项目，包含非并表附属公司贡献 [19][21] - 第一季度包含4200万美元交易成本（EnLink收购相关），税后摊薄每股影响0.05美元 [4][5]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第一季度调整后EBITDA为24亿美元，DCF覆盖率为1.7倍，留存DCF为8.42亿美元 [6] - 2025年第一季度归属于普通股股东的净利润为14亿美元，摊薄后每股0.64美元，2024年第一季度为每股0.66美元 [14] - 2025年和2024年第一季度调整后运营现金流均为21亿美元 [14] - 2025年第一季度宣布每股分配0.35美元，较2024年第一季度增长3.9%，将于5月14日支付给4月30日收盘时登记在册的普通股股东 [15] - 第一季度在公开市场回购约180万股普通股，花费6000万美元；截至2025年3月31日的12个月内，总回购额为2.39亿美元，约800万股EPD普通股，使回购计划下的总购买量约达12亿美元 [15] - 截至2025年3月31日的12个月内，公司的股息再投资计划和员工股票购买计划在公开市场共购买600万股普通股，花费1.81亿美元，其中第一季度购买110万股，花费3500万美元 [15] - 截至2025年3月31日的12个月内，公司向有限合伙人支付约46亿美元的股息，加上同期2.39亿美元的普通股回购，总资本回报为49亿美元，调整后运营现金流的派息率为56% [15][16] - 自1998年IPO以来，公司以股息和回购形式向股东返还580亿美元 [16] - 2025年第一季度总资本投资为11亿美元，其中9.64亿美元用于增长资本项目，1.02亿美元用于维持性资本支出 [16] - 预计2025年增长资本支出为40 - 45亿美元，2026年为20 - 25亿美元；2025年维持性资本支出约为5.25亿美元 [16] - 截至2025年3月31日，公司未偿还债务本金约为319亿美元，假设混合债券的最终到期日，债务组合的加权平均期限约为18年，加权平均债务成本为4.7%，约96%的债务为固定利率 [17] - 季度末综合流动性约为36亿美元，包括信贷额度下的可用资金和手头的无限制现金 [17] - 本季度调整后EBITDA为24亿美元，过去12个月为99亿美元 [17] - 截至2025年3月31日，经调整后净杠杆率为3.1倍，杠杆目标仍为3.0倍 ± 0.25倍 [17][18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度公司日均输送1320万桶油当量，日均出口200万桶液态烃 [6] - PDH 1工厂在2025年第一季度因计划外维护停机63天，截至上周，两个PDH工厂均已上线，且年内无重大停机计划 [6][7] - NGL营销方面，第一季度额外的LPG合同以低于去年现货价格的费率执行，现货利润率压缩；天然气营销方面，1月和2月利用冬季波动获利，且看到较高的西向东价差 [78][79] - 原油业务第一季度销量和销售利润率下降，4月在销量和利润率方面有良好表现，米德兰的管道已满，塞米诺尔管道预计今年晚些时候恢复原油服务且将满负荷运行 [94][95][96] 各个市场数据和关键指标变化 - 中国可能将乙烷和乙烯排除在关税之外以保护其石化业务，LPG尚未被排除，但市场已在重新安排美国、中东与中国、印度之间的贸易流向 [8] - 公司客户向中国出口的LPG约占32%，乙烷约占40% - 50% [23] - 预计未来三到五年油价更接近60美元而非65美元，55 - 60美元使二叠纪盆地大致处于维持模式，接近50美元可能使二叠纪产量低于维持水平 [35] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年第三季度将在二叠纪盆地的特拉华和米德兰盆地各投产一座天然气处理厂，第四季度投产巴伊亚NGL管道、蒙贝尔维尤综合体的Frac '14、内奇斯河的NGL出口一期项目，并对摩根斯角的乙烷和乙烯码头进行升级 [7] - 公司认为其休斯顿航道的棕地扩建项目资本效率高，每投资4亿美元可获得30万桶/日的出口能力，预计能为客户提供市场上最具竞争力的码头费用 [23] - 公司表示若收购项目不符合现有业务，可能不会感兴趣，且强调价格重要性 [76] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司受益于二叠纪盆地产量增长以及国内外能源需求拉动，即使在贸易政策不确定的情况下，全球仍需要美国的石油、天然气和天然气液体 [7][9] - 特朗普政府支持美国油气生产和出口，公司认为其政策最终旨在促进美国能源发展，对公司资产和投资前景充满信心 [12] - 预计2026年超额可分配现金流将大幅增加，增长资本支出在20 - 25亿美元之间，剩余资金可用于偿还债务和回购股票 [53] 其他重要信息 - 公司副总裁Sam Holly即将离任，他在行业工作超30年，在公司工作超20年 [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 美国LPG是否全部改道远离中国，以及LPG出口竞争格局如何 - 公司未看到乙烷或LPG出口受到干扰，对中国的直接敞口有限，无与中国实体的单一合同，客户向中国出口的LPG约占32%，乙烷约占40% - 50% [22][23] - 公司休斯顿航道的棕地扩建项目资本效率高，预计能为客户提供最具竞争力的码头费用 [23] 问题2: 2025年启动的约60亿美元项目带来的约8亿美元增量EBITDA有多少是确定的，以及如何看待其增长节奏 - 即将上线的处理厂在米德兰接近满负荷，在特拉华约60% - 75%满负荷；Frac项目通常上线即满负荷；LPG出口项目签约率达85% - 90%，多数项目上线时将接近满负荷 [29][30][31] 问题3: 近期发布的预测假设是否有变化，以及OPEC供应回归市场后生产商的反应 - 2024年二叠纪盆地黑油产量增长约32.5万桶/日，富气约25亿立方英尺/日，NGL约30万桶/日 [34] - 预计未来油价更接近60美元，55 - 60美元使二叠纪大致维持，接近50美元产量可能低于维持水平，最先受影响的可能是小型生产商 [35] - 公司生产商多为大型、成熟且专注于二叠纪的企业，预计2025年连接的井数量与2024年相似，主要集中在下半年 [39] 问题4: PDH恢复满负荷运营后，石化和精炼产品部门的展望如何，以及相关小业务的情况 - 两个PDH工厂目前运行良好，PDH 1超过铭牌产能，预计将继续保持当前运行速度 [43][44] - RGP PGP业务调整后将降低分馏利润率的波动性 [45] - 约75%的辛烷价差已进行套期保值，预计今年下半年MTBE价差将扩大 [46][47] 问题5: 近期市场价格波动对回购计划的影响，以及2026年资本支出减少后是否有增加回购的空间 - 过去12个月超额可分配现金流约为33亿美元，预计2026年超额可分配现金流约为36亿美元，增长资本支出在20 - 25亿美元之间，剩余10 - 15亿美元可用于偿还债务和回购股票 [53] 问题6: 管理层变动后，何时会有关于首席运营官或其他管理职位变动的消息 - 公司人才储备充足，对继任计划不担心，暂无更多信息分享 [54][55] 问题7: NGL出口是否受到宏观经济影响，以及市场预测对2026年资本支出预算的影响 - 公司近期与东南亚公司签订合同，码头业务未出现变化，乙烷出口已全部签约，LPG签约率为85% - 90%，国际市场存在需求放缓情况，价格将解决供需问题 [60][61] - 2026年20 - 25亿美元的增长资本支出中，大部分用于在建的76亿美元资产，未确定的增长项目约为6 - 7亿美元 [63] 问题8: 如果关税政策持续影响全球需求，是否会放缓NGL扩张项目 - 在建项目签约情况良好，不太可能放缓；即使原油产量持平，二叠纪盆地天然气产量仍有增长，预计产品需求在2025年和2026年仍将增长 [69][70][71] 问题9: 如何看待当前市场环境下的无机资本支出机会，以及营销业务板块季度间利润变动的原因 - 若收购项目不符合现有业务，公司可能不感兴趣，且价格很重要 [76] - NGL营销方面，第一季度额外LPG合同费率低于去年现货价格，现货利润率压缩；天然气营销方面，1月和2月利用冬季波动获利，且看到较高的西向东价差 [78][79] 问题10: 门顿西项目的进展如何，以及项目上线后如何补充项目储备 - 两个门顿西项目建设进展顺利，处于早期调试阶段，预计提前上线 [81] - 2026年增长资本支出预计为22.5亿美元，未确定的项目约为6 - 7亿美元，主要是两座天然气处理厂，项目增长速度将受生产商活动节奏影响 [83][84] 问题11: 是否有计划使2026年增长资本支出大幅高于2 - 25亿美元，以及第一季度原油业务表现不佳的原因和后续展望 - 目前来看不太可能，当前增长资本支出处于峰值水平，未来将回归到2 - 25亿美元的正常水平 [87][89][90] - 第一季度原油业务销量和销售利润率下降，4月在销量和利润率方面有良好表现，米德兰的管道已满，塞米诺尔管道预计今年晚些时候恢复原油服务且将满负荷运行 [94][95][96]

财务数据和关键指标变化 - 2025年第一季度调整后EBITDA为24亿美元，DCF覆盖率为1.7倍，留存DCF为8.42亿美元 [6] - 2025年第一季度归属于普通股股东的净利润为14亿美元，摊薄后每股0.64美元，2024年第一季度为每股0.66美元 [14] - 2025年和2024年第一季度调整后运营现金流均为21亿美元 [14] - 2025年第一季度宣布每股分配0.35美元，较2024年第一季度增长3.9%，将于5月14日支付给4月30日收盘时登记在册的普通股股东 [14][15] - 截至2025年3月31日的十二个月内，公司在公开市场回购约800万股普通股，花费2.39亿美元，使回购计划下的总购买量约达12亿美元；同期，分配再投资计划和员工单位购买计划在公开市场共购买600万股普通股，花费1.81亿美元，其中2025年第一季度购买110万股，花费3500万美元 [15] - 截至2025年3月31日的十二个月内，公司向有限合伙人支付约46亿美元的分配款项，加上同期2.39亿美元的普通股回购，总资本回报为49亿美元，调整后运营现金流的派息率为56%；自1998年IPO以来，公司以分配和回购的形式向股东返还了580亿美元 [15][16] - 2025年第一季度总资本投资为11亿美元，其中增长资本项目成本为9.64亿美元，维持性资本支出为1.02亿美元；预计2025年增长资本支出为40 - 45亿美元，2026年为20 - 25亿美元；预计2025年维持性资本支出约为5.25亿美元 [16] - 截至2025年3月31日，公司未偿还债务本金约为319亿美元，假设混合债券的最终到期日，债务组合的加权平均期限约为18年，加权平均债务成本为4.7%，约96%的债务为固定利率；季度末综合流动性约为36亿美元，包括信贷额度下的可用资金和手头的无限制现金 [17] - 本季度调整后EBITDA为24亿美元，过去十二个月为99亿美元；截至2025年3月31日，经调整后净杠杆率为3.1倍，杠杆目标保持在3.0倍±0.25倍 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第一季度公司日均输送1320万桶油当量，日均出口200万桶液态烃 [6] - 2025年第一季度，公司PDH 1设施因计划外维护停机63天，截至上周，两个PDH工厂均已上线，且年内无重大停机计划；若两个PDH工厂在第一季度正常运行，调整后EBITDA将轻松超过25亿美元 [6][7] - NGL营销方面，第一季度额外的LPG合同以低于去年现货价格的费率执行，现货利润率压缩；天然气营销方面，1月和2月利用冬季价格波动获利，且看到较高的西向东价差 [78][79] - 原油业务第一季度销量和销售利润率下降，主要是Midland to ECHO 2管道在转为NGL输送前仍向Midland输送原油，以及EFS的影响；4月以来，销量和利润率情况好转，Midland的管道已满负荷运行，预计Seminole管道今年晚些时候恢复原油服务后也将满负荷 [94][95] 各个市场数据和关键指标变化 - 目前市场已对美国和中东等最大LPG供应国与中国和印度等最大进口国之间的贸易流向进行了调整，公司码头5月的客户提名行为与前几个月基本一致 [8][9] - 公司客户向中国出口的LPG约占32%，乙烷约占40% - 50% [23] - 公司乙烷出口已全部签约，LPG出口签约率为85% - 90% [31][60] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年第三季度将在二叠纪盆地的特拉华和米德兰盆地各投产一座天然气处理厂，第四季度投产Bahia NGL管道、Mont Belvieu Complex的Frac '14、Neches River的NGL出口一期项目，并对Morgans Point的乙烷和乙烯码头进行升级 [7] - 公司认为特朗普政府的政策旨在促进美国能源发展，公司作为最大的碳氢化合物出口商之一，正在大幅增加碳氢化合物的收集、加工、运输、升级、分销和出口能力 [12] - 公司在休斯顿航道的棕地扩建项目投资约4亿美元，可获得每日30万桶的出口能力，在单位出口能力的资本效率方面具有优势，预计能为客户提供最具竞争力的码头费用 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司受益于二叠纪盆地的产量增长以及国内外能源需求的拉动，预计到年底将有大量油井连接到公司的收集和处理系统，为下游NGL价值链提供原料 [7] - 全球对美国石油、天然气和天然气液体有需求，自由市场的价格机制会调节供需 [9][10] - 尽管市场存在不确定性，但公司对自身资产和投资充满信心，认为这些将对未来发展有积极意义 [12] - 预计Permian盆地的黑油产量在2024年增长约32.5万桶/日，富气约25亿立方英尺/日，NGL约30万桶/日；若未来三到五年油价接近60美元/桶，Permian盆地将接近维持模式，接近50美元/桶则可能低于维持水平，最先受影响的可能是小型运营商 [34][35] - 公司的PDH工厂目前运行良好，预计将继续保持当前的运行速度；RGP PGP业务调整后将降低裂解器利润率的波动性；MTBE价差今年迄今较弱，预计在夏季和秋季驾驶季节会扩大 [43][44][47] - 2026年公司的超额可分配现金流预计将大幅增加，增长资本支出在20 - 25亿美元之间，剩余资金可用于偿还债务和回购股票 [53] 其他重要信息 - 公司副总裁Sam Holly即将离任，他在行业工作超过30年，在公司工作超过20年，为公司做出了重要贡献 [5] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 美国LPG是否全部改道远离中国，以及LPG出口的竞争格局如何 - 公司未看到乙烷或LPG出口受到干扰，对中国的LPG和乙烷直接敞口有限，无与中国实体的单一合同，客户向中国出口的LPG约占32%，乙烷约占40% - 50%；公司在休斯顿航道的棕地扩建项目资本效率高，预计能为客户提供最具竞争力的码头费用 [22][23] 问题2: 2025年启动的约60亿美元项目能带来的约8亿美元增量EBITDA中，有多少是确定的，以及EBITDA的增长节奏如何 - 公司的处理厂上线后将接近满负荷运行，Frac项目通常也能满负荷启动，出口项目签约率在85% - 90%，12个项目中有8个是供应项目，公司有信心项目上线后能达到较高利用率 [29][30][31] 问题3: 近期发布的预测假设是否有变化，以及OPEC供应回归市场后生产商的反应 - 2024年Permian盆地黑油产量增长约32.5万桶/日，富气约25亿立方英尺/日，NGL约30万桶/日；公司预计未来油价接近60美元/桶，Permian盆地接近维持模式，接近50美元/桶则可能低于维持水平，最先受影响的可能是小型运营商；公司的生产商客户多为大型、成熟的企业，预计2025年连接的油井数量与2024年相近，主要集中在下半年 [34][35][39] 问题4: PDH恢复满负荷运行后，石化和精炼产品业务的展望如何，以及一些小业务的情况 - PDH工厂目前运行良好，预计将继续保持当前速度；RGP PGP业务调整后将降低裂解器利润率的波动性；MTBE价差今年迄今较弱，预计在夏季和秋季驾驶季节会扩大 [43][44][47] 问题5: 近期市场价格波动对回购计划的影响，以及2026年资本支出减少后是否有增加回购的空间 - 过去十二个月公司的超额可分配现金流约为33亿美元，预计2026年将达到约36亿美元，增长资本支出在20 - 25亿美元之间，剩余10 - 15亿美元可用于偿还债务和回购股票 [53] 问题6: 管理层变动情况，以及何时会有关于COO职位或其他管理层变动的更多信息 - 公司人才储备充足，对继任计划有信心，目前暂无更多信息分享 [54] 问题7: NGL出口是否受到宏观经济影响，以及2026年20 - 25亿美元资本支出预算的风险 - 公司近期与东南亚公司签订了合同，码头客户行为未发生变化，乙烷出口已全部签约，LPG出口签约率为85% - 90%；2026年20 - 25亿美元的增长资本支出中，大部分用于在建项目，不确定的增长项目约为6 - 7亿美元 [60][61][63] 问题8: 如果关税政策持续影响全球需求，是否会考虑放缓NGL扩张项目 - 公司的项目已基本签约，难以看到在建项目放缓；即使原油产量持平，Permian盆地的天然气产量仍有增长，预计2025 - 2026年产品需求仍将增长 [69][70][71] 问题9: 关于无机资本支出，是否有机会利用当前市场价格低迷进行收购，以及营销业务板块季度间利润变动的原因 - 公司只对符合自身业务的收购感兴趣，价格是重要因素；NGL营销方面，第一季度额外的LPG合同以低于去年现货价格的费率执行，现货利润率压缩；天然气营销方面，1月和2月利用冬季价格波动获利，且看到较高的西向东价差 [76][78][79] 问题10: Mentone West项目的进展，以及如何补充项目储备 - Mentone West项目建设进展顺利，预计将提前上线；2026年增长资本支出预计为22.5亿美元，不确定的项目约为6 - 7亿美元，主要是两座天然气处理厂，项目需求将取决于生产商的活动 [81][83] 问题11: 2026年增长资本支出是否有可能大幅高于20 - 25亿美元，以及原油业务第一季度业绩较低的原因和后续趋势 - 2026年增长资本支出大幅高于预期的可能性很小，目前公司处于增长资本支出的高峰期，未来将回归到20 - 25亿美元的正常水平；原油业务第一季度销量和销售利润率下降，主要是Midland to ECHO 2管道在转为NGL输送前仍向Midland输送原油，以及EFS的影响；4月以来，销量和利润率情况好转，Midland的管道已满负荷运行，预计Seminole管道今年晚些时候恢复原油服务后也将满负荷 [87][94][95]

商业模式与现金流 - 公司业务模式类似能源高速公路的收费站 通过管道、处理厂、储存终端和出口设施网络收取能源商品流通费用[1] - 2023年产生84亿美元现金流 其中44亿美元分配给投资者[2] - 现金流90%来自稳定的费用型收入 过去一年可分配现金流增长10%[4] 投资者回报 - 季度分配率提升至每单位03275美元(年化131美元) 较上季度增长03% 较去年同期增长3%[3] - 分配覆盖率高达19倍 且分配收益率达75%[2][4] - 杠杆率降至40-45倍目标区间低端 增强财务灵活性[5] 资本开支与增长动力 - 2023年投入30亿美元用于增长性资本项目 另以30亿美元收购WTG Midstream[6] - 2024年计划追加50亿美元资本开支 包括天然气管道和出口设施扩建[7] - 主要增长催化剂：二叠纪盆地产量增长、天然气发电需求上升、全球LNG出口扩张[8] 战略并购 - 近年完成多笔战略性收购 包括Crestwood Equity Partners(2023)、Lotus Midstream(2023)等[9] - 收购标准强调对中游系统的战略扩展 同时提升盈利和现金流[9] - Lake Charles LNG出口终端等大型项目正在开发中[8] 未来展望 - 当前项目将使2026-2027年盈利增速显著提升[7] - 充足财务灵活性支持未来增值收购机会[9] - 稳定的现金流增长支撑分配率持续上升[10]