**公司概况** - 公司名称：Spartan Delta Corp (DALX F) [1] - 市值：约10亿加元 [6] - 核心业务：上游油气生产，专注于液体资源丰富的资产 [3] - 核心资产： - **液体资源丰富的Deep Basin**（传统天然气加权资产，现金流引擎） [5] - **West Shale Duvernay**（高油性资源，增长引擎） [3] - 日产量：约40,000 BOE（桶油当量/天） [3] - 管理层持股比例较高，与股东利益高度一致 [7] --- **核心战略与增长计划** 1. **Duvernay资产开发** - 过去18-24个月内通过12-13笔交易完成土地整合 [4] - 已钻探11口井，Q2原油产量从<1,000桶/天跃升至2,500桶/天 [14][15] - 目标：将Duvernay产量提升至25,000 BOE/天，液体占比70%-80% [18] - 已证实资源潜力：360,000净英亩，支持600多个净井位 [17] 2. **Deep Basin资产的作用** - 作为现金流引擎，资助Duvernay的开发和土地整合 [5][21] - 长期资产库存：200个已登记井位+900个内部识别井位 [22] - 基础设施所有权和战略位置使其具备快速响应天然气价格波动的能力 [23] 3. **历史成功案例** - 公司曾通过类似策略开发Montney资源，并通过资产出售和分红为股东创造18亿加元回报 [9][10] - 当前Duvernay开发被视为历史策略的重复 [12] --- **财务与股东回报** - 总融资：6.35亿加元股权融资 [9] - 股东回报：通过分红返还18亿加元 [9] - 分拆子公司：Logan Energy [10] --- **行业与市场机会** 1. **液体资源增长潜力** - Duvernay的开发将显著提升公司液体产量和净收益（netback） [12][13] - 初始产量数据显示单井 condensate（凝析油）产量超过1,000桶/天 [20] 2. **天然气市场机会** - Deep Basin位于加拿大天然气枢纽区域，受益于潜在行业整合和LNG项目启动 [23][24] - 天然气价格处于历史低位，未来存在上涨空间 [6] 3. **运营效率** - Deep Basin与Duvernay地理位置接近，降低运营成本 [7] --- **风险与挑战** - Duvernay开发进度依赖后续10口井的完井和投产 [15] - 天然气价格波动可能影响Deep Basin的现金流贡献 [6][23] --- **其他关键数据** - 公司历史：第四代Spartan品牌，成立于2010年，COVID期间完成关键收购 [9] - 土地规模：Duvernay净面积360,000英亩 [17]

业绩总结 - 2025年第二季度调整后的EBITDAX为749百万美元，较去年同期的1847百万美元有所下降[73] - 2025年第二季度的净收入为1.24亿美元，较第一季度的1.88亿美元有所下降[73] - 2025年第二季度总产量为146 MBoe/d，其中石油产量为66 MBbl/d[47] 用户数据 - 2025年预计实现45亿美元的净债务目标，且不再使用循环信贷额度[28] - 截至2025年6月30日，公司总债务为54.5亿美元，较2024年12月31日的50.25亿美元增加了8.9%[78] - 截至2025年6月30日，公司的净债务为53.81亿美元，相较于2024年12月31日的49.49亿美元增加了8.5%[78] 未来展望 - 2025年全年的石油产量指导范围为150至155 MBbl/d，考虑到非核心资产剥离的影响，调整后的范围为148至153 MBbl/d[67] - 2025年第三季度总产量预计在327至338 MBoe/d之间，剥离影响为每季度减少2 MBoe/d[68] - 2025年资本支出预计在18亿至19亿美元之间，剥离影响不变[67] 新产品和新技术研发 - 2025年预计净完井数为80至90，第二季度实际完井数为46[47] - 2025年德拉瓦尔盆地的钻井成本较2024年计划下降7%，米德兰盆地下降5%[17] 成本控制与财务策略 - 2025年节省成本计划预计将带来4000万美元的节省，2026年的年化节省目标为1亿美元[11] - 2025年资本支出减少1.5亿美元，预计将优化自由现金流[15] - 2025年每股基础股息为0.50美元，当前年收益率约为7%[24] - 2025年自由现金流的50%将用于债务减少，资产销售收益的100%也将用于债务减少[23] 资产管理与回购 - 非核心DJ盆地资产销售额达到4.35亿美元，超过年初设定的3亿美元的剥离目标，EBITDAX倍数超过4倍[12] - 公司已授权750百万美元的股票回购计划，并计划在2025年执行250百万美元的加速回购[13] - 2025年每股回购总额预计为375百万美元，约占市场资本的28%[28] 费用管理 - 2025年第二季度的管理费用为5300万美元，较2025年第一季度的5790万美元下降了8.5%[80] - 2025年第二季度的现金管理费用为4000万美元，较2024年同期的4700万美元下降了14.9%[80] - 2025年上半年总管理费用为1.1亿美元，较2024年同期的1.17亿美元下降了6%[80]

业绩总结 - 公司预计到2027年生产增长约20%[12] - 公司在2025年的自由现金流敏感性分析显示，天然气价格为3.00美元时自由现金流为5.13亿美元[19] - 公司在2025年的自由现金流 breakeven 价格为约2.00美元天然气、75美元WTI和25美元NGLs[28] - 公司在2025年预计的EBITDAX和自由现金流为6.5亿至7亿美元[27] - 公司在2025年将实现低于1倍的债务与EBITDAX比率[10] 用户数据 - 公司在2024年日均生产预计为2600 Mmcfe，2025年预计为2700 Mmcfe[23] - 公司在2025年将增加约400 Mmcfe的日均生产能力[28] - 2025年日均生产预计为约2.225 Bcfe，相较于之前的2.2 Bcfe有所上调[138] 资本支出与现金流 - 公司在2025年至2027年期间的年资本支出预计为6.5亿至7亿美元[28] - 2025年资本支出指导范围为6.5亿至6.8亿美元，较之前的6.5亿至6.9亿美元有所下调[138] - 2024年和2025年的资本支出将支持生产增长，同时保持低再投资率[32] 市场展望 - 预计到2030年，美国天然气需求将增长约27 Bcf/d，主要受出口、电力和工业需求推动[67] - 预计到2030年，天然气发电将占PJM发电的约45%，带来约4 Bcf/d的天然气需求增长[79] - 预计到2030年，东北部数据中心项目将带来约3 Bcf/d的天然气需求增长[84] 新产品与技术研发 - 预计到2027年，LPG出口终端的新增产能约为500 MBD，乙烷出口终端的新增产能约为425 MBD[99] - 2025年乙烷出口同比增长10%，预计下半年将进一步增长[99] 负面信息 - 未来美国天然气供应增长预计将受到基础设施限制和生产力下降的限制[86] - 自2019年以来，甲烷排放强度减少了83%[105] 其他新策略 - 2024年，56%的总用水量为再利用水[105] - 2024年，Range在安全文化调查中位于油气行业同行的前四分之一[111]

股价表现 - PrimeEnergy Resources Corporation (PNRG)股价在2025年第一季度财报公布后上涨1.6%，同期标普500指数下跌1.8% [1] - 过去一个月内，公司股票上涨5.1%，而标普500指数上涨6.5% [1] 财务业绩 - 第一季度营收达5010万美元，同比增长16.4%，主要得益于天然气和NGL产量大幅增长 [2] - 净利润为910万美元，同比下降19.3%，稀释后每股收益(EPS)下降15.7%至3.72美元 [2] - 总油气收入同比增长21%，其中天然气收入增长超4倍至600万美元，NGL收入增长95.4%至850万美元 [4] 产量与价格 - 石油产量同比增长6%至45.7万桶，天然气产量飙升106.6%至23.9亿立方英尺，NGL产量增长120.4%至45.4万桶 [3] - 石油实现价格同比下降7.5%，NGL价格下降11.3%，但产量增长抵消了价格疲软的影响 [3] 运营成本与支出 - 生产成本增长4.3%至950万美元，与产量增长同步 [5] - 折旧、折耗及摊销费用几乎翻倍至2040万美元，反映西德州资产扩张 [5] - 利息费用激增174.4%至59万美元，主要由于循环信贷额度下债务余额和利率上升 [5] 管理层评论 - 首席财务官指出"强劲的运营势头"，强调天然气和NGL产量增长以及持续的股票回购 [6] - 管理层认为资产组合能应对大宗商品价格波动，包括成熟储量和德州活跃开发区块 [6] 战略因素 - 西德州数十口新水平井的开发显著提升产量，尤其是天然气和NGL [7] - 资本密集型钻探活动和浮动利率债务导致折旧和利息成本增加，部分抵消收入增长 [7] 资本计划与展望 - 2025年计划投资1.18亿美元开发38口水平井，继续聚焦米德兰盆地 [8] - 资本需求主要通过运营现金流和3亿美元信贷额度(季度末剩余1.085亿美元)满足 [8] 其他进展 - 季度内回购47,970股股票，耗资917万美元，累计通过回购向股东返还1.126亿美元 [10] - 处置修井机获得61.9万美元收益，反映持续资产组合优化 [10]

财务数据和关键指标变化 - 公司完成债务再融资，用新信贷安排、近期股权发行所得及资产负债表现金偿还定期票据7.63亿美元，第一季度末新信贷安排借款4.6亿美元，净债务与EBITDA比率从2024年末的1.0倍降至0.7倍 [6] - 预计2025年利息支出减少2200万美元，消除季度摊销付款2100万美元，将增加自由现金流和向单位持有人的分配 [6] - 第一季度总净产量平均为80.9万桶油当量/天，仅使用运营现金流的37%，因推迟在Ardmore盆地的钻探，石油产量低于预期 [20] - 第一季度租赁运营成本为每桶油当量6.69美元，预计第二季度随着XTO资产的收购将保持低位 [20] - 第一季度产量为8.1万桶油当量/天，其中24%为石油，53%为天然气，23%为天然气液；平均实现价格为每桶石油70.75美元、每千立方英尺天然气3.56美元、每桶天然气液27.33美元 [25] - 第一季度石油和天然气总收入2.53亿美元，其中石油占49%，天然气占33%，天然气液占18% [25] - 第一季度租赁运营费用4900万美元，相当于每桶6.69美元；现金一般及行政费用略低于900万美元，约为每桶油当量1.2美元 [26][27] - 第一季度末现金800万美元，7.5亿美元循环信贷安排借款4.6亿美元；截至今日，完成XTO收购后，RBL借款5.3亿美元 [27] - 第一季度总收入（包括对冲和中游业务）2.27亿美元，调整后EBITDA为1.6亿美元，运营现金流为1.43亿美元 [27] - 第一季度开发资本支出5200万美元，占运营现金流的37%，产生可分配现金超9400万美元，批准每单位分配0.79美元，将于6月5日支付给5月22日登记在册的持有人 [27][28] - 公司预计2025年资本支出在2.6亿 - 2.8亿美元之间，再投资率将接近50% [12][42] - 公司自成立以来已向单位持有人分配超10亿美元，即将进行的每单位0.79美元分配使LTM收益率达到20%，过去五年现金资本回报率为32% [16] - 公司未来十二个月PDP下降预计为20%，2024年再投资率仅为47%，在16家同行公司中均排名第一；总证实储量覆盖率为3.9倍，净债务与企业价值之比为21%，PDP PV - ten与总债务之比为3.3倍 [22] - 2024年自由现金流为每桶油当量8.43美元 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 公司计划在2025年第四季度从预计的2台钻机增加到3台钻机，在更偏向天然气的Deep Anadarko盆地作业，以牺牲石油产量为代价增加天然气产量，但总体桶油当量基本持平；2026年将实现两位数增长 [7] - 公司计划6月初停止在Oswego的钻探，第三季度减至2台钻机，一台在Anadarko盆地的深层天然气区域，另一台在俄克拉荷马州西部钻探Red Fork井；第四季度计划增加到3台钻机，若需延迟至2026年第一季度以满足50%的再投资率，公司将这样做 [8] - 公司1月完成3000万美元的收购，计划开发相关土地的未来钻探机会；因原油价格下跌，推迟在Ardmore盆地的钻探，转而进行天然气钻探 [10] - 公司上周完成6000万美元的XTO收购，资产主要为天然气，产量组合为79%天然气、7%天然气液和14%石油；6月将在新收购的XTO土地上部署一台钻机，钻探Red Fork井 [17][11] - 公司自2018年初以来进行了21次收购，花费超20亿美元，2025年已接近1亿美元的收购规模 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - 近期油价自2021年初以来首次跌至50美元区间，反映了贸易政策的不确定性和OPEC + 增产的迹象 [7] - 公司预计如果原油价格长期低于60美元，将有机会进行更大规模的收购 [19] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司的四个战略支柱为保持财务实力、纪律性执行、纪律性再投资率和最大化现金分配 [3][4][5] - 保持财务实力方面，目标是长期债务与EBITDA比率为1倍或更低，通过低杠杆率在市场波动时创造机会 [3] - 纪律性执行方面，仅以低于PDP PV - ten的折扣收购有现金流的资产，且对分配有增值作用 [4] - 纪律性再投资率方面，保持再投资率低于运营现金流的50%，以优化向单位持有人的分配 [4] - 最大化现金分配方面，目标是实现同行领先的可变分配，这一支柱驱动公司所有决策 [5] - 公司是一家收购型公司，通过机会性收购实现行业领先的现金回报，预计2025年继续进行对分配有增值作用的收购 [21] - 公司在同行中具有领先的PDP下降和再投资率，资产覆盖率强，处于在行业不稳定时期增长的有利位置 [22] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 目前市场环境具有挑战性，油价下跌，但公司从天然气角度来看处于有利地位，预计2026年天然气产量将实现两位数增长 [7] - 公司认为Deep Anadarko将是一个出色的天然气钻探区域，但需保持再投资率低于运营现金流的50% [7] - 公司相信如果保持资产负债表强劲并坚持四个战略支柱，就能度过任何风暴，并在价格反弹时为未来建立更强大的基础 [24] - 管理层认为价格最终会反弹，因为世界需要美国提供稳定的能源 [24] - 与上一季度相比，管理层对今年剩余时间的天然气市场不太乐观，认为市场在夏季补充季节仍较为紧张，但2026年市场将相对平衡 [77] 其他重要信息 - 公司在电话会议中会做出前瞻性陈述，实际结果可能与这些陈述存在重大差异，相关风险和不确定性因素可参考公司的年度报告和SEC文件 [1] - 公司可能会提及非GAAP财务指标，如需将其调整为最直接可比的GAAP指标，可参考公司网站上的新闻稿、补充表格和10 - Q文件 [2] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请详细介绍XTO收购情况 - 该收购规模较小，日产1600桶油当量，85%位于大Anadarko盆地，其中38%在Hugoton，34%在俄克拉荷马州Major县，7%在Elk City，6%在Woodward等地，15%在怀俄明州和格林河盆地的一个前沿产区 [33][34][35] - 该资产附带1400口运营井、500口非运营井和1100口仅拥有特许权使用费的井，以及99万净英亩土地，其中40%在俄克拉荷马州，57%在堪萨斯州，3%在怀俄明州 [35] - 公司已收到在堪萨斯州西南部进行油井改造和钻探新井的提议，计划在俄克拉荷马州西北部钻探一些井，认为这笔交易很划算，虽不会对公司产生巨大影响，但此类收购不断积累有助于公司发展 [36][38] 问题2: 关于保持再投资率低于50%的灵活性 - 目前有4台钻机，6月2台Oswego钻机将离开，届时将剩下2台钻机，一台在Woodford凝析油区，一台在Anadarko盆地的深层天然气区 [40] - Woodford凝析油区的钻机6月后将转移到Red Fork Sands地区，公司预计9 - 10月在Anadarko盆地的深层天然气区增加第3台钻机，但这一切都取决于能否保持再投资率低于50% [41][42] - 第一季度再投资率仅为37%，预计2025年全年再投资率接近50%，公司按年度而非季度看待再投资率 [42] 问题3: 驱动更多天然气或石油开发的油和气比率是多少 - Oswego是一个80%为石油的储层，是优质的石油储层，但天然气产量有限 [48] - 由于天然气价格上涨、石油价格下跌，Oswego的回报率已无法达到公司至少50%的目标回报率，而其他地区可以，因此基于回报率做出开发决策 [48][49] - 如果有更多运营现金流，公司可能会增加天然气钻机或灵活调配钻机 [49] - 公司运营团队能够在一个月内调整钻机部署 [50] 问题4: 全年石油产量指引是否保持不变，BOE方面是否有上行空间 - 基于第一季度的强劲表现，全年石油产量指引保持不变 [51] - 从行业来看，公司正在开发的深层油井具有高产性，2026年天然气产量将大幅增长 [52][53] 问题5: 第一季度投产的9口运营井情况如何 - 其中7口是Oswego井，2口是Woodford凝析油井 [58] 问题6: Deep Anadarko地区的油井成本、储量和预期回报率如何 - 油井成本约为1300万美元，预计每区块可开采约50亿立方英尺天然气，回报率将超过50% [60] - 油井为3英里长的水平井，即15000英尺的水平段长度 [61] - 该地区天然气储量丰富，但风险在于成本，需密切关注通胀和天然气价格 [62] 问题7: 如果第四季度保持第2台钻机作业，2026年的产量组合会怎样 - 2026年天然气产量将增长超20%，原油产量将下降不到10% [65] 问题8: 按当前计划，资本支出中点为2.7亿美元时，再投资率是否仍为50% - 是的，按当前计划，资本支出中点为2.7亿美元时，再投资率仍约为50% [67] 问题9: 油价或气价需要怎样变化才会不增加第2台钻机到深层天然气区 - 油价或气价走弱都可能导致公司不增加第2台钻机到深层天然气区 [68] 问题10: 在当前动荡市场中，并购的买卖价差情况如何 - 公司通常不是卖家首选的买家，可能需要经历某种流程才能促成困境资产出售，这需要时间 [69] - 公司在非Mid Con地区比过去更接近达成交易，曾在几笔交易中成为高价竞标者，但卖家选择撤回交易 [70] 问题11: Deep Anadarko油井的气价达到多少时回报率会变得不吸引人 - 如果气价保持在3.5美元以上，油井回报率将足够，但公司受限于50%的再投资率，缺乏足够的运营现金流来开展所有项目 [75] 问题12: 对今年剩余时间的天然气市场更看涨还是看跌 - 与上一季度相比，管理层对今年剩余时间的天然气市场不太乐观，认为夏季补充季节市场仍较紧张，但2026年市场将相对平衡，天然气市场情况还受经济衰退、需求变化等因素影响 [77] 问题13: XTO收购中的中游和其他基础设施主要位于哪里 - 中游基础设施位于俄克拉荷马州Major县的Ringwood油田和Hugoton盆地，规模较小，对整体项目影响不大 [83] 问题14: 租赁运营费用中与盐水处理相关的较高成本是普遍现象还是一次性事件 - 在Anadarko盆地钻探且使用第三方基础设施时，成本较在Oswego地区有所上升 [84]

业绩总结 - 2025年第一季度，Civitas向股东返还了1.21亿美元，其中约5000万美元为股息，7100万美元为股票回购（1.5百万股）[28] - 2025年第一季度，调整后的EBITDAX为7.86亿美元，调整后的自由现金流为1.71亿美元[28] - 预计2025年第二季度总产量为320-328 MBoe/天，第一季度实际为311 MBoe/天[49] - 预计2025年第二季度石油产量为146-151 MBbl/天，第一季度实际为141 MBbl/天[49] 用户数据 - 2025年，德拉瓦盆地的钻井占总钻井的42%[28] - 2025年，德拉瓦盆地的生产预计将比上一季度增长约10%[37] - 2025年，DJ盆地的生产为147 MBoe/d，预计将进行80至90个新井的完工[39] 财务状况 - 2025年第一季度净债务为51亿美元，预计2025年年底净债务目标为45亿美元或更低[58] - 截至2025年3月31日，公司总债务为51.50亿美元，较2024年12月31日的50.25亿美元增加了2.48%[68] - 截至2025年3月31日，公司的净债务为51.30亿美元，较2024年12月31日的49.49亿美元增加了3.27%[68] - 2025年，Civitas的财务流动性在第一季度末为15亿美元[10] 成本与效率 - 预计2025年第一季度的总现金运营成本为每Boe 11.25美元，第二季度指导为每Boe 10.35-10.85美元[49] - 2025年，Civitas的成本优化和效率提升计划预计将带来超过1亿美元的年度节省，其中约4000万美元将在2025财年产生影响[10][16] - 第一块区域实现100%本地砂使用，节省约8万美元/口井[41] 未来展望 - 预计2025年自由现金流在WTI油价为40美元时为正，支付基本股息后在WTI油价为45美元时为正[11][10] - 预计2025年资本支出为18亿至19亿美元，第二季度指导为5.05亿至5.55亿美元[49] - 2025年，Civitas的油气对冲覆盖率接近50%，新增约800万桶的油对冲，平均底价为68美元/桶[23][25] 负面信息 - 截至2025年3月31日，公司的现金及现金等价物为2000万美元，较2024年12月31日的7600万美元减少了73.68%[68] - 2025年第一季度的管理费用为5700万美元，较2024年第四季度的6300万美元下降了9.52%[70] - 2025年第一季度的利息支出为1.01亿美元，全年预计为3.90-4.10亿美元[49]

生产与财务预测 - 2025年净生产预计在3.35至3.45 Bcfe/d之间[7] - 2025年净天然气生产预计在2.16至2.20 Bcf/d之间[7] - 2025年净液体生产预计在198,000至208,000 Bbl/d之间[7] - 2025年天然气实现价格预计比NYMEX高出0.10至0.20美元/Mcf[7] - 2025年现金生产费用预计在2.45至2.55美元/Mcfe之间[7] 资本支出与钻井计划 - 2025年D&C资本支出预计在6.5亿至7亿美元之间[7] - 2025年运营的钻井数量预计为50至55口[7] 风险管理与市场保护 - 2025年天然气生产支付掉期（VPP）为44,000 MMBtu/d，平均价格为2.61美元/MMBtu[8] - 2025年NYMEX亨利中心掉期为100,000 MMBtu/d，平均价格为3.12美元/MMBtu[9] - 2026年NYMEX亨利中心保护措施为320,000 MMBtu/d，底价为3.07美元/MMBtu，顶价为5.96美元/MMBtu[9]

文章核心观点 分析师专注分析基本面良好、现金流佳的被低估和不受青睐的公司或行业，对油气和消费品等行业感兴趣，旨在寻找因不合理原因被忽视但能带来丰厚回报的投资机会，同时通过Seeking Alpha与志同道合投资者交流分享见解 [1] 公司相关 - 康菲石油公司是全球最大的专注勘探与生产的公司之一，业务横跨多个大洲，涵盖原油、天然气和天然气凝析液的勘探、开发和生产，业务范围包括阿拉斯加和美国本土 [1] - 能源传输公司曾无人问津，分析师持有后难以割舍 [1] - 分析师参与过微软/动视暴雪、精神航空/捷蓝航空、日本制铁/美国钢铁等交易套利，其中日本制铁/美国钢铁在50.19美元完美退出，精神航空/捷蓝航空投资失利 [1] 行业相关 - 分析师对油气和消费品等行业感兴趣，倾向避开难以理解的高科技或某些消费品行业如时尚行业，也不理解投资加密货币的行为 [1]

财务数据和关键指标变化 - 2024年全年调整后EBITDA为68亿美元，同比增长8% [6] - 2024年第四季度，总调整后EBITDA为18亿美元，可分配现金流为15亿美元，分别较上年增长9%和7% [21] - 2024年，公司向单位持有人返还了近40亿美元资本，同时保持1.5倍的分配覆盖率 [8] - 2024年第四季度，公司向单位持有人返还了近10亿美元的分红和1亿美元的单位回购 [21] - 2024年第四季度末，公司现金余额为15亿美元，并预计本月晚些时候再偿还5亿美元到期的高级票据 [21] 各条业务线数据和关键指标变化 原油和产品物流业务 - 2024年第四季度，该业务调整后EBITDA创历史新高，较2023年第四季度增加6000万美元，主要受费率和吞吐量提高推动 [18] - 管道业务量同比增长，主要因炼油厂维护时间和2024年二叠纪盆地业务量增加 [18] - 终端业务量同比增长，主要因西海岸吞吐量增加 [19] 天然气和NGL服务业务 - 2024年第四季度，该业务调整后EBITDA创历史新高，较2023年第四季度增加7900万美元，主要受业务量增加推动 [19] - 集输业务量同比增长8%，主要因今年早些时候收购的尤蒂卡资产增加了干气业务量以及马塞勒斯盆地产量增加 [19] - 处理业务量同比增长6%，主要来自尤蒂卡和二叠纪盆地业务量增加，尤蒂卡处理利用率在2024年底达到70%，马塞勒斯处理利用率在本季度为92% [20] - 分馏业务量同比增长14%，主要因马塞勒斯和尤蒂卡盆地处理业务量和乙烷回收率提高 [20] 各个市场数据和关键指标变化 - 目前，公司处理的天然气量占美国天然气总产量的10%以上 [7] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司调整了报告结构，将物流和存储业务更名为原油和产品物流业务，将收集和处理业务更名为天然气和NGL服务业务，并对前期数据进行了重述 [4] - 2024年，公司投资17亿美元用于有机增长项目和战略收购，预计这些投资将产生中两位数回报，延续公司中个位数EBITDA增长态势 [7] - 2025年，公司资本支出展望为20亿美元，其中85%将分配给天然气和NGL服务业务的增长机会 [9] - 公司宣布建设墨西哥湾沿岸分馏综合体和出口码头项目，总投资25亿美元，预计2028 - 2029年分馏设施投入使用，2028年初出口码头投入使用，预计该项目将产生中两位数回报 [10][12] - 公司与ONEOK建立合资企业，共同建设出口码头和双向纯管道，ONEOK将负责营销并提供与贝尔维尤山存储的连接，增强码头竞争力 [10] - 公司在各个盆地推进多个项目，包括在二叠纪盆地建设第7座处理厂、BANGL管道扩建、马塞勒斯盆地建设Harmon Creek III处理厂等 [13][14] - 公司认为美国是低成本能源生产国，全球对运输燃料需求预计增长，美国炼油行业具有结构优势，公司与MPC的战略关系将提供更多增值机会 [15][16] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司有信心通过执行战略优先事项实现中个位数的长期增长目标，现金流量的增长和稳定性以及低杠杆率为公司提供了财务灵活性，支持向单位持有人返还资本 [23][26] - 宏观能源环境有利，天然气需求预计增长，公司有能力支持生产商客户的发展计划 [15] 其他重要信息 - 公司预计2025年维护资本支出有所增加，部分原因是新的QUADO法规带来的排放资本支出要求 [103] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: NGL价值链项目的战略理由以及对回报的信心 - 该项目是公司井口到水域战略的一部分，与现有资产互补，ONEOK的加入将提高码头竞争力并为客户创造更多价值，公司对项目回报有高度信心 [31][33][34] 问题2: 未来的增量机会有哪些 - 包括墨西哥湾沿岸与炼油厂和石化客户的互连机会、与ONEOK合作的增长机会 [38] 问题3: 新项目能否使公司在未来4 - 5年继续实现两位数的分红增长 - 公司对中个位数的EBITDA增长持乐观态度，有信心延续类似2024年12.5%的分红增长 [44][45] 问题4: 是否会考虑小型并购和资产注入项目 - 公司有能力进行符合战略和回报要求的小型并购项目，资产注入并非支持中个位数增长的必要手段，公司认为有机增长机会足以支持增长 [48][49] 问题5: NGL战略中，与MPC的合同是否为照付不议合同，Mark West资产能否整合到项目中 - 与MPC的合同无商品风险暴露，Permian Delaware盆地的设施已接入BANGL管道，未来可接入墨西哥湾沿岸设施，其他盆地的NGL也有能力接入 [59][66][67] 问题6: 公司是否会考虑为数据中心提供天然气解决方案 - 数据中心电力需求增长，天然气是主要燃料来源，公司有能力通过短管道连接或共址方式为数据中心提供电力 [72] 问题7: 2025年资本支出的节奏以及LPG出口项目与ONEOK的合作方式 - 2025年20亿美元资本支出是增长资本，不包括并购，未来几年预计类似但非线性增长；与ONEOK的合作包括双向纯度管道（ONEOK建设运营，公司占股20%）和出口码头（公司建设运营，双方各占50%） [78][79][83] 问题8: 公司目前对二叠纪处理厂的NGL控制情况以及与MPC的合同比例 - 目前公司的NGL在第三方设施分馏，未来随着合同到期，有能力将液体导向自己的分馏厂；分馏厂产出的大部分C3 + 丙烷将与MPC签订合同 [91][92][95] 问题9: 2025年维护资本支出增加的原因以及BANGL管道扩张是否受限 - 维护资本支出增加部分原因是新的QUADO法规，BANGL管道将根据需求进行扩张，预计EPIC的变化不会限制其扩张 [103][105] 问题10: 阿巴拉契亚地区的活动趋势以及如何平衡增长和股东回报 - 马塞勒斯地区活动符合预期，利用率处于中90%区间；公司主要回报资本方式是分红，增长项目需符合战略和回报要求，否则将考虑股份回购 [111][114][115] 问题11: 出口设施如何商业化以及是否已获得足够合同支持项目 - 与ONEOK的合资使码头达到世界级规模，公司与MPC签订合同，MPC负责国际营销和承担商品风险；公司对项目有足够信心才会宣布，已完成大量前期工作 [119][120][121]