公司业绩与展望 - 2025年第四季度经调整EBITDA创纪录达27亿美元，超出市场一致预期超过5% [1] - 季度总管道运输量达到历史新高，为1410万桶油当量/天 [1] - 管理层预计2026年EBITDA增长将处于其3%至5%目标区间的低端，并预计2027年EBITDA较2026年将增长10% [1] - 强劲的业绩和积极的2027年展望推动公司单位价格在业绩发布日上涨4.6% [1] 股东回报与资本配置 - 宣布2025年第四季度每单位分配0.55美元（年化为2.20美元），较前次支付额增长0.9% [1] - 此次分配增长标志着公司连续第27年实现分配增长 [1] - 2025年全年分配了3亿美元用于单位回购，高于2024年的2.19亿美元 [1] - 管理层预计2026年可自由支配自由现金流约为10亿美元，并计划将其中50%至60%用于股票回购 [1] 业务模式与行业特点 - 中游公司采用基于费用的商业模式，其现金流对大宗商品价格波动的敏感性较低，从而提供更稳定和可预测的收入流 [1] - 这种稳定性，结合高于平均水平的收益率和有吸引力的估值，凸显了中游行业的吸引力 [1] ETF投资渠道 - 投资者可通过能源基础设施ETF获取对公司的投资敞口，特别是Alerian MLP ETF (AMLP) 和 Alerian Energy Infrastructure ETF (ENFR) [1] - 公司是这两只ETF的前三大持仓之一 [1] - AMLP追踪Alerian MLP基础设施指数(AMZI)，是该领域最大的MLP ETF和第二大能源ETF [1] - ENFR追踪Alerian中游能源精选指数(AMEI)，是能源基础设施领域成本最低的ETF [1]

财务数据和关键指标变化 - 2025年全年调整后EBITDA达到略高于70亿美元 是连续第四年实现三年调整后EBITDA复合年增长率中个位数增长 [4] - 第四季度调整后EBITDA为18亿美元 同比增长2% [16] - 第四季度可分配现金流为14亿美元 同比下降4% 主要原因是用于为近期收购和增长资本融资的增量债务带来的利息支出 [16] - 2025年向单位持有人返还的总资本为44亿美元 包括增加12.5%的分配 [4] - 第四季度向单位持有人返还12亿美元 包括分配和单位回购 [16] - 季度末现金余额为21亿美元 [17] - 2026年3月有15亿美元利率1.75%的优先票据到期 公司计划进行再融资 [17] - 预计随着收购达到全面运行状态以及有机增长项目投入服务 杠杆率将随时间下降 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - **原油和产品物流板块**：第四季度板块调整后EBITDA同比增加5200万美元 主要受11月修订的FERC关税带来3700万美元收益以及更高费率的推动 部分被更高的计划项目相关支出所抵消 管道运输量同比增长1% 终端运输量同比下降2% [13] - **天然气和NGL服务板块**：第四季度板块调整后EBITDA同比减少1000万美元 原因是剥离非核心集输和处理资产以及较低的NGL价格 抵消了近期收购资产和更高产量带来的增长 [14] - 若考虑剥离非核心集输和处理资产带来的2300万美元影响 第四季度该板块实际同比增长2.1% [15] - **天然气和NGL服务板块运营数据**： - 集输量同比增长2% 主要由于Utica地区产量增长 [15] - 处理量同比下降1% Marcellus地区产量增长被非核心资产出售所抵消 [15] - Utica地区处理量同比增长4% [15] - Marcellus地区处理设施利用率达到97% 接近满负荷 [15] - 总分馏量同比下降2% Marcellus和Utica地区更高的乙烷回收量被落基山脉资产出售所抵消 [15] 各个市场数据和关键指标变化 - **二叠纪盆地**： - 公司正在将去年收购的含硫气处理业务整合到其在Delaware盆地的现有集输和处理网络中 [8] - Titan处理设施建设按计划和预算进行 预计到2026年底将具备处理超过4亿立方英尺/日含硫气的能力 [8] - 宣布新建Secretariat II处理厂 产能3亿立方英尺/日 投资3.2亿美元 预计2028年下半年投产 届时公司在Delaware盆地的总处理能力将达到约17亿立方英尺/日 [9] - Bengal管道扩建按计划进行 增量产能预计今年第四季度上线 [9] - 正在推进30万桶/日的墨西哥湾沿岸分馏能力以及40万桶/日的LPG出口终端合资项目的建设 [9] - LPG出口终端预计2028年上线 [9] - Eiger Express天然气管道扩建至37亿立方英尺/日 展示了该盆地对公司运输能力的创纪录需求 [10] - **Marcellus地区**： - 公司最大的运营区域 正在推进Harmon Creek III天然气处理和分馏设施建设 产能3亿立方英尺/日 [11] - 预计2026年第三季度完工 届时公司在东北地区的处理能力将达到81亿立方英尺/日 分馏能力达到80万桶/日 [11] - 正在通过一个4.5亿美元的项目扩展其Marcellus集输系统 以增加压缩能力 支持油井连接并增强Majorsville天然气处理设施 预计2028年上半年投入服务 带来中双位数回报 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年部署55亿美元资本于天然气和NGL价值链 主要聚焦于全国增长最快的地区 [4] - 通过剥离非核心资产优化投资组合 确保未来资本部署与最强回报机会保持一致 [5] - 2026年资本计划为投资24亿美元 执行支持长期结构性增长的项目管道 [5] - 90%的增长资本将投向天然气和NGL服务板块 [7] - 项目集中在二叠纪和Marcellus这两个北美最多产和最具竞争力的盆地 预计在2028年及以后投入服务时产生中双位数回报 [7] - 继续推进“二叠纪NGL从井口到水边”战略的执行 [8] - 资本部署战略旨在为公司带来持久的长期增长 构建支持北美未来能源需求的基础设施系统 [11] - 公司认为美国天然气需求到2030年预计增长超过15% 受LNG出口能力快速扩张和数据中心等电力需求上升推动 [5] - 关键页岩盆地的气油比正在上升 老井每桶油产出的伴生气更多 这增加了富含NGL的天然气供应 凸显了公司在二叠纪基础设施的战略重要性 [6] - 全球乙烷和丙烷的石化需求正在推动NGL出口增长 [7] - 近期全国范围内的冰冻天气影响了原油和天然气生产 对公司资产影响极小 但部分生产商客户经历了井场和设备冻结 影响了公司在二叠纪少数设施的运输量 [16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气和NGL需求的长期基本面依然强劲 [5] - 对能源市场的长期基本面和公司继续获取价值的能力充满信心 [8] - 预计2026年增长将超过2025年 受现有资产吞吐量增加和新资产投入服务推动 [19] - 随着这些资产达到满负荷 预计也将支持2027年中个位数的EBITDA增长 [19] - 相信这些投资将增强现金流 并使公司能够继续向股东返还有意义的资本 [19] - 通过严格的资本配置、执行和优化一体化价值链 公司实现了三年调整后EBITDA复合年增长率6.7% [18] - 预计今年下半年将看到第二个Titan含硫气处理厂、Harmon Creek III、Bengal管道扩建、Bayrunner管道和Blackhome管道的贡献 [18] 其他重要信息 - 在2025年第四季度 公司剥离了非核心集输和处理资产 这对天然气和NGL服务板块的调整后EBITDA产生了2300万美元的同比影响 [2] - 公司预计2026年及2027年季度分配增长率保持在12.5% [18] - 公司资本配置框架的优先顺序保持不变：首先是维护性资本 其次是分配增长 然后是增长资本 最后是单位回购 最后一项是可调节的 [62] - 在覆盖比率方面 公司预计年度不会低于1.3倍的舒适水平 [62] - 在杠杆率方面 公司管理目标是4.0倍 根据当前资本计划 不会超过4.0倍 [63] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于项目积压中双位数回报目标的信心 特别是在2025年增长较低与未来中个位数总体目标的背景下 以及合同保护措施 [23] - 公司对任何资本投资都继续秉持严格的资本纪律 确保带来中双位数回报并支持中个位数增长 增长不可能完全线性 因为投入的资本其EBITDA贡献会在后续年份体现 同时公司也会增加短期的有机并购机会项目以达成目标 [24] - 举例说明了2026年将上线的项目 如Bengal管道增量所有权、Secretariat I、Bayrunner、Blackcomb以及Marcellus的Harmon Creek III 这些重大项目均以中双位数回报为目标 支持中个位数增长 这使公司有信心2025-2026年的增长将高于2024-2025年 [25] - 需求池、NGL和天然气的基本面非常支持 对2026年底含硫气项目的EBITDA贡献能力以及2028年及以后的墨西哥湾沿岸项目充满信心 [26] 问题: 关于Northwind协同项目（特别是Secretariat II）的商业化进展以及获取该系统产量的更多可能性 [27] - 收购的Delaware盆地含硫气设施是未来增长的关键平台 有助于处理和生产商合作 处理合同的期限比平均13年的长期处理合同短 这可能加速增长 因为公司能够上线新资产以应对处理侧的合同到期 [28] - Secretariat II不仅支持Northwind平台以外的增长 也支持传统业务的增长 [29] - 含硫气系统与现有传统系统完美契合 Titan II扩建项目按计划进行 预计年底完成 以实现2027年的运行率目标 同时该项目也提供了将该系统与传统系统连接的机会 [30] - 正在建设连接管线 以便在Titan产能提升时开始分流 同时传统系统部分也看到非常强劲的增长 因此公司扩大了Secretariat II的规模至3亿立方英尺/日 以应对两个系统的额外增长 [31][32][33] 问题: 关于印度-美国贸易协议可能为LPG出口带来的新机遇 [37] - 公司持续看好该领域并投入资本 原因是看到对NGL和天然气的强劲需求 特别是LNG增长带来的需求池 近期的对话进一步支持了公司的立场 [38] - 全球LPG需求的市场动态依然非常强劲 尽管早期难以预测 但对话内容无疑是支持性的 [38] - 对公司资产在2028、2029年上线时的能力充满信心 相信届时将会满负荷运行 公司在LPG出口方面拥有良好的码头位置和合作伙伴关系 长期潜力巨大 [38] 问题: 关于2026年是否仍对补强并购持开放态度 以及良好的并购是否会延长12%分配增长的年限 [39] - 2026年24亿美元的资本计划专门针对有机项目 但公司会继续寻找并购机会 并以严格的资本纪律、中双位数回报和与天然气及NGL“井口到水边”战略匹配为筛选标准 [40][41] - 12.5%的分配增长持续两年的规划符合公司已披露的所有财务标准 但这不意味着公司不打算在此之后增加分配 未来增长将取决于实际发展情况 [42] - 公司资产负债表强劲 会绝对考虑增量机会 最容易且能立即产生增值的可能是现有合资企业的机会 例如Bengal管道 存在继续扩大所有权的可能 [42][43] 问题: 关于投资组合优化和剥离非核心资产的进展 [47] - 公司持续评估所有资产 确保拥有面向现在和未来的投资组合 当前所有盆地都产生正现金流 但公司会持续审视短期和长期前景 判断是否存在对资产增长前景有不同看法的潜在买家 就像最近处理落基山脉资产一样 以便能够继续投资于Marcellus和二叠纪等机会最多的地区 [47] 问题: 近期上游行业整合趋势对公司供应推动型资产增长前景和重新签约策略的影响 [48] - 这些客户一直是并将继续是公司投资组合的重要组成部分 特别是涉及重新签约时 以昨天宣布的交易为例 从已公布的结构来看 公司认为在合同重新谈判等方面没有直接的法律风险 [48] 问题: 澄清2026年增长是高于平均增长还是仅快于2025年 以及该预期是否已包含落基山脉资产出售带来的不利影响 [53] - 2026年增长预期已包含落基山脉资产出售带来的不利影响 [53] - 2025-2026年的增长将强于2024-2025年 但并非完全超常规模 由于是从70亿美元的基数上增长中个位数 意味着约4.5-5亿美元的增量 所以是更强的增长 [53] 问题: 关于下一个五年期FERC指数调整为PPI减0.6% 是否会对液体业务展望构成不利因素 [54] - 尽管FERC加成为负值 但公司已预见到这一点并纳入计划 因此预计不会影响公司实现EBITDA中个位数增长的计划 [54] - 提供额外背景：在原油和产品物流板块中 约33%的业务与FERC挂钩 而在整个MPLX中 这一比例约为20% [54] 问题: 关于Marcellus新增长项目的客户反馈以及Harmon Creek III的预期爬产情况 [57] - Marcellus的资本项目将在几年后投入服务 不是2026年的即时贡献 预计带来中双位数回报 对于满足生产商客户的及时需求至关重要 项目包括压缩站、30英里管道、油井连接和去瓶颈化 [57] - 公司对Harmon Creek III项目感到兴奋 上一季度整个Marcellus系统利用率为97% 接近满负荷 系统日处理量接近70亿立方英尺 是公司最大的系统 当需要扩建时 通常意味着新建工厂或主要管道和压缩设备 Harmon Creek III与该系统相连 拥有良好的残留物和NGL外输能力 预计将按正常时间表爬产并填满新增产能 [59][60] 问题: 关于2026和2027年杠杆与分配覆盖率的预期 以及随着公司规模扩大和有机机会增多 应如何考虑未来资本支出 [61] - 资本配置理念保持不变：首先是维护性资本 其次是分配增长 然后是增长资本 最后是可调节的单位回购 [62] - 展望2026和2027年 即使分配增长12.5% 公司模型显示年度覆盖比率不会低于1.3倍的舒适水平 [62] - 公司密切关注并管理杠杆率 历史舒适水平为4.0倍 根据当前资本计划 不会超过4.0倍 [63] - 关于资本支出 随着EBITDA基数增大 为实现中双位数回报目标 有机项目和/或补强并购的规模也需要相应增长 公司正在积极进行五年及更长期的规划 并将项目带来的EBITDA纳入模型 [64]

财务数据和关键指标变化 - 2025年全年调整后EBITDA达到略高于70亿美元 这是连续第四年实现中个位数的三年调整后EBITDA复合年增长率 [4] - 第四季度调整后EBITDA为18亿美元 同比增长2% 但可分配现金流为14亿美元 同比下降4% 主要原因是用于为近期收购和增长资本融资的增量债务带来的利息支出 [16] - 第四季度原油和产品物流板块调整后EBITDA同比增加5200万美元 主要受11月修订的FERC关税带来的3700万美元收益和更高费率推动 部分被更高的计划项目相关支出所抵消 [13] - 第四季度天然气和NGL服务板块调整后EBITDA同比减少1000万美元 主要受剥离非核心集输和处理资产以及较低的NGL价格影响 抵消了近期收购资产和更高产量带来的增长 [13] - 若剔除剥离非核心集输和处理资产带来的2300万美元影响 第四季度天然气和NGL服务板块调整后EBITDA实际同比增长2.1% [14] - 公司第四季度向单位持有人返还了12亿美元 形式为分配和单位回购 [16] - 公司季度末现金余额为21亿美元 计划根据其资本配置框架使用这笔现金 [17] - 公司预计随着收购达到全面运行率以及有机增长项目投入服务 杠杆率将随时间下降 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - **原油和产品物流板块**：第四季度管道运输量同比增长1% 终端运输量同比下降2% [13] - **天然气和NGL服务板块**： - 集输量同比增长2% 主要得益于Utica地区的产量增长 [14] - 处理量同比下降1% Marcellus地区的产量增长被非核心资产出售所抵消 [14] - Utica地区的处理量同比增长4% [14] - Marcellus地区处理设施利用率在第四季度达到97% 接近满负荷 [14] - 总分馏量同比下降2% Marcellus和Utica地区更高的乙烷回收量被落基山脉资产出售所抵消 [14] - 近期全国范围内的冰冻天气影响了原油和天然气生产 对公司资产影响极小 但部分生产商客户的井场和设备冻结 影响了公司在二叠纪盆地少数设施的运输量 [15] 各个市场数据和关键指标变化 - **二叠纪盆地**： - 公司正在推进其“井口到水边”战略 整合去年收购的酸性气体处理业务 [7] - Titan处理设施建设按计划和预算进行 预计到2026年底 酸性气体日处理能力将超过4亿立方英尺 [7] - 宣布新建Secretariat II处理厂 日处理能力3亿立方英尺 投资3.2亿美元 预计2028年下半年投产 届时公司在Delaware盆地的总处理能力将达到约17亿立方英尺/日 [9] - Bengal管道扩建按计划进行 增量运力预计今年第四季度上线 [9] - 海湾沿岸分馏能力（30万桶/日）和LPG出口终端合资项目（40万桶/日）的工程和建设继续进行 已获得关键施工许可 LPG出口终端预计2028年上线 [9] - Eiger Express天然气管道扩建至37亿立方英尺/日 展示了该盆地对公司运力的创纪录需求 [10] - **Marcellus地区**： - 这是公司最大的运营区域 Harmon Creek III天然气处理和分馏设施（日处理能力3亿立方英尺）建设正在推进 预计2026年第三季度完工 [11] - 完工后 公司在东北地区的处理能力将达到81亿立方英尺/日 分馏能力达到80万桶/日 [11] - 公司正在通过一个4.5亿美元的项目扩展其Marcellus集输系统 以增加压缩能力 支持油井连接并增强Majorsville气体处理设施 预计2028年上半年投入服务 [11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年是纪律性投资和强劲回报的一年 公司部署了55亿美元资本于天然气和NGL价值链 主要聚焦于全国增长最快的地区 [4] - 通过剥离非核心资产优化投资组合 确保未来资本部署与最强回报机会保持一致 [5] - 宣布2026年资本计划 计划投资24亿美元用于执行支持长期结构性增长的一系列资本项目 [5] - 90%的增长资本将投向天然气和NGL服务板块 这些项目集中在二叠纪和Marcellus盆地 预计在2028年及以后投入服务时产生中双位数回报 [6] - 公司战略是建设支持北美未来能源需求增长的基础设施系统 从新的处理、加工能力到下游分馏和出口 [11][12] - 行业需求前景强劲 美国天然气需求预计到2030年将增长超过15% 驱动因素包括LNG出口能力的快速扩张以及数据中心等带来的电力需求增长 [5] - 关键页岩盆地的气油比正在上升 老井每桶油产出的伴生气更多 这增加了富含NGL的天然气供应 凸显了公司在二叠纪盆地基础设施的战略重要性 [6] - 全球石化行业对乙烷和丙烷的需求正在推动NGL出口增长 [6] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对2026年的增长预期超过2025年 驱动因素包括现有资产吞吐量增加以及新资产投入服务 [19] - 随着这些资产达到满负荷运行 预计它们也将在2027年支持中个位数的EBITDA增长 [19] - 公司有信心这些投资将增强其现金流 并使其能够继续向股东返还有意义的资本 [19] - 在2025年连续第二年将季度分配提高12.5% 并预计这种分配增长水平将持续两年 [18] - 公司进入2026年时处于强势地位 过去一年进行了审慎的投资和投资组合决策 使业务重点更突出 能力得到扩展 [18] - 今年下半年 预计将看到第二个Titan酸性气体处理厂、Harmon Creek III、Bengal管道扩建、Bayrunner管道和Blackhome管道的贡献 [18] 其他重要信息 - 在2025年第四季度 公司剥离了非核心集输和处理资产 这对天然气和NGL服务板块的调整后EBITDA产生了2300万美元的同比影响 [2] - 公司三年调整后EBITDA复合年增长率为6.7% [18] - 2025年全年 公司向单位持有人返还的总资本达到44亿美元 [4] - 2026年3月 公司有15亿美元利率1.75%的高级票据到期 公司打算进行再融资 [17] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于项目储备中双位数回报目标的信心 特别是在2025年增长较低 而未来目标是中个位数增长的背景下 以及合同保护措施 [22] - 公司对所有资本投资都秉持严格的资本纪律 确保提供中双位数回报并支持中个位数增长 [23] - 增长并非完全线性 因为部分资本投入产生的EBITDA贡献将在未来年份实现 同时公司也会通过有机增长和并购机会增加短期上线的项目 [23] - 举例说明了2026年将上线的项目 如Bengal管道增量所有权、Secretariat I产能爬坡、Bayrunner和Blackcomb管道、以及Marcellus的Harmon Creek III 这些项目均符合中双位数回报标准 支持中个位数增长 因此对2026年增长超过2025年抱有信心 [24] - 需求背景 特别是NGL和天然气需求池 非常有支撑力 对酸性气体项目在2026年底达到预期运行率并贡献2027年EBITDA充满信心 海湾沿岸项目也按计划在2028年及以后推进 [25] 问题: 关于Northwind协同项目（特别是Secretariat II）的商业化进展 以及是否有更多机会捕获该系统的产量 [26] - 收购的Delaware盆地酸性气体设施是未来增长的关键平台 有助于公司帮助生产商处理和加工二叠纪盆地最好的资源 [27] - 处理合同的期限相对较短 而处理侧合同平均为13年 这使得公司能够通过上线新资产来加速增长 以应对处理侧的合同到期 [27] - Secretariat II不仅支持Northwind平台之外的增长 也支持公司传统业务的增长 [28] - Titan II扩建项目按计划和预算推进 预计年底完成 这将使公司能够在2027年达到预期运行率 同时也提供了将该系统与传统系统连接的机会 [29] - 公司正在建设连接管线 以便在Titan产能爬升时进行分流 同时传统系统也看到非常强劲的增长 因此公司扩大了Secretariat II的规模至3亿立方英尺/日 以应对两个系统的额外增长 [30][31] 问题: 关于印度-美国贸易协议可能为LPG出口带来的新机遇 [35] - 公司持续看好并投资于该领域 是基于对NGL和天然气强劲需求的预期 特别是LNG增长带来的需求池 [36] - 近期的贸易对话进一步支持了公司的立场和已进行的资本投入 [36] - 全球LPG需求动态依然非常强劲 尽管贸易协议尚处早期 但无疑是积极信号 [36] - 对公司资产在2028/2029年上线时的能力充满信心 相信届时将达到满负荷 公司在LPG出口方面拥有良好的码头位置、合作伙伴关系和长期潜力 [36] 问题: 关于2026年是否仍对补强并购持开放态度 以及良好的并购是否会延长12%的分配增长年数 [37] - 2026年24亿美元的资本计划是针对现有有机项目的 但公司会继续寻找并购机会 并以严格的资本纪律审视 确保其达到中双位数回报并与公司的“井口到水边”战略契合 [38] - 提及的12.5%分配增长持续两年是基于已公布的财务标准 但这并不意味着公司不打算在此之后继续增加分配 具体将取决于增长情况 [39] - 公司资产负债表强劲 会绝对考虑增量机会 最容易且能立即产生增值的可能是对现有合资企业的增持 例如Bengal管道 [39][40] 问题: 关于投资组合优化行动 以及是否已接近完成对非战略性资产的剥离以释放资本 [45] - 公司持续评估所有资产 以确保拥有面向现在和未来的投资组合 所有盆地目前都产生正现金流 但公司会持续审视短期和长期前景 如果某些资产（如近期处理的落基山脉资产）的所有者对其增长前景看法不同 公司会考虑剥离 以便将资本重新投资于Marcellus和二叠纪等机会更大的地区 [45] 问题: 近期上游行业整合趋势对公司供应推动型资产的增长前景和重新签约策略的影响 [46] - 这些客户一直是并将继续是公司投资组合的重要组成部分 特别是在重新签约方面 [46] - 以最近宣布的一笔交易为例 从已公布的结构来看 目前没有看到合同重新谈判等方面的直接法律风险 [46] 问题: 澄清2026年增长是快于2025年 还是属于高于平均水平的增长年份 以及该增长预期是否已包含落基山脉资产出售带来的不利影响 [50] - 2026年增长预期已包含落基山脉资产出售带来的不利影响 [51] - 2025-2026年的增长将强于2024-2025年 但并非完全超常规模 考虑到公司从70亿美元的基数起步 实现中个位数增长意味着约4.5亿至5亿美元的增量 [51] 问题: 关于FERC新指数（PPI减0.6%）是否会对液体业务展望构成不利影响 或者该通胀调整水平已在计划中 [52] - 尽管FERC加成为负值 但公司已预见到这一点并纳入计划 因此预计不会影响其中个位数EBITDA增长计划 [52] - 提供额外背景：在原油和产品物流板块中 约33%的业务与FERC挂钩 而在整个MPLX中 这一比例约为20% [52] 问题: 关于Marcellus新增长项目（特别是Harmon Creek III）的客户反馈和预期爬坡情况 [55] - Marcellus的资本项目将在几年后投入服务 不是2026年的即时贡献 但能提供中双位数回报 [55] - 该项目对长期至关重要 包括压缩机站、30英里管道、油井连接和去瓶颈化 有助于为生产商客户提供出口 [55] - Harmon Creek III项目还包括第二个全尺寸脱乙烷塔 以及一些压缩和管道设施 位于华盛顿县的集输系统中 [56] - 上一季度整个Marcellus系统利用率为97% 接近满负荷 日处理量接近70亿立方英尺 是公司最大的系统 因此当需要扩张时 通常意味着新建工厂或主要管道和压缩设施 Harmon Creek III与该系统相连 拥有良好的残留物和NGL外输能力 预计将按正常时间表爬坡并填满新增产能 [56][57] 问题: 关于2026和2027年杠杆率、分配覆盖率的预期 以及随着EBITDA基数变大和有机机会增多 应如何看待未来资本支出 [58] - 资本配置理念保持不变：首先是维护性资本 其次是分配增长 然后是增长资本 最后是单位回购 最后一项是可调节的 [58] - 展望2026和2027年 即使分配增长12.5% 公司模型显示年度分配覆盖率不会低于1.3倍的舒适水平 [58] - 公司密切关注杠杆率 并管理在历史舒适的4.0倍水平 根据当前资本计划 不会超过4.0倍 [59] - 随着EBITDA基数增长 为实现中双位数回报目标 有机项目和/或补强并购的规模也需要相应增长 公司正在积极进行五年及更长期的规划 并将项目上线后的EBITDA纳入模型 [60]

财务数据和关键指标变化 - 2025年全年，公司实现运营资金（FFO）26亿美元 [4] - 剔除资产出售和外汇影响后，FFO同比增长10%，符合公司目标 [5] - 第四季度FFO创纪录，达到每股0.87美元 [5] - 董事会批准将季度派息提高6%，达到年化每股1.82美元，这是连续第17年派息增长至少5% [5] - 2025年底，公司拥有创纪录的60亿美元流动性，其中公司层面有近30亿美元 [9] - 2025年通过资产出售筹集了创纪录的31亿美元收益 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 - **运输板块**：FFO总计11亿美元，在调整了18亿美元的资本回收计划后，与上年持平 [7] - 运输网络收入增长，特别是铁路和收费公路板块，运量和费率平均分别增长2%和3% [7] - **中游板块**：FFO为6.68亿美元，同比增长7% [7] - 增长得益于中游资产（特别是加拿大天然气集输处理业务和近期收购的美国成品油管道系统）的运量和活动水平提高 [8] - **数据板块**：FFO为5.02亿美元，较上年同期大幅增长超过50% [8] - 增长源于过去12个月完成的几项新投资，包括第四季度开始全面贡献收益的美国骨干光纤网络 [8] - 数据存储业务实现强劲有机增长，包括超大规模数据中心投产220兆瓦容量、美国零售托管数据中心业务新增200兆瓦计费容量，以及全球数据中心开发商的收入贡献 [8] 各个市场数据和关键指标变化 - 全球数据中心平台目前拥有约3.6吉瓦的开发潜力，其中已签约容量超过2.3吉瓦 [9] - 第四季度，全球数据中心平台的土地储备实现了大量签约，约800兆瓦容量（主要在北美）签订了协议，预计在未来三年内投产 [16] - 在北美和欧洲，公司合作开发了近850兆瓦的稳定运营站点，实现了开发溢价 [16] - 美国托管数据中心业务连续11个季度创下预订记录，并在多个市场实现满负荷运营 [15] - 公司在伊利诺伊州的数据中心签署了几份大型合同，实现100%入住率，预计从今年晚些时候开始每年增加约4500万美元的EBITDA（按年化计算） [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司认为数字化、脱碳和去全球化三大结构性主题正在推动基础设施投资的超级周期 [20] - 公司采用审慎、注重风险的方法参与AI基础设施建设，设立了严格的防护栏以保护资本 [12] - 防护栏包括：1) 开发项目以长期合同为基础，不进行投机性建设，在初始合同期内获得有吸引力的回报以降低技术风险 [12]；2) 选择性关注最强的投资级交易对手（全球最大、资本最充足、最盈利的科技公司） [12]；3) 专注于顶级、与工作负载无关的数据中心选址，以支持全频谱需求，降低单一主题风险 [13]；4) 有纪律的土地和供电外壳控制与开发策略，创建自我融资模式 [13]；5) 使资本结构与合同现金流的期限相匹配，保持灵活性并负责任地为增长融资 [13] - 公司正在积极投资AI相关基础设施，机会集在数据中心、电力和网络连接方面显著扩大 [20] - 2025年交易活动加速，公司部署了约15亿美元用于新投资，预计这一势头将延续至2026年 [18] - 公司已完成与Bloom Energy框架协议下的首个项目，为美国一个数据中心现场安装了55兆瓦的现场发电 [18] - 随后又为多个超大规模客户获得了额外项目，使发电总量达到约230兆瓦，这些额外项目的合同期限至少为15年 [18][19] - 公司收购了韩国一家工业气体业务（为该国投资级半导体制造商的主要供应商）和一家领先的轨道车租赁平台 [19] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层认为2026年基础设施行业背景非常有利 [20] - 公司基础业务持续产生有弹性、不断增长的现金流，并对多年的有机增长和资本部署有清晰的可见度 [20] - AI工作负载的扩展，提升了地理位置优越、电力供应充足的基础设施的价值 [17] - 规模、可靠性和资本获取能力是区别于其他交易对手的关键因素，公司的全球运营能力和长期关系使其受益 [17] - 稳定的利率和外汇背景，使公司有望在2026年及以后恢复10%或更高的每股增长目标 [21] - 管理层预计资本回收的加速步伐将在未来一年持续 [9] - 在通胀指数化方面，经合组织市场平均通胀率可能在2%至3%之间，新兴市场（如印度、巴西）的通胀传导率可能在2%至4%之间，高于历史平均水平但已较2022年缓和 [46][47] 其他重要信息 - 公司已确保两项交易以实现有吸引力的回报：1) 同意出售巴西输电业务中四个特许经营权中最大的一个，预计净收益约1.5亿美元，内部收益率达45%，资本倍数超过8倍，预计2026年第一季度末完成 [10]；2) 为北美一批稳定运营和在建的数据中心组合成立了资本合伙关系，出售所得预计将用于支持业务内供电土地储备的建设 [10] - 与Bloom Energy相关项目的总投资至今预计约为5000万美元股权，将在2027年中前全部部署完毕 [19] - 韩国工业气体业务的股权收购价为1.25亿美元（公司份额） [19] - 轨道车租赁平台的股权对价约为3亿美元 [19] - 公司数据运营资本积压订单在第四季度增加了约10亿美元，其中约9亿美元由超大规模业务积压订单驱动 [51] - 积压订单中39亿美元与英特尔相关，其中一个晶圆厂已达到投产日期，另一个正在良好推进中 [53][54] - 剔除英特尔部分，积压订单为53亿美元，假设平均三年期，预计每年约有15亿至20亿美元投入运营 [58][60][62][64] - 公司正在与全球约五个主权国家就建设AI工厂进行讨论，规模通常在50兆瓦至250兆瓦之间 [72][73] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于数据中心合同如何降低技术风险，以及市场可能低估了哪些风险？同时，数据中心投资的回报率是否显著高于12%-15%的目标区间？ [25] - **回答 (回报率)**：开发新数据中心的成本收益率平均在9%到10%之间，并以平均5.5%到6%的资本化率进行货币化，这产生了大约300-400个基点的开发利润，加上约70%的开发杠杆，如果一切顺利，股权回报率可达百分之十几到二十几 [26][27] - **回答 (技术风险)**：公司业务基础是提供核心基础设施，避免涉足客户使用的技术，通过签订长期（如15年）且条款明确的合同来管理技术风险，确保公司不承担客户端技术变化带来的成本 [28][29][30] 问题: 能否提供关于KKR收购Compass数据中心资产组合交易的更多细节？以及Brookfield的100亿美元AI基础设施基金中，哪些类型的投资适合BIP？ [34][37] - **回答 (KKR交易)**：公司无法透露私人交易的具体细节，但确认已与包括KKR在内的多家机构投资者在北美和欧洲成立了合资企业，总计约850兆瓦，公司保留运营控制权和重大所有权 [35][36] - **回答 (AI基金投资)**：BIP是该战略的资金来源之一，适合BIP的投资需具有旗舰基金的特征：回报率在12%以上，行业适合BIP（如数据中心、天然气相关、公用事业），且开发周期不宜过长 [38][39] 问题: 如何看待主权国家与超大规模企业作为数据中心交易对手？以及2026年各地区通胀指数化的预期如何？ [44][46] - **回答 (交易对手)**：公司喜欢两类交易对手，因为这提供了多样性，超大规模企业信用极好但数量少且风险敞口相似，主权国家则有助于分散风险，公司专注于主权AI工厂是为了形成差异化战略，但政府决策通常较慢 [44][45] - **回答 (通胀指数化)**：2026年有机增长的两大驱动因素是通胀指数化和大量资本支出积压订单的投产，经合组织市场通胀率平均在2%-3%，新兴市场（印度、巴西）在2%-4%，高于历史平均水平但已较2022年缓和 [46][47] 问题: 数据运营资本积压订单在第四季度大幅增长的原因是什么？前景如何？与英特尔相关的39亿美元积压订单的最新进展和现金流时间表？ [51][53] - **回答 (积压订单增长)**：增长主要来自数据中心平台，以及秋季收购的Hotwire骨干光纤业务订单，数据中心签约具有波动性，第四季度全球签署了约800兆瓦的容量合同，签约后即计入积压订单 [51][52] - **回答 (英特尔项目)**：合资企业的两个晶圆厂中，一个已达到投产日期并开始生产晶圆，另一个进展良好 [53][54] 问题: 鉴于资本回收创纪录且持续进行新投资，2026年从积压订单中投入运营的资本速率如何？如何看待加拿大-阿尔伯塔省谅解备忘录对中游投资的影响？ [56][65] - **回答 (资本投入速率)**：积压订单可分为两部分，英特尔部分（39亿美元）预计在2026年下半年投产，其余部分（53亿美元）平均三年期，预计2026年约有15亿美元投入运营，主要由公用事业和数据中心驱动 [58][59][60][62] - **回答 (加拿大-阿尔伯塔MOU)**：目前判断该备忘录是否对业务增长轨迹产生实质性影响为时过早，但业务本身已有大量增长，是否加速资产货币化将取决于市场条件，当前强劲的经营环境和政府鼓励对该行业有利 [66][67][68] 问题: 关于建设总计6吉瓦的7个AI工厂的合作伙伴关系进展如何？是否有新进展？与Bloom Energy的合作关系进展及对实现1吉瓦目标的信心？ [72][74] - **回答 (AI工厂进展)**：所有相关计划均在推进中，目前在欧洲、北美、中东和大洋洲约有五个项目正在讨论中，进展比预期慢，但希望年内能推进一两个，这些项目规模通常为50兆瓦至250兆瓦 [72][73] - **回答 (Bloom Energy合作)**：目前对实现1吉瓦甚至更高的目标感到乐观，因为市场需求强劲且发展势头良好 [74][75]

财务数据和关键指标变化 - 第四季度调整后EBITDA同比增长10%，调整后每股收益（EPS）同比增长22% [6] - 第四季度归属于公司的净利润为9.96亿美元，每股收益为0.45美元，分别比2024年第四季度高出49%和50% [16] - 剔除特定项目后，第四季度调整后净利润和调整后每股收益均同比增长22% [16] - 2025年全年调整后EBITDA同比增长6%，调整后每股收益同比增长13%，均超过预算目标（预算为分别增长4%和10%）[17] - 2025年EBITDA和净利润均创历史新高 [17] - 净债务与调整后EBITDA比率改善至3.8倍，低于上一季度的3.9倍和第一季度末（收购Outrigger后）的4.1倍 [17] - 尽管在增长项目和收购上投资了近30亿美元，但自2024年底以来净债务减少了900万美元 [18] - 2025年经营活动产生的现金流为59.2亿美元，支付股息26亿美元，总投资性资本支出（包括增长性、维持性及对合资企业的出资）为31.5亿美元 [18] - 季度股息定为每股0.2925美元，年化每股1.17美元，较2024年增长2% [16] 各条业务线数据和关键指标变化 - **天然气业务**：第四季度运输量同比增长9%，主要由于田纳西天然气管道（Tennessee Gas Pipeline）的LNG原料气交付量增加 [10] - **天然气业务**：2025年全年运输量同比增长5% [10] - **天然气业务**：第四季度所有天然气收集和处理（G&P）资产的收集量同比增长19%，其中海恩斯维尔（Haynesville）系统影响最大 [10] - **天然气业务**：第四季度收集量环比增长9%，2025年全年收集量同比增长4% [10] - **天然气业务**：海恩斯维尔收集系统在12月24日创下1.97 BCF/日的日输送量记录 [10] - **产品管道业务**：第四季度精炼产品运输量同比下降2%，2025年全年与2024年大致持平 [11] - **产品管道业务**：第四季度原油和凝析油运输量同比下降8%，主要由于Double H管道在2025年第三季度初因NGL转换项目而停运 [11] - **产品管道业务**：剔除Double H管道的影响，第四季度原油和凝析油运输量同比增长6% [11] - **终端业务**：液体租赁容量保持高位，为93% [13] - **终端业务**：在休斯顿航道和卡特雷特（新泽西州）等关键枢纽，可用储罐的利用率为99% [14] - **终端业务**：琼斯法案油轮船队合同覆盖率高，假设可能的选择权被行使，船队在2026年100%被租赁，2027年97%，2028年80% [14] - **二氧化碳业务**：第四季度石油产量同比下降1%，NGL产量同比下降2%，CO2产量同比下降2% [14] - **二氧化碳业务**：2025年全年石油产量比2024年低约2%，但第四季度表现强劲，略高于全年计划 [14] 各个市场数据和关键指标变化 - **LNG原料气需求**：预计2026年LNG原料气需求将平均达到19.8 BCF/日，创历史记录，较2025年日均16.6 BCF增长19% [3] - **LNG原料气需求**：预计到2030年，LNG原料气需求将增长至超过34 BCF/日 [3] - **美国天然气市场**：伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）预计，到2030-2035年间，美国天然气市场将额外增加20 BCF/日的需求增长 [7] - **电力需求**：佐治亚电力公司（Georgia Power）修订的综合资源计划（IRP）预测，从现在到2030年代初，电力需求将增加53吉瓦（GW）[24] - **电力需求**：伍德麦肯兹在其最新预测中提高了2025-2030年的电力需求增长预期，并预计2030-2035年的电力增长将超过2025-2030年 [25] 公司战略和发展方向和行业竞争 - **项目储备**：项目储备（backlog）增加了约6.5亿美元，达到100亿美元，新增项目略超9亿美元，抵消了2.65亿美元已投入服务的项目 [6] - **项目储备**：储备倍数（backlog multiple）仍低于6倍，预计将在未来几年推动良好增长 [6] - **潜在机会**：正在研究超过100亿美元的储备外项目机会 [7] - **重大项目进展**：Trident项目已于上周开始建设；MSX和South System 4项目已收到联邦能源监管委员会（FERC）的日程安排令，FERC预计在7月31日前颁发最终证书，进度超前于原计划 [7] - **重大项目进展**：所有三个项目均按预算进行，进度符合或超前于计划 [8] - **西部门户管道系统**：与菲利普斯66（Phillips 66）宣布启动第二次公开征集（open season），该管道将连接中西部及其他炼油厂供应至菲尼克斯和加利福尼亚州，并通过CalNev管道连接拉斯维加斯 [12] - **西部门户管道系统**：第二次公开征集增加了通往洛杉矶市场的新通道，并增加了额外的起点以实现供应多元化和客户选择性 [12] - **资本配置**：公司每年计划资本支出约30亿美元，并能够完全通过现金流提供资金 [32] - **资本配置**：随着100亿美元储备项目陆续上线，债务与EBITDA比率预计将随时间下降，每0.1倍的杠杆率变化对应8.5亿美元的资产负债表容量 [32] - **资产出售**：EagleHawk资产的出售是机会主义的，出售价格对应非运营少数权益的8.5倍倍数，且再投资回报低于资本成本，因此决定出售并回收资本 [45][46] - **资产组合**：当前资产组合中约三分之二为天然气业务，26%为产品管道和终端业务，7%为二氧化碳业务 [47] - **LNG投资策略**：公司通常不直接投资LNG终端，因为回报率未达要求，且更倾向于通过管道以照付不议（take-or-pay）合同服务LNG需求，目前服务了40%的LNG原料气需求 [69][70] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对天然气需求的看涨前景基于现实，预计未来十年及以后将出现非常强劲的增长 [3] - 天然气中游行业，特别是像公司这样在墨西哥湾沿岸拥有广泛管网的企业，将从LNG需求增长中极大受益 [4] - 向LNG设施输送原料气的协议本质上是照付不议的，这为产生的现金流提供了巨大信心 [4] - 天然气运输市场非常紧张，供需错配会在公司资产周围创造机会 [59] - 存储资产组合使公司能够利用市场机会 [60] - 尽管近期Bakken地区上游活动面临挑战，但气油比（GOR）在增长 [39] - 大陆资源公司（Continental Resources）停止在Bakken钻探的新闻预计不会对公司产生重大影响，因为该地区业务仅占公司整体EBITDA的约3% [43] - 近期风暴的持续时间和影响预计不会像Uri风暴那样严重 [54][56] 其他重要信息 - 标普（S&P）将公司评级上调至BBB+（原文为BBB Plus）[8] - 2025年期间，标普将评级上调至BBB Positive，惠誉（Fitch）在2025年夏季将评级上调至BBB+，穆迪（Moody's）给予正面展望 [18] - 总裁Tom Martin将于本月底退休，并将继续担任董事会顾问 [8] - Dax将接任总裁职务 [8] - 法规变化：871条款已被取消，该条款曾要求公司在获得FERC证书后等待五个月才能开始建设；FERC审批流程目前缩短至大约12个月，这加快了MSX项目的投产时间，从2028年第四季度提前至2028年第二季度 [67] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于数据中心相关机会和区域进展 [23] - 公司100亿美元项目储备中约60%与电力项目相关，不限于数据中心 [24] - 以佐治亚州为例，佐治亚电力公司预测到2030年代初将新增53吉瓦电力需求，若全部由天然气满足，约相当于10 BCF/日的需求 [24] - 在整个管网覆盖区域（如佐治亚、南卡罗来纳、路易斯安那、阿肯色、德克萨斯、新墨西哥、科罗拉多）都看到类似的需求故事 [25] - 伍德麦肯兹预测2030-2035年的电力增长将超过2025-2030年，这将驱动大量项目机会，并可能持续十年 [25] 问题: 关于South System 5（SS5）项目的设置、时间安排和具体范围 [26] - 公司在东南部看到强烈兴趣，正与客户群合作，最终范围取决于最终签约情况 [26] - 项目可能不仅包括压缩站，还可能涉及一些场区环路（brownfield looping）建设，但目前尚早，仍在与客户研究需求动态 [26] - 该领域存在竞争，公司将根据最终交易情况适时公布进展 [26] 问题: 关于西部门户（Western Gateway）项目的资本分配和回报比较 [30] - 公司根据风险和回报评估每个项目，有一个基准回报率，并根据现金流的稳定性、期限和交易对手信用状况上下调整 [30] - 所有项目的回报率都显著高于资本成本 [30] - 如果推进西部门户项目，预计会有来自信用良好交易对手的长期托运人合同 [30] - 公司目前资本不受限，可以轻松为此项目及所有讨论中的天然气项目提供资金 [31] - 公司将以资产出资，与菲利普斯66建立50/50合资企业，因此现金出资将低于项目总成本的一半 [31] 问题: 关于杠杆率维持在3.5-4.5倍区间中段与资本支出机会的平衡 [32] - 公司计划每年资本支出约30亿美元，并可完全通过现金流提供资金 [32] - 随着100亿美元储备项目上线，债务与EBITDA比率预计会下降，从而创造更多资产负债表容量，每0.1倍杠杆率对应8.5亿美元容量 [32] - 公司有充足的容量来把握现有机会，且无意将杠杆率提升至接近4.5倍的高位 [32] 问题: 关于西部门户项目对现有SFPP管道EBITDA的替代影响 [35] - 目前为时过早，需等待公开征集结束并与合作伙伴完成具体谈判及成本最终确定 [35] 问题: 关于Double H管道转换项目的进展及Bakken地区前景对NGL输送量和EBITDA贡献的影响 [37] - 项目第一阶段可能于第一季度末或第二季度初投产 [37] - 后续阶段仍在持续推进中 [37] - 尽管近期有回调，但第一阶段合同签订良好，气源来自公司自有工厂，可见性高 [38] - 对于下一阶段，将继续与客户进行积极讨论，并根据宏观情况做出投资决策 [38] - Bakken地区的气油比（GOR）在增长 [39] 问题: 关于大陆资源公司（Continental Resources）停止在Bakken钻探的影响 [42] - Bakken地区业务约占公司整体EBITDA的3%，大陆资源公司是其中一部分 [43] - 预计大陆资源公司的新闻不会产生重大影响，影响非常可控 [43] - 原因包括：该业务占比小、年初产量强于预期、大陆资源公司将持续完井至8月、且公司在该地区拥有众多客户 [43] 问题: 关于非核心资产出售策略及可能缩减的业务领域 [44] - EagleHawk资产的出售是机会主义的，基于合作伙伴提议和具有吸引力的出售价格（8.5倍倍数）[45] - 考虑到再投资回报低于资本成本（含税影响），出售该资产并回收资本是良好的经济决策 [46] - 公司对资产出售持机会主义态度，资产每日皆可售，但需价格合适 [47] - 公司喜欢当前的资产组合，对天然气、产品管道/终端及二氧化碳业务感到满意 [47] 问题: 关于Waha地区天然气外送及寒冷天气可能带来的机会 [52] - 凭借公司的资产布局，能够利用出现的基础价差（basis）错配 [53] - 公司首先服务于客户，其次在战略上对某些领域采取少量自营视角以把握机会 [53] - 近期风暴预计不会像Uri风暴那样严重，持续时间短且影响较小 [54][56] - 天然气运输市场紧张，公司资产周围的供需错配会创造机会，第四季度的部分优异表现即源于此 [59] - 公司的存储资产组合有助于利用此类机会 [60] 问题: 关于NGPL管道及中西部地区数据中心驱动机会和煤转气的影响 [61] - 公司看到大量讨论和兴趣，不仅来自电力客户，也来自寻求增长的有机市场 [62] - 目前一些项目处于早期阶段，公司正在寻求将具有约束力的承诺转化为最终投资决策（FID）项目 [62] - 机会存在于市场区域和生产区域，但竞争激烈，公司需确保获得所需回报以推进项目至FID [62][63] 问题: 关于MSX项目提前投产是否意味着整体许可流程加快 [67] - MSX项目提前主要由于871条款取消（该条款曾要求在获得FERC证书后等待5个月）以及FERC审批流程缩短至约12个月（此前大型项目耗时更长）[67] - 这使MSX的投产时间从2028年第四季度提前至2028年第二季度 [67] - 监管提前并不直接等同于投产日期同等提前，还需考虑管道和压缩设备交付时间，需逐个项目分析 [75] - 对于South System 4项目，目前尚未看到投产日期显著提前 [75] 问题: 关于公司是否考虑投资美国LNG终端 [68] - 通常LNG终端的回报率未达到公司要求，且公司不擅长此类建设 [69] - 公司更倾向于“坚守本业”，通过管道以照付不议合同服务LNG需求，目前服务了40%的需求，并预计获得未来需求的公平份额 [69] - 尚未出现风险回报状况合适的投资机会，且公司不愿独立承建此类项目 [70] - 公司偏好与公用事业公司签订照付不议合同，认为这比直接与AI开发商等签约风险更小 [71] 问题: 关于每年30亿美元资本支出指引是否仅基于当前已批准项目储备，以及若储备增长支出是否会超过此数 [74] - 该指引主要基于100亿美元已批准项目储备，但也包含了对部分储备外机会的少量预期 [74] - 由于储备持续增加及天然气需求增长（包括2025-2030年及以后），指引从25亿美元上调至30亿美元 [74] - 未来可能有进一步延长或提高指引的机会，但目前尚未准备这样做 [74] 问题: 关于MSX项目提前投产是否意味着合同立即产生全额财务贡献 [75] - 需逐个项目分析，对于MSX项目，客户在提前的时间点并非必须接收容量，但可以选择接收 [75] - 监管提前不直接导致投产日期同等提前，还需考虑设备交付等因素 [75] - 如果客户不想要该容量，在此期间公司将可自行使用或在二级市场出售 [75][76] 问题: 关于佛罗里达天然气输送（Florida Gas Transmission, FGT）两个项目的来源及扩容可能性 [81] - 公司非运营商（Energy Transfer为运营商），项目主题与公司在东南部看到的增长主题一致 [82] - 项目提供了增量基础设施并包含弹性组件 [82] - 目前正在进行公开征集（截至2月5日），根据兴趣情况，存在扩容可能性 [82] - 两个项目均由信用良好的交易对手提供长期合同支持 [83] 问题: 关于第四季度业绩超预期的驱动因素及一季度前景 [84][89] - 第四季度业绩超预期遍及整个天然气业务网络，包括德克萨斯州内市场、鹰福特（Eagle Ford）和海恩斯维尔的收集资产，以及州际市场（尤其是东北部）[90] - 驱动因素是管道和存储网络紧张，当出现供需错配（如天气、LNG设施启停）时，会创造波动性和上行机会 [90] - 这种情况在2026年有可能再次发生 [90] 问题: 关于全球LNG供应过剩可能影响新项目最终投资决策，以及公司项目储备中与LNG相关的比例 [91] - 公司与LNG设施签订的是长期照付不议合同（通常20-25年），无论其是否使用容量都需付款 [92] - 在当前100亿美元已批准项目储备中，约12%与LNG相关（注：原文为“12% of the shadow backlog is associated with LNG”，结合上下文，此处应指“潜在机会储备”中12%与LNG相关）[92] - 许多LNG相关项目并非服务于新设施，而是现有设施为获取更具竞争力的供应而需要延伸管道 [92][93]

文章核心观点 - 在地缘政治紧张与宏观经济不确定性时期，具备分红能力的股票能为投资者提供稳健的投资组合收益 [1] - 华尔街顶尖分析师推荐了三家能够产生稳健现金流、支撑持续分红的公司股票 [1] Permian Resources (PR.US) - 公司是一家资产聚焦于二叠纪盆地特拉华盆地核心区的独立油气企业 [2] - 公司目前季度基础股息为每股15美分，年化股息60美分，股息率高达4.3% [2] - 分析师Gabriele Sorbara重申“买入”评级，目标价19美元，认为公司运营执行卓越 [2] - 公司2025年第四季度隐含的石油产量指引中值约为每日18.74万桶，资本支出为4.846亿美元 [2] - 公司坚持通过季度股息和机会性股票回购回报股东，已获授权进行高达10亿美元的无截止日期回购 [2] - 预计公司将在2026年受益于钻井成本降低、产量基数增加、运营稳定及更优定价，推动生产效率、资本支出和自由现金流提升 [3] - 公司致力于强化资产负债表，目标长期净债务与息税折旧摊销前利润比率在0.5倍至1.0倍之间 [3] - 公司持有5亿至10亿美元现金，使其在WTI原油价格处于每桶35至40美元区间时，也能灵活执行收购、回购和减债 [3] IBM (IBM.US) - 公司是科技巨头，2025年第三季度向股东派发股息总额高达16亿美元 [4] - 公司目前季度股息为每股1.68美元，年化股息6.72美元，股息率为2.2% [4] - 分析师Brent Thill将评级从“持有”上调至“买入”，目标价从300美元提升至360美元，理由是软件业务加速增长路径更清晰且估值未充分反映溢价 [4] - 管理层对技术转型和人工智能快速应用等关键增长领域持更乐观态度，认为将推动广泛需求 [4] - 监管和税收政策改善、稳健的有机软件增长、近期并购协同效应以及在生成式AI咨询领域的关键胜利支撑了乐观预期 [4] - 收购HashiCorp及待完成的Confluent交易带来的协同效应，预计将推动公司软件增长率在2026年加速，2025年末增长率预计略低于10% [5] - 得益于软件业务占比提升和运营纪律，预计公司税前利润率将从2025年的19%提升至2027年的21% [5] - 公司股票基于2027年预期市盈率的交易倍数为26倍，低于大型软件公司35倍的平均倍数，估值具有吸引力 [5] Kinetik Holdings (KNTK.US) - 公司是一家中游能源企业，业务重心位于二叠纪盆地的特拉华区域 [7] - 公司目前季度现金股息为每股78美分，年化股息3.12美元，股息率高达8.5% [7] - 分析师Justin Jenkins将评级从“持有”上调至“买入”，目标价定为46美元 [7] - 该股在过去12个月下跌了约38%，股价大幅回调是投资论点的核心依据 [7] - 随着2026年至2027年盈利前景变得更加清晰，公司的风险回报比正变得越来越有吸引力 [7] - 盈利预期改善得益于Kings Landing项目将产生更显著的全年度贡献，以及ECCC管道预计在2026年第二季度投运增强系统连接性 [7] - 分析师乐观情绪还源于公司计划于2026年底启动的酸性气体注入项目，将增加对含硫天然气的处理能力，缓解产能制约 [8] - 预计影响2025年表现的多个宏观和运营因素将在2026年年中得到改善 [8] - 公司基于2027年企业价值与息税折旧摊销前利润比率约8倍进行交易，估值处于中游同行8倍至12倍估值区间的低端，具有吸引力 [8] - 在出售其在EPIC Crude Holdings, LP的股权权益后，公司资产负债表更加稳健 [8] - 对于那些希望整合更多二叠纪盆地天然气液体产量的中游公司而言，Kinetik可能成为一个收购目标 [8]

行业影响与市场反应 - 加拿大中游能源股价格出现普遍下跌，此轮下跌与委内瑞拉冲突相关 [1] 核心投资观点 - 分析师指出，如果价格跌势持续，可能为投资者开启买入良机 [1] - 分析师认为，在稳定的安全环境下，通过每年100亿美元的投资将委内瑞拉石油产量恢复至日产300万桶的水平是一项极高难度的挑战 [1] 公司前景与策略 - 在未来几周和几个月内，中游企业在确认2026年前景的同时，可能会释放出增长预期大体保持完好的信号 [1] - 对于更长期的项目，中游企业将根据上游客户的信号采取“观望”态度 [1]

财务数据和关键指标变化 - 公司发布2026年指引，预计EBITDA将较2025年增长4%，收益增长8% [6] - 预计到2026年底，资产负债表上的债务与EBITDA比率将达到3.8倍，处于公司3.5至4.5倍目标区间的低端 [6] - 2026年的扩张性资本支出指引为34亿美元 [6] - 公司提高了未来几年的扩张性资本支出指引，从每年约25亿美元上调至每年超过30亿美元 [6] 各条业务线数据和关键指标变化 - **天然气管道业务**：当前已获批的扩建项目储备（backlog）高达93亿美元，其中90%与天然气相关 [9] - **天然气管道业务**：上述93亿美元的项目储备预计将以低于6倍的EBITDA倍数产生收益 [9] - **天然气管道业务**：公司正在评估的潜在项目机会超过100亿美元，主要集中在天然气领域 [13] - **天然气管道业务**：公司拥有700亿立方英尺的天然气储存资产，其中75%为受监管业务，25%为非监管业务 [32] - **天然气储存业务**：已完成一项位于德克萨斯州的6亿立方英尺储存设施扩建，并正在NGPL进行另一项10亿立方英尺的扩建 [33] - **成品油管道业务**：公司正与Phillips 66合作，开展一项旨在向亚利桑那州凤凰城输送精炼产品的项目，该市场日需求量约为25万桶 [24][25] 各个市场数据和关键指标变化 - **美国南部市场**：天然气需求增长强劲，项目机会主要分布在美国南部，从亚利桑那州到佛罗里达州，同时在东北部和芝加哥（通过NGPL管道）也有潜在发展机会 [14] - **乔治亚州市场**：乔治亚电力公司（Southern子公司）提交的修正版综合资源计划显示，从现在到2030年代，电力需求将增加53，500兆瓦，粗略换算可能带来超过100亿立方英尺/日的天然气需求 [18] - **亚利桑那州市场**：公司在天然气和成品油管道方面均看到投资机会 [22] - **加州/西南部市场**：加州炼油厂关闭，为向凤凰城、图森及内华达州市场输送成品油创造了机会 [26] 公司战略和发展方向和行业竞争 - **增长驱动力**：公司增长主要由液化天然气出口、电力需求（包括数据中心）、住宅/商业用气及向墨西哥出口驱动 [11][12] - **项目储备与机会**：当前93亿美元的项目储备在两年前仅为30亿美元，而公司正在评估的潜在机会池并未缩小，显示持续的增长机会 [9][11] - **竞争格局**：在乔治亚州等市场，公司（通过SNG管道）与Transco等管道存在竞争，但巨大的增量需求意味着市场有足够的空间容纳多个参与者 [20] - **战略聚焦**：公司专注于其核心的中游业务，对直接投资建设“表后”发电厂不感兴趣，更倾向于为受监管的公用事业公司供气 [29] - **风险管理**：在与非公用事业客户合作时，公司会通过要求信用证等抵押品来管理信用风险，确保项目回报与风险匹配 [43][44] - **监管环境**：认为当前政府在某些方面（如陆军工程兵团响应速度、FERC撤销871号政策并承诺12个月内完成大型项目许可）有所改善，但希望进一步压缩许可时间 [46][47][48] - **供应链与劳动力**：大型项目已确保压缩机供应，预计能按时投产；新项目的压缩机供应可能面临更长时间；目前尚未看到劳动力成为制约因素 [52][54][56] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - **行业前景**：管理层认为当前是中游领域的绝佳时机，EBITDA和收益增长良好，经济投资机会众多 [7] - **天然气需求展望**：预计2024年底至2030年间，天然气需求将增长22%至28%，即每日增加220至280亿立方英尺 [11] - **项目可行性**：管理层对将部分潜在项目转化为未来储备抱有信心，因为市场需求存在，且公司拥有良好的资产基础来为客户创造价值 [14][15] - **AI相关需求**：在筛选项目时，公司会优先选择更可能实现的项目（如与受监管公用事业公司合作），并对信用较弱的交易方要求抵押品，以防范市场波动风险 [42][44] - **资本配置优先级**：由于看到了大量的资本投资机会，公司目前采取保守的股息增长策略（每年约增加0.02美元），以保留资本和灵活性 [59][60] - **并购态度**：并购是机会主义的，公司保持资产负债表灵活性以捕捉机会，过去几年已完成数笔小型补强收购 [64][65] - **资产出售**：公司愿意在价格合适时出售任何资产，但通常需要买方对资产有不同于公司的看法 [67] 其他重要信息 - **高管变动**：Tom Martin将于一月退休，Dax将接任Kinder Morgan总裁一职 [22] - **具体项目进展**： - Southern Natural Gas的SS4扩建项目（公司份额约18亿美元）预计明年夏天获得FERC许可，2029年主要投产 [17] - 服务于Dominion等公司的Bridge项目（4.25亿美元）已列入93亿美元储备，计划2030年投产 [19] - 与Phillips 66的成品油管道项目开放季将在约一到两周内结束，若成功可能在一季度做出最终投资决定 [25][27] - 在东南部的一个储存设施开放季获得了非常良好的需求反馈，目前正在筹备棕地扩建项目 [33] - **资产负债表灵活性**：公司债务与EBITDA比率每增加0.1倍，对应约8.5亿美元的债务容量 [62] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 公司如何看待当前行业增长阶段的持续时间和潜在风险？ [8] - 当前已获批的项目储备达93亿美元，将带来可观的EBITDA增长 [9] - 潜在的待开发项目机会超过100亿美元，且机会池并未缩小，公司在天然气领域仍有持续机会 [11] - 增长主要由2024-2030年间预计22%-28%的天然气需求增长驱动，特别是液化天然气出口和电力需求 [11] 问题: 能否对超过100亿美元的潜在项目提供更多细节？ [13] - 这100亿美元的机会与当前93亿美元储备类似，几乎全部集中在天然气领域，由相同的需求和供应驱动因素推动（如电力、LNG出口、Haynesville地区的采集系统扩张） [13] - 项目规模构成类似，有几个大型项目，更多的是中小型项目，地理上主要分布在美国南部 [14] 问题: 能否谈论Southern SNG的进一步扩张或Dominion的燃气电厂项目？ [16] - SNG的首次扩建（SS4项目，公司份额约18亿美元）进展顺利，预计明年夏天获FERC许可，2029年投产 [17] - 乔治亚电力公司的需求预测暗示该地区有巨大的增量天然气需求 [18] - Dominion的电厂将由公司的Bridge项目（4.25亿美元，2030年投产）供气，且该管道易于进一步扩建以满足未来需求 [19] 问题: 在乔治亚州，SNG面临多少竞争？其进一步扩张的能力是否受限？ [20] - SNG在乔治亚州和阿拉巴马州拥有良好竞争地位，但在该州北部会与Transco竞争 [20] - 考虑到巨大的需求增量，市场有足够空间容纳多个参与者 [20] 问题: 亚利桑那州还有哪些投资机会？ [22] - 在天然气方面，公司在通往亚利桑那州的现有系统上看到机会，可为新墨西哥州和亚利桑那州非凤凰城地区的电厂供气 [23] - 在成品油方面，公司与P66合作的项目旨在将PADD 2和PADD 5的油品输送至凤凰城市场，以应对加州炼油厂关闭带来的机会 [24][26] 问题: 成品油管道项目的具体时间表是怎样的？ [27] - 开放季将在约一周半到两周内结束 [27] - 如果项目可行，预计可能在第一季度做出最终投资决定 [27] 问题: 公司对“表后”发电市场以及联合开发模式的态度如何？ [28] - 公司对直接投资建设发电厂不感兴趣，这不是其业务 [29] - 早期看到的数据中心需求多由受监管公用事业公司满足，公司乐于为其供气 [29] - 曾组建过联合体，但发现并非获取供气机会所必需，目前倾向于简化交易结构 [30][31] 问题: 请介绍天然气储存业务的现状、合同滚动收益及扩张机会 [32] - 公司拥有700亿立方英尺储存资产，75%受监管，25%非监管 [32] - 非监管业务合同期约3年，费率已大幅上涨，每年约有三分之一合同滚动续签 [32] - 正在积极进行棕地扩建（如NGPL的10亿立方英尺项目），并看到绿地区域开发的机会正在接近成熟 [33][34] 问题: 在与客户讨论中，是否感受到对AI泡沫的担忧影响了天然气需求？ [42] - 公司会筛选项目，聚焦于更可能实现的机会，偏好与受监管公用事业公司合作以保障信用 [42] - 对于信用较弱的交易对手，会要求抵押品（如信用证）以覆盖项目成本，从而管理风险 [43][44] 问题: 当前监管和许可环境是否有所改善？ [45] - 陆军工程兵团响应和许可发放速度更快 [46] - FERC撤销了导致项目延迟5个月的“871”政策，并承诺在12个月内完成大型项目许可 [47] - 希望FERC能进一步压缩12个月的许可时间，同时确保许可的耐久性 [48] - FERC还提高了免于或简化许可申请的项目成本门槛，这也是一个利好 [50] 问题: 供应链方面是否存在瓶颈？ [52] - 大型储备项目已确保压缩机供应，预计能按时投产 [52] - 新项目的压缩机交付时间可能较长，预计市场新增产能需要约一年时间才能顺畅运行 [52][53] 问题: 劳动力是否会成为制约因素？ [54] - 截至目前尚未看到劳动力成为约束 [54] - 在几个大型项目的承包商初步报价中，成本仍在预算范围内 [56] 问题: 随着现金流增长加速，是否会考虑加快资本回报？ [57] - 当前保守的股息增长（每年约0.02美元）是为了保留资本以投资于大量的项目机会 [59] - 待未来几年资本支出高峰过后，项目陆续投产，届时考虑加快股息增长是合理的 [60] - 股票回购将是机会主义的，公司资产负债表有容量（每0.1倍负债率对应8.5亿美元债务空间）但会保持灵活性 [62] 问题: 如何看待并购（M&A）前景？ [63] - 并购是机会主义的，保持资产负债表灵活性对于捕捉机会至关重要 [64] - 公司持续关注并参与市场过程，只在条件合适时出手 [66] - 对于资产出售，公司对所有资产持“在合适价格下愿意出售”的态度，但交易达成需要买方有不同看法 [67]

核心财务业绩 - 2025年第三季度调整后每股收益为0.29美元，与市场预期一致，较去年同期的0.25美元有所增长 [2] - 第三季度总收入为41.5亿美元，超过市场预期的41.3亿美元，并高于去年同期的37亿美元 [2] - 业绩表现主要受到天然气管道相关业务活动的支撑 [3] 各业务板块表现 - 天然气管道板块：第三季度调整后EBDA跃升至14亿美元，高于去年同期的12.7亿美元，主要得益于运输和收集量的增加 [4] - 产品管道板块：第三季度EBDA为2.88亿美元，高于去年同期的2.76亿美元，增长主要源于管道柴油燃料量的提升 [5] - 终端板块：第三季度EBDA为2.74亿美元，高于去年同期的2.67亿美元，液体利用率高达94.6%，与去年基本持平 [5] - 二氧化碳板块：第三季度EBDA为1.36亿美元，较去年同期的1.6亿美元大幅下降 [6] 运营与成本 - 第三季度运营和维护费用为7.86亿美元，低于去年同期的7.9亿美元 [7] - 第三季度总运营成本、费用及其他支出增至30.8亿美元，高于去年同期的26.8亿美元 [7] - 截至9月底，项目储备为93亿美元，其中天然气项目占比最大 [7] 资产负债表与现金流 - 截至2025年9月30日，现金及现金等价物为7100万美元 [8] - 截至季度末，长期债务总额为313亿美元 [8] 业绩展望 - 公司预计全年归属于KMI的净收入为28亿美元，调整后每股收益预计为1.27美元 [9] - 预计到2025年底，净债务与调整后EBITDA的比率将为3.8倍 [9] 市场预期与股价表现 - 自上份财报发布以来，公司股价上涨约1.8%，表现优于标普500指数 [1] - 过去一个月内，市场对公司的预估呈现上升趋势 [10] - 公司目前的Zacks排名为第3位（持有）[12]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度归属于有限合伙人的净利润为3.32亿美元，调整后EBITDA为6.34亿美元，创下连续第二个季度记录 [17] - 第三季度经营活动产生的现金流为5.7亿美元，自由现金流为3.97亿美元，支付第二季度分派后的自由现金流为4200万美元 [19] - 运营和维护费用环比下降5%，即1200万美元，主要由于资产维护和维修费用以及化学品费用减少 [17] - 预计2025年调整后EBITDA将处于此前公布的23.5亿至25.5亿美元指导范围的高端，预计将包含来自Aris资产的4500万至5000万美元调整后EBITDA [20] - 预计2025年自由现金流将超过此前公布的12.75亿至14.75亿美元指导范围的高端 [20] - 预计2025年资本支出将处于6.25亿至7.75亿美元指导范围的高端，其中包括North Loving II的初始支出以及约2000万美元与Aris资产相关的支出 [21] - 预计2026年资本支出至少为11亿美元 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度天然气吞吐量环比增长2%，达到公司历史最高水平，主要由其他资产（特别是犹他州Chipeta工厂）和南德克萨斯州 volumes 增加所驱动 [3][7] - 第三季度原油和NGLs吞吐量环比下降4%，主要由于Delaware Basin吞吐量下降，部分被DJ Basin吞吐量增加所抵消 [8] - 第三季度采出水吞吐量环比持平 [8] - 第三季度每千立方英尺天然气调整后毛利环比下降0.05美元，主要由于Delaware Basin的过量天然气液体 volumes 减少以及整体价格走低 [8] - 第三季度每桶原油和NGLs调整后毛利环比增加0.08美元，主要由于Delaware Basin某些合同的效率费用增加 [9] - 第三季度每桶采出水调整后毛利保持不变，符合预期 [9] - 预计第四季度合并后的每桶采出水调整后毛利将在0.85至0.90美元之间 [9] 各个市场数据和关键指标变化 - **Delaware Basin**: 天然气吞吐量环比略有增长并再创季度记录，尽管本季度上线井数少于预期 [7] 预计全年天然气吞吐量将实现低双位数同比增长，原油和NGLs吞吐量将实现低至中个位数同比增长 [10] 第四季度天然气吞吐量增长将受到10月份下游维护导致的间歇性 volume curtailments 的轻微影响 [11] - **DJ Basin**: 天然气、原油和NGLs吞吐量环比强劲增长，主要由于第三季度初更多油井上线 [7][8] 预计全年天然气吞吐量同比持平，原油和NGLs吞吐量预计实现低至中个位数同比增长 [12] - **Powder River Basin**: 天然气吞吐量环比下降，主要由于第二季度末先前卸载的 volumes 减少 [7] 预计全年天然气和原油/NGLs吞吐量同比持平 [12] 由于商品价格疲软导致客户活动水平略有降低，预计第四季度天然气吞吐量将继续下降 [13] - **其他资产**: 主要由于Kinder Morgan的Altamont管道于9月初连接到Chipeta工厂，犹他州Uinta Basin等其他资产的吞吐量实现强劲环比增长 [3][14] 预计第四季度其他资产（特别是Uinta Basin）的天然气吞吐量将增加 [14] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 于10月15日完成对Aris Water Solutions的收购，巩固了公司在Delaware Basin作为领先的三流中游流动保障提供商的地位 [4] - 收购Aris后，公司成为德克萨斯州和新墨西哥州采出水收集、运输、处置、回收和有益回用的中游领导者 [5] - 季末后为Delaware Basin的Pathfinder管道项目执行了增量处置容量协议，优化了管道计划路线并提升了项目整体回报 [6] - 公司战略重点包括有机增长和Aris收购，预计将在2026年再次实现所有三条产品线吞吐量的同比增长 [15] - 公司积极与联邦和州监管机构接触，讨论Delaware Basin的采出水挑战，并阐述公司如何有能力解决这些问题 [4][23] - 公司认为解决日益增长的采出水 volume 需要采取"全方位"的方法，结合Aris后公司能更好地提供解决方案 [23] - 公司拥有强大的资产负债表和投资级信用评级，为执行增长计划提供支持，预计2026年杠杆率将保持在大约3倍左右 [25] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管调整后毛利环比相对持平，但较低的运营成本和成本削减举措推动了创纪录的调整后EBITDA [3] - 公司专注于全公司范围内的成本削减举措，并已开始看到显著成果，即使在吞吐量增加和公用事业成本上升的情况下，预计2025年运营和维护费用以及G&A将相对2024年持平（不考虑Aris收购的额外成本） [17][18] - 在商品价格较低的环境下，公司在Delaware和DJ盆地仍处于有利地位，继续看到稳健的钻机活动水平并受益于长期合同 [25] - 对于Pathfinder管道项目，监管环境的转变对公司有利，监管活动的增加可能挤出规模较小、非投资级的参与者 [42] 采出水合同的长期 dedication 和最低 volume 承诺类似于天然气业务，公司对定价趋势感到满意 [43] - 展望2026年，Delaware Basin（尤其是考虑Aris收购带来的采出水 volumes）预计将继续成为吞吐量增长的主要引擎 [14][15] 但在Powder River Basin，如果商品价格疲软持续，预计2026年吞吐量将略有同比下降 [15] 在DJ Basin，由于2025年活动水平低于2024年，预计2026年整体吞吐量将适度下降，但预计Oxy将于2026年初开始开发Bronco CAP区域 [15] 其他重要信息 - 于10月宣布季度分派为每单位0.91美元，与上一季度分派一致，将于11月14日支付给10月31日的记录持有人 [19] - 公司已批准Pathfinder管道和North Loving II天然气处理厂等重大项目，为利用Delaware Basin的未来增长做好准备 [26] - 公司预计在DJ Basin，Oxy将于2026年初开始开发Weld County的Bronco CAP区域， volumes 将于上半年开始流入WES系统 [15] - 公司决定推迟Powder River Basin的某些扩建项目，直到所服务地区的活动出现增量增长 [13] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于运营和维护费用下降的可持续性及未来成本削减潜力 [30] - 公司于今年3月启动成本管理计划，专注于流程更新、精简运营和零基预算，以提升成本竞争力 [31] 第三季度的成本水平预计是可持续的，并且预计2026年还会有进一步改善 [31] - 具体成本削减措施包括合理化维护计划和日程、精简租赁车队、审视合同劳动力人数和工作流程、进行设施瓶颈分析以降低卸载成本，以及供应链团队重新谈判合同 [32] 所有这些都是在保持创纪录资产可操作性的同时实现的 [34] 问题: 关于重大项目或并购后分派增长的可能性 [35] - 离散的分派阶梯式增长仍在考虑范围内，但需权衡资本配置机会 [36] 长期分派增长指导为低至中个位数，但会根据项目上线或并购的 accretive 程度以及宏观环境决定是否提高增长率 [37] 公司同时也会考虑股票回购等其他资本回报方式 [36] 问题: 关于Pathfinder项目的效率提升和第三方签约进展 [40] - 新增孔隙空间协议增加了系统容量，优化了部分管道路线，节省了资本支出，从而提高了项目回报 [40] 具体数字尚未公布 [40] - 随着Aris收购完成，商业团队协调加强，预计将加速与其他生产商的签约动态 [40] 监管环境转向有利，监管增加可能挤出较小参与者 [42] 采出水合同的长期性和最低 volume 承诺类似于天然气业务，公司对定价趋势感到满意 [43] 问题: 关于在新墨西哥州扩展天然气和原油基础设施的雄心 [45] - 计划通过有机和并购两种方式在新墨西哥州扩展三流业务 [46] Aris的庞大足迹为公司提供了基础，解决水问题成为该地区发展的关键门槛，这为公司在市场上提供了杠杆作用 [47] 问题: 关于未来并购机会的参数和重点领域 [53] - 财务参数保持不变，偏好能够产生协同效应或填补 footprint 空白的机会 [53] 目前偏向天然气机会，特别是在新墨西哥州，但在其他盆地若有机会也会考虑 [54] 公司将保持纪律，审视市场机会 [55] 问题: 关于2026年业务趋势展望 [56] - 预计所有三条产品线吞吐量整体增长，但商品价格疲软可能影响PRB和DJ等价格敏感盆地的活动 [57] Delaware Basin和Aris收购带来的水业务将是主要增长动力 [57] 成本削减举措的节省预计将持续到2026年 [58] 问题: 关于在新墨西哥州扩展天然气业务时应对酸性气体处理挑战 [62] - 承认新墨西哥州酸性气体处理是实际挑战，公司具备评估和操作此类资产的技能 [63] 若有无机机会，期望其已包含相关许可，否则公司有能力内部解决许可问题 [63] 问题: 关于Aris收购后除4000万美元协同效应外的商业效益时间表 [64] - 商业协同效益的时间表较难控制，取决于客户 [65] 公司已开始相关对话，并计划利用Aris的系统和人脉加速水侧增长，预计明年会有所体现 [66] 对4000万美元成本协同效应极具信心，并预计在运营协同方面还会有额外收获，可能于明年第一或第二季度开始显现 [67] 预计将超过4000万美元目标，并在明年2月提供更新 [68]