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]

公司核心观点 - 公司持续获得新的增长机会，增长是其核心特质，尽管今年增长放缓，但重新加速在即 [1] - 公司拥有多个即将投产的扩张项目以及不断改善的长期增长前景，这可能在未来几年带来强劲的总回报 [2] 近期财务表现 - 第三季度调整后EBITDA为38亿美元，低于去年同期的40亿美元 [3] - 第三季度可分配现金流为19亿美元，低于去年同期的20亿美元 [3] - 当期现金足以覆盖高收益分配，季度分配支付超过11亿美元，今年迄今产生近62亿美元现金，轻松覆盖了分配给投资者的34亿美元 [4] - 尽管盈利下滑，但公司预计全年调整后EBITDA将略低于其161亿至165亿美元指引区间的低端，这意味着较去年水平增长近4% [7] 运营表现亮点 - 运营表现强劲，NGL和精炼产品终端量创纪录增长10%，NGL运输量增长11%，NGL出口量增长13%，中游收集量增长3% [6] - 盈利和现金流下降主要受一次性项目影响，运营表现依然强劲 [6] 增长资本投入与近期项目 - 2024年投入46亿美元于增长资本项目，并预计2026年再投入50亿美元用于增长相关资本支出 [8] - 近期已完成Nederland Flexport NGL扩建项目和Badger天然气处理厂搬迁 [9] - 预计明年第二季度完成Mustang Draw天然气处理厂，第四季度完成Mustang Draw II工厂 [9] - 预计明年年底完成价值27亿美元的Hugh Brinson天然气管道一期工程 [9] 新签供应协议 - 过去一季度与Oracle签署多项长期协议，为其三个美国数据中心供应天然气，首批输送预计今年年底开始，最终完成预计在2026年中 [10] - 有待完成的协议包括向CloudBurst和Fermi开发的数据中心供应天然气 [11] - 与公用事业公司Entergy签署一项重大天然气供应协议，将从2028年开始增加供应量 [11] 长期增长项目储备 - 多个长期扩建项目计划在2027至2029年间投产，包括Hugh Brinson二期工程（2027年第一季度）、Bethel天然气存储扩建（2028年底）和价值53亿美元的Desert Southwest扩建项目（预计2029年第四季度投产） [12] - 更多潜在项目储备中，包括拟建的Lake Charles LNG出口终端和Dakota Access石油管道扩建 [12]

文章核心观点 - 推荐三支来自不同行业的股息股票以构建平衡的长期投资组合 这些股票能平衡风险与回报 实现长期成功 [1][2][3][17][18] 消费必需品行业：可口可乐 - 可口可乐是美国碳酸软饮料的领先供应商 市场份额达47.1% 并拥有全球业务 产品组合包括柠檬水、茶、水、果汁、运动饮料、咖啡和酒精饮料 [4] - 第三季度营收为124.5亿美元 高于去年同期的118.5亿美元 欧洲、中东和非洲地区营收增长10% 北美增长4% 亚太地区增长11% 抵消了拉丁美洲4%的营收下降 [6] - 第三季度净利润为36.9亿美元 每股收益为0.86美元 高于去年同期的28.4亿美元和0.66美元 股息收益率为3% [7] - 公司市值3030亿美元 毛利率为61.55% [6] 能源行业：Enterprise Products Partners - Enterprise Products Partners是美国顶级的中游公司 负责将化石燃料从开采地运输到销售或储存地 业务模式使其无需投资昂贵的开采设备 也不受油气价格波动影响 [8][9][10] - 公司维护用于运输原油、天然气液体、天然气以及石化产品和精炼产品的管道 并拥有大量加工厂、终端和储存设施 [11] - 第三季度营收为16.8亿美元 低于去年同期的17.8亿美元 但运营成本从120亿美元降至103亿美元 净利润从14.3亿美元小幅降至13.5亿美元 每股收益从0.65美元降至0.61美元 [12] - 公司股息收益率为7.1% 市值为680亿美元 毛利率为12.74% [10][13] 科技行业：Lam Research - Lam Research是一家为晶圆厂制造半导体设备的公司 业务涉及晶圆清洗、光刻胶剥离、等离子蚀刻和薄膜沉积 在热门的半导体行业中提供股息 [14] - 截至9月的季度营收为53.2亿美元 高于去年同期的41.6亿美元 每股收益为1.26美元 高于去年同期的0.86美元 公司创下营收纪录 运营利润率达35% [15] - 公司股价在2025年迄今上涨123% 股息收益率为0.6% 市值为2000亿美元 毛利率为49.31% [16] 投资组合策略 - 投资组合构建强调多元化 将投资分散到不同行业有助于在市场事件影响特定行业时抵御波动 [17] - 同时投资于可口可乐、Enterprise Products Partners和Lam Research这三家公司 可以构建一个产生收入的投组合起点 平衡风险与回报 [18]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA约为1.36亿美元，高于去年同期的1.07亿美元 [10] - 调整后可分配现金流为7400万美元，调整后DCF覆盖比率约为1.24倍 [10] - 将全年EBITDA指引中点提高至5亿至5.2亿美元范围的上限 [3][12] - 过去12个月成功完成对H2O Midstream和Gravity Water Midstream的两项收购以及Libby 2天然气厂的建设 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 集输和处理板块第三季度调整后EBITDA为8300万美元，而2024年第三季度为5500万美元，增长主要由于H2O和Gravity的收购 [10] - 批发营销和终端业务调整后EBITDA为2100万美元，低于去年同期的2500万美元，下降主要由于去年夏天与DK签订的修订和展期协议的影响 [10] - 仓储和运输业务第三季度调整后EBITDA为1900万美元，与2024年第三季度的1900万美元持平 [11] - 管道合资企业投资板块本季度贡献2200万美元，而2024年第三季度为1600万美元，增长主要由于去年8月Wink to Webster资产剥离的贡献以及合资企业当期表现更强 [11] 各个市场数据和关键指标变化 - DPG和DDG原油集输业务第三季度表现强劲，DDG创下记录量，这一强势延续至第四季度 [4] - 通过两次水业务收购和不断增加的业务专属权，公司在Midland和Delaware盆地的竞争地位正在提升 [4] - 在Delaware盆地，由于酸气注入和含硫气处理能力，公司对Libby综合体未来的扩建机会信心增强 [7][18] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是通过审慎管理杠杆和覆盖比率来发展合伙关系，同时抓住业务增长机会，做好利益相关者资本的管家 [4] - 通过收购H2O Midstream和Gravity Water Midstream，公司补充了有机增长，并实现了向全套服务提供商的转型 [4] - 公司相信其扩大的天然气处理和含硫气处理能力为客户提供了独特服务，并在Delaware盆地提供了长期增长跑道 [7] - 在Midland地区，两个水集输系统的整合进展顺利，公司计划利用更大的业务覆盖范围来增强在Howard、Martin和Glasscock县的原油和水业务综合服务 [8] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对盈利轨迹保持信心，因此提高全年EBITDA指引 [12] - 公司看到其业务覆盖区内的钻井活动没有实质性变化，但看到其积极管理的不同业务流之间产生越来越多的协同效应 [17] - 市场对公司含硫气处理能力、天然气处理和水处理的需求强劲，公司正处于正确的时机并拥有正确的产品组合 [32] - 在Delaware盆地，获得盐水处理井的许可几乎不可能，公司非常幸运拥有其现有地位 [30] 其他重要信息 - 董事会已批准连续第51个季度增加季度分派，至每单位1.12美元 [4] - 公司保持强劲的财务状况，其信贷额度约有10亿美元的可用额度 [9] - 第三季度资本支出计划约为5000万美元，其中4400万美元与增长性资本支出相关，主要用于优化Libby 2天然气处理厂 [11] - Libby 2工厂的建设和启动超出预期，按时按预算完成 [18] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于生产商在Libby 2上线前增加活动以及含硫气处理能力带来的益处 [14][15] - 原油和水业务极其强劲，公司为其成为二叠纪盆地核心区域顶级原油、天然气和水服务提供商的战略感到自豪，该战略开始产生良好收益 [16] - 与生产商的讨论显示，公司业务覆盖区内的钻井活动没有实质性变化，但不同业务流之间的协同效应越来越多 [17] - Libby 2的建设和启动超出预期，基于生产商预测，原计划用甜气填满工厂，但随着钻井进行，情况变化，生产商急需含硫气解决方案，因此公司加速了含硫气项目 [18] - 由于公司提供的全套含硫气、原油和水解决方案，公司不仅有信心填满Libby 2，而且需要比先前预期更早地扩大处理能力 [18] 问题: 关于2026年资本支出趋势以及偿还债务或从DK回购单位的灵活性 [19] - 尽管宏观环境和战略进展良好，但关于明年的战术规划和预算尚未最终确定，公司计划在下一次财报电话会议中提供指引，如同今年所做的那样 [20] 问题: 关于股权投资收益线的可持续性 [28] - 该线项目主要受Wink to Webster合资企业在当季的强劲表现影响，从年度化或年初至今的角度看，JV业绩是一个良好的可持续运行速率 [28] 问题: 关于水业务竞争格局和公司三流战略 [29] - 天然气与原油比率以及水与原油比率的趋势对公司非常有利，公司收购H2O和Gravity的时机很好，收购价格约为当前市场趋势的一半 [30] - 在Delaware盆地，获得盐水处理井许可几乎不可能，公司对其现有地位感到满意 [30] 问题: 关于Libby 3扩建的时间安排以及AGI处理能力是否为Libby 3提供足够跑道 [31] - 市场对公司含硫气处理能力、天然气处理和水处理的需求强劲，一旦完成规划会议，公司将提供详细的执行计划，如同过去一样 [32] - 公司在酸气方面的许可产能令人满意，近期内没有看到任何限制 [34]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA约为1.36亿美元，高于去年同期的1.07亿美元 [10] - 调整后可分配现金流为7400万美元，调整后DCF覆盖比率约为1.24倍 [10] - 全年EBITDA指引中点提高至5亿至5.2亿美元范围的上限 [3][12] - 过去12个月成功完成对H2O Midstream和Gravity Water Midstream的两项收购以及Libby 2天然气厂的建设 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 收集和处理业务板块调整后EBITDA为8300万美元，高于2024年第三季度的5500万美元，增长主要源于收购 [10] - 批发营销和终端业务调整后EBITDA为2100万美元，低于去年同期的2500万美元，减少主要由于与DK的修订和展期协议影响 [10] - 储存和运输业务调整后EBITDA为1900万美元，与2024年第三季度持平 [11] - 管道合资企业投资板块本季度贡献2200万美元，高于2024年第三季度的1600万美元，增长源于去年8月Wink to Webster资产剥离的贡献以及当期合资企业更强业绩 [10][11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是通过审慎管理杠杆和覆盖比率来发展合伙关系，同时抓住业务增长机会，成为优秀的资本管理者 [4][9] - 致力于成为二叠纪盆地首屈一指的全服务中游供应商，关键举措集中在天然气、原油和水业务 [3] - 通过收购H2O Midstream和Gravity Water Midstream补充有机增长，实现向全套服务提供商的转型 [4] - 扩大天然气处理和酸性气体处理能力被视为独特的客户服务产品，为特拉华盆地的增长提供了长跑道 [7] - 在米德兰盆地，整合两个水收集系统的进展良好，旨在利用更大的覆盖范围增强原油和水的综合服务能力 [8] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对收益轨迹保持信心，因此提高全年EBITDA指引 [12] - 近期增长项目（包括Libby 2天然气厂）预计将在今年剩余时间里对财务业绩做出更有意义的贡献，从而加强DCF覆盖比率 [10] - 对扩大处理能力的机会信心增强，预计将比先前预期更早需要扩大处理能力 [18] - 注意到市场对其酸性气体处理能力、天然气处理和水处理的需求强劲 [32] - 在特拉华盆地，获得盐水处理许可几乎不可能，公司对其现有地位感到满意 [30] 其他重要信息 - 董事会批准连续第51个季度增加分配，至每单位1.12美元 [4] - 第三季度资本支出计划约为5000万美元，其中4400万美元与增长性资本支出相关，主要用于优化Libby 2天然气处理厂 [11] - 公司拥有强劲的财务状况，信贷额度约有10亿美元的可用额度，为持续执行增长议程提供了灵活性 [9] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于Libby 2投产前生产商活动增加以及酸性气体处理能力提升带来的效益 [14][15] - 原油和水业务表现极其强劲，公司对其成为二叠纪盆地核心区域首屈一指的原油、天然气和水供应商的战略感到自豪 [16] - 与生产商的讨论未发现其产区钻井活动有实质性变化，但看到不同业务流之间越来越多的协同效应 [17] - Libby 2的建设和启动超出预期，按时按预算完成；为满足生产商对酸性气体处理的迫切需求，加速了相关计划 [18] - 由于提供的全套酸性气体、原油和水解决方案，公司有信心不仅填满Libby 2，而且将比先前预期更早需要扩大处理能力 [18] 问题: 关于2026年资本支出趋势以及债务偿还或单位回购的灵活性 [19] - 关于2026年资本支出和财务灵活性的具体指导将在下一次财报电话会议中提供，类似于本年度的做法 [20] 问题: 关于股权投资收益线的可持续性 [28] - 股权投资收益线的强劲表现主要受Wink to Webster合资企业在当季的强劲业绩影响 [28] - 年度化基础上的合资企业结果（如年初至今的表现）被认为是未来预期的良好参考基准，公司对合资企业整体业绩感到满意 [28] 问题: 关于水业务竞争格局和行业趋势 [29] - 观察到天然气与原油比率以及水与原油比率的有利趋势 [30] - 收购H2O和Gravity的时机把握得当，收购价格约为当前市场趋势的一半，公司对此感到满意 [30] - 在特拉华盆地，及时获得盐水处理许可几乎不可能，公司对其现有市场地位感到满意 [30] 问题: 关于Libby 3扩建的时间安排以及酸性气体注入处理能力是否满足未来需求 [31] - 市场对其酸性气体处理能力、天然气处理和水处理的需求强劲，具体执行计划将在完成规划会议后详细公布 [32] - 在酸性气体方面的许可产能充足，近期内没有看到相关限制 [34]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为10.34亿加元，较去年同期增长1% [4] [15] - 第三季度盈利为2.86亿加元，较去年同期下降26% [16] - 管道和设施部门第三季度总运输量为360万桶油当量/日，较去年同期增长2% [17] [18] - 公司收窄并更新2025年全年调整后EBITDA指引区间至42.5亿加元至43.5亿加元 [4] [18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 管道业务：联盟管道季节性合同需求增加、和平管道系统因合同通胀调整导致收费上涨及中断运输量增加、Nipawin管道合同运输量增加、Cochin管道因2024年7月重新签约导致固定收费下降及因凝析油价差收窄导致中断运输量减少 [15] - 设施业务：PGI贡献增加（主要与Whitecap Resources的交易相关）、更高的资本回收额、Duvernay综合体处理量增加 [15] - 营销和新业务：NGL价格下跌及Oxbow原料天然气价格上涨导致NGL利润率下降进而净收入减少、NGL营销量增加（因2024年Oxbow九日停产事件未重现）、原油衍生品实现收益减少、部分被NGL衍生品实现亏损减少所抵消 [16] - 企业部门：因公司股价变动导致激励成本低于去年同期 [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略核心为确保业务长期韧性并为投资者提供可见的长期增长 [4] - 近期战略执行亮点包括与Petronas签署Cedar LNG项目20年液化能力协议、推进Green Light电力中心项目、核心业务成功重新签约、资本项目按计划推进以及开发新的增值投资机会 [4] [5] [7] [9] [10] [11] - 公司通过其一体化的价值链（涵盖天然气、NGL、凝析油和原油）在行业中实现差异化 [13] - 公司致力于在现有业务的风险偏好内（以长期、高度合同化、基于费用的现金流为特征）进行扩张 [6] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对实现2025年原始指引区间充满信心，并预计在12月中旬提供2026年展望 [4] [19] - 西加拿大沉积盆地（WCSB）的发展为公司业务提供了巨大的强化和增长机遇 [19] - 当前商品价格环境存在挑战（如WTI油价约60美元/桶、丙烷价格疲软、NGL价格走强对分馏价差构成压力），但核心业务趋势强劲 [21] [22] [23] [34] - 联邦政府的政策基调被描述为具有建设性和支持性 [40] 其他重要信息 - Cedar LNG项目进展顺利，按时间和预算进行，预计在2025年底前就剩余50万吨/年的产能达成最终协议，项目设计产能已从300万吨/年优化至330万吨/年，并已申请将原料气处理能力从4亿立方英尺/日提高至5亿立方英尺/日以获取潜在增量收益 [5] [6] [59] [60] - Green Light电力项目计划在2026年上半年做出最终投资决定，第一阶段（约900兆瓦）目标投运日期为2030年，其客户的创新中心目标最早于2027年投运 [7] [8] [24] [30] [31] [54] - 多个资本项目（如RFS 4、PGI的Wapiti扩建、K3热电联产设施）接近完工，总投资约8.5亿加元，预计在2026年上半年陆续投运 [10] [11] - 公司正在推进约10亿加元的常规管道项目，以支持WCSB增长并赢得新的液体运输机会 [11] [12] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于商品价格前景和2026年量价预期的看法 [21] - 公司目前正与客户会面，了解其2025年底及2026年的运输服务需求，更精确的2026年展望将在12月的指引中提供 [22] - 从Pembina的直接风险敞口看，丙烷价格低于去年，库存水平显示疲软，而NGL价格走强对客户有利但对分馏价差构成压力，预计第四季度分馏价差将较去年有所减弱 [23] 问题: Green Light项目的后续步骤及若Alliance管道供气可能带来的提升 [24] - 项目按计划在2026年上半年进行最终投资决定，继续与客户进行商业讨论并推进前端工程设计 [24] - 管道供应与电力项目是两个独立的项目，各自均能支持坚实的经济效益 [24] 问题: Green Light项目投运时间表的澄清及指引收窄的原因 [29] [32] - 澄清了市场可能的混淆：客户的创新中心（目标最早2027年投运）与公司的燃气发电项目（第一阶段900兆瓦目标2030年投运）是分开的，各自进展顺利 [30] [31] - 指引收窄主要因营销业务的期权价值实现略低于8月时的预期，但核心业务趋势依然强劲，10月运量达到或超过计划 [33] [34] 问题: 公司在酸性气体领域的棕地机会及相关优势 [37] - 随着油砂产量增长和对凝析油需求增加，来自Montney等地伴生的酸性气体处理需求上升，PGI凭借其广泛的酸性气体处理、硫回收和酸气注入网络、成功的项目执行记录以及在该领域的运营经验，处于有利地位来满足客户需求 [37] [38] 问题: 监管层面的进展及近期政策影响 [39] - 联邦政府展现出建设性和支持性的基调，但对新项目的具体影响尚早评论 [40] 问题: 常规管道续约的定价能力及在竞争下的利润率维持 [43] - 近期宣布的5万桶/日重新签约全部位于竞争性替代运输区域，其中20%的流量目前使用替代方案，但重新连接后将继续使用Pembina系统，公司成功维持了现有合同运费，这得益于降低成本结构、运营效率、西向运输距离更远带来的更高运费、合同中的CPI通胀调整条款以及卓越的项目执行能力 [43] [44] [45] 问题: 对完全合并PGI剩余40%股权的潜在兴趣 [46] - 公司对现有合作伙伴关系感到满意，认为其达到了设立初衷，一般不对具体并购情况发表评论 [46] 问题: 在考虑多种因素后，对2026年原定基于费用的EBITDA指引范围的看法 [49] - 公司对实现约一年半前设定的2026年指引范围（尤其是高端）仍充满信心，尽管面临联盟管道CER结算修订等逆风，但通过核心业务执行、商业化努力和增值并购，以及提升运营效率来应对，业务多样性有助于抵御风险 [50] [51] [52] 问题: Green Light项目现金流开始时间及后续阶段规划 [53] - 项目阶段从原四期各450兆瓦调整为两期各约900兆瓦，基于当前时间表，预计现金流将于2030年开始 [54] 问题: 是否探索过移动或模块化电力解决方案以弥合数据中心电力需求缺口 [56] - 公司已评估多种方案，认为当前可扩展的设施和结构能有效满足客户需求，并且基地区位优势（靠近公用事业、水源等）有利于未来集群发展和提供竞争优势 [57] [58] 问题: Cedar LNG项目原料气处理能力增加的背景及影响 [59] - 项目设计过程中通过微小成本将产能从300万吨/年提升至330万吨/年，资本估算已包含此规模，申请将许可处理能力从4亿立方英尺/日提高至5亿立方英尺/日是为了利用设施在特定日子（如寒冷天气）的增量吞吐潜力，这将带来超出已签约300万吨/年的额外货物，成为上行空间 [59] [60] 问题: 在全球潜在通胀压力下，公司如何提前应对项目执行挑战 [62] - 公司重点是与顶级承包商和原住民社区建立长期合作伙伴关系，注重安全、项目执行和服务质量，而非单纯追求最低价格，内部培育"一个团队"的文化以有效管理项目 [63] [64] 问题: 在Cedar LNG资本支出峰值期，公司对资产负债表杠杆率（相对于4.25倍上限）的优化缓冲看法 [65] - 2025年底预计杠杆率在中间三点几倍范围，2026年因Cedar LNG投资达到峰值将出现负自由现金流，但公司资产负债表已为此设置，长期舒适区间在3.5倍至4.0倍，预计2026年后将回落至该区间 [65] [66] 问题: 与Petronas合成液化协议的机制及价值提升条件 [68] - 协议结构为合成收费制，公司将Cedar的义务几乎全部转给客户，同时获得了参与市场上涨的机会，若加拿大EcoGas价差有利，公司可捕获部分上行收益 [69] [70] - 与Petronas的合作验证了Cedar LNG项目的竞争力和现实性，并有望成为深化现有上游业务关系、为核心业务创造更多价值的契机 [72] [73] [74] 问题: RFS 4投运时间与NGL合同年的互动及营销能力 [75] - RFS 4目标投运时间接近4月1日NGL季节开始，当前分馏能力紧张，该时间点为商业团队与客户合作提供了灵活性 [75] 问题: Alliance管道重新签约中是否有与营销关联方的合同 [77] - 确认没有与营销关联方的合同 [77] 问题: 常规业务量趋势及2026年展望 [79] - 第三季度常规业务物理量环比增长约4%，长期预计在个位数范围内持续增长，支撑因素包括油砂需求增长、基础设施瓶颈缓解以及天然气出口和供应机会增加，但短期内生产商更注重回报和价值优化，增长可能因生产商特定情况或时间安排而有所波动 [80] [81] [82] - 近期行业整合（如Ovintiv-NuVista交易、CNRL-Chevron交易）可能导致某些生产商加速生产，PGI为相关产能提供大量服务，宏观趋势（油砂增长、凝析油需求、进口管道趋满）对公司有利 [83] [84]

财务业绩摘要 - 第三季度每股收益为0.24美元，低于市场预期的0.25美元，但高于去年同期的0.21美元 [1] - 第三季度总收入为2.95亿美元，超出市场预期的2.94亿美元，并高于去年同期的2.70亿美元 [1] - 营收增长但盈利未达预期，主要归因于运营费用增加，而集气和压缩量的增长在很大程度上抵消了负面影响 [2][10] 运营表现 - 平均日压缩量为34.21亿立方英尺，高于去年同期的32.69亿立方英尺，但低于预期的34.69亿立方英尺 [3] - 每千立方英尺压缩费用为0.22美元，较去年同期的0.21美元上涨近5% [3] - 高压集气量为31.70亿立方英尺/日，同比增长4%，高于去年同期的30.46亿立方英尺/日 [4] - 低压集气量为34.32亿立方英尺/日，高于去年同期的32.77亿立方英尺/日及预期的34.15亿立方英尺/日 [5] - 淡水输送量达到9.2万桶/日，较去年同期的7.1万桶/日大幅增长30% [6] 费用与成本 - 直接运营费用为5790万美元，高于去年同期的5170万美元 [7] - 总运营费用为1.143亿美元，高于2024年同期的1.074亿美元 [7] 资产负债表 - 截至2025年9月30日，公司无现金及现金等价物 [8] - 公司长期债务为30.09亿美元 [8] 行业相关公司 - Oceaneering International为能源行业提供海上设备和技术解决方案，是领先的综合技术解决方案提供商 [11] - Canadian Natural Resources是加拿大最大的独立能源公司之一，拥有多元化的能源产品组合，并已连续25年增加股息 [12] - FuelCell Energy是一家提供低碳能源解决方案的清洁能源公司，利用燃料电池技术发电，预计将在能源转型中发挥关键作用 [13]

业绩总结 - 2025年第三季度，液体管道收入为23.07亿美元，较2024年同期的23.43亿美元下降1.5%[35] - 2025年第三季度，天然气传输与中游收入为12.62亿美元，同比增长9.4%[35] - 2025年第三季度，天然气分配与存储收入为5.60亿美元，同比增长7.3%[35] - 2025年第三季度，调整后EBITDA为42.67亿美元，同比增长1.6%[35] - 2025年第三季度，调整后每股收益为0.46美元，同比下降16.4%[35] 财务指标 - 预计2025年EBITDA将在指导范围的上限[12] - 第三季度债务与EBITDA比率为4.8倍，目标杠杆比率维持在4.5倍至5.0倍之间[12] - 预计2025年每股可分配现金流(DCF)为5.90美元，处于上限指导范围[40] - 2025年调整后EBITDA指导为20亿美元，处于上限指导范围[40] - 预计2025年EBITDA年复合增长率为7%-9%[43] 用户数据与客户基础 - 80%的EBITDA受到通货膨胀保护[13] - 95%以上的客户为投资级别[13] 未来展望与项目进展 - 预计未来将有150千桶/日的额外运输能力，MLO12项目预计本季度获得最终投资决定[18] - 截至2030年，公司拥有超过50个中后期和已确保的机会，资本总额约为40亿美元[32] - 预计到2030年，北美天然气存储扩展超过60亿立方英尺[24] 新产品与技术研发 - 南伊利诺伊连接管道获得批准，提供10万桶/日的新长期合同服务，预计2028年投入使用[18] - Eiger Express管道获得批准，增加250万立方英尺/日的Permian地区运输能力，预计2028年投入使用[21] - Egan和Moss Bluff的扩建项目获得批准，增加约23亿立方英尺的容量，预计2028-2033年投入使用[21] 股东回报 - 自2020年以来，公司已向股东返还420亿美元，预计在未来五年内再返还400-450亿美元[44]

供股发行要点 - 公司董事会批准向普通股股东发行可转让认购权，旨在增加基金可投资资产，以便利用现有及未来的投资机会 [1] - 认购权发行将使现有普通股股东有机会以低于市场价的价格（需支付销售费用）购买普通股 [1] - 记录日预计为2025年11月17日，记录日股东每持有一股普通股将获得一份认购权 [2] - 股东每持有三份认购权有权认购一股新股（1:3比例），但记录日持股不足三股的股东有权认购一股 [2] - 认购期预计自记录日开始，至2025年12月11日截止，认购权在此期间可随时行使 [3] - 认购权可转让，并预计在纽约证券交易所以代码“SRV RT”进行交易 [3] - 每股认购价格将于截止日确定，等于截止日及前四个交易日普通股在纽交所最后成交价平均值的95% [4] - 若上述公式价格低于截止日基金每股资产净值（NAV）的92.5%，则认购价格将为该日每股NAV的92.5% [4] - 行使全部基本认购权的股东有资格参与超额认购，以认购未被认购的额外普通股 [5] - 公司保留修改、推迟或取消此次发行的权利 [7] 股息分配信息 - 公司宣布2025年12月普通股月度股息为每股0.45美元，记录日为2025年12月2日，支付日为2025年12月31日 [8] - 该股息预计100%来源于资本返还 [8] - 在2025年12月2日之后通过此次供股发行的普通股将无权获得12月月度股息 [10] - 公司此前已宣布将于2025年11月28日支付每股0.45美元的月度股息，记录日为2025年11月17日，通过此次供股发行的普通股也无权获得该股息 [10] 资本利得分配预估 - 截至2025年10月31日，公司预计需进行1000万至1500万美元的特别长期资本利得分配，约占当时基金资产净值（NAV）的5%至8% [11] - 基于当时约460万股流通普通股计算，若进行分配，每股分配额预计在2.00至3.50美元之间 [11] - 此次供股完成后，若被全额认购，总流通股数预计将增至约620万股，届时每股分配额预计在1.50至2.50美元之间 [11] - 特别分配的记录日预计在供股截止日及供股股份发行之后，但在2025年12月31日之前，支付日不晚于2025年12月31日 [11] 公司背景与投资策略 - 基金的投资目标是通过资本增值和当期收入的结合，实现高税后总回报 [15] - 基金在正常市场条件下，将至少80%的管理资产投资于中游能源投资组合 [15] - 中游能源公司是指其至少50%的资产、收入、销售额或利润致力于、来源于或与中游能源服务相关的公司，服务包括天然气、天然气液体、原油、精炼石油产品、生物燃料、碳封存、太阳能和风能等自然资源的收集、运输、加工、分馏、储存、精炼和分销 [15] - 基金采用杠杆作为其投资策略的一部分 [15]

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]