财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA创纪录，增长由美国天然气公用事业业务全季度贡献及天然气传输业务有机增长驱动 [7] - 预计全年EBITDA将处于指导区间194亿至200亿美元的上半部分，DCF每股指标预计在指导范围中点 [7][26] - 债务与EBITDA比率为48倍，维持在45至5倍的杠杆目标范围内 [7] - 第三季度每股收益从55美分下降至46美分，主要由于天然气公用事业业务的收益季节性较低 [24] - 与2024年第三季度相比，调整后EBITDA增加6600万美元，DCF每股相对持平 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 液体管道业务：主干线运输量达平均310万桶/日，创第三季度纪录，系统在整个季度内满载 [8][10] - 天然气传输业务：第三季度表现强劲，受益于有利的合同签订和美国天然气传输资产的费率案件结果 [25] - 天然气分销与存储业务：业绩同比上升，得益于Enbridge Gas North Carolina的全季度贡献及俄亥俄州公用事业业务的快速周转资本 [25] - 可再生能源业务：业绩同比提升，风能资产和近期投入运营的Orange Grove太阳能设施贡献增加 [25] - 中大陆和美国墨西哥湾沿岸段贡献较低，因价差收窄和Pad 2炼油需求强劲 [25] 各个市场数据和关键指标变化 - 加拿大市场：Western Canadian Sedimentary Basin需求强劲，主干线优化项目将增加近50万桶/日的产能 [13][14][15] - 美国墨西哥湾沿岸市场：Southern Illinois Connector项目将新增10万桶/日的全路径产能至德克萨斯州Nederland [12][13] - 美国东北部市场：AGT增强项目将增加Algonquin管道容量，为供应紧张的该地区提供更多天然气 [16] - 二叠纪盆地市场：Eiger Express管道项目已获批，预计2028年投入服务，输送能力为25 BCF/日 [16] - 液化天然气市场：公司已批准超过100亿美元直接毗邻运营或计划出口设施的项目，预计到2030年将新增超过17 BCF/日的LNG相关天然气需求 [18][20] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采用全业务模式，通过高度合同化的现金流和低商品价格风险，在所有经济周期中提供卓越的风险调整后回报 [9][10] - 增长战略侧重于棕地、高战略性和经济性项目，由能源基本面支持，本季度新增30亿美元资本至已保障资本计划 [8][29] - 预计到本十年末实现5%的增长，由350亿美元的已保障资本支持 [31] - 行业竞争格局显示，政策对关键项目新投资的支持正在改善，创造了鼓励协调、对话和增长的商业环境 [10] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 北美能源格局持续演变，能源需求由LNG发展、发电、数据中心和基荷增长驱动 [31] - 公司业务模式类似公用事业，现金流可预测，由长期协议和监管机制支撑，已连续30年增加股息 [31] - 尽管存在高利率等不利因素，但主干线运输量、外汇汇率以及今年早些对Matterhorn Express管道权益的收购仍是全年指导的顺风 [27] - 对中期前景保持信心，预计在26年之后仍能实现5%的EBITDA增长 [65][68] 其他重要信息 - 公司宣布人事变动，Cynthia Hansen计划于2026年底退休，Matthew Akman将过渡为GTM业务总裁 [5] - 公司在威斯康星州和密歇根州的Line 5项目许可重新获得动力，预计威斯康星州重启将于2027年完成 [43] - 计划于12月3日发布2026年投资者指导 [32] - 公司与Oxy成立合资企业，在路易斯安那州开发Pelican CO2中心，每年提供230万吨的CO2运输和封存，并有25年照付不议承购协议支持 [15] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 天然气分销与存储业务中数据中心和发电需求加速的原因、区域和时间框架 - 加速需求遍及所有业务区域，包括安大略省、俄亥俄州和犹他州的基荷需求、数据中心和煤改气转换 [35][36][37] - 数据中心和发电机会约占GDS资本机会的20%，其余增长来自核心公用事业现代化、重大项目和存储机会 [37][38][39] - 收购资产时未完全预见数据中心机会，特别是在俄亥俄州，工业增长和人工智能的次级及三级效益正在推动所有商品需求 [40][41] 问题: Line 5项目的建设启动计划及密歇根州未决事项的影响 - 威斯康星州和密歇根州隧道项目的许可重新获得动力，得益于白宫对能源安全的关注 [43] - 威斯康星州重启正在等待行政法法官对近期听证会的裁决，预计2027年完成，隧道项目将晚几年 [43] 问题: 主干线优化第二阶段是否意味着为加拿大生产商提供出口能力的节奏加快 - 项目节奏并非突然加速，而是基于加拿大盆地相对优势的基本面和客户持续需求 [48][49] - 第二阶段已从15万桶/日提升至25万桶/日，将利用Dakota Access Pipeline的现有产能，与Energy Transfer合作 [14][52] - 公司拥有多种解决方案服务客户，如果政策解锁，西向解决方案可能成为重点 [50] 问题: 2027年大量资本投入服务后，资本支出维持90-100亿/年的能力是否存在时间或排序问题 - 公司持续为后期项目补充资本，如2029年的深水天然气项目和2029-2030年的存储项目，对维持90-100亿/年的支出能力充满信心 [56][57][58] - 2026年已预留部分容量给MLO-1和MLO-2项目，团队在过去六个月为十年后期增长增加了清晰度 [58][59] 问题: 对2026年指导更新的前瞻性评论或思考方向 - 公司对中期5%的EBITDA增长潜力保持信心，得益于天然气、液体和可再生能源方面的项目进展 [65][66][67] - 目标是为十年后期增长率增加清晰度，对已提出的增长率充满信心，并将继续增加项目储备 [68][69] 问题: 随着LNG Canada投产，不列颠哥伦比亚省天然气存储市场的客户对话基调及前景 - 公司是不列颠哥伦比亚省唯一的存储供应商，近期宣布了Aitken Creek存储的40 BCF扩张，其中50%已通过长期合同签约 [72] - LNG Canada二期等讨论为存储和西海岸系统扩张创造了机会，但需要BC省和加拿大政府的支持以确保项目吸引资本 [73] 问题: 在热点竞争市场管理数据中心和发电项目成本风险的方式 - 天然气分销项目受费率基础机制保护，只要支出合理，回报有保障 [79] - 公司通过联盟协议、储备设备和管理供应链来应对成本风险，偏好短周期、许可简单的项目以降低风险 [80][81] - 政策环境改善也有助于降低许可相关的资本支出风险 [81] 问题: 主干线优化第二阶段与Dakota Access Pipeline的监管互动及相关更新 - 项目不需要新的跨境总统许可，相信DAPL的环境影响报告将在能源安全精神下获得通过 [83] 问题: 与加拿大重大项目办公室的互动及为BC省80亿加元项目获取进一步支持的可能性 - 目前项目多为短周期、许可简单，尚未需要求助重大项目办公室，但保持沟通，必要时会寻求帮助 [89][90] 问题: 主干线优化第三阶段的潜在形态及在不使用大口径管道情况下从盆地增加产能的潜力 - 团队正在研究MLO-3和MLO-4等后续方案，以备加拿大和美国达成更大贸易协议时加速部署 [91][92] 问题: 可再生能源（特别是太阳能）投资组合的现状及与Meta等公司达成更多类似Clearfork交易的潜力 - 在政策多变的背景下保持投资纪律，但客户需求依然强劲，特别是对数据中心的太阳能项目 [97][98] - 公司拥有互联就绪、位置优越的项目，如怀俄明州的Project Cowboy，将继续在风险状况和低风险业务模式一致的前提下寻找机会 [98][99] 问题: Southern Illinois Connector项目的益处及2028年启动的确认 - 项目为干线系统开辟了德克萨斯州Nederland的新市场，利用Spearhead管道现有产能，执行信心高 [100][101] 问题: Southern Illinois全路径下游量低迷的原因及100千桶/日产能与之前200千桶/日开放季节的差异 - 下游量疲软是暂时现象，因上中西部炼油需求异常强劲，吸收了更多主干线运输量 [106][107] - 第四季度已见改善，长期对该路径充满信心，100千桶/日是项目经济效益的最佳点 [108][109] 问题: Woodfibre LNG项目合同机制在接近投运日期时的运作方式 - 最终费率将在投运日期附近确定，合同条款确保公司回报基于该费率，对成本超支风险有限 [113][114] - 项目施工已完成50%，有信心在2027年投运，加拿大预算中对低排放LNG项目的加速折旧可能有助于回报 [114][115] 问题: 在BC海岸投资及看到Williams等公司战略合作后，对LNG的进一步投资兴趣 - 公司机会丰富，但倾向于避免承担商品价格风险的LNG设施投资，更专注于管道和存储等熟悉且回报稳定的领域 [118][119] 问题: 鉴于监管和政治环境支持，对原油产量增长预测的当前看法 - 百万桶/日增长至2035年的预测保持稳定，若加拿大联邦政策支持成为全球能源超级大国，存在上行空间 [123][124] - 商业计划基于基本情景，MLO等项目与十年末前的产量增长预期一致 [124] 问题: Pelican CO2枢纽项目的回报率及低碳机会在内部的资本竞争情况 - 项目回报至少与液体管道项目相当，得益于税收激励结构和长期承购协议，政策支持明确 [126][127] - 公司对低碳基础设施投资采取谨慎、渐进的方式，与合作伙伴Oxy的回报参数相似 [129] 问题: 考虑与其他管道（如Pathtrain）合作以增加南下产能的可能性 - 合资是公司的重要策略，已与Energy Transfer、Enterprise Products等多家公司合作，对进一步合作持开放态度 [137][138] 问题: 中期内将DCF每股增长与EBITDA增长对齐的计划及关键驱动因素 - 近年来DCF每股增长落后主要与现金税有关，预计现金税将趋于稳定，未来两者将趋于一致 [141] 问题: Egan和Moss Bluff天然气存储扩张的产能承诺情况、合同期限及长短期限权衡 - Egan首个洞穴约50%已签约，合同期限通常在2-5年，公司根据市场需求管理组合以优化结构 [147][148] - 对LNG需求充满信心，但会根据地点灵活处理，如Aiken Creek部分产能签订了10年合同 [149][150] 问题: 对Plains收购Epic原油管道剩余权益的看法及Corpus市场格局对Ingleside和Gray Oak资产的影响 - 观察到此交易，已是Plains在Cactus 2项目的合作伙伴，期待未来更多合作 [152][153] - Ingleside是北美首要出口终端，具有增长优势，Gray Oak也很出色，对该系统充满信心 [153]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA创纪录，增长6600万美元，主要得益于美国天然气公用事业业务贡献一个完整季度以及天然气输送业务的有机增长 [7][24] - 每股DCF同比相对持平，每股收益从55美分下降至46美分，主要由于天然气公用事业业务的季度性EBITDA较低，但利息和折旧等费用保持稳定 [24] - 债务与EBITDA比率为4.8倍，维持在4.5至5倍的目标杠杆范围内 [7] - 公司预计2025年全年EBITDA将处于194亿至200亿美元指导区间的上半部，每股DCF预计处于5.50至5.90美元指导区间的中点 [26][27] 各条业务线数据和关键指标变化 - 液体管道业务：主干线运输量达到日均310万桶，创第三季度纪录，但美国中大陆和墨西哥湾沿岸段贡献因价差收窄和强劲的Pad 2炼油需求而走低 [10][25] - 天然气输送业务：表现强劲，得益于美国天然气输送资产有利的合同和费率案件结果，以及去年以来增加的威尼斯延伸线和二叠纪合资企业贡献 [25] - 天然气分销与存储业务：业绩同比上升，主要得益于Enbridge Gas North Carolina一个完整季度的贡献以及俄亥俄州公用事业业务的快速周转资本收益 [25] - 可再生能源业务：业绩同比上升，风电场和近期投运的Orange Grove太阳能设施贡献增加 [25] 各个市场数据和关键指标变化 - 加拿大原油需求强劲，主干线系统在整个季度均处于满载状态 [10][11] - 美国墨西哥湾沿岸LNG、墨西哥出口和区域电力需求导致市场持续紧张，推动了天然气存储扩张 [17] - 美国东北部天然气供应严重不足，Algonquin管道增强项目将提供额外天然气供应 [16] - 数据中心和发电机会成为天然气分销业务的顺风，有超过50个机会可能服务高达50亿立方英尺/日的需求，其中近10亿立方英尺/日的需求已获项目保障 [21] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采取"全盘考虑"方法，在所有业务领域满足不断增长的能源需求，本季度为已保障资本计划新增了30亿美元的增长资本 [8][9] - 重点投资于棕地、高度战略性和经济性的项目，得到基础能源基本面的支持，资本分配优先考虑年增长投资能力在90-100亿美元范围内 [28][29] - 在液体管道方面，推进通过主干线优化一期和二期项目增加日均40万桶的产能，这些棕地机会是满足盆地近期产量增长预测的最快、最具成本效益的方式 [13][14][15] - 在天然气输送和存储方面，通过扩张存储设施和管道系统支持美国墨西哥湾沿岸的LNG建设，公司已批准超过100亿美元与运营或计划出口设施直接相邻的项目 [17][18][19] - 在可再生能源方面，保持机会主义并坚持严格的投资标准，项目队列中有多个项目正在推进 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 北美能源格局持续演变，能源需求由LNG发展、发电、数据中心和基荷增长驱动，公司将在 disciplined 框架内发挥关键作用 [31] - 政策支持对关键项目的新投资正在改善，创造了一个激励协调、对话和增长的商业环境 [10] - 低风险的公用事业式商业模式具有可预测的现金流，由长期协议和监管机制支撑，使公司能够连续30年增加股息 [31] - 展望未来，公司预计到本十年末将实现5%的增长，得到350亿美元已保障资本的支持 [31] 其他重要信息 - 天然气输送业务单元负责人Cynthia Hansen计划于2026年底退休，Matthew Akman将过渡为GTM业务总裁，Allen Capps被任命接替Matthew担任企业战略团队负责人和电力业务总裁 [5] - 公司计划在12月3日发布2026年投资者指南 [32] - 公司拥有超过200个高质量资产流和业务的多元化现金流，超过95%的客户拥有投资级信用评级，商品价格风险敞口可忽略不计，大部分EBITDA具有通胀保护 [10] 问答环节所有的提问和回答 问题: 天然气分销与存储业务商业活动加速的原因、区域和时间框架 - 加速是全面的，得益于公用事业的多样性，机会包括基荷需求、数据中心和煤改气 [35] - 基荷需求存在于安大略、俄亥俄和犹他州；数据中心增长在俄亥俄和犹他州处于早期阶段，估计两地共有高达8吉瓦，中期阶段预计服务超过6吉瓦；煤改气转换在北卡罗来纳州 [36][37] - 数据中心和发电机会约占GDS资本机会的20%，核心公用事业增长、现代化计划、重大项目（如西南安大略的Panhandle区域项目、北卡罗来纳州的Mariah能源中心和T15项目、渥太华的加固项目）和住宅增长（北卡罗来纳和犹他州强劲）以及存储机会构成其余部分 [38][39] - 收购资产时未完全预见数据中心机会，特别是在俄亥俄州，数据中心和AI将驱动所有商品需求，包括石油 [40][41] 问题: Line 5项目的建设启动和密歇根州未决事项的影响 - 威斯康星州重启和密歇根州隧道的许可正在重获动力，等待行政法法官对近期听证会的裁决，威斯康星州重启预计2027年完成，隧道项目晚几年 [43] 问题: 主干线优化二期是否加速及其驱动因素 - 并非严格加速，而是持续执行，加拿大盆地相对其他盆地具有优势，预计到本十年末有50万至60万桶/日的供应增长 [48][49] - 解决方案集未变，南部是重点，客户偏好该方向，加拿大原油将获得市场份额 [50] - 项目类比：Southern Illinois Connector是"首棒打者"，MLO-1（日均15万桶）正在推进，MLO-2（已从日均15万桶提升至25万桶）在准备中，均利用现有管道和路权，通过合资伙伴合作 [51][52] - 公司拥有整个系统多个管道系统的权益，有多种方式服务客户 [53] 问题: 2027年大量资本投入服务后，资本进入服务的高原期和维持90-100亿美元支出的时序问题 - 不认为存在时序问题，不断为后期增加项目，如MLO项目在2027、2028年，深海天然气项目在2029年，存储项目在2029-2030年，对5%增长充满信心 [56][57] - 2026年规划充实，为MLO-1和2预留了容量，MLO-1在2026年有支出，MLO-2较晚，团队在过去六个月为后期十年增加了清晰度，对增长感到满意 [58][59] 问题: 2026年后的中期5% EBITDA增长展望的预见 - 不会预先发布12月更新，但在天然气、液体和可再生能源方面取得的进展，以及电力需求、政策变化和GDP增长带来的二次、三次收益增强了信心 [66][67] - 目标是为十年后期增长增加清晰度，项目应有助于澄清增长率，对增长率和持续增加项目储备充满信心 [68][69] 问题: 随着LNG Canada投产，西加拿大天然气存储的客户对话和前景 - Aitken Creek存储扩张（增加400亿立方英尺）已宣布，当前770亿立方英尺，建设明年开始，几年后投运，宣布时50%容量已签订长期合同 [72] - LNG Canada二期等讨论为存储和西海岸系统扩张创造机会，需要BC和加拿大政府支持以吸引资本 [73] 问题: 数据中心和发电机会相关的成本风险管理 - 在天然气分销方面，由于费率基础设置和审慎原则，不太担心，但积极通过联盟协议、储备设备管理成本，约30%资本支出与设备相关，通过合同机制避免关税结构 [79][80] - 偏好短周期、小规模项目，减少长期过程风险，政策态度改善降低了资本支出风险 [81] 问题: 主干线优化二期与Dakota Access Pipeline的监管更新 - 不需要新的跨境总统许可，相信DAPL的环境影响声明将在能源安全和主导精神下通过 [83] 问题: 与加拿大重大项目办公室的互动和项目风险降低 - 目前未将项目提交办公室，大多数项目短周期、许可轻量，但需要时不犹豫，已进行多次对话 [89][90] 问题: 主干线进一步扩张的潜力（MLO-3）及无需大直径管道的产能增加 - 有MLO-3和4的解决方案在考虑中，如果加美达成更大的贸易协议且能源部分加速，可能启动，但讨论尚早 [91][92] 问题: 可再生能源（特别是太阳能）投资组合和类似Clearfork与Meta的交易 - 在可再生能源领域，投资纪律是关键，但客户需求仍然非常强劲，特别是在生产税收抵免窗口开放期间，有互联就绪的项目位于良好位置 [97] - 怀俄明州的Project Cowboy等项目兴趣浓厚，将谨慎导航，确保与低风险商业模式一致 [98][99] 问题: Southern Illinois Connector项目的益处和2028年启动确认 - 该项目是主干线系统的新市场，使用Spearhead管道现有容量，扩大Platte系统，执行信心高，时间线应能实现 [100][101] 问题: Southern Illinois全路径容量为10万桶/日（低于开放季节的20万桶）及下游量改善前景 - 近期下游量弱是暂时现象，因上游Pad 2需求异常强劲，炼油厂高开工率补充库存，第四季度应有所改善，长期对该路径有信心，两次开放季节均超额认购 [106][108] - 10万桶/日是项目经济效益的最佳点，尽管有超额认购，但最终定在10万桶 [108] 问题: Woodfibre LNG项目的合同机制和进展 - 最终费率在接近投运日期时设定，根据合同条款，延迟导致的成本增加将使公司受益，限制成本超支风险，项目已完成50%，有信心在2027年投运 [113][114] - 加拿大预算为低排放LNG项目提供加速折旧奖励，有助于回报 [115] 问题: 在BC海岸投资和战略合作伙伴关系背景下，对LNG的进一步兴趣 - 目前不考虑承担商品风险敞口的LNG设施，优先完成Woodfibre项目，专注于管道和存储等已知领域，赚取稳定受监管回报 [118][119] 问题: 基于当前支持性监管和政治环境，对加拿大原油产量增长预测的更新 - 百万桶/日至2035年的预测稳定，如果加拿大联邦政策支持全球能源超级大国愿景，存在上行空间，但商业计划基于基本情景，MLO项目和Southern Illinois Connector与之相符 [123][124] 问题: Pelican CO2枢纽项目的回报及低碳机会的资本内部竞争 - 项目回报至少与液体管道项目相当甚至更好，税收激励结构清晰，有长期承购协议，政策支持存在，合作伙伴有类似回报参数 [126][127] - 投资具有选择性，采取爬-走-跑方式，发展速度比几年前观察到的慢，将非常谨慎和自律 [129] 问题: 考虑与其他管道（如Pathline）合作以增加南下容量 - 合资是企业战略的重要组成部分，已与行业众多伙伴合作，包括与Enterprise Products在Seaway的合作，对合作持开放态度 [137][138] 问题: 中期每股DCF增长与EBITDA增长（5%）的对齐计划 - 近期差异主要与现金税有关，预计现金税将趋于稳定，美国有积极的税收决定，加拿大有相关讨论，预计后期将趋同 [141] 问题: Egan和Moss Bluff天然气存储扩张的容量承诺、合同期限和长短期限权衡 - Egan第一个洞穴约50%已签约，合同期限平均为2至5年，寻求更长期限，但会根据需求增加和强劲价格管理组合以优化结构 [147][148] - 合同期限通常为3至5年，对墨西哥湾沿岸LNG增长有信心，但取决于地点，例如Aitken Creek部分容量为10年合同 [149][150] 问题: 对Plains收购Epic原油管道剩余权益的看法及Corpus Christi格局的影响 - 已是Cactus 2的合作伙伴，相信未来可以更多合作，Ingleside是大陆首要出口终端，具有增长优势，Gray Oak也很出色，对系统充满信心 [152][153]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA创下纪录，增长主要由美国天然气公用事业业务贡献一个完整季度以及天然气输送业务的有机增长驱动 [6] - 预计全年EBITDA将处于指导区间194亿至200亿美元的上半部分，DCF每股指标预计在指导范围中点附近 [6] - 债务与EBITDA比率为4.8倍，维持在4.5至5倍的杠杆目标范围内 [6] - 与2024年第三季度相比，调整后EBITDA增加6600万美元，DCF每股相对持平，EPS从每股55美分下降至46美分 [23] - EPS下降主要与天然气公用事业业务的季节性特征有关，第三季度EBITDA季节性较低，但利息和折旧等费用季度间保持稳定 [23] 各条业务线数据和关键指标变化 - 液体管道业务：主干线运输量强劲，平均每日约310万桶，创第三季度纪录 [7][10]；但中大陆和美国墨西哥湾沿岸板块贡献较低，原因是价差收窄和Pad 2炼油需求强劲 [24] - 天然气输送业务：第三季度表现强劲，得益于美国天然气输送资产有利的合同和费率案例结果，以及去年以来增加的威尼斯扩建和Permian合资企业贡献 [24] - 天然气分销与存储业务：业绩同比上升，得益于Enbridge Gas North Carolina贡献一个完整季度，以及俄亥俄公用事业业务的快速周转资本收益 [24] - 可再生能源业务：业绩同比上升，风能资产和近期投入运营的Orange Grove太阳能设施贡献更高 [24] 各个市场数据和关键指标变化 - 液体管道市场：加拿大原油需求强劲，Western Canadian Sedimentary Basin需要可靠的出口通道 [11]；Southern Illinois Connector项目将新增每日10万桶的长期合同产能，通往德克萨斯州Nederland [8][12] - 天然气市场：美国东北部通过Algonquin管道增强项目增加天然气供应，服务当地公用事业需求并减少冬季价格波动 [15]；Permian地区Eiger Express管道每日25亿立方英尺的出口开发已获批 [15] - 存储市场：Egan和Mosblough存储设施扩建将增加总计230亿立方英尺的增量容量 [16]；Aiken Creek存储扩建将增加400亿立方英尺容量 [49] - 液化天然气市场：预计到2030年将有超过每日170亿立方英尺的LNG相关天然气需求投入服务 [17]；公司已批准超过100亿美元与运营或计划出口设施直接相邻的项目 [17] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采用低风险、类似公用事业的商业模式，现金流多元化，超过95%的客户具有投资级信用评级，商品价格风险可忽略不计，大部分EBITDA具有通胀保护 [10] - 增长战略侧重于棕地、高度战略性和经济性的项目，得到潜在能源基本面的支持 [27]；本季度向有保障资本计划新增30亿美元增长资本 [7] - 在液体管道方面，推进Mainline Optimization Phase One和Two，预计将新增总计40万桶/日的增量产能 [12][13]；与Energy Transfer合作利用Dakota Access Pipeline容量 [13] - 在天然气输送方面，服务天然气需求增长的四大支柱：产业回流、LNG、煤改气以及数据中心 [19]；自3月投资者日以来已宣布超过30亿美元新项目 [19] - 在可再生能源方面，投资纪律严格，关注具有强大PPA价格和税收优惠的项目 [22]；项目如Fox Squirrel、Orange Grove、Sequoia Solar和Clearfork得到大型科技和数据中心客户支持 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 北美能源格局持续演变，能源需求由LNG发展、发电、数据中心和基荷增长驱动 [28] - 政策对关键项目新投资的支持正在改善，创造了激励协调、对话和增长的商业环境 [10] - 公司预计到本十年末实现5%的增长，得到350亿美元有保障资本的支持 [28] - 公司规模提供了行业中少数公司拥有的可选性，将继续评估跨业务范围的增值投资 [28] 其他重要信息 - 高管变动：Cynthia Hansen计划于2026年底退休，Matthew Akman将过渡为GTM业务总裁，Allen Capps被任命接替Matthew担任企业战略团队负责人和电力业务总裁 [4] - 费率结算：Enbridge Gas, North Carolina和Enbridge Gas, Utah达成积极费率结算，预计将推动增长 [7]；北卡罗来纳州允许股本回报率增至9.65%，股本厚度54%，收入要求增加约3400万美元 [20] - Line 5项目：威斯康星州重启和密歇根州隧道许可重获动力，威斯康星州重启预计2027年完成，隧道项目晚几年 [35] 问答环节所有的提问和回答 问题: 天然气分销与存储业务加速及数据中心需求 - 加速驱动因素包括整个业务范围的增长，特别是俄亥俄和犹他州的数据中心早期发展，估计高达8吉瓦，中期阶段估计服务超过6吉瓦 [30][31]；资本机会中约20%与数据中心和发电相关，其余为核心公用事业增长和现代化项目 [31] - 时间框架：项目处于不同阶段，包括已获批项目和服务时间各异的机遇 [30][31]；数据中心和人工智能驱动所有商品需求，包括石油，带来二级和三级增长 [33] 问题: Line 5项目进展 - 威斯康星州重启正在等待行政法法官对近期听证会的裁决，预计2027年完成；密歇根州隧道项目晚几年 [35]；白宫对能源安全的关注有助于推动许可 [35] 问题: Mainline Optimization Phase Two是否加速 - 并非加速，而是持续执行，加拿大盆地相对其他盆地具有优势 [37][38]；MLO-2从15万桶/日提升至25万桶/日，使用现有管道和路权，与合资伙伴合作 [38][41]；南向解决方案是基础情景下的重点，客户偏好此方向，加拿大油品将获得市场份额 [39] 问题: 2027年资本投入高峰及后续维持 - 不认为存在高峰问题，资本不断添加到后期，如2029-2030年的天然气输送深水项目和存储项目 [42]；2026年已预留MLO-1和MLO-2的容量，对平衡表感到满意 [43]；团队在过去六个月填充了后期年份，对增长感到舒适 [44] 问题: 中期EBITDA增长5%的展望 - 对增长速率有信心，项目增加了本十年后期增长的清晰度 [45][47]；投资组合的益处包括电力需求、政策变化和GDP增长带来的二次和三次收益 [46]；资产负债表能力内部产生现金流满足需求 [46] 问题: 西加拿大天然气存储和LNG加拿大 - Aiken Creek存储扩建400亿立方英尺，已签署50%长期合同 [49]；LNG加拿大二期等机遇支持西海岸系统扩张，如Birch Grove（T-North扩建） [49]；需要BC和加拿大政府支持以确保项目吸引资本 [49] 问题: 数据中心和发电项目成本风险管理 - 美国公用事业项目受费率基础设置驱动，只要谨慎即可获得回报 [51]；通过联盟协议、储备设备管理成本，约30%资本支出与设备相关 [52]；偏好短周期、许可简单的项目以降低风险 [53]；政策态度改善减少资本支出风险 [53] 问题: Mainline Optimization Two与Dakota Access Pipeline的监管互动 - 不需要新的跨境总统许可，相信DAPL环境影响声明将在能源安全和主导精神下通过 [54] 问题: 加拿大大型项目办公室对项目的支持 - 目前未使用该办公室，项目周期短、许可简单 [55]；如有需要不会犹豫，但目前项目不需要 [55] 问题: Mainline Optimization Three的潜力 - MLO-3和4正在考虑中，为加拿大和美国更大贸易deal情景做准备 [57]；如有政策解锁，将有更多解决方案 [57] 问题: 可再生能源组合和太阳能项目 - 投资纪律关键，但客户需求强劲，特别是在生产税收抵免窗口开放期间 [58]；项目如怀俄明州的Project Cowboy和ERCOT的Clearfork具有高度兴趣 [58]；谨慎导航风险状况，确保与低风险商业模式一致 [58] 问题: Southern Illinois Connector项目细节 - 项目使用Spearhead管道现有容量，延长运输至德克萨斯州Nederland，Plat系统泵 refurbishment [59]；时间线可行，2028年启动 [59]；下游容量暂时较弱因上中西部需求强劲，但预计第四季度改善，长期信心充足 [61]；100千桶/日是经济最佳点，开放季节超额认购但最终定为100 [61] 问题: Woodfibre LNG项目机制 - 最终费率在服务日期附近设定，根据合同条款获得回报 [63]；建设完成50%，有信心2027年投入服务 [63]；加拿大预算对低排放LNG项目加速折旧，应有助于回报 [63] 问题: 进一步投资LNG的意愿 - 机会丰富，但不愿承担商品风险 [65]；偏好管道和存储等受监管回报项目 [65]；将继续关注，但投资者主张不承担商品风险 [65] 问题: 加拿大原油产量增长预测 - 到2035年超过100万桶/日的增长预测稳定，如果加拿大政策支持全球能源超级大国愿景，存在上行空间 [67]；当前业务计划基于基础情景，MLO等项目与十年内产出一致 [68] 问题: Pelican CO2枢纽回报与资本竞争 - 项目回报至少与液体管道项目相当，得益于税收激励结构和长期承购合同 [69]；政策支持存在，与Oxy合作谨慎 [69]；对低碳基础设施采取爬行-行走-奔跑方式，发展速度较慢，纪律性强 [70] 问题: 与其他管道（如Pathline）合作可能性 - 合资是企业战略重要部分，与行业众多伙伴合作 [72]；与Enterprise Products在Seaway合作从零增至近100万桶/日 [72]；对合作持开放态度 [72] 问题: DCF每股增长与EBITDA增长对齐 - 近期差异主要与现金税有关，预计现金税将趋于稳定 [74]；美国积极税收决策和加拿大潜在变化将促使两者收敛 [74] 问题: Egan和Moss Bluff存储扩建合同细节 - Egan第一个洞穴约50%已签约，合同期限典型为2至5年 [77]；根据情况可能寻求更长期限，如Aiken Creek部分为10年合同 [78]；管理组合以优化结构，对LNG需求信心高 [77][78] 问题: Plains收购EPIC原油管道剩余权益的影响 - 观察到此交易，已在Cactus 2与Plains合作 [79]；Ingleside是北美头号出口终端，有增长优势，Gray Oak强大，期待未来更多合作 [79]

核心观点 - 公司公布2025年第三季度财务业绩，重申全年财务指引，并实现创纪录的季度EBITDA [1][3] - 公司业务多元化战略使其能够满足北美市场对各种能源形式（天然气、液体燃料、可再生能源）日益增长的需求 [2] - 本季度批准了30亿加元的具有吸引力的新项目，年度迄今已增加约70亿加元的有保障项目储备，总储备资本达350亿加元，为2026年后EBITDA、EPS和DCF/股的持续增长（约5%年增长率）提供可见性 [3][8][20][21] 财务业绩摘要 - 第三季度GAAP收益为6.82亿加元（每股0.30加元），低于2024年同期的12.93亿加元（每股0.59加元）[5][9] - 第三季度调整后收益为9.97亿加元（每股0.46加元），低于2024年同期的11.94亿加元（每股0.55加元）[5][9] - 第三季度调整后EBITDA为42.67亿加元，高于2024年同期的42.01亿加元 [5][9] - 第三季度经营活动提供的现金为28.68亿加元，略低于2024年同期的29.73亿加元 [5][9] - 第三季度可分配现金流（DCF）为25.66亿加元，与2024年同期基本持平 [5][11] 液体管道业务更新 - 批准了Southern Illinois Connector项目，该项目通过Express-Platte管道扩容30千桶/天并利用Spearhead管道70千桶/天的现有产能，提供100千桶/天的长期合同服务，连接加拿大西部至德克萨斯州 [4][22] - 正在推进另外400千桶/天的扩容机会，Mainline Optimization Phase 1（增加150千桶/天）处于客户谈判最后阶段，预计本季度宣布；Mainline Optimization Phase 2（利用现有干线系统和Dakota Access Pipeline）将在本十年末前再增加250千桶/天的产能 [4] 天然气传输与存储业务更新 - 在天然气传输领域批准了20亿加元的投资，以支持不断增长的天然气、电力和液化天然气需求 [6] - 批准扩大位于美国墨西哥湾沿岸的两个天然气存储设施（Egan和Moss Bluff），增加230亿立方英尺的产能，以支持不断增长的电力需求和液化天然气市场 [5][25] - 通过合资企业批准了Eiger Express管道项目，该管道将从二叠纪盆地输送高达25亿立方英尺/天的天然气至Katy地区，服务于不断增长的美国墨西哥湾沿岸液化天然气市场 [5][6][26] - 批准了Algonquin Gas Transmission (AGT) Enhancement项目，将在长期合同下向美国东北部增加约75百万立方英尺/天的天然气输送量 [5][28] 天然气分销业务更新 - 完成了对2024年收购的三家美国天然气公用事业公司的第一个完整财年的运营，对其表现感到满意 [7] - Enbridge Gas North Carolina和Enbridge Gas Utah在第三季度达成了积极的费率和解，新费率分别于2025年11月1日和2026年1月1日生效 [5][7][29][30] - 随着数据中心投资的加速，公司在其公用事业特许经营权中看到了比最初预期更多的增长途径，目前正在推进超过40亿加元的数据中心和发电机会，涉及60个不同项目 [7] 可再生能源业务更新 - 在可再生能源领域，预计到2027年将有超过1.4吉瓦的太阳能项目投入运营 [7] - 公司将继续进行机会性投资，为包括Meta和亚马逊在内的越来越多的技术和数据中心参与者提供电力 [7] 融资与财务指引 - 公司于2025年9月完成了10亿加元的30年期混合次级票据发行，收益用于偿还现有债务、资助资本支出和一般公司用途 [18] - 公司重申其2025年全年财务指引：调整后EBITDA在194亿至200亿加元之间，DCF每股在5.50至5.90加元之间 [17] - 季度末的滚动12个月债务与EBITDA比率为4.8倍 [5][19] - 董事会宣布了普通股每股0.94250加元的季度股息，将于2025年12月1日支付 [56]

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，相比去年同期的39.6亿美元有所下降，但若排除一次性项目则与去年同期持平 [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，主要投入在NGL与炼油产品、中游业务和州内天然气板块 [3] 各条业务线数据和关键指标变化 - NGL与炼油产品板块调整后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和Mariner East管道以及终端吞吐量的增长 [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，但若排除去年一笔7000万美元的一次性业务中断索赔，则业绩同比有所增长，二叠纪盆地产量因工厂升级和新厂投产而增长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，二叠纪盆地合资管道系统增长被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，但若排除与Rover系统财产税义务相关的4300万美元增加额，则业绩同比上升 [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，管道优化减少被第三方量增长所部分抵消 [7] 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，主要由于项目预测调整和部分支出推迟至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，项目储备预计产生中等两位数回报 [7] - FlexPort二叠纪处理、NGL运输和Hugh Brinson管道扩建项目的大部分收益增长预计在2026年和2027年实现 [8] - 公司正在考虑将一条二叠纪盆地的NGL管道转换为天然气服务，以可能实现收入翻倍 [12] - 公司强调资本纪律，项目需满足特定风险回报标准，尤其是在Lake Charles LNG项目上 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气业务服务需求强劲，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需求 [8] - 公司已与终端用户、数据中心和公用事业公司签订了超过60亿立方英尺/日的管道容量合同，加权平均期限超过18年，预计产生超过250亿美元的管输费收入 [16] - 公司对其广泛的州际管道网络靠近潜在客户感到乐观，正在就多个州的项目进行深入讨论 [17] - 公司对数据中心和发电厂带来的增长机会感到兴奋，认为这是未来多年的重要增长动力 [35] 其他重要信息 - Desert Southwest管道项目（Transwestern管道扩建）的15亿立方英尺/日容量已全部通过长期合同售出，合同期25年，并且正在评估因额外兴趣而增加容量的选项 [9] - Hugh Brinson管道一期工程预计不晚于2026年第四季度投产，目前路线100%获取，85%管道已交付，所有工区均已开始施工 [10] - Bethel天然气储存设施的新洞穴扩建预计将使工作气容量翻倍至超过120亿立方英尺，预计2028年底投产，并具备至少150亿立方英尺的额外扩容潜力 [13] - 公司与Oracle签订了为三个美国数据中心供应天然气的长期协议，每日供应量约90万立方米，并为Fermi America的HyperGrid园区提供初始日供应量约30万MMBtu的天然气 [14][15] - 与Enbridge合作的Southern Illinois Connector项目已做出最终投资决定，将为Dakota Access管道提供额外的加拿大原油运输能力 [21] 问答环节所有提问和回答 问题: 2025年业绩指引是否包含SUN收购Parkland的影响 - 指引声明中未包含Parkland，在不含Parkland的情况下，预计略低于初始指引区间的下限 [27] 问题: Lake Charles LNG项目需要多少合同和股权出售进度才能达到FID - 项目需要完成EPC合同、将约1550万吨的HOA转化为SPA、并成功出售80%的股权（公司保留20%）才能达到FID，这些工作预计在年底前推进，但仍有大量工作要做 [28][29][30][31] 问题: 近期数据中心交易的财务影响和未来驱动因素 - 数据中心交易非常令人兴奋，已披露的需求拉动合同涉及250亿美元收入，Hugh Brinson管道被认为可能是公司有史以来盈利能力最强的资产 [34][35] - 2026年的主要业绩驱动因素包括FlexPort项目合同的全面生效、二叠纪盆地工厂的持续投产和填充、以及Hugh Brinson管道在年底投产 [38][39] 问题: 将NGL管道转换为天然气服务的考虑细节 - 公司有将资产转换服务的成功记录，正在认真评估将一条二叠纪盆地NGL管道转换为天然气服务，因为初步分析显示天然气运输收入可能是NGL运输的2倍 [42][43][44][45] 问题: 与Enbridge在原油方面的合作对收益的影响 - 与Enbridge的合作时机很好，可以为Dakota Access管道补充加拿大原油量，预计签署15年期协议，使管道在2040年代保持满载 [46][48][49][50] 问题: 增长项目储备总量和资本支出运行率 - 2026年资本支出指引为50亿美元，公司有大量高回报项目机会，但难以给出更长期的具体数字 [53][54][55] 问题: Desert Southwest管道项目的扩容可能性和具体信息 - 项目获得高度认可，在已售出的15亿立方英尺/日基础上，还有至少10亿立方英尺的额外兴趣，可能扩容05至10亿立方英尺，正在评估管径从42英寸增至48英寸 [56][57][58][59] 问题: 公司为何不更大规模地进入发电领域 - 看到的发电项目回报率在低双位数甚至高个位数，不符合公司的回报标准，更倾向于为这些项目提供天然气 [62] 问题: 天然气储存费率环境和Bethel项目的独特性 - 公司看好储存价值将飙升，尤其考虑到未来LNG出口和极端天气事件，Bethel地理位置优越，但公司不会投机性扩建，而是会基于项目需求 [63][64][65][66] 问题: 数据中心项目的资本支出和回报框架 - 资本支出因项目而异，许多项目资本支出较低（如连接现有管道的短支线），有些则需专门资本，部分项目即使客户已确保电力供应，也愿意支付高需求费用以保证备用气源 [69][70][71][72][73] 问题: Lake Charles LNG项目是否以及何时能达到FID - 明确表示在获得所需的80%股权合作伙伴之前不会推进FID，这是资本纪律的关键，仍有工作要做 [74][75][76][77] 问题: Hugh Brinson管道上供应推动和需求拉动合同的构成 - 项目启动时是需求拉动，为完成项目引入了生产者推动，目前扩张部分主要是需求拉动，构成较为平衡 [80] 问题: 二叠纪盆地天然气供应情况 - 意识到有大量新管道项目宣布，总需求可能超过110-120亿立方英尺/日，加上数据中心需求，天然气产量需大幅增长，建议市场锁定当前产量 [81][82] 问题: 新签的60亿立方英尺/日合同的利润率和增量性质 - 全部为增量业务，加权平均费用较高，但由不同类型的合同组成（如Desert Southwest、Hugh Brinson等），需谨慎推断 [85][86] 问题: 关于加速数据中心电网连接审批的潜在影响 - 若提案通过，将极大促进管道业务，加快审批流程对公司有利 [89][90][91] 问题: Price River终端扩建项目的需求背景 - 该项目前景广阔，已锁定当地大部分产区的长期合同，所产油品对炼厂价值高，且存在下游协同收入机会 [92][93]

公司整体财务表现 - 公司2025年第三季度归属于Loews Corporation的净利润为5.04亿美元，每股收益2.43美元，相比2024年同期的4.01亿美元和每股收益1.82美元，分别增长26%和34% [1] - 2025年前九个月归属于Loews Corporation的净利润为12.65亿美元，每股收益6.03美元，相比2024年同期的12.27亿美元和每股收益5.54美元，分别增长3%和9% [8] - 截至2025年9月30日，公司每股账面价值为88.39美元，相比2024年12月31日的79.49美元增长11%；剔除累计其他综合收益后，每股账面价值为94.00美元，相比2024年12月31日的88.18美元增长7% [3] CNA Financial 业务表现 - CNA Financial 2025年第三季度归属于Loews Corporation的净利润为3.71亿美元，较2024年同期的2.59亿美元增长43%，主要得益于财产意外险承保业绩改善以及净投资收入增加 [3] - CNA Financial 2025年第三季度核心收入增长40%至4.09亿美元，净已赚保费增长8%，净承保保费增长3% [4] - CNA Financial 财产意外险综合赔付率改善4.4个百分点至92.8%，主要由于巨灾损失从2024年第三季度的1.43亿美元降至2025年同期的4100万美元 [4] Boardwalk Pipelines 业务表现 - Boardwalk Pipelines 2025年第三季度归属于Loews Corporation的净利润为9400万美元，较2024年同期的7700万美元增长22%，主要由于重新签约费率提高、近期完成的增长项目以及存储和停靠出租收入增加 [3] - Boardwalk Pipelines 2025年第三季度EBITDA为2.67亿美元，较2024年同期的2.49亿美元增长7% [9] - 2025年10月30日，Boardwalk就德克萨斯门户项目签署了一项先例协议，该项目将增加15亿立方英尺/日的输送能力，预计总成本约为30亿美元，使已宣布的增长项目总容量达到42亿立方英尺/日 [3][9] Loews Hotels & Co 业务表现 - Loews Hotels & Co 2025年第三季度净亏损为300万美元，较2024年同期的800万美元净亏损有所改善，主要由于奥兰多环球度假村合资企业的股权收入增加 [3] - Loews Hotels & Co 2025年第三季度调整后EBITDA为6900万美元，较2024年同期的6400万美元增长8% [9] - 酒店业绩改善得益于奥兰多环球度假村新增三家物业以及现有奥兰多物业的平均每日房价和入住率提高，部分被迈阿密海滩酒店翻修导致的可用客房减少所抵消 [9] 公司资本管理 - 公司在2025年第三季度以5600万美元的总成本回购了60万股普通股 [3] - 在2025年10月1日至10月31日期间，公司额外回购了30万股股票，总成本为2900万美元 [9] - 截至2025年9月30日，母公司拥有36亿美元现金和投资以及18亿美元债务 [3]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度EBITDA同比增长6%，调整后每股收益（EPS）同比增长16% [11] - 第三季度归属于公司的净收入为6.28亿美元，每股收益为0.28美元，与去年同期持平；若剔除去年同期的有利市值调整影响和一次性非现金税收优惠，调整后净收入和调整后每股收益同比增长16% [19][20] - 公司预计2025年全年业绩将超过预算，主要得益于Outrigger收购的贡献，但D3 RIN价格和可再生天然气（RNG）产量低于预算部分抵消了超额表现 [11] - 净债务与调整后EBITDA比率在第三季度末改善至3.9倍，低于第一季度末的4.1倍 [21] - 年初至今净债务增加5.44亿美元，主要构成包括：经营活动产生现金流42.25亿美元，支付股息19.5亿美元，资本支出总额22.45亿美元，Outrigger收购支出6.5亿美元，其他项目提供现金约0.75亿美元 [21] - 2025年预算目标为调整后EBITDA同比增长4%，调整后每股收益同比增长10%，目前预计将实现更大的同比增长 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气业务部门（占公司业务三分之二）运输量本季度同比增长6%，主要得益于田纳西天然气管道LNG交付、德州州内系统新合同以及二叠纪盆地至Waha和墨西哥的输送量增加 [15] - 天然气收集量本季度同比增长9%，所有收集和处理资产均有增长，海恩斯维尔和鹰福特系统贡献最大；环比增长11% [15] - 预计2025年全年天然气收集量将比2024年平均高出5% [15] - 产品管道部门精炼产品运输量本季度同比下降1%，预计2025年全年将比2024年增长约1% [16] - 原油和凝析油运输量本季度同比下降3%，下降主要源于Double H管道因NGL转化项目在本季度初停运 [16] - 终端业务部门液体租赁容量利用率保持高位，达95% [17] - Jones Act油轮船队目前已全部租出至2025年底，若期权被执行，2026年租约覆盖率达100%，2027年达97% [17] - CO2业务部门本季度与2024年第三季度相比，石油产量下降4%，NGL产量增长4%，CO2产量下降14% [18] - 预计2025年全年石油产量将比2024年下降4%，比预算低1% [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司目前运输美国超过40%的天然气，包括超过40%的LNG出口设施输送量、25%的美国天然气发电厂用气以及50%的墨西哥出口天然气 [12] - 内部预测到2030年天然气需求将增加280亿立方英尺/日，主要驱动力为LNG出口、发电以及墨西哥出口增长 [12] - Wood Mackenzie预测类似趋势，整体天然气需求增长约220亿立方英尺/日 [12] - 海恩斯维尔盆地预计将是增长最快的盆地，预计从2024年到2030年产量将增加近110亿立方英尺/日，达到约230亿立方英尺/日 [86] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司长期战略聚焦于天然气运输这一真正的增长领域，利用强大的现金流内生资助扩张项目，同时维持健康且适度增长的股息 [9][10] - 当前扩张项目储备（backlog）保持在93亿美元，新增项目约5亿美元被投入服务的项目所抵消；储备项目的资本回报倍数持续低于6倍 [11] - 本季度新增储备项目组合约为50%天然气（主要支持发电）和50%精炼产品储罐 [11] - 公司正在积极寻求超过100亿美元的潜在项目机会，主要集中在天然气领域，规模与公司30亿美元储备时期相当 [12][27] - 超过66,000英里的天然气管道网络连接所有主要盆地和需求中心，是公司的关键竞争优势 [12][37] - 大量储备项目由“照付不议”合同支持，提供了未来现金流的稳定性和可见性 [13] - 公司认为在竞争性项目环境中，其现有资产足迹、提供存储等综合服务的能力以及良好的项目执行记录是赢得公平份额的关键优势 [37] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气需求前景强劲，主要受两大驱动因素影响：LNG出口设施大规模扩张导致的需求增长（预计2024至2030年间至少翻倍，S&P Commodity Insights估计增长130%，意味着2030年需求达310-320亿立方英尺/日）以及AI数据中心带来的电力需求激增 [4][5][6] - 认为可再生能源因间歇性限制无法完全满足AI数据中心24/7的电力需求，电池储能方案存在成本高、覆盖时间有限等缺点，核能新建周期长且昂贵，因此天然气将在满足AI电力需求方面发挥非常重要的作用 [6][7][8] - 联邦监管流程对管道项目更为支持，有助于项目推进 [9] - 预算协调法案和公司替代性最低税的调整将为公司带来显著的税收节省，从2026年开始提供额外的投资能力 [22][71] - 对公司的战略、执行能力以及为股东创造长期价值充满信心 [14] 其他重要信息 - 宣布季度股息为每股0.2925美元，年化每股1.17美元，较2024年股息增长2% [19] - 2025年8月，惠誉将公司高级无担保评级上调至BBB+，标普和穆迪均给予正面展望，预计近期会有有利的评级决议 [21][22] - 与菲利普斯66联合宣布针对拟议的Western Gateway精炼产品管道系统进行有约束力的公开征集，征集期至12月19日，目标在2029年投入服务 [17][30][31] - Hiland Express NGL转化项目按计划进行，目标在明年第一季度准备好接收初始承诺量 [56] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于超过100亿美元未批准项目机会集的驱动因素、商业化速度及客户兴趣领域 [26] - 机会集主要来自天然气项目，支持LNG出口、发电、墨西哥出口和工业增长等主题，项目遍布美国南部，规模多数小于2.5亿美元，少数超过10亿美元，涉及电力、盆地外输、LNG输送和存储等多个领域 [27][28] - 项目商业化时间表难以精确预测，但预计2026年将有一个重要项目达成最终投资决定（FID） [38] 问题: Western Gateway项目相对于竞争对手的定位以及潜在的监管等限制因素 [30] - 该项目可服务凤凰城、加州和拉斯维加斯等多个市场，提供更多元化的产品供应，而非仅单一市场；公开征集结束后需要获得各种监管批准 [30][31] 问题: 公司在竞争环境中的定位以及资本投入的节奏 [36] - 公司凭借现有资产足迹、提供综合服务（如存储）的能力和良好的项目执行记录保持竞争力；预计能获得公平份额的项目；项目转化为FID的节奏不确定，但预计2026年将有重要项目FID [37][38] 问题: 业绩指引微调的原因 [40] - 指引超额幅度略有收窄主要与RNG产量和RIN价格疲软有关 [41] 问题: 未批准项目机会集（尤其是电力相关和特定区域）的详细情况 [44] - 电力需求增长来自数据中心、煤电退役以及为可再生能源备用的调峰电厂等，机会遍布多个州和盆地；存储需求巨大，公司正在探索存储扩张机会 [45][46] - 墨西哥电力需求也在增长，公司在美国西部的资产布局有利于捕捉相关机会 [47] 问题: 未批准项目机会集是否已反映最新的综合资源计划（IRP），以及Western Gateway项目的资本支出 [50][51] - 100亿美元机会集已考虑部分州的IRP；出于竞争原因，不透露Western Gateway项目的具体资本支出 [51][52] 问题: Hiland Express NGL转化项目的进展和潜在增量 [55] - 项目按计划进行，目标明年第一季度准备好接收初始承诺量；公司正在重新利用部分资产以吸引更多 barrels [56] 问题: 在数据中心等领域“表后”投资的机会 [57] - 公司主要兴趣在于投资其核心的基础设施业务（如输气管道），而非直接投资发电等领域；可能仅会为促成项目而进行非常小的投资，但这不是主要投资方向 [58][59][60] 问题: 未批准项目机会集中，已具备明确客户需求的项目与等待需求进一步明朗的项目的比例 [64] - 机会集中的项目均涉及与客户的积极讨论、成本估算和回报分析，是内部活跃推进的项目 [65] 问题: 除RNG和CO2外，其他业务线的运行状况 [66] - 天然气业务非常强劲，即使剔除Outrigger收购因素也大幅超出预算；终端业务表现良好，超出预算；产品管道业务基本符合预算，略有不足；主要弱势在RNG和部分CO2业务 [66] 问题: 2026年业绩展望的高层因素 [69] - 有利因素包括扩张项目贡献、合同 escalator、利率下降、税收政策利好；不利因素可能包括CO2和石油产量下降；商品价格走势未知 [71] 问题: 100亿美元机会集对应的时间框架、年度资本支出潜力以及短期现金流机会 [72] - 受监管项目周期可能因监管流程优化而缩短至三年多，州内管道项目周期更短；公司有足够的现金流和资产负债表能力支持高于当前水平的资本支出；也有吸引力的第三方资本可供利用 [73][74][75] 问题: Western Gateway项目中公司的资本支出占比和合资结构 [78] - 合资公司股权比例约为50/50；因公司贡献现有资产，其在新资产上的资本支出将略低于合作伙伴 [79] 问题: 增加田纳西天然气管道（TGP）从阿巴拉契亚地区外输能力的可能性 [80] - 公司正在积极寻找增加外输能力的方法，初步目标可能超过5亿立方英尺/日，但仍处于早期阶段 [80] 问题: 海恩斯维尔系统产能状况和产量来源 [83] - 系统已接近产能极限，产量增长来自最大客户以及其他私营生产商；预计明年海恩斯维尔地区将有显著增长 [83][84] 问题: 二叠纪盆地西部扩张公开征集的潜在扩容和客户构成 [88] - 此次小型公开征集旨在服务电力需求，公司将根据投标情况评估扩容可能性；新墨西哥州电力活动活跃 [88] 问题: 加州精炼产品市场的长期动态以及Western Gateway的潜在扩容 [92] - 公司不愿推测加州市场动态；但Western Gateway项目通过西线反转提供了进入加州的通道，可根据市场变化灵活调整输送量 [93] 问题: 未批准项目机会集中大型项目的市场服务方向 [96] - 出于竞争原因，公司对项目描述保持宽泛；大型项目通常围绕支持LNG出口和电力需求的主题 [97][98] 问题: 并购（M&A）机会和投资方向 [99][100] - 并购是机会主义的，公司会关注符合其战略（拥有收费型能源基础设施资产）、风险回报合理且能维持资产负债表健康（债务/EBITDA在3.5-4.5倍）的资产；近期已完成一些较小规模收购 [101][102] 问题: 在致密油气藏应用CO2驱油的技术和商业机会 [106] - 公司有兴趣供应CO2，但对于投资参与CO2驱油项目本身，需要仔细评估风险回报，并要求更高回报以补偿新技术风险 [107][108][109][110] 问题: 从二级盆地建设至LNG的管道面临的合同承购方不确定性 [113] - 鹰福特盆地等二级盆地有增长潜力；天然气输送路径和合同承购将随着市场对气源和管网能力的探索而逐步演变，预计需要生产商和市场的共同推动 [114][115]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度EBITDA同比增长6%，调整后每股收益（EPS）同比增长16% [11] - 第三季度归属于公司的净收入为6.28亿美元，每股收益为0.28美元，与去年同期持平；若剔除去年同期的按市值计价对冲收益和一次性非现金税收优惠等特定项目，调整后净收入和调整后每股收益同比增长16% [19] - 公司预计2025年全年业绩将超过预算，主要得益于Outrigger收购案的贡献；若不计入低于预算的D3 RIN价格和可再生天然气（RNG）产量的影响，超额幅度会更大 [11] - 净债务与调整后EBITDA的比率在第三季度末改善至3.9倍，低于第一季度末（Outrigger收购完成后立即）的4.1倍 [21] - 年初至今净债务增加5.44亿美元，主要构成包括：运营现金流42.25亿美元，股息支付19.5亿美元，总资本支出22.45亿美元，Outrigger收购支出6.5亿美元，其他项目产生约7500万美元现金 [21] - 2025年预算目标为调整后EBITDA同比增长4%，调整后EPS同比增长10%；考虑到当前表现，预计实际同比增长率将更高 [22] - 惠誉在8月将公司高级无抵押评级上调至BBB+，标普和穆迪均给予正面展望 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气业务（占公司业务三分之二）即使排除Outrigger收购的影响，表现也超过预算 [11] - 天然气运输量本季度同比增长6%，主要得益于田纳西天然气管道LNG交付、德克萨斯州内系统扩建项目的新合同以及二叠纪盆地至墨西哥瓜达拉哈拉的输送量增加 [15] - 天然气采集量本季度同比增长9%，所有采集和处理资产均有增长，海恩斯维尔和鹰福特系统贡献最大；环比增长11% [15] - 预计全年天然气采集量将比2024年平均水平高出5% [15] - 产品管道业务中，本季度精炼产品运输量同比下降1%；预计2025年全年精炼产品运输量将比2024年高出约1%，符合预算 [16] - 本季度原油和凝析油运输量同比下降3%，下降主要源于Double H管道因NGL转化项目而在本季度初停运 [16] - 终端业务液体租赁容量保持高位，达到95%；主要枢纽（休斯顿航道和纽约港）的市场条件支持高费率和高利用率 [17] - 琼斯法案油轮船队目前至2025年底已全部租出；若期权被行使，2026年租约覆盖率为100%，2027年为97%；已机会性地以更高市场费率租出大部分船队，并将平均固定合同承诺期延长至近四年 [17] - CO2业务部门本季度与2024年同期相比，石油产量下降4%，NGL产量增长4%，CO2产量下降14%；预计2025年全年石油产量将比2024年低4%，比预算低1% [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司目前运输美国超过40%的天然气，包括超过40%输往LNG出口设施的天然气，25%用于美国天然气发电厂的天然气，以及50%出口到墨西哥的天然气 [12] - 海恩斯维尔系统采集量环比增长15%，并在10月接近新的日输送量记录 [15][85] - 内部预测到2030年天然气需求将增加280亿立方英尺/日，主要驱动力为LNG出口、发电以及出口墨西哥的增长 [12] - Wood Mackenzie预测类似趋势，整体天然气需求增长约220亿立方英尺/日 [12] - 公司宣布与Phillips 66联合为拟议的新精炼产品管道系统Western Gateway进行有约束力的公开征集，旨在将产品从德克萨斯州源头运往亚利桑那州和加利福尼亚州的关键下游市场，并连接拉斯维加斯；公开征集截止至12月19日，目标在2029年投入运营 [16][32] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司长期战略聚焦于天然气运输这一真正的增长领域，利用强大的现金流内生资助增长项目，同时维持健康且适度增长的股息 [9][10] - 当前扩张项目储备（Backlog）保持在93亿美元，新增约5亿美元项目与被投入服务的项目相抵消；储备项目的资本回报倍数持续低于6倍 [11] - 本季度新增储备项目组合大致为50%天然气（主要支持发电）和50%精炼产品储罐 [11] - 正在积极寻求超过100亿美元的潜在项目机会，主要集中在天然气领域，凸显了服务需求的持续性和平台的实力 [11][12] - 公司拥有超过66,000英里的管道网络，连接所有主要盆地和需求中心，计划通过扩建管道和终端网络、增加新设施来捕捉需求增长 [9][12] - 项目储备中很大部分由"照付不议"合同支持，提供了现金流稳定性和可见性 [13] - 公司强调其竞争优势在于现有的庞大基础设施网络（可提供包括储存在内的综合服务）以及按时按预算完成项目的良好记录 [38] - 联邦能源管理委员会（FERC）监管流程对项目更为支持，取消了某些等待期，有望缩短项目周期 [74] - 对于投资发电等"表后"机会持谨慎态度，更倾向于专注于具有"照付不议"合同支持的核心基础设施业务 [59][61] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气需求前景强劲，两大驱动力为LNG出口设施扩张带动的LNG原料气需求增长，以及AI数据中心等带来的电力需求增长 [4][6] - S&P Commodity Insights估计到2030年LNG原料气需求将增长130%，达到310-320亿立方英尺/日；2025年已有六个LNG项目达成最终投资决定（FID），其原料气需求合计将达90亿立方英尺/日 [4][5] - AI数据中心对不间断电力的需求，考虑到可再生能源的间歇性、电池储能的成本与局限、核能建设的周期与成本，天然气因其丰富、价格合理且发电设施建设相对快速，预计将显著受益 [6][7][8] - 预算协调法案和公司替代性最低税的调整预计将为公司带来有意义的税收优惠，从2026年开始提供额外的实质性税收节省 [22] - 对2026年展望的初步评估包括顺风因素：2025年扩建项目的全年贡献、2026年项目的部分年度贡献、终端和产品业务的合同 escalator、利率下降带来的益处、税收改革；未知因素包括商品价格；CO2和石油产量可能略有下降 [72] - 海恩斯维尔盆地预计将是增长最快的盆地之一，内部预测其产量将从2024年到2030年增长近110亿立方英尺/日，达到约230亿立方英尺/日 [87] 其他重要信息 - 宣布季度股息为每股0.2925美元，年化每股1.17美元，较2024年股息增长2% [19] - Highland Express NGL转化项目按计划进行，目标在明年第一季度准备好接收初始承诺输送量 [57] - 正在探索超过100亿立方英尺/日的天然气机会以服务发电领域 [16] - 正在评估增加从阿巴拉契亚地区（如TGP管道）外输能力的可能性，初步目标可能超过5亿立方英尺/日 [81] - 公司有财务能力支持更高的资本支出，预计有约29亿美元运营现金流（扣除26亿美元股息后）和约30亿美元的资产负债表容量可用于扩张项目 [75][76] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于超过100亿美元潜在项目机会集的驱动因素、商业化速度及客户兴趣点 [26] - 机会集主要涉及天然气项目，支持LNG出口、发电、出口墨西哥和工业增长等主题；项目遍布美国南部，从亚利桑那州到佛罗里达州，多数项目规模小于2.5亿美元，少数超过10亿美元；机会涉及亚利桑那州、德克萨斯州、新墨西哥州、佛罗里达州等地的电力需求，以及从海恩斯维尔、马塞勒斯/尤蒂卡等产气盆地的外输需求和通往LNG设施的需求 [27][28] 问题: Western Gateway项目相对于竞争对手Oneok的Sunbelt项目的定位，以及项目获批前的潜在障碍 [30] - Western Gateway项目将反转公司西线管道，新建从边境到菲尼克斯的管道，使产品能够从东部进入菲尼克斯市场，并进一步进入加利福尼亚和拉斯维加斯市场，服务于增长中的亚利桑那州市场，并减少对加利福尼亚炼油厂的依赖；项目需要获得各种监管批准，目标在2029年投入运营 [31][32] 问题: 公司在竞争环境中的定位以及资本投入的大致时间安排 [37] - 竞争优势在于现有基础设施网络和良好的项目执行记录；预计2026年将基于100亿美元机会集批准重大项目，但具体时间表难以精确预测 [38][39] 问题: 业绩指引微调的原因 [41] - 指引的微小变化主要与RNG产量和RIN价格疲软有关 [42] 问题: 潜在项目机会的区域分布和具体例子，特别是电力机会和El Paso系统 [45] - 机会包括德克萨斯州需要调峰电厂支持可再生能源、新墨西哥州、亚利桑那州、科罗拉多州、阿肯色州、佛罗里达州的数据中心和电力需求，从海恩斯维尔和马塞勒斯/尤蒂卡盆地外输天然气的机会，以及储存设施的扩张机会；墨西哥的电力需求也在增长 [46][47][48] 问题: 100亿美元机会集是否已反映最新的东南部综合资源计划（IRP），以及Western Gateway项目的资本支出 [51][52] - 100亿美元机会集已考虑包括东南部IRP在内的基础设施需求；出于竞争原因，不透露Western Gateway项目的具体资本支出 [52][53] 问题: Highland Express NGL转化项目的进展和潜在增量 [56] - 项目按计划进行，目标明年第一季度准备好初始承诺输送量；正在重新利用资产以吸引更多油品到该管道 [57] 问题: 对投资"表后"机会（如与合作伙伴共同投资）的看法 [58] - 公司主要兴趣在于投资其熟悉的基础设施业务，而非直接投资发电；如果为了促成项目，可能进行非常小的投资，但不太可能投资"表后"领域 [59][61] 问题: 100亿美元机会集中，等待需求落实（如LNG FID）的项目与竞争性项目的比例 [65] - 这些项目均涉及与客户的积极讨论，包括成本估算和回报评估等内部积极对话 [66] 问题: 除RNG外，其他业务线的表现是否健康 [67] - 天然气业务非常强劲，即使排除Outrigger收购也超过预算；终端业务表现良好且超过预算；产品业务基本符合预算；主要弱势在RNG和部分CO2业务 [67] 问题: 2026年展望的高层因素，以及增长是否至少与2025年匹配 [70] - 目前正在进行规划过程，谈论具体增长率尚早；列出了顺风和逆风因素，但商品价格是未知数 [72] 问题: 100亿美元机会集或100亿立方英尺/日需求的时间框架，年度资本支出是否会超过30亿美元，以及短期现金流机会 [73] - FERC监管项目周期可能缩短至三年多，州内管道项目周期更短；公司有财务能力支持更高的资本支出；项目将主要填充远期年份，但也可能有增加2027、2028年资本支出的近期项目 [74][75][76] 问题: Western Gateway项目的资本结构和新合资企业（JV）的股权比例 [79] - 合资企业股权比例大致为50/50；公司因贡献资产，在新资产上的资本支出将略低于Phillips 66 [80] 问题: 增加田纳西天然气管道（TGP）从阿巴拉契亚地区外输能力的可能性 [81] - 正在努力寻找增加从该盆地的外输能力的方法，初步目标可能超过5亿立方英尺/日，但仍在早期阶段 [81] 问题: 海恩斯维尔系统容量状况和产量来源 [84] - 海恩斯维尔系统已接近容量，即将创下新纪录；产量增长来自最大客户和其他私营生产商；预计明年将有显著增长；本季度环比增长15%；公司已宣布投资5亿美元用于提升该地区的输送能力 [85][86] - 预计海恩斯维尔将是增长最快的盆地之一，2024年至2030年产量预计增长近110亿立方英尺/日，达到约230亿立方英尺/日 [87] 问题: 二叠纪盆地西部扩建公开征集的潜在扩容和客户构成 [89] - 该公开征集旨在服务电力需求，将根据投标情况评估扩容可能性；新墨西哥州电力侧活动活跃 [89] 问题: 加利福尼亚精炼产品市场的长期动态以及Western Gateway的潜在上行空间 [93] - 不愿推测加州市场动态；Western Gateway项目反转西线后，可通过新管道向菲尼克斯输送产品，并保留进入加州市场的通道，加州市场的任何变化都可能带来增长机会 [94] 问题: 100亿美元机会集中大型项目的市场服务方向 [97] - 由于竞争激烈，对项目细节描述宽泛；大型项目通常围绕支持LNG出口和电力需求的主题 [99] 问题: 在当前估值差异下，非天然气业务的并购机会 [100][101] - 并购始终是机会主义的，会考虑符合公司战略（拥有收费型能源基础设施资产）、风险回报合适且能维持资产负债表健康（债务/EBITDA在3.5-4.5倍）的资产；资本可用于有吸引力的机会 [102][103] 问题: 在二叠纪盆地等致密油气藏中使用CO2驱油的机会 [107] - 有兴趣供应CO2；但对于投资CO2驱油本身，需要仔细评估风险回报，对新领域要求更高回报 [110][111] 问题: 从二级盆地建设通往LNG设施的管道面临的合同承购挑战，以及可能的承购方 [114] - 鹰福特盆地等二级盆地有增长潜力；管道建设最终将由市场需求和生产者共同推动，随着管网布局的完善，具体方案将逐渐清晰 [115][116]

公司业务与市场地位 - 公司拥有33,000英里的管道网络，运输美国三分之一的天然气消耗量 [1] - 公司的天然气基础设施对于满足人工智能数据中心和电动汽车带来的电力需求激增至关重要 [2] - 业务模式主要为政府监管的费率结构和长期固定费率合同，有助于限制大宗商品价格波动的影响 [5] 财务表现与股息记录 - 公司股价自2022年以来上涨80%，几乎是标普500指数回报率的两倍 [2] - 公司已连续51年支付股息，自2020年以来股息复合年增长率为5% [4] - 当前股息收益率为3.2%，是标普500指数平均收益率1.2%的两倍多 [4] - 公司产生的现金流足以覆盖其股息支付2.3倍以上，杠杆比率预计今年低于3.7倍 [7] - 自2020年以来，运营资金复合年增长率达9% [9] 增长战略与未来前景 - 公司通过有机项目和收购积极扩张，去年以20亿美元收购主要天然气储存资产，2023年初以15亿美元收购MountainWest业务 [9] - 公司拥有持续到2030年第三季度的商业化扩张项目储备，包括多条管道扩建和燃气发电厂 [10] - 公司评估有超过30个潜在管道系统扩建项目，代表超过140亿美元的未来投资潜力 [11] - 近期以1.6亿美元收购Saber Midstream，以3.25亿美元收购Rimrock Energy Partners，以加强核心区域的基础设施 [12] 投资吸引力 - 公司结合收入增长和股息增长，有望继续产生高动能的总回报 [13] - 稳定的现金流和坚实的财务基础支持其可靠的股息支付 [8]

人工智能驱动的“增长不招聘”趋势 - 人工智能正在取代工人并提升公司利润线 形成“增长不招聘”趋势且正在加速[2] - 9月ADP薪资报告显示公司削减32,000个职位 8月数据从最初报告的54,000个增长修正为3,000个损失[3] - 尽管就业数据疲软 美国经济在第三季度年化增长率达到38% 显示经济增长与招聘脱节[4] 公司层面的证据与影响 - IT咨询公司Accenture在过去三个月裁员超过11,000人 并计划进行更多以AI为重点的重组裁员[4] - Accenture在2025财年第四季度收入增长7% 预计2026财年收入增长2%至5% 调整后每股收益增长5%至8%[5] - “增长不招聘”趋势已从科技行业蔓延至保险和农业等其他行业[5] 封闭式基金的投资逻辑 - 封闭式基金提供高额股息 平均约为8% 并且提供相对于资产净值的折价 同时可投资AI提供商和整合商[6] - AI产生的大部分利润将流向使用该技术的公司 例如利用AI读取医疗记录和处理索赔的保险公司 或做出更佳贷款决策的银行[7] 具体封闭式基金分析：QQQX - NASDAQ 100 Dynamic Overwrite Fund通过出售看涨期权策略提供81%的股息收益率[9] - 该基金投资于以科技股为主的纳斯达克100指数 其投资组合包括大型科技公司及AI用户端公司如Booking Holdings[11] - 该基金目前交易价格相对于资产净值有82%的折价[12] 具体封闭式基金分析：KYN - Kayne Anderson Energy Infrastructure Fund投资于美国主要管道运营商 因AI是耗能大户 需要天然气为数据中心供电[13][14][15] - 该基金提供75%的股息收益率 目前交易价格有11%的折价[15][16] 具体封闭式基金分析：GDV - Gabelli Dividend & Income Fund专注于将AI整合到业务中的创新公司 尤其金融股 如Mastercard和JPMorgan Chase[17] - 该基金股息收益率为62% 自2008年以来未削减股息 目前交易价格有11%的折价 今年总回报率18% 超越标普500指数的15%[17]