财务数据和关键指标变化 - 2025年全年归属于ONEOK的净收入为33.9亿美元，较2024年增长12% [4] - 2025年全年调整后EBITDA为80.2亿美元，较2024年增长18%，这是连续第12年实现调整后EBITDA增长 [5] - 2025年第四季度净收入为9.77亿美元（每股1.55美元），调整后EBITDA为21.5亿美元 [9] - 2025年全年业绩包含6500万美元的交易成本 [9] - 2025年第四季度偿还了超过17.5亿美元的高级票据，全年总计偿还了近31亿美元的长期债务 [9] - 2025年通过股息和股票回购向股东返还了近27亿美元，季度股息最近增加了4% [10] - 2026年业绩指引中点：净收入约34.5亿美元（每股5.45美元），调整后EBITDA约81亿美元 [10] - 2026年资本支出指引为27亿至32亿美元，包括增长性和维护性资本支出 [16] - 公司预计在2029年之前不会支付大量现金税 [17] 各条业务线数据和关键指标变化 - 天然气收集和处理（G&P）及天然气凝析液（NGL）业务：2025年第四季度和2026年第一季度的冬季天气影响了天然气收集、处理及NGL的产量，其中2026年1月的产量因天气原因比原预期低约10% [18] - 天然气凝析液（NGL）业务：2025年，由于两家第三方二叠纪盆地NGL客户工厂大部分时间延迟，导致NGL预期产量减少 [11] 2026年，预计二叠纪盆地至少将连接3个天然气处理厂（包括2个第三方工厂和Shadowfax工厂） [24] 预计NGL总产量在2026年将基本持平，主要受巴肯地区一份合同到期（损失约8万桶/日）以及中陆地区乙烷回注增加的影响 [72][73] - 精炼产品和原油业务：2025年，由于RBOB与丁烷价差收窄，NGL和精炼产品业务的升级利润减少了12.5亿美元 [12] 2026年，预计业绩将受到稳定的基础精炼产品需求、增加的资产连接性、强劲的液体混合以及丹佛管道项目和其他高回报项目的增量贡献的推动 [24] - 天然气管道业务：2025年，该部门再次超过其指引范围的高端，受益于管道系统的战略位置（特别是二叠纪盆地和路易斯安那州） [23] 2026年预计将迎来又一个强劲的年份，支持来自发电、工业客户和LNG出口的不断增长的需求 [28] 各个市场数据和关键指标变化 - 巴肯地区：目前有5000口已探明但未钻探的井，按目前的钻机数量计算，相当于超过15年的库存 [8] 2025年，由于原油价格下跌，钻井速度放缓，导致收集量比最初预期低1亿立方英尺/日 [11] 预计在55-60美元/桶的WTI油价下，2026年巴肯地区产量将保持低个位数增长 [78] - 二叠纪盆地：预计2026年将增加至少3个天然气处理厂连接 [24] 预计二叠纪盆地天然气产量每年增长超过10亿立方英尺，公司有良好定位以获取份额 [26] 预计Waha至Katy的价差在2026年第三季度新管道上线前将保持有利 [43] - 中陆地区：目前有13台钻机在超过10亿英亩的专用土地上作业 [26] 预计2026年NGL和G&P产量将实现稳定的低个位数增长 [22] - 落基山地区：2025年产量再创纪录，预计2026年将实现个位数增长 [27] 目前有12台钻机在专用土地上作业，预计2026年约50%的新井连接将是3-4英里长的水平井，高于2025年的30%和2024年的20% [27] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司已成为一家多元化、规模化、一体化的能源基础设施公司，拥有约90%基于费用的收入，限制了商品价格风险 [7] - 通过收购Magellan, Eastern, Inland和Medallion，公司创建了一个一体化的平台优势，这些收购将在2026年全面融入其NGL、精炼产品、原油和天然气系统 [5][6] 自2023年9月完成Magellan收购以来，已实现近5亿美元的协同效应，远超最初预期，其中2025年实现了约2.5亿美元 [6][7] 2026年预计将实现1.5亿美元的增量协同效应 [7][16] - 公司战略创造了高质量的收入组合，并支持估值的持久性 [7] - 公司正在推进大型资本增长项目，包括：Shadowfax工厂（1.5亿立方英尺/日，从北德州迁至米德兰盆地，预计2026年第一季度末投产）[19] 特拉华州天然气处理资产扩建（总计1.1亿立方英尺/日，预计2026年第三季度初完成）[19] 丹佛地区管道扩建（预计2026年第三季度中启动）[20] Medford NGL分馏装置重建一期（预计2026年第四季度完成，增加10万桶/日分馏能力，二期将于2027年第一季度增加11万桶/日）[20][21] - 公司看到了数据中心项目带来的天然气需求增长机会，正在与多个超大规模数据中心进行深入讨论 [29] Eiger Express合资管道已宣布从最初的25亿立方英尺/日扩建至37亿立方英尺/日，且全部37亿立方英尺/日产能已100%签订至少10年合同 [29] - 在并购方面，公司目前没有看到投资组合中存在明显缺口，将继续以有目的性和纪律性的方式评估符合其战略目标的机会 [116] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管较低的原油价格预计将减缓钻井速度，但公司对2026年及以后的增长仍有可见性 [7] 2026年81亿美元的调整后EBITDA中点受到产量增长、已完成或接近完成的项目以及1.5亿美元增量收购协同效应的支持 [7] - 2026年业绩指引反映了对WTI原油价格在55-60美元/桶区间的假设，并纳入了正常的季节性动态 [14] 管理层认为该商品价格假设是保守的，若价格走强，可能有助于价差扩大，并为生产商提供更多现金流用于钻井 [34] - 公司预计2026年日均EBITDA将略高于2200万美元，第一季度由于天数较少（90天）和天气影响，预计将是EBITDA最低的季度 [15] - 在二叠纪盆地，预计Waha价差有利条件将持续到2026年晚些时候新增天然气管道产能上线 [30] - 关于天然气存储，公司在德克萨斯州、俄克拉荷马州和路易斯安那州看到了扩张机会，这些机会主要由公用事业、工业客户和LNG出口需求驱动 [86][87] 其他重要信息 - 2025年，公司受益于强劲的地区价差，例如天然气管道板块的Waha至Katy价差，为EBITDA增加了约1.5亿美元 [12] - 2025年，公司通过资产优化（如批次处理和混合物流效益）增加了1.5亿美元EBITDA [13] - 2026年EBITDA指引中的1.5亿美元减少，源于预测的Waha至Katy价差降低以及G&P、NGL和精炼产品业务中较低的年度价格实现 [14] - 公司预计2026年不会进行债务回购收益，这与2025年实现的8500万美元收益形成对比 [14] - 公司长期杠杆目标是3.5倍或更低，目前正在朝着这个目标取得进展，但受EBITDA预期影响，达到目标的时间可能比最初预期要长 [10][110][111] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 关于2026年业绩指引中的保守假设和潜在上行机会 [33] - 管理层认为55-60美元/桶的WTI油价假设是保守的，若价格走强可能有助于价差扩大和生产商增加钻井 [34] 过去的上行机会包括：巴肯地区的乙烷回收、二叠纪盆地G&P的现货卸载、Conway与Bellevue之间的NGL价差套利以及精炼产品中丁烷与无铅汽油价差的锁定 [35][36][37] 问题: 关于数据中心带来的天然气需求机会的时间和规模 [38] - 公司正在与一些超大规模数据中心进行深入谈判，情况非常积极，有望在不久的将来宣布一些项目，且规模正在扩大 [39] 问题: 关于捕获Waha价差的能力及指引中的价差假设 [43] - 公司拥有一些未使用的管道容量来捕获价差，目前价差高于预测，预计在第三季度新管道上线前将保持有利，若当前价差持续，可能存在上行空间 [43][44] 问题: 关于巴肯、落基山和中陆地区处理量指引范围较宽的原因 [45] - 范围较宽反映了对生产商活动时间的依赖性，油价上涨可能导致活动增加并推动产量达到范围的上端甚至更高 [46][47] 问题: 关于2026年1.5亿美元增量协同效应的可见性和风险 [50] - 这些协同效应均已确定、在计划中且正在进行中，管理层对其在2026年实现有很高的信心 [50][54] 问题: 关于丹佛精炼产品管道扩建的后续阶段及Sunbelt Connector项目的商业化 [55] - 一期扩建预计2026年第三季度中投产，已全部签订照付不议合同；二期扩建的商业化工作正在进行中 [57] Sunbelt Connector项目目前尚未达到最终投资决定（FID），但公司相信其系统连接性能为该项目带来价值 [58] 问题: 关于各项收购的整合进展及与预期的对比 [64] - Magellan收购的协同效应实现进展最大；EnLink收购按计划进行，部分合同安排需要时间过渡；Medallion收购整合迅速，能够将产量引入公司的长输管道 [65][66] 问题: 关于此前接近90亿美元EBITDA的预期与当前展望之间的差异 [68] - 差异主要源于生产商活动放缓（2025年收集量比预期低1亿立方英尺/日）以及价差收窄 [68] 问题: 关于2026年NGL产量指引基本持平的原因 [72] - 主要受巴肯地区一份合同到期（损失约8万桶/日）以及中陆地区乙烷回注假设增加的影响，二叠纪盆地预计将有良好增长 [72][73] 问题: 关于2027年Waha价差消失后，是否预期该部分收益会进一步大幅下降 [74] - 公司为服务客户而预留的管道容量，多余的容量被用于价差套利；到2027年，预计这些容量将用于服务G&P业务的客户，因此价差收益将减少 [75] 问题: 关于在55-60美元/桶油价下，巴肯地区G&P产量增长1%的假设是否合理 [78] - 在该油价下，预计巴肯地区产量为低个位数增长；超过1%的增长可能需要更高的商品价格，但未来通过更长水平井、效率提升和老井再压裂等技术，可能在更低油价下提升经济性 [78][79] 问题: 关于如何吸引更多第三方产量接入二叠纪NGL管道系统及未来容量规划 [80] - 公司西德克萨斯NGL管道目前有约30万桶/日的剩余产能，通过连接非关联处理厂和争取现有工厂的产量，有能力竞争第三方产量 [80][81] 问题: 关于天然气存储机会的地理位置和驱动因素 [85] - 机会主要分布在德克萨斯州/俄克拉荷马州（由公用事业驱动）和路易斯安那州（由工业客户和LNG出口驱动） [86][87] 问题: 关于精炼产品需求的最新趋势 [88] - 2026年第一季度至今，西德克萨斯系统和中部系统的需求表现良好，达到或超过预期 [89] 问题: 关于2026年资本支出的细分和项目回报率 [93] - 主要项目包括丹佛管道扩建、Shadowfax工厂、Medford分馏一期；此外，每年约有6亿美元维护性资本支出和10亿美元常规增长性资本支出，目前没有像千英里管道这样的大型项目 [94][95] 问题: 关于在二叠纪盆地获取更多G&P产量的计划和潜在无机增长机会 [96] - 增长基于现有合同和新招标（RFP），公司有良好机会获取更多产量；关于无机增长，目前重点是有机增长和连接资产，但会继续评估符合战略目标的机会 [97][98][99] 问题: 关于指引中1.5亿美元价格实现不利因素的假设细节及与当前市场价格的对比 [102] - 该假设基于55-60美元/桶的油价环境；若油价上涨，价差业务将获得上行空间 [103][104] 问题: 关于与MPLX的德州出口终端合资项目的最新进展 [105] - 项目建设按计划进行；商业化方面进展顺利，客户兴趣浓厚，与MPLX的合作沟通良好 [106][107] 问题: 关于资本分配、杠杆率目标及达到3.5倍目标的时间表 [110] - 公司有资本分配灵活性，3.5倍是自我设定的目标；由于EBITDA预期低于此前，达到目标的时间将比最初预期更长，在2027年下半年大型资本项目完成后，自由现金流将显著增加，届时可更积极地削减债务 [110][111] 问题: 关于巴肯地区NGL加权平均费率在第四季度小幅下降至0.27美元的原因及2026年展望 [112] - 费率下降是由于乙烷回收增加；2026年费率预计将在0.30美元左右的范围，具体取决于乙烷回收量和不同合同 [112] 问题: 关于是否有意通过并购进一步扩大精炼产品和原油（RP&C）业务 [115] - 公司目前对投资组合感到满意，没有明显缺口；将继续以有目的性和纪律性的方式评估符合战略目标的并购机会，无论是RP&C还是其他领域 [116]