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]

公司业务定位 - 公司主要负责天然气长输管道的建设与运营 通过已建成的输气管道为上游天然气供应商与省内管道沿线各城市和用户提供天然气运输服务和销售服务 [1] - 公司并未涉及天然气勘探开发业务 因此并不直接参与天然气的产量分配 [1] 管网互联与市场拓展 - 目前公司管网与国家管网已形成多处互联互通点 [1] - 结合下游用户的需求 借助国家管网管道 可将天然气输送至省外市场 [1]

公司业务定位 - 公司主要负责天然气长输管道的建设与运营 通过已建成的输气管道为上游天然气供应商与省内管道沿线各城市和用户提供天然气运输服务和销售服务 [1] - 公司并未涉及天然气勘探开发业务 因此并不直接参与天然气的产量分配 [1] 管网互联与市场拓展 - 目前公司管网与国家管网已形成多处互联互通点 [1] - 结合下游用户的需求 借助国家管网管道 可将天然气输送至省外市场 [1]

公司业务定位 - 公司主要负责天然气长输管道的建设与运营 通过已建成的输气管道为上游天然气供应商与省内管道沿线各城市和用户提供天然气运输服务和销售服务 [1] - 公司并未涉及天然气勘探开发业务 因此并不直接参与天然气的产量分配 [1] 管网互联与市场拓展 - 目前公司管网与国家管网已形成多处互联互通点 [1] - 结合下游用户的需求 借助国家管网管道 可将天然气输送至省外市场 [1]

公司业务定位与模式 - 公司主要负责天然气长输管道的建设与运营 通过已建成的输气管道为上游天然气供应商与省内管道沿线各城市和用户提供天然气运输服务和销售服务 [1] - 公司并未涉及天然气勘探开发业务 因此并不直接参与天然气的产量分配 [1] 管网布局与跨省输送能力 - 公司管网与国家管网已形成多处互联互通点 [1] - 结合下游用户的需求 借助国家管网管道 可将天然气输送至省外市场 [1]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度持续经营业务收入为1840万美元或每股009美元 较2024年第三季度的1560万美元或每股008美元增加280万美元或每股001美元 [3][13] - 第三季度总盈利为1840万美元或每股009美元 而2024年第三季度盈利为6460万美元或每股032美元 差异主要由于Everest业务在2024年10月31日分拆 [13] - 公司上调2025年每股收益指引区间的下限 从原来的088-095美元上调至新的090-095美元 [12] 各条业务线数据和关键指标变化 - 电力业务部门第三季度盈利2150万美元 低于2024年同期的2430万美元 零售销售收入增长被运营维护费用增加和折旧费用增加所抵消 [14] - 天然气业务部门第三季度季节性亏损1820万美元 较2024年同期的1750万美元亏损有所扩大 主要由于运营维护费用和折旧费用增加 部分被华盛顿蒙大拿和怀俄明州的费率调整带来的零售收入增长所抵消 [15] - 管道业务部门第三季度创纪录盈利1680万美元 高于2023年同期的1510万美元 增长由2024年底投产的增长项目带来的运输收入以及客户对短期稳固天然气运输合同的需求所驱动 [15] 各个市场数据和关键指标变化 - 公用事业部门零售客户同比增长15% 符合公司设定的1%-2%年度增长目标 [4] - 电力部门目前有580兆瓦的数据中心负载已签署供电协议 其中180兆瓦已上线 另有100兆瓦预计在2024年底至2026年间逐步上线 150兆瓦预计在2026年晚些时候上线 剩余150兆瓦预计在2027年上线 [6] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司采用资本轻量化的商业模式服务大型数据中心客户 这既有利于盈利和回报 也能为其他零售客户节省成本 [6] - 若与潜在数据中心客户的讨论取得进展并签署协议 公司将考虑投资新的发电和输电资产以满足增加的负载 [7] - 公司积极评估其他资本项目 以安全可靠地满足现有客户需求并增强电网韧性 例如签署了关于投资North Plains Connector项目的非约束性谅解备忘录 [8] - 管道业务部门持续推进多个扩张项目 包括已投产的Minot扩张项目 Line Section 32扩张项目以及处于早期营销和规划阶段的Bakken East管道项目和Minot工业管道项目 [9][10][11] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管道业务部门的强劲表现驱动了本季度业绩 公用事业部门通常在本季度对盈利影响较小 [3] - 整个业务板块运营成本增加影响了第三季度业绩 但管道部门持续的强劲客户需求以及公用事业监管日程的进展应能带来未来机会 [3] - 公司对执行长期增长战略的能力保持信心 预计长期每股收益增长率为6%-8% 年度股息支付率目标为60%-70% [12] - 公司资本投资计划未来将需要进入股权资本市场 为此在第三季度重新建立了ATM计划以满足需求 [16] 其他重要信息 - 电力部门获得北达科他州公共服务委员会对拟议收购Badger Wind Farm 49%所有权权益的事前审慎性批准 相当于1225兆瓦的发电容量 预计在2024年底商业运营时完成收购 [4][5] - 第三季度在蒙大拿州提交了一般费率案 请求每年增加1410万美元收入 其中包括对Badger Wind Farm投资的回收 同时请求于2026年1月1日生效临时费率 [5] - 在北达科他州和南达科他州也提交了通过相关调整机制回收Badger Wind Farm投资的申请 [5] - 野火缓解计划预计在2024年底前在北达科他州蒙大拿州和怀俄明州提交 [5] - 天然气业务部门在怀俄明州的一般费率案获得和解协议批准 每年增加210万美元收入 费率自2025年8月1日生效 并在该季度提交了管道更换成本回收机制申请 [8] - 蒙大拿州的一般费率案和解协议于2025年10月7日获批 最终每年增加730万美元收入 费率自2025年11月1日生效 [8] - 爱达荷州的一般费率案和解协议于2025年10月20日提交 请求每年增加1300万美元收入 听证会定于11月18日至19日举行 费率预计于2026年1月1日生效 [8] - 计划在2024年底前在俄勒冈州提交一般费率案 [8] - 拟议的Bakken East管道项目被北达科他州工业委员会选中 可获得每年高达5000万美元的稳固管道容量承诺 为期10年 该项目目前不在五年资本预测中 [10] - 计划在2026年第一季度进行Bakken East项目的具有约束力的开放季节 并继续提供更新 [11] 总结问答环节所有的提问和回答 - 问答环节没有收到任何问题 [17]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度净收入为1120亿阿根廷比索，较2024年同期的688亿阿根廷比索大幅增长[6] - 第三季度EBITDA总额接近2190亿阿根廷比索，其中47%来自受监管的运输业务，53%来自非监管业务[13] - 财务结果出现311亿阿根廷比索的正向变化，主要由于金融资产收入增加434亿阿根廷比索[11][12] - 现金头寸以实际价值计算增长22%，即1600亿阿根廷比索，达到8750亿阿根廷比索，按官方汇率约合6.38亿美元[12] - 第三季度资本支出为870亿阿根廷比索，所得税支付总额为610亿阿根廷比索[13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气运输业务EBITDA在2025年第三季度为1024亿阿根廷比索，略低于2024年同期的近1130亿阿根廷比索，减少105亿阿根廷比索[6][7] - 液体业务EBITDA在2025年第三季度达到552亿阿根廷比索，是2024年同期182亿阿根廷比索的三倍[8] - 液体业务EBITDA增长主要由于出口量增加6.1万公吨（从4.3万增至10.4万公吨），贡献了180亿阿根廷比索，以及乙烷销量增加3.8万公吨（从5.3万增至9.1万公吨），贡献了117亿阿根廷比索[9] - 中游及其他服务业务EBITDA增至612亿阿根廷比索，较2024年同期的467亿阿根廷比索有所增长，主要受Vaca Muerta地区天然气运输和调节量增加驱动，贡献近210亿阿根廷比索[10][11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司获得Perito Moreno管道扩建项目，预计资本支出5.6亿美元，将建设三个压缩厂并扩建Tratajen压缩厂，总计增加9万马力，需在2027年4月前投入增量运力并运营维护15年[4][5] - 公司将额外投资2.2亿美元，通过增加20公里管道和1.5万马力压缩能力，扩大Saliceto至大布宜诺斯艾利斯受监管管道的运力，每日增加1200万立方米[5] - 公司正在评估参与CESA Southern Energy计划在2027-2028年建设的通往南部的新天然气管道项目，以向LNG设施供气[25][26] - 关于NGL分馏设施，最终投资决定预计在明年第一季度[28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 液体业务的生产水平异常高，主要是由于Vaca Muerta天然气流的丰富度，且这种丰富度在未来几年可能持续[20] - 对于第四季度，由于是不同季节，天然气产量将低于第三季度，但流入工厂的气流仍高于工厂总产能[20] - 2026年液体价格可能低于今年平均水平，因为当前国际价格低于几个月前，但难以预测[21] - 中游业务将受益于GPM运力增加带来的增量运输量，直至达到天然气处理设施的能力极限[31] 其他重要信息 - 所有财务数据均按国际财务报告准则以恒定阿根廷比索列报，并遵循针对恶性通货膨胀经济的报告规定[2][6] - 第三季度液体业务EBITDA受到因3月7日洪水产生的89亿阿根廷比索强支出影响，预计未来几个月可从保险公司收回[9] - 天然气价格从每百万BTU 3.1美元上涨至3.4美元，对EBITDA产生43亿阿根廷比索的负面影响[9] - 由于央行决定从4月初开始让美元汇率浮动，以及随后相比2024年同期的16%和之前2%月度爬行钉住制度下15%的贬值，第三季度外汇损失增加218亿阿根廷比索[12] 问答环节所有提问和回答 问题: GPM管道扩建项目7.8亿美元资本支出的分阶段部署情况[15] - 今年将向供应商支付部分工程款，最高达1.5亿美元，2026年预计支出4.5亿美元，剩余2700万美元在2027年前五个月支出[16] - 项目融资方面，已有近7000万美元银行贷款用于资助进口，这是监管要求，目前正在考虑为剩余部分寻找其他融资来源[16] 问题: Complejo Cerri事件保险索赔的状态和预计回收总额及时间线[17] - 预计回收金额可能超过5000万美元，预计今年回收1000万美元，剩余部分可能在明年第二季度回收[18] 问题: 液体业务本季度的强劲复苏，当前生产和利润水平在第四季度是否可持续以及2026年价格展望[19] - Cerri今年的生产水平异常，由Vaca Muerta气流的极高丰富度驱动，且这种丰富度可能在未来几年持续[20] - 第四季度天然气产量将低于第三季度，但流入工厂的气流仍高于总产能，将在两个变量间进行权衡[20] - 2026年液体价格可能低于今年平均水平，因当前国际价格较低，但难以预测[21] 问题: 年底前现金资本支出部署是否会加速[22] - 现金资本支出将高于以往水平，因为已启动Perito Moreno扩建私人倡议项目，预计今年支出1.5亿美元，大部分在最后一个季度[23] 问题: 是否有兴趣参与建设通往南部的新天然气管道项目以向LNG设施供气[24][25] - 目前正在评估参与该项目的可能性，目前无法预知任何消息[26] 问题: 下一季度是否预计支付大量现金所得税[27] - 第四季度的所得税支付可能与第三季度相似，大部分税款已在今年5月支付，从6月到明年3月的预付款相当[27] 问题: NGL分馏设施的最终投资决定时间[28] - 正在努力推进该项目，最终投资决定可能在明年第一季度[28] 问题: NGL项目是否会与合作伙伴合作或利用股权市场[29][30] - 计划在项目的液体运输、分馏和调度设施部分与合作伙伴合作，目前未分析利用股权市场[30] 问题: 到2027年GPM运力增加是否会带来进一步的中游业务协同效应[31] - 随着GPM扩建带来的额外运输量，中游业务将受益于更高的运输量，直至达到天然气处理设施的能力极限，集输管道有充足空间[31]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度净收入达到1120亿阿根廷比索，相比2024年同期的688亿阿根廷比索大幅增长[6] - 第三季度EBITDA总额接近2190亿阿根廷比索，其中47%来自受监管的运输业务，53%来自非监管业务[13] - 财务结果出现311亿阿根廷比索的正向变化，主要原因是金融资产收入增加434亿阿根廷比索[11][12] - 现金头寸实际增长22%，增加1600亿阿根廷比索，达到8750亿阿根廷比索，按官方汇率约合6.38亿美元[12] - 资本支出为870亿阿根廷比索，营运资本减少364亿阿根廷比索，支付利息290亿阿根廷比索，所得税支付610亿阿根廷比索[13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气运输业务EBITDA在第三季度为1024亿阿根廷比索，略低于2024年同期的近1130亿阿根廷比索[7] - 液体业务EBITDA增长两倍，达到552亿阿根廷比索，而2024年同期为182亿阿根廷比索[8] - 液体业务EBITDA增长主要由于出口量增加61000公吨（从43000增至104000公吨），贡献了180亿阿根廷比索的EBITDA增长[9] - 乙烷销售量增加38000公吨（从53000增至91000公吨），为2025年第三季度EBITDA贡献117亿阿根廷比索[9] - 由于AUGAR计划下丁烷价格自2025年1月起解除管制，国内丁烷价格上涨使EBITDA增加132亿阿根廷比索[10] - 中游及其他服务业务EBITDA增至612亿阿根廷比索，2024年同期为467亿阿根廷比索[10] - 中游业务增长主要由Vaca Muerta地区运输和处理的天然气计费量增加驱动，贡献近210亿阿根廷比索[11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司获得Perito Moreno管道扩建项目，预计资本支出5.6亿美元，涉及建设三个压缩站并扩建Tratayén压缩站，总计增加90000马力[4] - 项目要求在2027年4月前投入增量运力，并运营和维护Perito Moreno管道15年，期间有权商业化增量运力并收取美元计价的不受监管关税[5] - 公司还将投资2.2亿美元，通过增加20公里管道和15000马力压缩能力，扩大Saliceto至大布宜诺斯艾利斯受监管管道的运力1200万立方米/天[5] - 公司正在评估参与CIESA Southern Energy计划在2027-2028年建设的通往南部的新天然气管道项目，以向LNG设施供气[25][26] - 关于液体分馏设施，最终投资决定预计在明年第一季度[28] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 液体业务生产水平异常高，由Vaca Muerta天然气流的极高富气度驱动，预计这种富气度在未来几年将保持[20] - 第四季度天然气产量通常低于第三季度，但流入工厂的天然气流仍高于工厂总产能[20] - 当前国际价格低于数月前水平，因此2026年液体价格可能低于今年平均水平，但难以预测[21] - 受Perito Moreno扩建项目推动，现金资本支出将高于以往水平，预计今年支出1.5亿美元，大部分在第四季度[23] 其他重要信息 - 所有财务数据均按国际财务报告准则编制，并以截至2025年9月30日的恒定阿根廷比索列示[2][6] - 3月7日洪水事件导致89亿阿根廷比索的强支出，预计未来几个月将从保险公司收回[10] - 由于央行决定从4月初开始让美元汇率浮动，本季度外汇损失增加218亿阿根廷比索，本季度贬值15%，而去年同期在2%月度爬行钉住汇率制下为16%[12] - 液体项目部分（包括运输、分馏和调度设施）计划与合作伙伴共同进行，目前未考虑利用股权市场融资[30] - 随着GPM运力增加，中游业务将产生进一步协同效应，受益于更高的运输量，直至天然气处理设施容量上限[31] 问答环节所有提问和回答 问题: Perito Moreno管道扩建项目及最终支线项目的资本支出部署 breakdown [15] - 今年预计支付给供应商的预付款和部分工程款达1.5亿美元，2026年预计支出4.5亿美元，剩余2700万美元在2027年前五个月支出[16] - 项目融资方面，已有近7000万美元银行贷款用于支付进口（监管要求），目前正在考虑其他融资来源[16] 问题: Complejo Cerri事件的保险索赔状态及预计回收总额和收款时间线 [17] - 预计回收金额可能超过5000万美元，预计今年收款1000万美元，剩余部分可能在明年第二季度[18] 问题: 本季度液体业务强劲复苏，当前产量和利润率水平在第四季度是否可持续，以及对2026年价格的看法 [19] - 本年度Cerri的生产水平异常，由Vaca Muerta天然气流的极高富气度驱动，预计这种富气度在未来几年将保持[20] - 第四季度天然气产量通常低于第三季度，但流入工厂的天然气流仍高于工厂总产能[20] - 当前国际价格水平低于数月前，因此2026年液体价格可能低于今年平均水平，但难以预测[21] 问题: 液体业务的未来展望以及年底前现金资本支出部署是否会加速 [22] - 受Perito Moreno扩建私人倡议项目推动，现金资本支出将高于以往水平，预计今年支出1.5亿美元，大部分在第四季度[23] 问题: 是否有兴趣参与建设通往南部的新天然气管道项目，以向LNG设施供气 [24][25] - 目前正在评估参与该项目的可能性，暂无新消息可公布[26] 问题: 下一季度是否预计再次支付大额现金所得税 [27] - 第四季度的所得税支付可能与第三季度相似，大部分税款已于今年5月支付，从6月到明年3月/4月的预付款金额相近[27] 问题: 液体分馏设施的最终投资决定预计何时达成 [28] - 正在积极推进该项目，最终投资决定有望在明年第一季度[28] 问题: 液体项目是否会与合作伙伴共同进行或利用股权市场融资 [29] - 计划在项目的运输、分馏和调度设施部分引入合作伙伴，目前未考虑利用股权市场融资[30] 问题: 随着GPM运输能力增加，到2027年中游板块是否会产生进一步协同效应 [31] - 是的，随着GPM扩建带来的额外运输量，中游业务将受益于更高的体积，直至天然气处理设施容量上限，集输管道有充足空间[31]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度净收入为1120亿阿根廷比索，较2024年同期的688亿阿根廷比索大幅增长[6] - 第三季度EBITDA总额接近2190亿阿根廷比索，其中47%来自受监管的运输业务，53%来自非监管业务[13] - 财务结果出现311亿阿根廷比索的正向变动，主要原因是金融资产收入增加434亿阿根廷比索，以及通胀敞口损失减少107亿阿根廷比索[11][12] - 外汇损失增加218亿阿根廷比索，抵消了部分正面影响，这是由于央行决定让美元汇率浮动导致本季度货币贬值15%[12] - 现金头寸以实际价值计算增长22%，增加1600亿阿根廷比索，达到8750亿阿根廷比索，按官方汇率计算约合6.38亿美元[12] - 资本支出为870亿阿根廷比索，营运资本减少364亿阿根廷比索，支付利息290亿阿根廷比索，所得税支付总额为610亿阿根廷比索[13] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气运输业务EBITDA在2025年第三季度为1024亿阿根廷比索，略低于2024年同期的近1130亿阿根廷比索[7] - 受监管业务部门EBITDA减少105亿阿根廷比索，主要原因是2024年8月至2025年8月的费率调整带来的292亿阿根廷比索名义收入增长，不足以抵消422亿阿根廷比索的通胀调整效应[7] - 液体业务EBITDA增长两倍，2025年第三季度达到552亿阿根廷比索，而2024年同期为182亿阿根廷比索[8] - 液体业务EBITDA增长主要由于出口量增加6.1万公吨（从4.3万增至10.4万公吨），贡献了180亿阿根廷比索的EBITDA增长，以及乙烷销量增加3.8万公吨（从5.3万增至9.1万公吨），贡献了117亿阿根廷比索的EBITDA增长[9] - 中游及其他服务业务EBITDA增至612亿阿根廷比索，高于2024年第三季度的467亿阿根廷比索[10] - 中游业务增长主要由Vaca Muerta地区运输和处理的天然气计费量增加驱动，贡献了近210亿阿根廷比索，运输天然气计费量从2024年第三季度的日均2900万立方米增至本季度的日均3200万立方米，处理天然气体积也从日均1600万立方米增至2900万立方米[11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司获得Perito Moreno管道扩建项目，预计资本支出为5.6亿美元，涉及建设三个压缩站并扩建Tratajen压缩站，总计增加9万马力，需在2027年4月前投入增量运能，并运营维护该管道15年[4][5] - 公司有权在15年期间商业化增量运能并收取美元计价的不受监管的费率，之后设施将归还给ENARSA[5] - 公司还将投资2.2亿美元，通过增加20公里管道和在一个压缩站增加1.5万马力压缩能力，扩大其受监管管道从Saliceto到大布宜诺斯艾利斯地区的运能，每日增加1200万立方米[5] - 公司正在评估参与CESA Southern Energy计划在2027-2028年建设的通往南部为LNG设施供气的新天然气管道项目[25][27] - 公司正在积极推进NGL分馏设施项目，最终投资决定可能在2026年第一季度做出[29] - 对于NGL项目的液体运输和分馏部分，公司计划引入合作伙伴，目前未考虑利用股权市场融资[31] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 液体业务本季度的非凡表现是由来自Vaca Muerta的天然气流富含高价值组分所驱动，随着非常规天然气取代常规天然气以及伴生富气石油产量的增加，这种高富气水平在未来几年可能持续[21] - 关于第四季度，由于是一年中不同的时间，天然气产量通常低于第三季度，尽管气体富气度可能保持，但总产量会较低，不过流入工厂的天然气流仍高于工厂的总处理能力[21] - 对于2026年的价格，当前国际价格水平低于几个月前，因此液体价格可能低于今年的平均水平，但预测较为困难[22] - 随着GPM管道运能的增加，中游业务将通过更高的运输量受益，直至公司天然气处理设施的处理能力上限，目前集输管道尚有充足空间[32] 其他重要信息 - 液体业务EBITDA增长还受到国内丁烷价格上调的影响，自2025年1月AUGAR计划下丁烷价格放开后，公司可以按出口平价销售，贡献了132亿阿根廷比索的EBITDA增长[9] - 3月7日洪水事件导致了89亿阿根廷比索的强劲支出，预计将在未来几个月从保险公司获得赔偿[9] - 天然气价格从每百万英热单位3.1美元上涨至3.4美元，对EBITDA产生了43亿阿根廷比索的负面影响[9] - 所有财务数据均根据国际财务报告准则以截至2025年9月30日的恒定阿根廷比索列报，适用于恶性通货膨胀经济体的财务报告规定[2][6] 问答环节所有提问和回答 问题: Perito Moreno管道扩建项目7.8亿美元资本支出的分阶段部署情况[15] - 2025年预计支付给供应商和部分工程的预付款最高达1.5亿美元，2026年预计支出4.5亿美元，剩余2700万美元将在2027年前五个月支出[17] - 项目融资方面，已有近7000万美元的银行贷款用于支付进口部分，这是监管要求，目前正在考虑为剩余部分寻找其他融资来源[17] 问题: Complejo Cerri事件的保险索赔状态，包括预计总赔偿金额和收款时间线[18] - 预计赔偿金额可能超过5000万美元，预计今年能收到1000万美元，剩余部分可能在明年第二季度收到[19] 问题: 液体业务本季度的强劲复苏，当前产量和利润率水平在第四季度是否可持续，以及对2026年价格的看法[20] - Cerri工厂今年的产量水平是超常的，由Vaca Muerta天然气流的高富气度驱动，这种高富气水平在未来几年可能持续[21] - 第四季度天然气产量通常低于第三季度，尽管气体富气度可能保持，但总产量会较低，不过流入工厂的天然气流仍高于工厂的总处理能力[21] - 当前国际价格水平较低，2026年液体价格可能低于今年的平均水平，但预测困难[22] 问题: 年底前现金资本支出部署是否会加速[23] - 现金资本支出将高于以往水平，因为已启动Perito Moreno扩建私人倡议项目，预计今年将支出1.5亿美元，大部分在最后一个季度[24] 问题: 是否预计下一季度再次支付大量现金所得税[28] - 第四季度的所得税支付可能与第三季度相似，大部分所得税已在今年5月支付，从6月到明年3月的预付款额相当[28] 问题: NGL分馏设施的最终投资决定预计何时做出[29] - 公司正在积极推进该项目，最终投资决定可能在2026年第一季度做出[29] 问题: 在NGL项目中是否会与合作伙伴合作或利用股权市场融资[30] - 计划在液体运输、分馏和调度设施部分引入合作伙伴，目前未考虑利用股权市场融资[31] 问题: 到2027年GPM运输能力增加后，中游业务是否会产生进一步的协同效应[32] - 随着GPM扩建带来的额外运输量，中游业务将因此受益，获得更高的处理量，直至公司天然气处理设施的处理能力上限，目前集输管道尚有充足空间[32]

股价表现 - 公司股价在上一交易日大幅上涨9% 收于4153美元 成交量显著高于平均水平 [1] - 此次上涨扭转了公司股价在过去四周累计下跌61%的疲软态势 [1] 业务进展与财务影响 - 公司宣布其与Southern Energy签订的35 MTPA MKII FLNG船舶20年租约的所有条件均已满足 该船将于2028年在阿根廷近海开始运营 [2] - 该合同为公司带来了约80亿美元的净收益积压 并确保了为期30年的液化天然气出口许可 [2] - 市场预期公司下一季度每股收益为046美元 同比下降132% [3] - 市场预期公司下一季度营收为12138百万美元 同比大幅增长899% [3] 市场预期与同业比较 - 在过去30天内 公司对本季度的共识每股收益预期维持不变 [4] - 公司所属的Zacks行业分类为石油和天然气-综合-国际类 同业公司Petrobras (PBR) 在上一交易日上涨1% 收于1186美元 但在过去一个月下跌103% [5] - 对于Petrobras 市场对其下一季度的共识每股收益预期在过去一个月维持在061美元不变 较去年同期下降344% [6]