公司战略与增长前景 - 将五年至七年可比EBITDA年增长率展望延长至2028年，预期增长率为5%至7% [1] - 过去12个月内批准了超过50亿美元的低风险、增值型新增长项目，第三季度新批准7亿美元项目 [1] - 战略重点在于通过长期合同支持的高回报、低风险资本配置框架，实现持续价值交付而不增加额外风险 [1] - 公司业务前景受到北美能源格局强劲结构性趋势的支撑，包括需求增长和有利的监管势头 [9][12] 财务业绩与展望 - 2025年第三季度可比EBITDA为27亿美元，较2024年同期的24亿美元增长 [4] - 2025年第三季度可比收益为8亿美元或每股0.77美元，低于2024年同期的9亿美元或每股0.86美元 [4] - 2025年全年可比EBITDA预期范围为108亿至110亿美元，2026年预期为116亿至118亿美元，同比增长6%至8% [4] - 2028年可比EBITDA预期范围为126亿至131亿美元，2025年至2028年期间年复合增长率预计为5%至7% [4][13] - 2025年资本支出预计处于61亿至66亿美元区间的低端，净资本支出预计为55亿至60亿美元，反映了资本效率 [4] 运营亮点 - 加拿大天然气管道输送量平均为230亿立方英尺/日，较2024年第三季度增长2% [4] - 对美国LNG设施的输送量平均为37亿立方英尺/日，较2024年第三季度增长15%，并于2025年8月7日创下40亿立方英尺/日的单日记录 [4] - Bruce Power电厂在2025年第三季度实现94%的可利用率，热电联产电厂群可利用率为87.7% [4] - 年初至今已有约80亿美元项目按时并在预算内投入运营，预计到2025年底将有82亿美元项目投入运营 [11] 重点项目进展 - NGTL系统的VNBR项目Valhalla段提前投入运营，资本成本约2亿美元，将为NGTL系统增加约4亿立方英尺/日的输送能力 [6][11] - Columbia系统的VR项目于2025年11月投入运营，总成本约5亿美元，旨在增加从弗吉尼亚州格林斯维尔县到诺福克输送点的输送能力 [6][11] - ANR系统的WR项目于2025年11月投入运营，总成本约7亿美元，为威斯康星州的多个输送点提供干线输送能力 [6][11] - 新批准的7亿美元项目包括TCO Connector（3亿美元）和Midwest Connector（1亿美元）项目，预计分别于2030年和2031年投入运营，合计提供约6亿立方英尺/日的输送能力以服务新的燃气发电需求 [6][12] 行业需求与机遇 - 预计到2035年，北美天然气需求将增加450亿立方英尺/日，主要驱动力是LNG出口增长两倍以及数据中心和煤转气带来的前所未有的电力需求 [11][12] - 监管转变预示着更清晰、更快速的审批许可，公司凭借其大陆规模的现有业务和专注的天然气及电力业务组合，处于有利地位以抓住长期、低风险的结构性增长机遇 [12] - 公司目前有170亿立方英尺/日的项目正在开发中，专注于为股东创造持久价值 [12] 股东回报 - 董事会批准了2025年第四季度每股0.85加元的普通股季度股息，按年计算相当于每股3.40加元 [14]

涉及的行业或公司 * 公司为金德摩根（Kinder Morgan, NYSE: KMI）[1] * 行业为美国中游能源基础设施，特别是天然气管道、储存和液化天然气（LNG）相关领域 [2] 核心观点和论据 公司的市场定位与竞争优势 * 公司拥有美国最大的州际天然气管道网络，管道里程超过任何其他竞争对手，且大部分竞争对手的里程不到公司的一半 [3] * 公司处理美国每日天然气产量的40% [3] 供应当前美国LNG出口设施所需原料气的45% [4] 供应美国南部州发电厂所用天然气的约40% [4] 以及供应出口墨西哥天然气的约50% [4] * 庞大的现有网络是获取新基础设施机会的最关键因素 [2][3][5] 项目储备与增长前景 * 公司已获批的项目储备（backlog）从18个月前的约30亿美元增长至当前的90亿美元 [13] * 公司已识别出超过100亿美元的特定项目，作为当前90亿美元储备之外的开发目标 [13] * 目标不是单纯扩大储备规模，而是获取符合回报门槛的项目，预计储备规模会因项目完工和新项目获批而波动 [13] 这些项目有望将当前的增长期延长至未来多年 [14] * 超过100亿美元的机会中，小型项目（低于2.5亿美元）获批更快，大型项目（10亿美元以上）需要更长时间，部分项目可能在明年第一季度或第二季度成熟 [15] 项目执行风险与监管环境 * 主要风险包括许可风险、施工风险和竞争 [7] * 联邦能源管理委员会（FERC）的多州管道许可流程已从24个月加速了5个月以上，并且可能进一步加速，环境非常有利 [7][8] * 施工方面，承包商和熟练劳动力供应良好，近期三大项目的投标参与度高，成本符合甚至优于预算 [9][10] * 设备供应开始紧张，特别是涡轮机和压缩机组，公司正努力提前规划 [10][11][53] * 不同地区的施工难度不同，沿海地区（尤其是西海岸）更具挑战性，而德克萨斯州、路易斯安那州和东南部各州相对开放 [12] 资本开支与财务展望 * 公司预计每年资本支出约为25亿美元，这足以推动EBITDA实现个位数的年增长率，并转化为高个位数的每股收益（EPS）增长 [24] * 如果执行100亿美元的潜在项目，资本支出有可能超过每年25亿美元，公司对此持开放态度，因为这些项目回报率远高于资本成本 [26][27] * 当前杠杆率（债务/EBITDA）为3.9倍，长期目标在3.5-4.5倍之间，预计随着EBITDA增长，杠杆率将继续下降，为更多项目提供资产负债表空间 [28][29] 液化天然气（LNG）市场展望 * 公司对近期多个LNG项目达成最终投资决策（FID）并不感到意外 [31] * 公司研究团队认为，未来三到四年全球可能会有部分LNG产能利用率不足，但由于亨利港价格优势、资源可用性和基础设施可靠性，美国设施预计将保持较高利用率，被挤出的可能是一些国际产能 [31][32][33] * 公司通过与交易对手签订“照付不议”长期合同并要求非投资级对手方提供抵押品来规避风险 [34] 区域机会与挑战 * **德克萨斯州**：得益于墨西哥湾沿岸LNG建设、工业需求、对墨西哥出口以及全州发电需求增长，机会众多，包括通过Trident等项目将二叠纪盆地的天然气输送至市场 [16][17] * **路易斯安那州**：海恩斯维尔（Haynesville）页岩区产量增加，为通往LNG走廊的管道提供了机会 [18] * **东南部各州**：已有三个大型项目，并在已承诺的项目骨干网上看到了额外的增长机会 [19] * **NGPL系统**（从德克萨斯州到芝加哥）：有机会满足数据中心和发电需求增长 [20] * **阿巴拉契亚地区**：存在增加外输能力的潜力，但需要州政府（如纽约州）的支持，目前环境尚未成熟 [35][36][37] * **二叠纪盆地**：对近期有多条天然气外输管道获批感到有些意外，认为部分管道是在低于满负荷的情况下获批的 [44] 预计明年年底随着大型项目投产，盆地压力将得到缓解，基础价差将恢复正常，之后可能面临数年的产能充足期 [45] 路易斯安那州的LNG项目也开始拉动二叠纪的天然气需求 [46] 电力需求与存储作用 * 公司通常与公用事业公司合作解决整个电网的天然气供应需求，合同通常基于接近或达到峰值需求，这为公司带来了全年高量的承诺 [39][40] * 为应对调峰电厂间歇性需求，天然气存储将是关键，公司正在扩建三个存储设施，并有更多存储开发项目在规划中 [42][43] 设备供应与竞争策略 * 压缩机组等设备交付时间变长，公司考虑提前采购以确保项目进度，即使项目未最终确定，设备也可用于系统内其他更新需求 [53][54] * 面对新进入市场的竞争者激进的回报要求，公司保持纪律，除非有足够的“照付不议”合同保障，否则不会批准项目，可以接受因此错过个别项目（如Copper State项目） [56][57] 其他重要内容 * 监管效率提升使得7C许可证不再是项目关键路径上的瓶颈，重点转向设备和施工队伍 [49] 公司有机会将密西西比穿越（Mississippi Crossing）和南部系统4（South System 4）等项目提前投产，从而降低风险并带来增量收益 [50][51][52] * 主要压缩设备供应商Solar的产能 backlog 据信已见顶，未来可能改善 [55]