财务数据和关键指标变化 - 2025年前九个月可比EBITDA同比增长8% [5] - 第三季度可比EBITDA为27亿美元，同比增长10% [34] - 第三季度天然气管道网络EBITDA增长13%，但电力与能源解决方案部门EBITDA下降18% [34] - 加拿大天然气业务EBITDA增加6800万美元，主要由于激励收益增加、折旧增加以及NGPL系统所得税增加 [34] - 美国业务EBITDA增加6000万美元，主要来自Columbia Gas和解案 [34] - 墨西哥业务EBITDA增长主要由于Southeast Gateway项目贡献，这是其首个完整季度的EBITDA贡献 [33] - 非监管天然气存储组合EBITDA受益于阿尔伯塔省波动性和存储价差增加 [35] - 公司重申2025年可比EBITDA展望，预计2024年至2025年增长7%-9%，2025年至2026年预计增长6%-8% [36] - 2028年可比EBITDA展望为126亿至131亿美元，隐含2023年至2028年复合年增长率约5%-7% [36] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气管道业务：2025年系统内设定了14项新的天然气管道流量记录 [9]，美国天然气业务LNG流量本季度增长15%，并创下40亿立方英尺/日的新峰值输送记录 [32]，墨西哥网络年内至今可用性接近100%，2025年日均天然气进口量较2024年高出4% [32] - 电力与能源解决方案业务：Bruce Power第三季度可用性为94%，符合2025年全年低90%范围的预期可用性 [34]，Bruce Power的权益收入因今年早些开始双机组MCR停运计划而同比下降 [35]，但MCR计划执行顺利，略超前于计划 [35] - 项目执行：2025年投入服务的项目资本支出预计比预算低约15% [6]，年内有9个新项目投入服务 [34]，过去几年中，25个已批准项目中有23个按时或提前交付，且年度资本支出跟踪比预算低15% [23] 各个市场数据和关键指标变化 - 北美天然气需求展望：过去12个月天然气预测上调50亿立方英尺/日，预计到2035年天然气需求将增加450亿立方英尺/日，主要由电气化、LNG出口和数据中心扩张驱动 [9] - 加拿大市场：阿尔伯塔省系统过去五年燃气发电量增长80% [15]，数据中心互联队列在过去一年增长两倍 [15] - 美国市场：未来十年预计约400亿瓦燃煤发电退役，大部分将由天然气发电替代 [15]，1700亿瓦现有燃煤产能相当于超过200亿立方英尺/日的潜在天然气需求 [16]，PJM和MISO等关键电力增长市场到本十年末的天然气发电容量预测较去年翻倍 [16]，近60%的美国数据中心增长预计在公司资产覆盖范围内 [16] - 墨西哥市场：资产供应该国20%的燃气电厂，并将为未来五年内投入服务的80%新公开招标天然气发电项目供气 [16]，与CFE有30年合作关系 [16]，墨西哥政府计划到2030年上线80亿瓦新天然气发电容量 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 增长战略：专注于 predominantly brownfield in-corridor expansions，利用现有足迹，最小化执行风险，并得到与公用事业和投资级客户的长期合同支持 [11]，战略由四个增长支柱锚定：发电、北美LNG、本地分销公司（LDCs）以及连接盆地的供应优势 [18] - 项目投资回报：今日宣布的新项目加权平均建造倍数（build multiple）为59倍 [6]，已批准项目组合的隐含加权平均税后IRR约为125%，高于几年前的85% [12]，未来项目目标EBITDA建造倍数在5-7倍范围 [11] - 技术创新：采用AI平台自动化文件验证和合规流程，将审查时间从数小时缩短至数分钟 [21]，使用AI优化管道排放、容量优化和短期营销 [21] - 政策环境：加拿大监管环境改善，支持国家利益项目如LNG Canada二期 [8]，美国政策行动简化NEPA范围、加速机构审查流程和实施FERC及能源部许可改革 [8]，墨西哥经济预计显著扩张，计划通过公私合作伙伴关系吸引超过2700亿美元投资 [8] - 竞争优势：公司是唯一能够向加拿大、美国和墨西哥每个主要LNG出口海岸线输送天然气的运营商，运输约30%所有用于LNG出口的原料气 [10]，是中游同行中唯一在核发电领域拥有重大权益的公司 [10]，拥有超过94000公里管道网络 [15]，是最大的天然气存储运营商之一，提供综合管道和存储解决方案 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 经营环境：政策顺风使增长计划能够更及时、更具成本效益地交付 [7]，能源需求强劲基本面在过去12个月产生了超过50亿美元新的高质量可执行项目 [10] - 未来前景：公司有信心通过2028年，实现5%-7%的EBITDA复合年增长率 [36]，开发队列中有170亿美元潜在价值的机遇 [18]，预计到2026年底，将对一系列项目做出最终投资决定（FID），以填满到2030年每年60亿美元净投资分配目标 [38]，预计未来十年天然气和电力将占最终能源消费增量的约75% [12] 其他重要信息 - 安全绩效：安全事件率持续处于五年低点 [5] - 资本分配：2025年净资本支出预计处于55亿至60亿美元区间的低端 [7]，三年计划需要约310亿美元总资金，约80%来自运营现金流，20%来自债券和混合工具发行 [39]，强健的运营现金流和资产负债表能力意味着无需发行股权即可交付该计划 [40] - 杠杆目标：公司有清晰路径实现长期债务与EBITDA比率475倍的目标 [7]，预计到2028年增量EBITDA增长将在或低于475倍杠杆目标下创造额外资产负债表能力 [39] 问答环节所有的提问和回答 问题: 长期EBITDA增长轨迹和5%-7%复合年增长率可持续性 - 公司表示，关键在于能否持续将资本配置在目前约125%的内部收益率水平上 [44]，项目正变得更大、更复杂，若能保持高回报，则中期增长点甚至可能更好，但目前对2029年及以后的清晰度需要更多时间 [44] 问题: 随着杠杆率下降，资本支出是否有能力扩大至每年70亿或80亿美元 - 公司目标是在未来12个月内填满到2030年每年60亿美元的项目储备 [46]，有机会考虑超过60亿美元，但受限于人力资本和执行卓越性的保持，以及475倍杠杆率上限 [46]，考虑到项目准备时间，可能在2028或2029年才能实现超过60亿美元的资本支出 [48] 问题: 项目规模变大、更复杂的原因及公司意愿 - 公司看到与发电行业增长相关的机遇，规模从05十亿立方英尺到超过1十亿立方英尺不等 [51]，项目平均规模约5亿美元，未来可能宣布接近10亿美元或略超的项目，但仍为廊道内扩建，执行复杂性未增加 [52]，项目推迟是因为需求增长快，公用事业客户希望扩大项目范围 [53] 问题: 170亿美元项目储备规模未来进展及是否会拒绝项目 - 公司澄清并未因资产负债表或资本原因拒绝任何项目 [54]，即使在批准所有待定项目后，在60亿美元水平下仍有35亿美元空间 [55]，随着EBITDA增长，年度资本支出自然可以随之增长，机会集允许公司考虑提高支出水平 [56] 问题: 战略上选择专注于输电而非与客户竞争发电的原因 - 公司认为通过关键公用事业客户的互联获取数据中心增长是低风险、高回报的途径 [59]，在美国，客户并未强烈要求开发 behind-the-meter 项目，且此类项目存在合同期限或长交货期物品采购等限制因素，不符合公司风险偏好 [59] 问题: Bruce C项目最终投资决定路径、关键里程碑及成本风险管理 - Bruce C项目继续推进，已于8月收到IAAC的启动通知 [61]，下一步是与ISO合作及下一轮资金申请，最终投资决定预计在2030年代初 [61]，从MCR项目中获得的经验教训，如机器人技术应用，将用于提高未来效率 [62] 问题: 2028年指引中是否已考虑费率案件或存在上行空间 - 公司有多个费率案件在进行中，加拿大干线结算于2026年底到期，NGTL结算于2029年底到期 [66]，预测中已包含对这些费率案件的保守估计，拟议的增长已纳入预测 [66] 问题: 资本节约的可持续性及面临的成本压力 - 市场压力尚未产生实质性影响，但行业积压正在增加，公司持续监控供应商和承包商 [68]，通过长期关系和组合策略吸引顶级承包商 [68]，项目组合风险降低，小型项目更易执行，在通胀环境中采取更保守的成本估算方法 [69]，若所有竞争对手受相同通胀影响，公司预计能保持5-7倍的EBITDA建造倍数 [84] 问题: 近期获得标普评级展望上调至稳定的原因 - 公司表示这是因为其兑现了去年投资者日提出的计划，包括按时完成Southeast Gateway项目并将资本支出控制在60-70亿美元范围内 [89] 问题: 2026年指引6%-8%增长的具体驱动因素及为何可能被视为保守 - 超过80亿美元新资产投入服务是基线驱动因素 [91]，费率案件是区间范围的最大驱动因素，资产可用性、商业和技术创新是较小但增长的影响因素 [91]，对新资产和新交易对手方的表现持保守态度 [91] 问题: 项目回报率提高的具体驱动因素及客户接受度 - 驱动因素包括项目执行能力提升、市场管道容量利用率提高以及北美增长规模庞大 [96]，公司能够筛选出高风险调整回报的项目 [96] 问题: 在考虑提高资本支出前，希望低于475倍杠杆目标建立多少缓冲 - 公司目标主要是资本效率，在475倍或以下的每股指标是衡量股东总回报的方式 [99]，目前选择低于60亿美元支出是为了让资产负债表有时间喘息，并非追逐低回报项目 [99]，若项目回报存在、团队能按时按预算交付、且符合杠杆目标，则是增加支出的条件 [100] 问题: 项目按时按预算执行的主要原因 - 首要驱动因素是人力资本，内部领导执行力提升、更早进行风险尽职调查、更早与利益相关者接触、与第三方承包商谈判确保A级团队 [104]，公司文化强调"一个团队"方法和心理安全感，便于早期识别和管理挑战 [106] 问题: 电力业务互补服务的机会及是否考虑 behind-the-meter 电力 - 阿尔伯塔省是自然考虑区域，因其拥有完整的能源供应链 [109]，公司拥有强大的增长渠道，将非常选择性，有些项目风险过高，但数据中心需求增长对公司现有天然气和电力足迹有利 [109] 问题: 输送更多加拿大天然气至墨西哥湾沿岸的 brownfield 扩建机会 - LNG机会持续演变，公司已向墨西哥湾沿岸项目投入服务8个LNG相关项目 [112]，通过ANR等系统有将西部加拿大天然气输送至墨西哥湾沿岸的走廊，将继续评估 [112]，加拿大西海岸的LNG出口也是巨大机会 [112] 问题: Coastal GasLink 扩建进展 - Coastal GasLink已投入服务，正在与LNG Canada密切合作评估二期工程 [114]，最终投资决定取决于LNG Canada，但公司正联合评估管道扩建需求 [114]，LNG Canada二期已被联邦政府列为国家利益项目，许可进程进行中 [115] 问题: 5%-7% EBITDA 复合年增长率的具体构成部分 - 主要部分来自未来两年资本投入服务 [118]，期间可能有半打费率案件进行，这是区间范围的最大驱动因素 [118]，资产可用性、商业和技术创新是较小但增长的影响因素 [118] 问题: 股息增长预期 - 3%-5%的股息增长区间保持不变 [120]，鉴于新项目回报高于资本成本，公司将尽可能多地将资本导向新项目，这意味着股息增长将维持在区间低端，因为项目是资本的最佳用途 [121]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度可比EBITDA为27亿美元，同比增长10% [31] - 前九个月可比EBITDA同比增长8% [5] - 2025年全年可比EBITDA增长预期维持在7%-9%，2026年增长预期为6%-8% [33] - 2028年可比EBITDA展望为126亿至131亿美元 [33] - 天然气管道业务EBITDA在第三季度增长13%，但电力和能源解决方案业务EBITDA下降18% [31] 各条业务线数据和关键指标变化 - 加拿大天然气业务EBITDA增加6800万美元，主要因激励性收益增加、折旧及NGPL系统所得税增加，部分被较低的流转财务费用抵消 [31] - 美国天然气业务EBITDA增加6000万美元，主要因Columbia Gas和解案，部分被较高的运营和维护成本抵消 [31] - 墨西哥业务EBITDA增加，主要因Southeast Gateway项目贡献，部分被Topolobampo因比索走强导致的股权收益下降所抵消 [31] - 电力和能源解决方案业务股权收入下降，因今年开始双机组MCR停运计划，而2024年第三季度仅单机组停运 [31] - Bruce Power在第三季度可用性达94%，符合2025年全年低90%范围的预期 [31] - 非监管天然气存储组合EBITDA受益于阿尔伯塔省波动性和存储价差增加 [32] 各个市场数据和关键指标变化 - 美国天然气业务LNG流量本季度增长15%，并创下40亿立方英尺/日的新峰值输送记录 [30] - 墨西哥网络年内至今可用性接近100%，日均天然气进口量较2024年增长4%，并在8月创下超过80亿立方英尺/日的单日进口峰值记录 [30] - 在阿尔伯塔省，过去五年天然气发电量增长80% [14] - 墨西哥资产供应全国20%的燃气电厂，并将供应未来五年投运的80%新公开招标天然气发电项目 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略聚焦于安全、运营卓越、低风险高回报增长及财务实力 [39] - 增长项目主要为利用现有足迹的棕地扩建，最小化执行风险，并由与公用事业和投资级客户的长期合同支持 [11] - 过去12个月已批准51亿美元新增长项目，资本化电力发电和数据中心的广泛需求 [7] - 公司是唯一在加拿大、美国和墨西哥每个主要LNG出口海岸线输送天然气的运营商，处理约30%的LNG出口原料气 [10] - 公司是唯一拥有核发电重大权益的中游同行，通过Bruce Power参与 [10] - 到2035年，预计北美60%的天然气产量将通过TC Energy连接的盆地输送 [18] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 北美政策环境日益支持，加拿大监管环境改善，美国简化NEPA范围、加速机构审查及实施FERC和能源部许可改革 [8] - 墨西哥经济在强劲基本面和“墨西哥2030计划”下有望显著扩张，计划到2030年上线8吉瓦新天然气发电能力 [8] - 天然气需求预测在过去12个月上调50亿立方英尺/日，现预计到2035年需求增加450亿立方英尺/日，由电气化、LNG出口和数据中心扩张驱动 [9] - 公司看到更多顺风而非逆风，包括监管改革和客户需求拉动 [73] 其他重要信息 - 2025年净资本支出预计处于55亿至60亿美元区间的低端 [7] - 项目执行卓越，本年度投运的项目趋势为低于预算约15% [5][21] - 公司使用AI平台自动化文件验证和合规工作流，将审查时间从数小时缩短至分钟，并用于减少排放和优化商业决策 [20] - 公司拥有1180亿立方英尺的非监管天然气存储能力，能在动态市场中产生增量EBITDA [24] - 公司预计到2028年底无需发行股权即可交付计划 [38] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 长期EBITDA增长轨迹及5%-7%复合年增长率可持续性 [41] - 项目回报率（IRR）提高至约12.5%是关键，若回报率保持，则中期增长点可维持甚至更好，但项目变得更大更复杂，需要更长时间才能明确 [42] 问题: 随着杠杆率降低，资本支出是否有能力扩大至每年70亿或80亿美元 [43] - 目标是在12个月内填满到2030年每年60亿美元的项目储备，在满足人力资本和维持4.75倍杠杆率目标的前提下，有机会考虑超过60亿美元，但可能要到2028或2029年才能实现 [44][45] 问题: 项目变得更大更复杂的具体情况 [49] - 项目规模从05亿立方英尺到超过10亿立方英尺不等，大型项目因供应链限制需要更多时间，但公司能同时捕获较小机会 [49] - 项目平均规模约5亿美元，可能增至10亿美元左右，但仍是在走廊内扩建，执行复杂度未增加，需求增长快导致项目范围扩大和推迟 [50] 问题: 170亿美元项目储备规模未来如何发展 [51] - 公司未因资产负债表或资本原因拒绝任何项目，在60亿美元水平下仍有35亿美元空间，随着EBITDA增长，储备和资本支出自然可增长，明年可能考虑提高60亿美元的水平 [53][54] 问题: 战略上选择专注于传输而非发电的原因 [57] - 通过关键公用事业客户互联获取数据中心项目的投资组合提供了低风险、有吸引力的回报方法，美国客户对开发表后项目需求不大，且存在合同期限和长交货期等限制因素 [57] 问题: Bruce C项目的现状和关键里程碑 [58] - Bruce C项目继续推进，已于8月收到IAAC的启动通知，下一步是与ISO合作及下一轮资金，最终投资决定在2030年代初，从MCR项目中汲取的经验教训（如机器人技术）将应用于Bruce C [59][60] 问题: 2028年指引中是否已考虑费率案例或存在上行空间 [63] - 多个费率案例正在进行中，加拿大干线和解持续到2026年底，NGTL和解到2029年底，预测中已包含保守估计，拟议的增长已嵌入预测 [63] 问题: 资本成本节约的可持续性及面临的挑战 [64] - 市场压力尚未产生实质性影响，但行业积压正在增加，公司通过长期关系和组合吸引顶级供应商，在通胀环境中对成本采取更保守态度，但随着风险降低和项目更易预测，有望持续卓越执行 [65][66][67] 问题: 指引是否保守，考虑到更多顺风 [73] - 确实感觉更多顺风，但希望再观察一年以确保这些顺风持续到本十年末，因此三年指引看起来保守 [73][74] 问题: 墨西哥资产货币化的最新想法 [75] - 无更新想法，墨西哥是 phenomenal 业务，待SGP投运后观察几个季度，等待USMCA clarity 和 CFE 进展，计划2026年审视资本市场和合作伙伴机会 [76][77] 问题: 资本轮转计划的参与度 [80] - 首要来源是EBITDA增长，通过商业和创新（如AI）优化系统提高ROIC，在考虑外部资本或去杠杆前先执行这些措施，若有股权需求，偏向资本轮转优先 [81][82] 问题: 前瞻性回报预期及是否稳定 [83] - 过去12个月回报稳定，5-7倍EBITDA构建倍数指引从去年投资者日至今得以执行，170亿美元项目管道可见度高，预计该结果可实现 [83] 问题: 成本上升环境下回报能否保持 [84] - 若所有竞争对手受相同通胀环境影响，则处于公平竞争环境，成本将反映在所有标书中，预计能保持5-7倍EBITDA构建倍数的回报 [85] 问题: S&P评级上调至稳定的原因 [89] - 公司实现了去年投资者日提出的计划，包括SGP按时投运及资本支出控制在60-70亿美元范围内，机构希望看到几个季度的业绩表现，公司已交付甚至更好 [90] 问题: 2026年指引接近8%而非6%的驱动因素 [91] - 有超过80亿美元资产投运驱动增长，在新资产上存在客户驱动事件、天气驱动事件、表现优于预期等可选性，但对新客户方面会保守，待新库存全部运行后再看 [92] 问题: 项目回报率提高的具体驱动因素 [95] - 项目执行能力提升、市场管道容量利用率提高、北美增长规模大允许选择高回报项目是主要驱动因素 [96] 问题: 杠杆率构建及资本支出趋向区间高端的缓冲空间 [98] - 目标是资本效率，在475倍或以下时每股指标是衡量总股东回报的方式，未来几年资本支出低于60亿美元是为让资产负债表喘息，若项目回报存在、团队能按时按预算交付且符合475倍或更低的杠杆率，则可从60亿增至70亿或80亿 [99][100] 问题: 项目按时按预算执行的首要原因 [104] - 人力资本是首要驱动，内部领导执行力提升、风险尽职调查更早、更早与利益相关方接触、与第三方承包商谈判确保A团队，所有这些促成了按时按预算执行 [105] - 文化方面，单团队方法和心理安全环境使团队能及早识别挑战以管理风险，对高质量项目执行至关重要 [106] 问题: 电力和能源解决方案市场的互补服务机会 [107] - 阿尔伯塔省是自然区域，因拥有能源供应链足迹，从天然气存储到电力，但会非常选择性，因已有大量增长管道，一些项目风险偏高，阿尔伯塔省数据中心队列超过20吉瓦，无论公司开发或其他开发商建设新需求，都对现有天然气和电力足迹有利 [108][109] 问题: 加拿大天然气南送及Coastal GasLink扩张机会 [112] - LNG机会持续演变，过去几年已投运八个LNG项目，Coastal GasLink已投运，认为向西海岸输送WCSB天然气有巨大机会，通过ANR管道系统等评估从西加拿大到墨西哥湾的扩建，西海岸加拿大扩建将是巨大机会 [113][114] - Coastal GasLink已投运，正与LNG Canada密切合作评估第二阶段，FID取决于对方，但正联合评估管道扩建需求，LNG Canada第二阶段已被联邦政府认定为符合国家利益的项目，许可进程进行中，决定权在LNG设施支持者 [115][116] 问题: 5%-7% EBITDA增长指引的构成部分 [119] - 主要部分来自未来两年资本投运，多个费率案例进行中是范围的最大驱动，资产可用性、商业和技术是较小但增长的影响因素，AI、机器人技术、预防性维护显示出现金流生产力和贡献的早期迹象 [119][120] 问题: 股息增长预期范围 [121] - 3%-5%范围保持一致，鉴于新项目回报高于资本成本，将尽可能多资本投入新项目，这意味着股息增长在可预见未来将保持在该范围低端 [122]

公司管网建设驱动因素 - 管网建设主要依托上游天然气资源增产及下游市场发展双重驱动 [2] 榆林至西安输气管道项目作用 - 项目能接入新增气源并实现新增资源外输 [2] - 项目可填补陕西东部管道空白并拓展沿线市场用气需求 [2] - 项目能增强关中区域及全省管网互联互通与气源调配灵活性 [2] - 项目有助于提高全省天然气应急保供能力 [2] - 项目可提升全省能源系统的韧性和可靠性 [2] 项目持续推进的意义 - 持续推进该项目是落实省级能源发展规划的必要举措 [2] - 持续推进该项目是适应长远发展需要、夯实能源安全基础的重要保障 [2]

天然气基础设施建设进展 - 西气东输四线吐鲁番到中卫段贯通投产 虎林—长春天然气管道干线完成主体焊接 川气东送二线首段投产进气 国家能源基础设施建设进一步提速 [1] - 天然气一次管输能力突破4000亿立方米 天然气管道输气能力实现跨越式提升 [1] - 2025年新建成管道超2000公里 新增一次管输能力250亿立方米 顺利完成"十四五"规划的1.65万公里目标 [1] 全国管网发展现状 - "十四五"以来全国累计建成油气管道超1.3万公里 油气管道总里程已突破19万公里 [1] - "全国一张网"日供气能力提升到11.1亿立方米 [1] - 基本形成横跨东西 纵贯南北 覆盖全国 联通海外的天然气"全国一张网" [1]

定价模式改革 - 天然气管道运输价格实行最高限价管理 根据不同管道类型分为3种定价模式 省内主干管道实行同网同价 跨市管道暂实行同企同价并逐步向分区定价过渡 市域内管道实行同市同价 [1][2] - 改变此前一线一价或一企一价的定价模式 明确省内主干管道同网同价 跨市管道同企同价 市域内管道同市同价 [2] - 市域内管道定价模式创新 各市选取负荷率 输气量等达到标准的代表性企业核定当地标杆价格 参与核算企业执行标杆价格 不参与企业按规则核定折算价格 [2] 价区划分与过渡机制 - 标杆价格水平高度相近的市划为同一价区 同一价区内跨市管道与市域内管道共同执行该价区标杆价格政策 [2] - 价格调整幅度过大的存量管道经营企业设置过渡期限 执行过渡期价格 过渡期不超过1个监管周期（3年） [2] 定价方法 - 管道运输价格按照准许成本加合理收益的方法核定 通过核定准许成本 监管准许收益 结合税金等因素确定最高准许收入 [2] 行业现状 - 山东共有天然气管道经营企业90家 [2]

公司业务概况 - 公司是中国香港投资控股公司，从事油气相关业务，通过四大业务分部运营：原油贸易分部在中国香港及中国内地从事原油贸易业务，原油码头服务分部在中国提供原油运输、卸货及储存服务及其他邮轮码头服务，船舶租赁服务分部在中国及中东为石油贸易商提供租赁船舶作原油运输及浮动油库设备，天然气管道运输服务分部在中国提供天然气管道运输服务 [9] 财务表现 - 2025年上半年公司平均净资产收益率为3.5%，较上年同期下降0.88个百分点 [21] - 公司净资产收益率(加权)历年情况显示，2020年为8.65%，2021年为6.99 [25] - 公司总资产周转率在2025年上半年为0.04次，与2021年、2022年、2023年、2024年保持一致 [24] - 公司固定资产周转率在2025年上半年为0.41次，2024年为0.24次，2023年为0.43次，2022年为0.42次，2021年为0.40次 [26] - 公司应收账款周转率在2025年上半年为0.126次，2024年为0.85次，2023年为0.34次，2022年为0.76次，2021年为1.21次 [26] - 2025年上半年公司流动比率为15.15，速动比率为15.14 [35] 营收与利润 - 2025年上半年营业收入构成中，油码头及储存业务为3.075亿港元 [13] - 2024年营业收入构成中，油码头及储存业务为6.671亿港元 [17] - 历年营收、净利同比增长情况显示，2025年上半年营业收入同比增长率为-1.01%，归母净利润同比增长率为-3.21% [11] - 营收、净利半年度变动情况显示，归母净利润在2025年上半年为3.35亿港元，营业收入为3.31亿港元 [11] - 历年人均创利/创收情况显示，2023年人均创收为413.56万港元，人均创利为34.03万港元 [18] 资产变化 - 截至2025年上半年，公司长期股权投资较上期末减少2.53%，占公司总资产比重下降3.18个百分点 [28] - 应收票据及应收账款较上期末增加252.74%，占公司总资产比重上升2.62个百分点 [28] - 货币资金较上期末增加7.45%，占公司总资产比重上升1.24个百分点 [28] - 固定资产较上期末减少3.94%，占公司总资产比重下降0.64个百分点 [28] 负债变化 - 截至2025年上半年，公司应付票据及应付账款较上期末增加248.2%，占公司总资产比重上升2.09个百分点 [32] - 递延所得税负债较上期末增加13.81%，占公司总资产比重上升0.08个百分点 [32] - 租赁负债较上期末减少13.78%，占公司总资产比重下降0.03个百分点 [32] - 应交税费较上期末增加29.98%，占公司总资产比重上升0.02个百分点 [32] - 近年来资产负债率情况显示，2025年上半年公司资产负债率为2.33%，2024年为3.4%，2023年为3.21%，2022年为4.47%，2021年为8.4%，2020年为2.82% [34] 市净率 - 市净率(LF)历史分位显示，2019-12-37为3.25%，2021-12-37为8.48%，2020-12-37为8.28% [4]

价格机制改革 - 省内天然气管道运输价格制定权限明确由省级发展改革部门负责，原则上不再下放定价权限 [1] - 定价模式由“一线一价”、“一企一价”向分区定价或全省统一价格过渡，旨在实现与跨省管道运输价格机制有效衔接，助力形成“全国一张网” [1] - 按照“准许成本加合理收益”方法核定运输价格，并对相关定价参数作出规定 [1] 建设运营管理 - 省级能源主管部门统一负责省内天然气管道规划，优化布局以减少运输层级，避免重复建设 [2] - 加强投资项目审核，严格控制增设不必要中间环节和不利于资源有效利用的项目，促进集中整合经营以提高管网运行效率 [2] - 政策要求压减供气环节以降低供气成本，并规范市场秩序促进公平开放 [2]

政策背景与核心目标 - 国家发改委、国家能源局发布《关于完善省内天然气管道运输价格机制促进行业高质量发展的指导意见》，旨在加强自然垄断环节价格监管并提升天然气管道运输效率 [3] - 政策核心目标是建立科学、透明、高效的管道运输价格形成机制，解决行业长期存在的价格机制不统一、成本传导不畅、资源配置低效等问题 [3] - 新规遵循"管住中间、放开两头"原则，对中间管道运输环节实施政府定价监管，同时推动上游气源采购和下游终端销售的市场化改革 [3] 定价机制改革 - 省内天然气管道运输价格将由"一线一价""一企一价"向分区定价或全省统一价格过渡，以实现与跨省管道运输价格机制的有效衔接 [4] - 跨省天然气管输价已从2024年起执行"一区一价"，西北价区运价率为0.1262元/千方·公里，东北价区为0.1828元/千方·公里，中东部为0.2783元/千方·公里，西南价区为0.3411元/千方·公里 [4] - 省内天然气管道运输价格将按照"准许成本加合理收益"方法核定，管道资产折旧年限原则上按40年确定，准许收益率原则上不高于10年期国债收益率加4个百分点 [4] 行业影响与效益 - 以10年期国债收益率约2%计算，省内管输准许收益率在6%左右，低于国内大部分跨省管输准许的7%-8%收益率，将直接推动省内管输费下降 [5] - 中游管输环节将告别垄断利润，转向精细化运营和服务竞争，加速行业洗牌；下游终端用户将直接享受成本下降红利，需求潜力进一步释放 [5] - 减少供气环节有利于下游城燃企业修复对居民用户售气的价差，2022年至今年7月全国187个地级以上城市进行了居民顺价，提价幅度为0.21元/方 [5] 市场活力与竞争格局 - 新规将释放终端用气市场活力并提升城燃企业需求侧管理水平，大用户跳过城燃分销环节直接购气将显著降低采购成本 [6] - 化工、燃气电厂等工业领域天然气替代燃煤、燃油需求有望被激发 [6] - 城燃企业面临直购分销压力，将通过综合能源解决方案等增值服务或阶梯气价、季节价差等定价策略吸引留存客户 [6]

定价机制改革 - 省内天然气管道运输价格实行统一定价模式 由一线一价和一企一价向分区定价或全省统一价格过渡 [2] - 新建管道运输价格原则上参照标杆价格 所在价区价格或全省统一价格执行 [2] - 过渡期内可采取制定标杆价格等方式 引导管道经营企业优胜劣汰和资源整合 [2] 价格核定方法 - 按照准许成本加合理收益方法核定价格 通过核定准许成本和监管准许收益确定准许收入 [2] - 实行分区定价的需根据天然气市场结构和管道分布情况划分价区 [2] - 核定管道输气量设置最低负荷率要求 原则上不低于50% [3] 定价参数设置 - 天然气管道资产折旧年限原则上按40年确定 [3] - 准许收益率原则上不高于10年期国债收益率加4个百分点 [3] - 安全生产费用应按照国家有关规定足额核定 [3] 价格监管机制 - 价格实行定期校核和动态调整 监管周期原则上为3年 [3] - 监管周期内资产 成本 输气量等发生重大变化时可提前校核 [3] - 政策有利于实现与跨省天然气管道运输价格机制有效衔接 [3] 行业影响 - 政策有助于将省内天然气管道纳入国内管网整体系统 为全国一张网统一运行打下基础 [4] - 各个企业之间在选择不同路径和不同服务商时更容易处理 [3] - 政策将提升管网运行效率并促进资源整合 [2]

定价权限与范围 - 省内各级天然气管道运输价格由省级发展改革部门制定 原则上不再下放定价权限 [4] - 已纳入国家统一定价的跨省管道系统省内段及配套支线 省级部门不再重复定价 [4] 定价模式优化 - 从"一线一价"、"一企一价"向分区定价或全省统一价格过渡 实现与跨省管道价格机制衔接 [5] - 过渡期可通过制定标杆价格引导管道经营企业资源整合 提升管网效率 [5] 价格核定方法 - 采用"准许成本加合理收益"方法 核定准许成本与收益后结合输气量确定价格 [6] - 管道资产折旧年限原则上按40年确定 准许收益率不高于10年期国债收益率加4个百分点 [6] - 输气量最低负荷率原则上不低于50% 监管周期为3年 重大变化可提前校核 [6][7] 管道规划与投资管理 - 省级能源主管部门统一负责管道规划 需优化布局减少运输层级和重复建设 [8] - 优先支持综合实力强的存量管道企业投资新项目 促进资源集中整合 [8] - 支持符合条件的城镇燃气企业和大用户就近接入干线管道下载天然气 [9] 供气环节压缩 - 推动减少供气环节层层加价 鼓励上游企业与城镇燃气企业直购直销 [10] - 清理无实质管网投入的"背靠背"分输站 从严核定其服务价格 [10] - 多条省内管道接续供气时 可制定运输价格累加上限减轻用户负担 [10] 市场秩序规范 - 禁止管道企业以代输费、租赁费等名义规避政府定价或变相提价 [11] - 干线管网可覆盖区域不得强制统购统销加价 需落实公平接入要求 [11] - 加强价格监督检查 严查违法违规行为并公开曝光 [11] 实施要求 - 全面摸底省内管道情况 形成政府定价清单并持续更新 [12] - 需制定完善价格管理办法 明确改革过渡期和过渡方式 [12]