财务数据和关键指标变化 - 公司在第二季度实现调整后EBITDA 31.2亿美元,较去年同期的32.3亿美元有所下降 [5] - 可分配给合伙人的调整后现金流(DCF)为15.5亿美元,较去年同期的18.8亿美元有所下降 [6] - 公司宣布每季度现金分配0.31美元/单位,较去年同期的0.23美元/单位有所增加 [7] 各条业务线数据和关键指标变化 - NGL和成品油业务调整后EBITDA为8.37亿美元,较去年同期的7.63亿美元有所增加 [9] - 中游业务调整后EBITDA为5.79亿美元,较去年同期的9.03亿美元有所下降 [12] - 原油业务调整后EBITDA为6.74亿美元,较去年同期的5.62亿美元有所增加 [13] - 州际管道业务调整后EBITDA为4.41亿美元,较去年同期的3.97亿美元有所增加 [14] - 州内管道业务调整后EBITDA为2.16亿美元,较去年同期的2.18亿美元基本持平 [16] 各个市场数据和关键指标变化 - NGL管道运输量增加13%至220万桶/天,主要受益于Permian地区和Mariner East管道系统的增长 [10] - 分馏处理量增加5%至989,000桶/天,4月份更是突破100万桶/天创新高 [10] - NGL出口量增加15%,主要受益于Nederland和Marcus Hook码头的出口量增加 [11] - 原油运输量创新高,达到530万桶/天,主要受益于德克萨斯管道系统、Bakken管道和Bayou Bridge管道的增长 [13] - 州际管道运输量增加17%,主要受益于Gulf Run管道投产和其他管道利用率提高 [15] 公司战略和发展方向及行业竞争 - 公司正在积极推进Lake Charles LNG项目,并与多家公司签署了长期LNG出口意向书 [17][19] - 公司计划在Nederland码头扩建NGL出口能力,预计2025年中投产,将增加25万桶/天出口能力 [20][21] - 公司正在评估在Marcus Hook码头增加乙烷冷藏和储存能力的优化项目 [22] - 公司在Permian盆地新增了两座200百万立方英尺/天的天然气处理厂 [23] - 公司正在评估在Permian盆地再增加一座天然气处理厂的可能性和时机 [23] - 公司正在推进碳捕集和储存项目,与Oxy合作在路易斯安那州建设CO2管线和注入场 [26][27] - 公司正在与第三方就在墨西哥湾沿岸建设氨厂项目进行讨论 [27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司基础业务表现强劲,各业务线均创下新纪录,体现了公司在宏观环境波动中的抗风险能力 [32] - 公司对行业和全球产品需求前景保持乐观,将继续推进战略优化和扩张项目 [32] - 公司财务状况稳健,将继续保持3%-5%的分配增长率,同时降低杠杆比率和投资于增长项目 [32] 问答环节重要的提问和回答 问题1 **Spiro Dounis 提问** 询问Lake Charles LNG项目的进展,包括DOE审批时间表和潜在的股权投资者 [35][36] **Mackie McCrea 回答** 公司正与DOE积极沟通,希望获得新的出口许可,同时也在与两家大型股权投资者进行洽谈 [36][37][38] 问题2 **Jeremy Tonet 提问** 询问公司在资本配置方面的优先次序,包括分配增长、并购和股票回购 [46] **Tom Long 回答** 公司将继续优先降低杠杆比率,同时保持3%-5%的分配增长率,并积极评估并购机会,但目前暂不考虑大规模股票回购 [47][48][49][50][51] 问题3 **Brian Reynolds 提问** 询问公司长期资本支出预算2-3十亿美元的构成,是否包括低碳项目 [61] **Mackie McCrea 回答** 这一预算主要针对公司现有资产的扩张和优化项目,低碳项目的资本支出相对较小,但公司仍在积极评估这些机会 [62][63]

财务收购 - 能源转移于2023年5月2日收购了Lotus Midstream Operations, LLC，总价值为15亿美元[154] - Sunoco LP于2023年5月1日完成了对Zenith Energy位于东海岸和中西部的16个精炼产品终端的收购，总价值为1.11亿美元[155] 政府监管 - 联邦能源监管委员会（FERC）于2018年1月生效的2017年税收削减和就业法案（“税法”）改变了联邦税法的几项规定，包括降低最高企业税率[157] - FERC于2018年7月18日澄清，未来管道组织作为有限合伙企业将不会被禁止在未来的程序中争辩并提供证据支持其有权获得所得税津贴，并证明其所得税津贴的回收不会导致投资者所得税成本的双重回收[158] - FERC于2022年10月20日发布了有关针对石油管道指数费率变化的投诉标准的政策声明，以建立关于FERC如何评估船东针对指数费率增加的投诉的指导方针[168] - 美国环保署最近完成了其“良好邻居计划”，旨在减少来自23个上风州的电厂和其他工业设施的氮氧化物污染，该污染被认为对下风州的国家环境空气质量标准（NAAQS）不符合和干扰维持2015年臭氧NAAQS的影响[169] - 合作伙伴目前估计，最终规则将要求对其州际和州内天然气运输业务中的约240台发动机进行改装或更换[170] - 我们无法预测2022年政策声明可能提出的任何变化，这些变化可能会影响我们的天然气管道或液化天然气设施项目，或者这些新政策（如果有的话）何时可能生效[163] 财务表现 - 公司的调整后息税折旧及摊销前利润（Adjusted EBITDA）为3,122百万美元，较去年同期下降106百万美元[177] - 公司净利润在2023年6月30日的三个月和六个月分别较去年同期下降了3.89亿美元和4.29亿美元，分别约为24%和14%[177] - 公司的利息支出在2023年6月30日的三个月和六个月分别较去年同期增加了6.3百万美元和12.3百万美元[181] - 公司的税前利润在2023年6月30日的三个月和六个月分别较去年同期增加了2.2千万美元和1.02亿美元[182] - 公司在2023年6月30日的三个月和六个月分别因不利的天然气和NGL价格影响，调整后息税折旧及摊销前利润下降了1.06亿美元和1300万美元[179] - 公司在2023年6月30日的三个月和六个月分别因天然气和NGL价格不利影响，调整后息税折旧及摊销前利润下降了1.06亿美元和1300万美元[179] - 公司在2023年6月30日的三个月和六个月分别因天然气和NGL价格不利影响，调整后息税折旧及摊销前利润下降了1.06亿美元和1300万美元[179] - 公司在2023年6月30日的三个月和六个月分别因天然气和NGL价格不利影响，调整后息税折旧及摊销前利润下降了1.06亿美元和1300万美元[179] 运输和储存部门 - 2023年6月30日，公司的州内运输和储存部门的天然气运输量为15,207 BBtu/d，较去年同期增加373 BBtu/d[197] - 2023年6月30日，公司的州内运输和储存部门的收入为807美元，较去年同期下降了1,396美元[197] - 2023年6月30日，公司的州内运输和储存部门的调整后EBITDA为216美元，较去年同期下降了2美元[197] - 2023年6月30日，公司的州际运输和储存部门的天然气运输量为16,224 BBtu/d，较去年同期增加2,391 BBtu/d[200] - 2023年6月30日，公司的州际运输和储存部门的收入为550美元，较去年同期增加了20美元[200] - 2023年6月30日，公司的州际运输和储存部门的调整后EBITDA为441美元，较去年同期增加了44美元[200] 投资部门 - 投资Sunoco LP部门在2023年6月30日的三个月内调整后的EBITDA增加了36美元，显示出投资业务的盈利能力[7] - Sunoco LP投资部门在2023年6月30日的三个月内实现了汽油销售利润的增长，主要受益于每加仑销售利润和销售加仑数的增加[8] - Sunoco LP投资部门在2023年6月30日的三个月内非汽油销售和租赁利润增加，主要受益于租金收入增加和商品毛利润提高[8] - Sunoco LP投资部门2023年第二季度营收为207亿美元，同比增长35亿美元[222] - Sunoco LP投资部门2023年第二季度调整后EBITDA为125亿美元，同比增长19亿美元[222] - USAC投资部门2023年第二季度调整后EBITDA增长25亿美元，主要由于收入增长和运营费用增加[223] - USAC投资部门2023年上半年调整后EBITDA增长39亿美元，主要由于收入增长和运营费用增加[224] - 所有其他部门2023年第二季度调整后EBITDA为0，同比减少65亿美元[225] - 所有其他部门2023年上半年调整后EBITDA为43亿美元，同比减少76亿美元[225] 资本支出和债务 - 公司预计2023年资本支出范围为19亿至21亿美元，增长资本支出将在未来年度保持在20亿至30亿美元之间[229] - Sunoco LP计划2023年全年在维护资本支出上花费约6500万美元，增长资本支出至少为1.5亿美元[231] - USAC计划2023年全年在维护资本

公司收购 - 能源转移公司于2023年5月2日收购了Lotus Midstream Operations, LLC，总价值为9亿美元现金和约4450万新发行的能源转移普通单位[154] - 能源转移公司于2023年5月1日完成了对Zenith Energy位于东海岸和中西部的16个精炼产品终端的收购，总价值为1.1亿美元[155] 公司财务表现 - 公司报告了分段调整后的EBITDA和综合调整后的EBITDA作为分段绩效的衡量标准[168] - 公司的调整后的EBITDA是行业分析师、投资者、贷款人和评级机构用来评估公司财务表现和运营结果的非GAAP指标[171] - 2023年第一季度，公司调整后的EBITDA为34.33亿美元，较去年同期增长了93百万美元[1] - 净利润方面，2023年第一季度净利润为14.47亿美元，较去年同期下降了40百万美元[1] - 2023年第一季度，公司的运营收入增加了2.16亿美元，主要是由于去年同期承认了3亿美元的减值损失[1] 公司运营部门表现 - 2023年第一季度，中游部门的收入为2754亿美元，较去年同期下降1171亿美元[195] - 中游部门的调整后EBITDA为641亿美元，较去年同期下降166亿美元，主要是由于非费用基础收入减少[195] - NGL和精炼产品运输和服务部门的收入为5603亿美元，较去年同期下降674亿美元[198] - NGL和精炼产品运输和服务部门的调整后EBITDA为939亿美元，较去年同期增加239亿美元，主要是由于营销利润增加[201] - 原油运输和服务部门的收入为6080亿美元，较去年同期增加154亿美元[202] - 原油运输和服务部门的调整后EBITDA为526亿美元，较去年同期下降67亿美元，主要是由于原油收购和营销业务减少[203] - 投资Sunoco LP部门的调整后EBITDA为221亿美元，较去年同期增加30亿美元，主要是由于汽油销售利润增加[205] - 投资USAC部门的调整后EBITDA为118亿美元，较去年同期增加20亿美元，主要是由于平均费率和收入增加[207] - 其他部门的调整后EBITDA为43亿美元，较去年同期下降11亿美元，主要是由于加拿大资产出售和电力交易不利环境[209] 公司资本支出和现金流 - 2023年资本支出预计在以下范围内（不包括与Sunoco LP和USAC的投资相关的资本支出）：低于25亿美元，高达50亿美元[211] - Sunoco LP预计2023年全年将投资至少1.5亿美元用于增长性资本支出和约6500万美元用于维护性资本支出[214] - USAC计划在2023年全年花费约260至270亿美元用于扩张性资本支出[215] - 我们通常通过经营活动现金流来资助维护性资本支出和分配[213] - 2023年第一季度，经营活动提供的现金为335亿美元，相比2022年的237亿美元有所增长[220] 公司现金流和财务活动 - 2023年和2022年的非现金活动主要包括折旧、减值和摊销费用、非现金补偿费用、存货估值调整、递延所得税和减值损失[221] - 2023年和2022年，我们向非合并联营企业收到的现金分配为8700万美元和4400万美元[222] - 2023年和2022年，我们支付的利息净额为4.06亿美元和3.66亿美元[223] - 2023年投资活动中的现金使用为80.3亿美元，相比2022年的1.27亿美元有所减少[226] - 2023年融资活动中的现金使用为24.7亿美元，相比2022年的3.24亿美元有所增加[229] 公司分配政策 - Sunoco LP自2022年12月31日起的普通股分配为0.8255美元[243] - USAC自2022年12月31日起的普通股分配为0.525美元[243] - Energy Transfer普通单位的现金分配在2022年12月31日后如下：12月31日2022年至2月7日2023年记录日期和2月21日2023年支付日期，分配率为0.3050美元[240] - Energy Transfer优先单位的分配在2022年12月31日后如下：12月31日2022年至2月1日2023年记录日期和2月15日2023年支付日期，Series A为31.250美元，Series B为33.125美元[240] - Series A优先单位的分配率为固定年利率6.250%，自2023年2月15日起，每季度分配率为当前三个月LIBOR加上4.028%[241] - Sunoco LP和USAC的现金分配包括在合并财务报表中，要求在每个季度结束后分配所有现金[242] - Sunoco LP的普通单位在2022年12月31日后的分配率为0.8255美元，3月31日2023年为0.8420美元[243] - USAC的普通单位在2022年12月31日后的分配率为0.525美元，3月31日2023年为0.525美元[243]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度调整后EBITDA为34.3亿美元，较2022年第一季度的33.4亿美元有所上升 [6] - 分配给合伙人的调整后可分配现金流（DCF）为20.1亿美元，较2022年第一季度的20.8亿美元有所下降 [7] - 现金分配为每个普通单位0.3075美元，年化为1.23美元，较2022年第四季度的0.3050美元有所增加 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 - NGL和精炼产品的调整后EBITDA为9.39亿美元，较去年同期的7亿美元显著上升 [10] - 中游业务的调整后EBITDA为6.41亿美元，较去年同期的8.07亿美元下降 [14] - 原油业务的调整后EBITDA为5.26亿美元，较去年同期的5.93亿美元下降 [15] - 交叉州业务的调整后EBITDA为5.36亿美元，较去年同期的4.53亿美元上升 [17] - 内州业务的调整后EBITDA为4.09亿美元，较去年同期的4.44亿美元下降 [18] 各个市场数据和关键指标变化 - NGL运输量增加13%，达到每日200万桶，主要受Permian地区和Mariner East管道系统的推动 [11] - 平均分馏量增加18%，达到每日949,000桶 [12] - 在第一季度，来自Nederland的乙烯装船量超过1400万桶，全球NGL出口市场份额保持在约20% [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司计划在未来每季度增加现金分配0.0025美元，年化增长率目标为3%至5% [8] - 收购Lotus Midstream将增强公司在Permian盆地的原油管道网络 [19] - 公司正在推进NGL出口能力的扩展，预计在2025年中期投入使用 [21] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对未来的行业前景持乐观态度，认为全球对产品的需求将持续增长 [28] - 对于天然气价格的下行风险，管理层表示仍然看好油价和NGL的前景 [84] 其他重要信息 - 公司在2023年第一季度的有机增长项目支出为4.07亿美元，预计全年增长资本支出约为20亿美元 [26] - 公司在碳捕集和储存项目方面取得进展，正在与Oxy合作 [24][25] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于EBITDA指导的组成 - 大部分EBITDA指导的增加来自Lotus收购，第一季度的强劲表现也有所贡献 [32] 问题: 关于分配政策的变化 - 公司决定每季度增加分配，3%至5%的增长率是基于可持续目标的考虑 [34] 问题: 关于天然气和原油的价差机会 - 管理层预计天然气价差将在未来一年半内显著扩大 [41] 问题: 关于NGL和精炼产品的未来展望 - 公司在NGL业务中设定了新的日常运输记录，未来将继续扩展能力 [80] 问题: 关于Lake Charles项目的进展 - 管理层对Lake Charles项目的进展表示失望，并计划提出上诉 [56]

业绩总结 - 2023年第一季度净收入为1,447百万美元，较2022年第四季度的1,437百万美元略有增长[43] - 2023年第一季度调整后的EBITDA为34.3亿美元[24] - 2023年预计调整后EBITDA为130.5亿至134.5亿美元，主要受现有资产的销量增长和Lotus收购的推动[50] 现金流与支出 - 2023年第一季度可分配现金流为20.1亿美元[11] - 2023年第一季度的可分配现金流为2,008百万美元，较2022年第四季度的2,476百万美元有所下降[43] - 2023年第一季度的利息支出为2,267百万美元，较2022年第四季度的2,306百万美元有所下降[43] - 2023年第一季度的折旧、耗竭和摊销费用为1,059百万美元[43] - 2023年第一季度的非现金补偿费用为37百万美元[43] 资本支出与投资 - 2023年预计增长资本约为20亿美元[22] - 2023年第一季度资本支出为1.49亿美元[14] - 完成对Lotus Midstream Operations, LLC的收购，总对价为9亿美元[33] 市场表现与扩张 - Nederland终端在Q1'23创下LPG和乙烷出口的新纪录[9] - Interstate部门的吞吐量在Q1'23达到了新高[7] - Gulf Run管道的设计容量约为1.8 Bcf/d，已获得20年期1.1 Bcf/d的承诺[47] 分红与财务策略 - 新的年度分红增长目标为3%至5%[9] - 宣布季度现金分配从每单位0.305美元增加至0.3075美元[44] - 4-4.5倍的目标杠杆比率范围预计将处于下限[25] 其他财务信息 - 2022年调整后EBITDA为130.46亿美元，较2021年有所增长[43] - 调整后的EBITDA和可分配现金流是非GAAP财务指标，用于评估Energy Transfer的财务表现和运营结果[66] - 调整后的EBITDA包括少数控股子公司的100%运营结果[67] - 可分配现金流包括Energy Transfer合并子公司的100%可分配现金流[68] - 可分配现金流的计算考虑了非控股权益的影响，可能无法完全分配给合伙人[68] - 调整后的可分配现金流排除了与交易相关的非经常性费用[68]

公司概况 - Energy Transfer是一家在纽约证券交易所上市的德拉华州有限合伙企业[8] 主要现金需求 - Energy Transfer主要从其子公司Sunoco LP和USAC的分配中获得现金流[10] - Energy Transfer的主要现金需求包括分配给合作伙伴、一般和行政费用以及债务偿还[11] - Energy Transfer预计其子公司将利用资源和运营现金来资助宣布的增长资本支出和营运资本需求[12] 业务拓展 - 2022年，Energy Transfer完成了多项重要收购和出售交易[14] 管道网络 - Energy Transfer拥有大规模的州际天然气管道网络，提供能源物流服务到美国主要交易中心和工业消费区[18] - Energy Transfer的州际天然气管道系统可以从几乎所有美国陆地和海上供应盆地运输天然气到东南部、墨西哥湾岸、西南部、中西部、东北部和加拿大的客户[22] LNG项目 - Lake Charles LNG Export是Energy Transfer的全资子公司，正在开发位于路易斯安那州查尔斯湖附近的天然气液化项目[26] - Lake Charles LNG Export自2022年初以来已签署了六份LNG购销协议，总计近800万吨/年，包括与Shell NA LNG LLC签订的为期20年的LNG协议[27] 中游业务 - 我们的中游业务主要来自于我们从天然气运输和储存服务中获得的费用[28] - 中游行业包括天然气采集、压缩、处理、储存和运输，通常以采集系统和处理厂距离天然气生产井、储存设施距离生产区和最终用途市场的接近程度为基础[29] - 我们的中游业务拥有和运营天然气采集和NGL管道、天然气处理厂、天然气处理设施和天然气调节设施，总处理能力约为11.7 Bcf/d[31] - 我们的中游业务主要来自于我们的管道系统中采集、运输、购买和销售的天然气量以及我们处理和处理设施中处理的天然气和NGL量[33] NGL和原油运输 - 我们的NGL和精炼产品运输和服务部门包括大约5650英里的NGL管道、975 MBbls/d的NGL分馏设施和Mont Belvieu的NGL储存设施，工作储存能力约为58 MMBbls[35] - NGL管道主要将NGL从Permian盆地、Barnett和Eagle Ford页岩运输到Texas的Mont Belvieu，以及从Marcellus和Utica页岩运输到Marcus Hook终端[36] - 我们的原油运输和服务部门通过管道和卡车提供原油运输、终端和收购和营销服务，服务范围包括美国西南部、中西部和东北部的原油市场[39] 其他业务 - 我们的自然资源业务主要涉及煤炭物业的管理和租赁以及后续的版税收入，截至2022年12月31日，我们在中部和北部阿巴拉奇亚、东肯塔基、西南弗吉尼亚和南西弗吉尼亚以及伊利诺伊盆地拥有或控制约7.33亿吨的煤炭储量[162] 未来发展计划 - 我们计划通过战略收购、内部扩张、增加现有资产的盈利能力和执行适当的成本控制措施来实现增长[164] - 我们打算继续作为一个多元化、以增长为导向的有限合伙企业运营，通过追求独立的运营和增长战略，我们将最好地实现我们的目标[165]

财务数据和关键指标变化 - 2022年第四季度，公司合并调整后EBITDA为34亿美元，较2021年第四季度增长超20%；调整后归属于合伙人的DCF为19亿美元，2021年第四季度为16亿美元；分配后过剩现金流约9.65亿美元；计入相关费用后，分配9.45亿美元和增长资本约6.05亿美元后，过剩DCF约3.6亿美元 [2] - 2022年全年，公司调整后EBITDA为131亿美元，创合伙记录；调整后归属于合伙人的DCF为74亿美元，分配后过剩现金流约44亿美元；计入相关费用后，分配31亿美元和增长资本约19亿美元后，过剩DCF约24亿美元 [125] - 2023年1月25日，公司宣布每普通股单位季度现金分配为0.305美元，年化1.22美元，较2021年第四季度增长75%，较2022年第三季度增长15% [2] - 截至2022年12月31日，公司循环信贷安排下的可用流动资金约42亿美元；按内部计算，公司已处于4 - 4.5倍的目标杠杆比率范围内 [26] - 2023年，公司预计调整后EBITDA在129 - 133亿美元之间；增长资本支出在16 - 18亿美元之间 [30][31] 各条业务线数据和关键指标变化 州际业务 - 2022年第四季度，调整后EBITDA为4.94亿美元，2021年第四季度为3.97亿美元；交易量同比增长33%，多条州际管道利用率高 [3] 州内业务 - 2022年第四季度，调整后EBITDA为4.33亿美元，2021年第四季度为2.74亿美元；HPL系统利用率因天然气外输需求增加而保持强劲，Rigs管道系统因Haynesville地区活动增加接近满负荷运行 [3] 中游业务 - 2022年第四季度，调整后EBITDA为6.32亿美元，2021年第四季度为5.47亿美元；各运营区域吞吐量增加，以及收购相关资产所致 [7] 原油业务 - 2022年第四季度，调整后EBITDA为5.71亿美元，2021年同期为5.33亿美元；原油运输量增至430万桶/日，2021年同期为380万桶/日 [27] NGL和精炼产品业务 - 2022年第四季度，调整后EBITDA为9.28亿美元，2021年同期为7.39亿美元；NGL运输量增至创纪录的200万桶/日，2021年同期为190万桶/日；平均分馏量创合伙记录，达96.2万桶/日，2021年第四季度为89.5万桶/日 [128] 各个市场数据和关键指标变化 - 2022年，NGL出口量大幅超过2021年第四季度和全年出口量，主要受Nederland码头创纪录的乙烷和LPG出口推动；2022年从Nederland装载近4300万桶乙烷，2023年预计装载超6000万桶；公司NGL出口量占全球市场约20% [7] - 2022年，公司收集的天然气量创纪录，达1940万MMBtu/日，2021年同期为1480万MMBtu/日；剔除相关资产后，传统资产收集的天然气量同比增长8% [27] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司致力于加强资产负债表，进入2023年财务状况更强，预计保持4 - 4.5倍的杠杆目标范围；将战略分配现金流，改善财务灵活性和杠杆，投资高回报增长项目，向单位持有人返还价值 [12] - 公司继续推进多个项目，包括Frac VIII预计2023年第三季度投入使用，增加Mont Belvieu分馏能力；在Mont Belvieu启用新的存储洞穴；在Permian地区投入使用Grey Wolf处理厂；推进碳捕获和存储项目 [9][10] - 公司评估多个战略增长项目，以增强现有资产基础并产生有吸引力的回报，作为资本分配战略的一部分 [32] - LNG市场竞争激烈，公司Lake Charles LNG项目获得FID时间长于预期，但仍乐观推进，努力签约更多客户 [8][129] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层对行业未来持乐观态度，认为全球对原油、天然气、天然气液体和精炼产品的需求不断增长 [12] - 公司业务提供稳定现金流，有优化和扩张机会，预计2023年各核心业务利用率将提高 [31] 其他重要信息 - 2022年11月，公司完成Marcus Hook码头疏浚，增加码头深度至42英尺，可满载VLECs；完成Nederland码头潜在扩建项目的FEED研究，评估下一步行动；预计批准Marcus Hook优化项目，增加乙烷制冷和存储能力 [28] - 公司Gulf Run管道已投入使用，有16.5亿立方英尺/日的容量，连接美国多天然气产区与LNG出口市场及墨西哥湾沿岸市场；因生产商需求增长，已结束非约束性开放季，客户讨论进行中，可能需增加设施 [29][131] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待Permian盆地物流需求、Waha价格波动对公司的影响，以及盆地出口未来机会和Warrior项目开发时间 - 公司认为Permian盆地是世界上最多产的盆地之一，有众多州际和州内管道；Warrior项目已签约25% - 30%达到FID所需的量，正在与至少50% - 60%的潜在客户洽谈；未来三到四年该地区需要新管道，公司相信若有新项目将是自己的 [39][40] 问题2: 出口商寻求Haynesville以外的供应多样性及与德州和Permian的更多连接，对公司有何机会 - 公司在管道布局上有优势，有多条42英寸管道，能将大量天然气输送到墨西哥湾沿岸，满足LNG增长需求，对系统充分利用和扩张感到兴奋 [16] 问题3: 2023年指导假设中商品价格和Permian、Haynesville增长的基本假设 - 公司使用远期曲线作为假设，2022年价格上涨带来约4 - 6亿美元收益，2023年指导未假设相同的价格和价差上行收益 [20][67] 问题4: EPC供应商情况及项目是否注重回报 - 公司正在努力推进，认为项目有优势，能从多个盆地获取资源，仍对项目感到兴奋 [48] 问题5: 资本分配是否继续优先去杠杆，2023年股息增长率及回购情况 - 公司将保持财务灵活性，聚焦降低杠杆率至4 - 4.5倍区间下限；评估年度分配水平，考虑单位回购；16 - 18亿美元的资本支出不包括可能的收购项目 [50][51][73] 问题6: 天然气存储业务的存储费率趋势、平均合同长度和 merchant 容量情况 - 公司在全国有1500亿立方英尺的存储量，近五六个月与德州和俄克拉荷马州的发电厂达成存储相关交易；存储合同期限多样，有一到两年，也有三到五年；有优化团队利用merchant容量创造价值 [53][75] 问题7: 对潜在C - Corp货币化的看法及2023年是否可能推进 - 公司有团队在评估，认为有意义，但目前不会给出明确指导 [80] 问题8: Enable交易中G&P资产与墨西哥湾沿岸分馏资产整合情况 - 公司已实现一些协同效应，如关闭俄克拉荷马州西部的小型工厂，将业务转移至利润率更高的地方；连接Enable的一些管道，如北路易斯安那州到Carthage的设施 [81] 问题9: NGL出口去瓶颈项目是否包含在当前增长指导中，2023年资本支出水平是否合理 - 公司预计不久将宣布扩大出口能力的消息；资本支出不包括小型并购机会，目前项目回报好、周期短，未来会有更多资本支出项目 [84][85] 问题10: Lake Charles和石化项目是否相互依赖，份额决策是否独立 - 公司认为两个项目相互独立，会从市场和产品角度分别评估，有独立的投资决策 [88] 问题11: 第四季度中游业务受现货商品价格影响程度，以及价格下降的进一步下行风险 - 中游业务受POP合同影响，2022年受益于高商品价格；2023年指导使用远期曲线，仍受价格影响 [91][92] 问题12: Gulf Run项目延伸终点增加下游连接的进展及推进条件 - 之前的开放季需求成功，公司正在考虑多种方案，增加少量管道可连接关联公司FTT，满足客户需求 [95] 问题13: 中游业务POP实现不佳时，其他业务是否有抵消收益 - 当某些业务如中游业务面临困难时，原油或NGL业务等会起到抵消作用 [98] 问题14: Flex port和Marcus Hook扩张是否包含在指导中，以及资本支出指导情况 - 扩张项目未包含在指导中，公司有足够的交易量支持扩张，可能在下次电话会议前宣布扩张消息；16 - 18亿美元的资本支出基于已确定项目，未达FID的项目未包含在内，后续可能影响该数字 [103][104] 问题15: Marcus Hook扩张的回报率和资本情况 - 公司在该地区有独特优势，能运输LPG和乙烷增长，扩张资本回报率高，利用现有管道容量所需资本少 [105] 问题16: Gulf Run在Golden Pass上线前的实际流量和收费情况 - 合同基础客户Golden Pass今年开始支付需求费用，后续会增加；目前管道实际流量近5亿立方英尺/日，公司期望在Golden Pass使用前充分利用管道容量，管道容量可轻松扩展至16.5亿立方英尺/日 [106] 问题17: 对石化需求的看法，是否接近底部及回升时间 - 公司有团队在推进一个独特且灵活的项目，目前处于下行周期，价差小，难以获得公司承诺；预计2024年下半年可能看到周期上行 [109] 问题18: Gulf Run系统的扩展计划 - 随着Haynesville地区产量增长和客户需求增加，公司预计Gulf Run系统会有显著扩张，可能通过增加压缩或建设新管道实现 [110] 问题19: Nederland和Marcus Hook的NGL出口扩张范围和所需资本 - 两个地方的扩张规模均为7万桶/日，包括制冷和储罐 [111] 问题20: 分配增加是否意味着到2024年1月前分配水平稳定 - 公司将在每季度董事会批准分配时进行评估，目标是回到1.22美元的分配水平，目前第四季度覆盖率为2倍；未来将按年度评估分配情况，同时考虑降低债务和投资项目 [113][118]

业绩总结 - 2022年预计调整后的EBITDA为128亿至130亿美元，较之前的126亿至128亿美元上调[4] - 2022年第三季度调整后的EBITDA为31亿美元，同比增长约20%[2] - 2022年全年的净收入为3,641百万美元[69] - 调整后的EBITDA（合并）为10,531百万美元[69] - 分配现金流（合并）为7,177百万美元[69] 用户数据 - 2022年第三季度可分配现金流为16亿美元，同比增长约20%[4] - 2022年第三季度的超额现金流为约7.6亿美元[4] - 自2021年1月以来，能源转移公司的内部人士和独立董事会成员购买了约2940万单位，合计约2.65亿美元[21] 未来展望 - 2022年资本支出预计为18亿至21亿美元，其中增长资本支出约为13亿美元，维护资本支出约为4.85亿美元[4] - 预计2022年ET将在其设施中装载至少4000万桶乙烯，2023年预计增加到约6000万桶[37] - Oasis管道现代化工作将增加每日60000 Mcf的天然气运输能力，预计到2023年1月底全面投入使用[33] - 公司在未来五年内有望从天然气供需变化中获得额外收入[67] 新产品和新技术研发 - 2021年，采用专利的双驱动压缩机技术使公司减少了超过765,000吨的范围1二氧化碳排放，相较于2019年改善了53%[49] - 公司约20%的电力采购来自可再生能源，足以为约40,000个家庭供电[50] - 在德克萨斯州西部建立了28兆瓦的太阳能设施，并签署了120兆瓦的电力采购协议[49] - 公司在路易斯安那州与CapturePoint Solutions签署了意向书，计划共同开发碳捕集与封存中心，预计将带来可观的财务回报[49] 市场扩张和并购 - 2022年已签署六份长期液化天然气（LNG）购销协议，供应量为每年790万吨[4] - 已签署的LNG销售和购买协议包括Shell NA LNG每年210万吨，持续20年[29] - Energy Transfer在全球NGL出口市场的市场份额在过去24个月内翻倍，达到约20%[35] - Gulf Run管道项目的预计容量为每日1.65 Bcf，已获得20年1.1 Bcf/d的承诺[34] 负面信息 - 2021年，公司在环境、健康和安全方面的事件追踪显示出显著的改进，DART事件率低于行业平均水平[50] 其他新策略和有价值的信息 - 公司在Mont Belvieu拥有约53百万桶的天然气液体存储能力[55] - 公司在美国的干气管道系统总长度约为26,900英里，日处理能力约为31 Bcf/d[63] - 公司在2023年第三季度预计将投入使用150,000桶/天的第八个分馏装置[55] - 公司约95%的收入来自固定预留费用[65]

企业并购与出售 - 2022年9月13日，公司以约4.85亿美元现金收购Woodford Express, LLC 100%股权，该公司拥有4.5亿立方英尺/日的低温天然气处理能力和超200英里集输管线[201] - 2022年8月，公司出售Energy Transfer Canada 51%的股权，获得3.9亿加元（约3.02亿美元）现金收益[202] - 2022年3月，公司以约3.25亿美元购买Caliche Coastal Holdings, LLC的股权，该公司拥有地下储存设施[203] - 2022年4月1日，Sunoco LP以2.52亿美元收购印第安纳州亨廷顿的一个混合油处理和终端设施[204] 股息分配 - 2022年10月，公司宣布2022年第三季度每单位派息0.265美元，年化1.06美元[205] - 2021年12月31日后，能源传输公司普通股单位的分红从0.1750美元逐步提高至0.2650美元[313] - 2021年12月31日后，能源传输公司优先股单位不同系列有不同分红金额，部分系列按半年支付[314] - 2021年12月31日后，Sunoco LP普通股单位每季度分红率为0.8255美元[316] - 2021年12月31日后，USAC普通股单位每季度分红率为0.525美元[317] - 2022年和2021年分别向合作伙伴支付了21.2亿美元和13.8亿美元的分红[301] - 能源传输公司将在每个财季结束后的50天内分配所有可用现金[312] 费率政策影响 - 自2021年7月1日至2026年6月30日，收取指数费率的液体管道每年可按生产者价格指数减0.21%调整指数上限[214] - FERC政策对公司受监管运输服务收费的影响目前未知，成本加成费率收入可能因政策变化和税率降低而减少[208][209] - Panhandle现有费率审查事项仍在FERC待决[210] - 无法预测2022年FERC政策声明是否会影响公司天然气管道或LNG设施项目及生效时间[212] 财务指标表现 - 公司报告使用Segment Adjusted EBITDA和合并Adjusted EBITDA衡量业务表现，这是非GAAP指标[215][217] - 2022年第三季度调整后EBITDA为30.88亿美元，较去年同期增加5.09亿美元，增幅20%，主要因Enable收购及天然气和NGL价格有利影响[219] - 2022年前九个月调整后EBITDA为96.56亿美元，较去年同期减少5.79亿美元，降幅6%，主要受2021年冬季风暴Uri影响[220] - 2022年第三季度和前九个月折旧、损耗和摊销增加，主要因2021年12月收购Enable资产及近期投入使用资产的增量折旧和摊销[221] - 2022年第三季度利息费用增加，合伙企业、Sunoco LP和USAC分别增加700万、900万和300万美元[223] - 2022年前九个月利息费用增加，合伙企业减少1300万美元，Sunoco LP和USAC分别增加1100万和300万美元[224] - 2022年第三季度减值损失和其他包括8500万美元Energy Transfer Canada剥离损失，前九个月还包括3亿美元相关资产减值[225] - 2022年第三季度和前九个月利率衍生品收益源于远期利率变化[227] - 2022年第三季度燃料价格下降使净收入受4000万美元不利影响，前九个月和2021年前九个月价格上升分别使净收入受8100万和1.68亿美元有利影响[228] - 2021年前九个月债务清偿损失与合伙企业部分偿还定期贷款和Sunoco LP回购高级票据有关[229] - 2022年第三季度所得税费用增加，前九个月减少，分别因子公司收益和税率变化[234] - 非合并附属公司总股权收益2022年三季度为68美元，2021年同期为71美元，减少3美元；前九个月为186美元，2021年同期为191美元，减少5美元[235] - 非合并附属公司调整后EBITDA 2022年三季度为147美元，2021年同期为141美元，增加6美元；前九个月为409美元，2021年同期为400美元，增加9美元[235] - 非合并附属公司收到的分配款2022年三季度为94美元，2021年同期为138美元，减少44美元；前九个月为248美元，2021年同期为302美元，减少54美元[235] 业务板块运营情况 - 州内运输和储存业务2022年三季度天然气运输量为14,878 BBtu/d，2021年同期为11,601 BBtu/d，增加3,277 BBtu/d；前九个月为14,565 BBtu/d，2021年同期为11,674 BBtu/d，增加2,891 BBtu/d[235] - 州内运输和储存业务2022年三季度天然气储存库存提取量为0 BBtu，2021年同期为2,350 BBtu，减少2,350 BBtu；前九个月为21,858 BBtu，2021年同期为32,038 BBtu，减少10,180 BBtu[235] - 州内运输和储存业务2022年三季度收入为2,383美元，2021年同期为1,217美元，增加1,166美元；前九个月为6,218美元，2021年同期为7,066美元，减少848美元[235] - 州内运输和储存业务2022年三季度产品销售成本为1,994美元，2021年同期为978美元，增加1,016美元；前九个月为5,008美元，2021年同期为3,636美元，增加1,372美元[235] - 州内运输和储存业务2022年三季度调整后EBITDA为301美元，2021年同期为172美元，增加129美元；前九个月为963美元，2021年同期为3,209美元，减少2,246美元[235] - 2022年三季度州内运输和储存业务调整后EBITDA增加，因实现天然气销售等增加1亿美元、运输费增加4000万美元、留存燃料收入增加2900万美元，部分被运营费用增加2900万美元等抵消[245] - 2022年前三季度，州内运输和存储业务调整后EBITDA下降，实现存储利润减少15.2亿美元，天然气销售及其他减少7.44亿美元，运营费用增加5200万美元，销售、一般和行政费用增加1200万美元，运输费用增加7100万美元，留存燃料收入增加500万美元[248] - 2022年9月与2021年9月相比，州际运输和存储业务天然气运输量增加4240（BBtu/d），天然气销售量增加12（BBtu/d），收入增加1.31亿美元，调整后EBITDA增加7500万美元[249] - 2022年前三季度，州际运输和存储业务调整后EBITDA增加，主要因业务利润增加2.71亿美元、非合并关联方调整后EBITDA增加2800万美元、其他增加4000万美元，部分被运营费用增加1.61亿美元和销售、一般和行政费用增加3700万美元抵消[252] - 2022年与2021年相比，中游业务采集量增加6116（BBtu/d），NGL产量增加147（MBbls/d），收入增加19.52亿美元，调整后EBITDA增加3.12亿美元[253] - 2022年前三季度，中游业务采集和处理费用收入增加6.93亿美元，非费用合同和处理收入增加8.09亿美元，总业务利润增加15.02亿美元[255] - 2022年前三季度，中游业务调整后EBITDA增加，主要因非费用利润增加8.1亿美元、费用利润增加6.93亿美元，部分被运营费用增加2.17亿美元和销售、一般和行政费用增加6000万美元抵消[256] - 2022年第三季度，州际运输和存储业务调整后EBITDA增加，主要因业务利润增加1.28亿美元、非合并关联方调整后EBITDA增加1500万美元、其他增加1500万美元，部分被运营费用增加6700万美元和销售、一般和行政费用增加1600万美元抵消[250][252] - 2022年第三季度，中游业务调整后EBITDA增加，主要因非费用利润增加1.57亿美元、费用利润增加2.71亿美元，部分被运营费用增加8400万美元和销售、一般和行政费用增加2700万美元抵消[256] - 2022年前三季度，州内运输和存储业务实现存储利润减少主要因上一时期冬季风暴Uri期间提取的实物存储利润较高，天然气销售及其他减少主要因上一时期冬季风暴Uri期间按现行市场价格销售天然气[248] - 2022年前三季度，州际运输和存储业务及中游业务运输量和采集量增加主要因Enable收购的影响、海恩斯维尔页岩产量增加和需求增加[249][253] - NGL运输量在2022年第三季度和前九个月分别为1892MBbls/d和1852MBbls/d，较去年同期分别增加89MBbls/d和167MBbls/d，主要因二叠纪和鹰滩地区以及出口管道运输量增加[258] - 精炼产品运输量在2022年第三季度和前九个月分别为543MBbls/d和522MBbls/d，较去年同期分别增加17MBbls/d和22MBbls/d，因新冠疫情后需求恢复[258][259] - NGL和精炼产品终端量在2022年第三季度和前九个月分别为1287MBbls/d和1265MBbls/d，较去年同期分别增加50MBbls/d和109MBbls/d，因出口管道运输量增加和精炼产品需求恢复[258][260] - NGL分馏量在2022年第三季度和前九个月分别为940MBbls/d和895MBbls/d，较去年同期分别增加56MBbls/d和80MBbls/d，因二叠纪和鹰滩地区产量增加[258] - NGL和精炼产品运输与服务业务在2022年第三季度和前九个月收入分别为6075万美元和1.9909亿美元，较去年同期分别增加813万美元和6135万美元[258] - 原油运输量在2022年第三季度和前九个月分别为4575MBbls/d和4369MBbls/d，较去年同期分别增加402MBbls/d和468MBbls/d，因原油价格上涨、炼油厂需求增加及资产收购和新资产投入使用[266] - 原油终端量在2022年第三季度和前九个月分别为3080MBbls/d和2968MBbls/d，较去年同期分别增加377MBbls/d和415MBbls/d，因战略石油储备销售增加吞吐量和出口活动[266] - 原油运输与服务业务在2022年第三季度和前九个月收入分别为6416万美元和1.9642亿美元，较去年同期分别增加1838万美元和7144万美元[266] - 2022年第三季度NGL和精炼产品运输与服务业务调整后EBITDA为634万美元，较去年同期减少72万美元；前九个月为2097万美元，较去年同期增加8万美元[258] - 2022年第三季度原油运输与服务业务调整后EBITDA为461万美元，较去年同期减少35万美元；前九个月为1616万美元，较去年同期增加126万美元[266] - 2022年前三季度原油运输和服务业务调整后EBITDA增加，主要因Bakken管道运量增加带来1.77亿美元增长等，部分被运营费用增加5300万美元等因素抵消[269] - 2022年前三季度对Sunoco LP投资业务调整后EBITDA增加，主要因汽车燃料销售毛利增加1.26亿美元等，部分被运营及管理费用增加6800万美元抵消[273] - 2022年前三季度对USAC投资业务调整后EBITDA增加，主要因业务利润率增加2400万美元，部分被运营费用增加700万美元抵消[275] - 2022年前三季度其他业务调整后EBITDA减少，主要因上一时期与冬季风暴Uri相关的收益减少6800万美元，部分被天然气交易和存储活动环境有利带来的1800万美元增长等因素抵消[281] - 2022年第三季度原油运输和服务业务调整后EBITDA减少，主要因运营费用增加3400万美元、销售及管理费用增加1.11亿美元等因素[267][269] - 2022年第三季度对Sunoco LP投资业务调整后EBITDA增加，主要因汽车燃料销售毛利增加7500万美元、非汽车燃料毛利增加2200万美元，部分被运营及管理费用增加1900万美元抵消[271][273] - 2022年第三季度对USAC投资业务调整后EBITDA增加，主要因业务利润率增加1100万美元[275] - 2022年第三季度其他业务调整后EBITDA增加，主要因天然气交易和存储活动环境有利带来1800万美元增长等，部分被出售Energy Transfer Canada导致的1700万美元减少抵消[281] - 2022年第三季度对Sunoco LP投资业务中，汽车燃料每加仑销售毛利增长23.6%，销量增长0.8%[271] - 2022年前三季度对Sunoco LP投资业务中，汽车燃料每加仑销售毛利增长17.3%，销量增长1.4%[273] 资本支出计划 - 2022年公司预计资本支出（不含对Sunoco LP和USAC的投资相关支出）在18 - 21亿美元（增长性支出）和6.15 - 6.65亿美元（维护性支出）之间[284] - 2022年Sunoco LP预计投入约1.5亿美元用于增长性资本支出，约5000万美元用于维护性资本支出[286] - 2022年USAC计划花费约2600万美元用于维护性资本支出，1.2 - 1.3亿美元用于扩张性资本支出[287] 现金流与债务情况 - 2022年前九个月经营活动提供的现金为77.1亿美元，2021年为94.2亿美元；2022年净收入为44.3亿美元，2021年为54.6亿美元[290] - 2022年前九个月投资活动使用的现金为30.8亿美元，2021年为19.1亿美元；2022年资本支出（不含建设期间使用的股权资金补贴和建设援助成本净额）为24.4亿美元，2021年为20.2亿美元[295] - 2022年前九个月融资活动使用的现金为46.5亿美元，2021年为75.7亿美元；2022年债务水平净减少17.1亿美元，2021年净减少60亿美元[297]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度公司实现合并调整后息税折旧摊销前利润（EBITDA）31亿美元，较2021年第三季度的26亿美元增长约20% [5] - 第三季度原油业务板块出现1.26亿美元的一次性费用，NGL和精炼产品板块因套期保值库存收益确认时间问题产生约1.3亿美元负面影响，剔除这两项后，调整后EBITDA为33.4亿美元 [6][7] - 2022年第三季度可分配现金流（DCF）为16亿美元，2021年第三季度为13亿美元，分配后剩余现金流约7.6亿美元，计入相关费用后剩余DCF约2.65亿美元 [7][8] - 10月25日，公司宣布季度现金分配为每普通股单位0.265美元，年化后为1.06美元，较2021年第三季度增长超70% [9] - 截至2022年9月30日，循环信贷安排下的可用流动资金约为23.2亿美元 [9] - 2022年公司预计调整后EBITDA在128亿 - 130亿美元之间，高于此前126亿 - 128亿美元的指引 [38] 各条业务线数据和关键指标变化 NGL和精炼产品业务 - 调整后EBITDA为6.34亿美元，去年同期为7.06亿美元，主要受套期保值收益确认时间影响，剔除该因素后为7.64亿美元 [10][11] - NGL运输量增至190万桶/日，去年同期为180万桶/日，平均分馏量创纪录，达94万桶/日，去年同期为88.4万桶/日 [12][13] - NGL出口量远超去年第三季度，预计2022年从 Nederland出口乙烷超4000万桶，2023年增至约6000万桶 [13][14] 中游业务 - 调整后EBITDA为8.68亿美元，2021年第三季度为5.56亿美元，主要因吞吐量增加、价格有利及资产收购 [15] - 集气产量创纪录，达1910万百万英热单位/日，去年同期为1300万百万英热单位/日 [16] 原油业务 - 调整后EBITDA为4.61亿美元，去年同期为4.96亿美元，剔除法律费用后为5.87亿美元 [17][18] - 原油运输量增至创纪录的460万桶/日，去年同期为420万桶/日 [19] 州内业务 - 调整后EBITDA为4.09亿美元，2021年第三季度为3.34亿美元，受益于费率提高、产量增加及资产收购 [20] - 调整后EBITDA为3.01亿美元，去年同期为1.72亿美元，主要因优化机会增加、燃料收入增加及资产收购 [21] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司NGL出口量占全球市场约20%，继续保持领先 [15] 公司战略和发展方向和行业竞争 并购活动 - 8月出售Energy Transfer Canada 51%的股权，获得约3亿美元现金，减少约8.5亿美元合并债务 [22] - 9月收购Woodford Express LLC，拥有俄克拉荷马州Grady县的天然气收集和处理系统，花费约4.85亿美元 [22] 增长项目 - Lake Charles LNG项目已签订6份LNG承购协议，年总量近800万吨，目标在2023年第一季度末做出最终投资决定（FID） [24][26] - Mariner East管道系统已全面投入使用，Marcus Hook码头乙烷出口创纪录，公司有足够承诺推进乙烷出口扩张 [27][28] - Frac VIII预计2023年第三季度投入使用，将使Mont Belvieu分馏能力超110万桶/日 [28] - 特拉华盆地的Grey Wolf处理厂预计2022年底投入使用，Bear处理厂预计2023年第二季度投入使用 [28][29] - 评估在该地区增加另一座处理厂的必要性和时机 [30] - Gulf Run管道主线已完工，预计年底完成压缩改造，有16.5亿立方英尺/日的输送能力 [31] - Oasis管道的现代化和瓶颈消除工作继续进行，预计部分服务于年底开始，全面服务于2023年1月底开始 [33] 其他战略 - 继续评估Warrior Pipeline项目、墨西哥湾沿岸石化项目等，有望带来显著业务增长 [34] - 关注替代能源，致力于减少管道排放，开展碳捕获和封存等项目 [35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司业务稳定，能应对不同市场周期，未来增长将受产量提高、市场条件改善、资产利用率提高及国内外需求增长的支撑 [39] - 预计到2022年底达到4 - 4.5倍的杠杆目标范围，将合理分配现金流，提高财务灵活性和杠杆水平，投资高回报项目并回报股东 [40] 其他重要信息 - 2022年前9个月，公司在有机增长项目上的资本支出约为13亿美元，主要集中在中游、州内和NGL精炼产品板块 [36] - 2022年全年增长资本支出预计接近18亿 - 21亿美元范围的高端，超90%的项目预计在2023年底前上线并产生现金流 [37] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待不同因素对Lake Charles LNG项目的影响及项目前景 - 尽管EPC成本上升影响液化定价，但公司在提高液化费用方面取得进展，凭借强大的资产和管道网络，有优势推进项目 [43][44] 问题2: 如何看待Permian地区的运输前景及Warrior项目进展 - 公司对Warrior项目感到兴奋，虽受其他管道项目影响进度放缓，但仍有可用运力，未来有望受益于价格差扩大，预计未来几个季度做出决策 [45][47] 问题3: 如何看待乙烷拒绝和出口情况 - 公司在Marcus Hook和Nederland的乙烷设施建设成果显著，有足够合同支持扩张，但需3 - 4年时间，目前根据地区和市场情况决定乙烷回收或拒绝 [49][50] 问题4: 是否有机会与同行合作，承接其Permian地区NGL长输业务 - 公司有能力承接更多Permian地区的NGL运输业务，欢迎同行合作，随着新工厂投产，运输能力将进一步提升 [54][55] 问题5: 基础暴露的可用容量更新情况及指导范围的相关问题 - 目前约有25万立方米/日的可用容量，年底和明年年初将增加约6万立方米/日，总计约30万立方米/日；此前指导范围不包括法律和解费用，新指导范围包含第三季度的相关费用，但预计部分费用将在第四季度转回；指导范围上下限的驱动因素主要是价格高于预期和商业团队的优化工作 [56][58][62] 问题6: 明年资本支出的展望 - 由于有多个项目待确定，难以给出明年资本支出的具体方向，需在第四季度有更多可见性后提供，预计不会是一个很大的数字 [64][65] 问题7: Haynesville管道的利用率、合同定价及Gulf Run管道的扩张可能性 - 公司积极利用Haynesville地区的管道容量，Gulf Run管道预计年底投入使用，已签订部分长期合同，正在评估下一步扩张方案，可能与Lake Charles项目的FID决策相关 [66][68] 问题8: NGL业务的增量收益能否持续及Permian原油管道的相关情况 - 公司对NGL分馏业务的收益前景乐观，预计在新分馏设施投产前，现有产能将带来显著收入；关于Permian原油管道的take-or-pay比例暂无确切数据，但公司认为即使市场竞争加剧，仍能通过提供多元化服务受益于价格差扩大 [72][74] 问题9: 达到1.22美元分配后，如何考虑回购、分配增长及利率上升的影响 - 目前按季度规划分配，暂无分配增长的讨论；优先降低杠杆至4 - 4.5倍范围，更倾向于接近4倍，单位回购优先级低于降低债务和投资优质项目 [78][79][80] 问题10: 石化项目的投资决策是否受当前市场基本面影响 - 当前市场基本面给潜在合作伙伴带来顾虑，但公司已提交相关许可证申请，团队正在积极推进，项目需有足够承诺以达到回报率门槛，预计公司最终持股约25% [82][83][84] 问题11: 明年如何处理债务到期问题及Lake Charles项目的资金需求情况 - 公司将尽可能偿还债务，有循环信贷额度提供财务灵活性；明年为Lake Charles项目提供大量资金的可能性不大 [88][89][90] 问题12: 信用评级提升对回购、分配和增长资本支出的影响及2023年资本支出的上限情况 - 公司重视将杠杆率降至4 - 4.5倍以提升信用评级；资本项目对公司整体基础设施有重要意义，将优先考虑；预计2023年资本支出增加幅度较小 [93][95][100] 问题13: Golden Pass和Gulf Run管道2023年的可用容量及公司在Permian地区天然气运输的可用容量 - Gulf Run管道已向Golden Pass出售11亿立方英尺/日的容量，公司将充分利用未使用的容量；公司目前约有25万立方米/日的可用容量，到明年1月底将接近30万立方米/日 [102][103][104]