财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA约为1.36亿美元，高于去年同期的1.07亿美元 [10] - 调整后可分配现金流为7400万美元，调整后DCF覆盖比率约为1.24倍 [10] - 全年EBITDA指引中点提高至5亿至5.2亿美元范围的上限 [3][12] - 过去12个月成功完成对H2O Midstream和Gravity Water Midstream的两项收购以及Libby 2天然气厂的建设 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 - 收集和处理业务板块调整后EBITDA为8300万美元，高于2024年第三季度的5500万美元，增长主要源于收购 [10] - 批发营销和终端业务调整后EBITDA为2100万美元，低于去年同期的2500万美元，减少主要由于与DK的修订和展期协议影响 [10] - 储存和运输业务调整后EBITDA为1900万美元，与2024年第三季度持平 [11] - 管道合资企业投资板块本季度贡献2200万美元，高于2024年第三季度的1600万美元，增长源于去年8月Wink to Webster资产剥离的贡献以及当期合资企业更强业绩 [10][11] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略是通过审慎管理杠杆和覆盖比率来发展合伙关系，同时抓住业务增长机会，成为优秀的资本管理者 [4][9] - 致力于成为二叠纪盆地首屈一指的全服务中游供应商，关键举措集中在天然气、原油和水业务 [3] - 通过收购H2O Midstream和Gravity Water Midstream补充有机增长，实现向全套服务提供商的转型 [4] - 扩大天然气处理和酸性气体处理能力被视为独特的客户服务产品，为特拉华盆地的增长提供了长跑道 [7] - 在米德兰盆地，整合两个水收集系统的进展良好，旨在利用更大的覆盖范围增强原油和水的综合服务能力 [8] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对收益轨迹保持信心，因此提高全年EBITDA指引 [12] - 近期增长项目（包括Libby 2天然气厂）预计将在今年剩余时间里对财务业绩做出更有意义的贡献，从而加强DCF覆盖比率 [10] - 对扩大处理能力的机会信心增强，预计将比先前预期更早需要扩大处理能力 [18] - 注意到市场对其酸性气体处理能力、天然气处理和水处理的需求强劲 [32] - 在特拉华盆地，获得盐水处理许可几乎不可能，公司对其现有地位感到满意 [30] 其他重要信息 - 董事会批准连续第51个季度增加分配，至每单位1.12美元 [4] - 第三季度资本支出计划约为5000万美元，其中4400万美元与增长性资本支出相关，主要用于优化Libby 2天然气处理厂 [11] - 公司拥有强劲的财务状况，信贷额度约有10亿美元的可用额度，为持续执行增长议程提供了灵活性 [9] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于Libby 2投产前生产商活动增加以及酸性气体处理能力提升带来的效益 [14][15] - 原油和水业务表现极其强劲，公司对其成为二叠纪盆地核心区域首屈一指的原油、天然气和水供应商的战略感到自豪 [16] - 与生产商的讨论未发现其产区钻井活动有实质性变化，但看到不同业务流之间越来越多的协同效应 [17] - Libby 2的建设和启动超出预期，按时按预算完成；为满足生产商对酸性气体处理的迫切需求，加速了相关计划 [18] - 由于提供的全套酸性气体、原油和水解决方案，公司有信心不仅填满Libby 2，而且将比先前预期更早需要扩大处理能力 [18] 问题: 关于2026年资本支出趋势以及债务偿还或单位回购的灵活性 [19] - 关于2026年资本支出和财务灵活性的具体指导将在下一次财报电话会议中提供，类似于本年度的做法 [20] 问题: 关于股权投资收益线的可持续性 [28] - 股权投资收益线的强劲表现主要受Wink to Webster合资企业在当季的强劲业绩影响 [28] - 年度化基础上的合资企业结果（如年初至今的表现）被认为是未来预期的良好参考基准，公司对合资企业整体业绩感到满意 [28] 问题: 关于水业务竞争格局和行业趋势 [29] - 观察到天然气与原油比率以及水与原油比率的有利趋势 [30] - 收购H2O和Gravity的时机把握得当，收购价格约为当前市场趋势的一半，公司对此感到满意 [30] - 在特拉华盆地，及时获得盐水处理许可几乎不可能，公司对其现有市场地位感到满意 [30] 问题: 关于Libby 3扩建的时间安排以及酸性气体注入处理能力是否满足未来需求 [31] - 市场对其酸性气体处理能力、天然气处理和水处理的需求强劲，具体执行计划将在完成规划会议后详细公布 [32] - 在酸性气体方面的许可产能充足，近期内没有看到相关限制 [34]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为10.34亿加元，较去年同期增长1% [4] [15] - 第三季度盈利为2.86亿加元，较去年同期下降26% [16] - 管道和设施部门第三季度总运输量为360万桶油当量/日，较去年同期增长2% [17] [18] - 公司收窄并更新2025年全年调整后EBITDA指引区间至42.5亿加元至43.5亿加元 [4] [18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 管道业务：联盟管道季节性合同需求增加、和平管道系统因合同通胀调整导致收费上涨及中断运输量增加、Nipawin管道合同运输量增加、Cochin管道因2024年7月重新签约导致固定收费下降及因凝析油价差收窄导致中断运输量减少 [15] - 设施业务：PGI贡献增加（主要与Whitecap Resources的交易相关）、更高的资本回收额、Duvernay综合体处理量增加 [15] - 营销和新业务：NGL价格下跌及Oxbow原料天然气价格上涨导致NGL利润率下降进而净收入减少、NGL营销量增加（因2024年Oxbow九日停产事件未重现）、原油衍生品实现收益减少、部分被NGL衍生品实现亏损减少所抵消 [16] - 企业部门：因公司股价变动导致激励成本低于去年同期 [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略核心为确保业务长期韧性并为投资者提供可见的长期增长 [4] - 近期战略执行亮点包括与Petronas签署Cedar LNG项目20年液化能力协议、推进Green Light电力中心项目、核心业务成功重新签约、资本项目按计划推进以及开发新的增值投资机会 [4] [5] [7] [9] [10] [11] - 公司通过其一体化的价值链（涵盖天然气、NGL、凝析油和原油）在行业中实现差异化 [13] - 公司致力于在现有业务的风险偏好内（以长期、高度合同化、基于费用的现金流为特征）进行扩张 [6] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司对实现2025年原始指引区间充满信心，并预计在12月中旬提供2026年展望 [4] [19] - 西加拿大沉积盆地（WCSB）的发展为公司业务提供了巨大的强化和增长机遇 [19] - 当前商品价格环境存在挑战（如WTI油价约60美元/桶、丙烷价格疲软、NGL价格走强对分馏价差构成压力），但核心业务趋势强劲 [21] [22] [23] [34] - 联邦政府的政策基调被描述为具有建设性和支持性 [40] 其他重要信息 - Cedar LNG项目进展顺利，按时间和预算进行，预计在2025年底前就剩余50万吨/年的产能达成最终协议，项目设计产能已从300万吨/年优化至330万吨/年，并已申请将原料气处理能力从4亿立方英尺/日提高至5亿立方英尺/日以获取潜在增量收益 [5] [6] [59] [60] - Green Light电力项目计划在2026年上半年做出最终投资决定，第一阶段（约900兆瓦）目标投运日期为2030年，其客户的创新中心目标最早于2027年投运 [7] [8] [24] [30] [31] [54] - 多个资本项目（如RFS 4、PGI的Wapiti扩建、K3热电联产设施）接近完工，总投资约8.5亿加元，预计在2026年上半年陆续投运 [10] [11] - 公司正在推进约10亿加元的常规管道项目，以支持WCSB增长并赢得新的液体运输机会 [11] [12] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于商品价格前景和2026年量价预期的看法 [21] - 公司目前正与客户会面，了解其2025年底及2026年的运输服务需求，更精确的2026年展望将在12月的指引中提供 [22] - 从Pembina的直接风险敞口看，丙烷价格低于去年，库存水平显示疲软，而NGL价格走强对客户有利但对分馏价差构成压力，预计第四季度分馏价差将较去年有所减弱 [23] 问题: Green Light项目的后续步骤及若Alliance管道供气可能带来的提升 [24] - 项目按计划在2026年上半年进行最终投资决定，继续与客户进行商业讨论并推进前端工程设计 [24] - 管道供应与电力项目是两个独立的项目，各自均能支持坚实的经济效益 [24] 问题: Green Light项目投运时间表的澄清及指引收窄的原因 [29] [32] - 澄清了市场可能的混淆：客户的创新中心（目标最早2027年投运）与公司的燃气发电项目（第一阶段900兆瓦目标2030年投运）是分开的，各自进展顺利 [30] [31] - 指引收窄主要因营销业务的期权价值实现略低于8月时的预期，但核心业务趋势依然强劲，10月运量达到或超过计划 [33] [34] 问题: 公司在酸性气体领域的棕地机会及相关优势 [37] - 随着油砂产量增长和对凝析油需求增加，来自Montney等地伴生的酸性气体处理需求上升，PGI凭借其广泛的酸性气体处理、硫回收和酸气注入网络、成功的项目执行记录以及在该领域的运营经验，处于有利地位来满足客户需求 [37] [38] 问题: 监管层面的进展及近期政策影响 [39] - 联邦政府展现出建设性和支持性的基调，但对新项目的具体影响尚早评论 [40] 问题: 常规管道续约的定价能力及在竞争下的利润率维持 [43] - 近期宣布的5万桶/日重新签约全部位于竞争性替代运输区域，其中20%的流量目前使用替代方案，但重新连接后将继续使用Pembina系统，公司成功维持了现有合同运费，这得益于降低成本结构、运营效率、西向运输距离更远带来的更高运费、合同中的CPI通胀调整条款以及卓越的项目执行能力 [43] [44] [45] 问题: 对完全合并PGI剩余40%股权的潜在兴趣 [46] - 公司对现有合作伙伴关系感到满意，认为其达到了设立初衷，一般不对具体并购情况发表评论 [46] 问题: 在考虑多种因素后，对2026年原定基于费用的EBITDA指引范围的看法 [49] - 公司对实现约一年半前设定的2026年指引范围（尤其是高端）仍充满信心，尽管面临联盟管道CER结算修订等逆风，但通过核心业务执行、商业化努力和增值并购，以及提升运营效率来应对，业务多样性有助于抵御风险 [50] [51] [52] 问题: Green Light项目现金流开始时间及后续阶段规划 [53] - 项目阶段从原四期各450兆瓦调整为两期各约900兆瓦，基于当前时间表，预计现金流将于2030年开始 [54] 问题: 是否探索过移动或模块化电力解决方案以弥合数据中心电力需求缺口 [56] - 公司已评估多种方案，认为当前可扩展的设施和结构能有效满足客户需求，并且基地区位优势（靠近公用事业、水源等）有利于未来集群发展和提供竞争优势 [57] [58] 问题: Cedar LNG项目原料气处理能力增加的背景及影响 [59] - 项目设计过程中通过微小成本将产能从300万吨/年提升至330万吨/年，资本估算已包含此规模，申请将许可处理能力从4亿立方英尺/日提高至5亿立方英尺/日是为了利用设施在特定日子（如寒冷天气）的增量吞吐潜力，这将带来超出已签约300万吨/年的额外货物，成为上行空间 [59] [60] 问题: 在全球潜在通胀压力下，公司如何提前应对项目执行挑战 [62] - 公司重点是与顶级承包商和原住民社区建立长期合作伙伴关系，注重安全、项目执行和服务质量，而非单纯追求最低价格，内部培育"一个团队"的文化以有效管理项目 [63] [64] 问题: 在Cedar LNG资本支出峰值期，公司对资产负债表杠杆率（相对于4.25倍上限）的优化缓冲看法 [65] - 2025年底预计杠杆率在中间三点几倍范围，2026年因Cedar LNG投资达到峰值将出现负自由现金流，但公司资产负债表已为此设置，长期舒适区间在3.5倍至4.0倍，预计2026年后将回落至该区间 [65] [66] 问题: 与Petronas合成液化协议的机制及价值提升条件 [68] - 协议结构为合成收费制，公司将Cedar的义务几乎全部转给客户，同时获得了参与市场上涨的机会，若加拿大EcoGas价差有利，公司可捕获部分上行收益 [69] [70] - 与Petronas的合作验证了Cedar LNG项目的竞争力和现实性，并有望成为深化现有上游业务关系、为核心业务创造更多价值的契机 [72] [73] [74] 问题: RFS 4投运时间与NGL合同年的互动及营销能力 [75] - RFS 4目标投运时间接近4月1日NGL季节开始，当前分馏能力紧张，该时间点为商业团队与客户合作提供了灵活性 [75] 问题: Alliance管道重新签约中是否有与营销关联方的合同 [77] - 确认没有与营销关联方的合同 [77] 问题: 常规业务量趋势及2026年展望 [79] - 第三季度常规业务物理量环比增长约4%，长期预计在个位数范围内持续增长，支撑因素包括油砂需求增长、基础设施瓶颈缓解以及天然气出口和供应机会增加，但短期内生产商更注重回报和价值优化，增长可能因生产商特定情况或时间安排而有所波动 [80] [81] [82] - 近期行业整合（如Ovintiv-NuVista交易、CNRL-Chevron交易）可能导致某些生产商加速生产，PGI为相关产能提供大量服务，宏观趋势（油砂增长、凝析油需求、进口管道趋满）对公司有利 [83] [84]

财务业绩摘要 - 第三季度每股收益为0.24美元，低于市场预期的0.25美元，但高于去年同期的0.21美元 [1] - 第三季度总收入为2.95亿美元，超出市场预期的2.94亿美元，并高于去年同期的2.70亿美元 [1] - 营收增长但盈利未达预期，主要归因于运营费用增加，而集气和压缩量的增长在很大程度上抵消了负面影响 [2][10] 运营表现 - 平均日压缩量为34.21亿立方英尺，高于去年同期的32.69亿立方英尺，但低于预期的34.69亿立方英尺 [3] - 每千立方英尺压缩费用为0.22美元，较去年同期的0.21美元上涨近5% [3] - 高压集气量为31.70亿立方英尺/日，同比增长4%，高于去年同期的30.46亿立方英尺/日 [4] - 低压集气量为34.32亿立方英尺/日，高于去年同期的32.77亿立方英尺/日及预期的34.15亿立方英尺/日 [5] - 淡水输送量达到9.2万桶/日，较去年同期的7.1万桶/日大幅增长30% [6] 费用与成本 - 直接运营费用为5790万美元，高于去年同期的5170万美元 [7] - 总运营费用为1.143亿美元，高于2024年同期的1.074亿美元 [7] 资产负债表 - 截至2025年9月30日，公司无现金及现金等价物 [8] - 公司长期债务为30.09亿美元 [8] 行业相关公司 - Oceaneering International为能源行业提供海上设备和技术解决方案，是领先的综合技术解决方案提供商 [11] - Canadian Natural Resources是加拿大最大的独立能源公司之一，拥有多元化的能源产品组合，并已连续25年增加股息 [12] - FuelCell Energy是一家提供低碳能源解决方案的清洁能源公司，利用燃料电池技术发电，预计将在能源转型中发挥关键作用 [13]

业绩总结 - 2025年第三季度，液体管道收入为23.07亿美元，较2024年同期的23.43亿美元下降1.5%[35] - 2025年第三季度，天然气传输与中游收入为12.62亿美元，同比增长9.4%[35] - 2025年第三季度，天然气分配与存储收入为5.60亿美元，同比增长7.3%[35] - 2025年第三季度，调整后EBITDA为42.67亿美元，同比增长1.6%[35] - 2025年第三季度，调整后每股收益为0.46美元，同比下降16.4%[35] 财务指标 - 预计2025年EBITDA将在指导范围的上限[12] - 第三季度债务与EBITDA比率为4.8倍，目标杠杆比率维持在4.5倍至5.0倍之间[12] - 预计2025年每股可分配现金流(DCF)为5.90美元，处于上限指导范围[40] - 2025年调整后EBITDA指导为20亿美元，处于上限指导范围[40] - 预计2025年EBITDA年复合增长率为7%-9%[43] 用户数据与客户基础 - 80%的EBITDA受到通货膨胀保护[13] - 95%以上的客户为投资级别[13] 未来展望与项目进展 - 预计未来将有150千桶/日的额外运输能力，MLO12项目预计本季度获得最终投资决定[18] - 截至2030年，公司拥有超过50个中后期和已确保的机会，资本总额约为40亿美元[32] - 预计到2030年，北美天然气存储扩展超过60亿立方英尺[24] 新产品与技术研发 - 南伊利诺伊连接管道获得批准，提供10万桶/日的新长期合同服务，预计2028年投入使用[18] - Eiger Express管道获得批准，增加250万立方英尺/日的Permian地区运输能力，预计2028年投入使用[21] - Egan和Moss Bluff的扩建项目获得批准，增加约23亿立方英尺的容量，预计2028-2033年投入使用[21] 股东回报 - 自2020年以来，公司已向股东返还420亿美元，预计在未来五年内再返还400-450亿美元[44]

供股发行要点 - 公司董事会批准向普通股股东发行可转让认购权，旨在增加基金可投资资产，以便利用现有及未来的投资机会 [1] - 认购权发行将使现有普通股股东有机会以低于市场价的价格（需支付销售费用）购买普通股 [1] - 记录日预计为2025年11月17日，记录日股东每持有一股普通股将获得一份认购权 [2] - 股东每持有三份认购权有权认购一股新股（1:3比例），但记录日持股不足三股的股东有权认购一股 [2] - 认购期预计自记录日开始，至2025年12月11日截止，认购权在此期间可随时行使 [3] - 认购权可转让，并预计在纽约证券交易所以代码“SRV RT”进行交易 [3] - 每股认购价格将于截止日确定，等于截止日及前四个交易日普通股在纽交所最后成交价平均值的95% [4] - 若上述公式价格低于截止日基金每股资产净值（NAV）的92.5%，则认购价格将为该日每股NAV的92.5% [4] - 行使全部基本认购权的股东有资格参与超额认购，以认购未被认购的额外普通股 [5] - 公司保留修改、推迟或取消此次发行的权利 [7] 股息分配信息 - 公司宣布2025年12月普通股月度股息为每股0.45美元，记录日为2025年12月2日，支付日为2025年12月31日 [8] - 该股息预计100%来源于资本返还 [8] - 在2025年12月2日之后通过此次供股发行的普通股将无权获得12月月度股息 [10] - 公司此前已宣布将于2025年11月28日支付每股0.45美元的月度股息，记录日为2025年11月17日，通过此次供股发行的普通股也无权获得该股息 [10] 资本利得分配预估 - 截至2025年10月31日，公司预计需进行1000万至1500万美元的特别长期资本利得分配，约占当时基金资产净值（NAV）的5%至8% [11] - 基于当时约460万股流通普通股计算，若进行分配，每股分配额预计在2.00至3.50美元之间 [11] - 此次供股完成后，若被全额认购，总流通股数预计将增至约620万股，届时每股分配额预计在1.50至2.50美元之间 [11] - 特别分配的记录日预计在供股截止日及供股股份发行之后，但在2025年12月31日之前，支付日不晚于2025年12月31日 [11] 公司背景与投资策略 - 基金的投资目标是通过资本增值和当期收入的结合，实现高税后总回报 [15] - 基金在正常市场条件下，将至少80%的管理资产投资于中游能源投资组合 [15] - 中游能源公司是指其至少50%的资产、收入、销售额或利润致力于、来源于或与中游能源服务相关的公司，服务包括天然气、天然气液体、原油、精炼石油产品、生物燃料、碳封存、太阳能和风能等自然资源的收集、运输、加工、分馏、储存、精炼和分销 [15] - 基金采用杠杆作为其投资策略的一部分 [15]

核心财务业绩 - 2025年第三季度净利润为4560万美元，摊薄后每单位收益为085美元，相比2024年同期的3370万美元和071美元，分别增长35%和20% [4] - 2025年第三季度调整后税息折旧及摊销前利润为136亿美元，较2024年同期的1068亿美元增长27% [5][8] - 2025年第三季度运营活动产生的净现金为5490万美元，相比2024年同期的2490万美元增长120% [4] - 2025年第三季度经调整的可分配现金流为7410万美元，高于2024年同期的6200万美元 [4] 业务板块表现 - 收集与处理板块2025年第三季度调整后税息折旧及摊销前利润为8280万美元，相比2024年同期的5500万美元增长51%，主要得益于Gravity和H2O Midstream收购带来的增量利润 [9] - 批发营销与终端板块2025年第三季度调整后税息折旧及摊销前利润为2140万美元，较2024年同期的2470万美元有所下降，主要原因是Big Spring炼油厂营销协议转让给Delek Holdings，但部分被批发利润率的提高所抵消 [10] - 仓储与运输板块2025年第三季度调整后税息折旧及摊销前利润为1930万美元，与2024年同期的1940万美元基本持平 [11] - 管道合资企业投资板块2025年第三季度权益法投资收入为2190万美元，高于2024年同期的1560万美元，增长主要受W2W资产剥离影响 [12] 资本分配与流动性 - 公司于2025年10月28日宣布第三季度现金分派为每单位1120美元，较2025年第二季度的1115美元增长04%，较2024年同期的1100美元增长18%，这是连续第51个季度增加分派 [6][14] - 截至2025年9月30日，公司总债务约为23亿美元，现金为690万美元，杠杆率约为444倍，在12亿美元第三方循环信贷额度下尚有10亿美元的额外借款能力 [7] 运营亮点与战略进展 - 公司在Delaware业务的原油收集量创下纪录，并在Libby综合设施开发酸性气体收集和酸气回注能力方面取得进展 [2][14] - 由于年内取得的强劲进展，公司将全年调整后税息折旧及摊销前利润指引上调至5亿至52亿美元 [2][14] - 在Midland收集系统，原油收集量从2024年第三季度的平均185,179桶/日增至2025年第三季度的平均222,980桶/日 [34] - 在Delaware收集资产中，原油收集量从2024年第三季度的平均125,123桶/日增至2025年第三季度的平均153,745桶/日 [34]

公司业务现状与近期表现 - 公司当前面临一些不利因素，包括液化石油气业务中有吸引力的长期合同到期，以及丙烯和辛烷值提升业务的高利润率已恢复正常 [2] - 第三季度总毛营业利润下降3%至23.9亿美元，调整后EBITDA微降1.5%至24.1亿美元，可分配现金流下降7%至18.3亿美元，调整后自由现金流仅为9600万美元 [6] - 尽管季度表现疲软，但业务模式依然稳定且可预测，今年超过82%的毛营业利润来自费用型业务，回归历史水平 [5] - 公司资产负债表稳健，基于DCF的覆盖率为1.5倍，杠杆率为3.3倍，季度分派为每单位0.545美元，同比增长3.8%，本季度回购了8000万美元股票 [7] 增长项目与资本开支 - 公司有多个大型增长项目预计在年底前投产，包括延迟三个月后已投入运行的Frac 14天然气液体分馏装置，以及两个PDH工厂正恢复至正常水平 [8] - Bahia管道和Seminole管道转换项目即将同时上线，Bahia为新NGL项目，Seminole管道为临时转换为NGL管道并将转换回原油管道 [8] - 公司目前有51亿美元在建项目，今年资本支出已增至45亿美元，2026年将回落至22亿至25亿美元，为减少债务、回购股票和增加分派提供更大灵活性 [9] 资本分配与股东回报 - 公司将其分派增长作为首要任务，并将股票回购授权从20亿美元增加到50亿美元，以增强资本分配灵活性 [3] - 作为MLP，公司远期收益率为7.1% [3] - 公司已连续26年增加分派，随着大规模资本支出阶段即将结束，预计明年将实现强劲增长和资本分配灵活性的提升 [10] 财务前景与估值 - 明年随着新项目加速推进，公司业绩应会显著改善 [1] - 基于分析师对2026年105.3亿美元EBITDA的预测，公司股票远期企业价值/EBITDA倍数为9.5倍，远低于其历史估值倍数，被视为有吸引力的切入点 [11] - 公司被视为管理最优秀的中游公司之一，结合其吸引力的估值和覆盖良好的分派，预计2026年运营将更加强劲 [10][11]

债券发行详情 - 公司定价进行承销公开发行 包括7.5亿美元本金总额的2029年到期4.350%优先票据和10亿美元本金总额的2036年到期5.400%优先票据 [1] - 2029年到期票据的发行价格为面值的99.938% 2036年到期票据的发行价格为面值的99.920% [1] - 此次发行预计于2025年11月12日完成 需满足惯例交割条件 [1] 资金用途 - 公司计划将发行所得净收益的一部分用于赎回2029年到期的6.875%优先票据 [2] - 剩余净收益将用于一般公司用途 包括偿还无担保商业票据借款、偿还其他债务、回购或赎回证券、为资本支出提供资金、增加营运资本或投资于子公司 [2] 公司背景 - Targa Resources Corp 是中游服务的主要提供商 也是北美最大的独立基础设施公司之一 [4] - 公司拥有、运营、收购和开发多元化的互补性国内基础设施资产 其运营对于美国乃至全球能源的高效、安全、可靠输送至关重要 [4] - 公司资产将天然气和天然气液体与对更清洁燃料和原料需求不断增长的国内和国际市场连接起来 [4]

财报发布信息 - 公司计划于2025年11月7日开盘前公布2025财年第三季度业绩 [1] 历史业绩表现 - 上一季度（第二季度）调整后每股收益为0.47美元，超出市场普遍预期的0.41美元 [2] - 业绩超预期主要得益于天然气输送以及天然气分销和存储业务板块调整后EBITDA的贡献增加 [2] - 在过去四个季度中，公司每股收益均超出市场普遍预期，平均超出幅度为5.61% [2] 第三季度业绩预期 - 第三季度每股收益的Zacks共识预期为0.39美元，在过去30天内经历了三次下调，无上调，该预期值较去年同期报告数下降2.5% [3] - 第三季度收入的Zacks共识预期为108.6亿美元，较去年同期记录的109.1亿美元下降0.5% [3][5] 影响业绩的业务因素 - 作为领先的中游能源公司，其低风险业务模式（对大宗商品价格波动风险敞口极小）和长期合同预计支撑了业绩稳定性 [4] - 公司超过98%的EBITDA来自受监管资产或长期照付不议合同覆盖的资产，这预计支撑了其盈利和现金流 [4] - 尽管业务模式稳定，但当期业绩可能受到融资成本上升以及中游资产维护费用增加的影响，这可能拖累整体盈利能力 [5] - 需求与定价动态的变化可能对季度业绩造成潜在阻碍 [6] 业绩超预期可能性分析 - 模型预测公司此次业绩可能不会超出预期，其Earnings ESP为-3.42% [7] - 公司目前的Zacks评级为3（持有） [8] 同行业其他公司提及 - 文章提及能源行业内其他高评级公司，包括Zacks评级为1（强力买入）的Oceaneering International (OII) 和 Canadian Natural Resources Ltd. (CNQ)，以及评级为2（买入）的FuelCell Energy (FCEL) [11] - Oceaneering International为海上油田生命周期各阶段提供集成技术解决方案，是领先的 offshore 设备和技术服务提供商 [12] - Canadian Natural Resources是加拿大最大的独立能源公司之一，拥有多元化的能源资产组合，并已实现连续25年增加股息 [13] - FuelCell Energy是一家提供低碳能源解决方案的清洁能源公司，利用沼气、天然气和氢气等灵活燃料发电 [14]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度归属普通股股东净利润为2.43亿美元 [14] - 第三季度可分配现金流为1.58亿美元 [14] - 第三季度自由现金流为5100万美元 [14] - 中游物流板块第三季度调整后EBITDA为1.51亿美元 同比下降13% [14] - 管道运输板块第三季度调整后EBITDA为9500万美元 [15] - 第三季度总资本支出为1.54亿美元 [15] - 将2025年全年调整后EBITDA指引区间更新为9.65亿至10.05亿美元 [16] - 国王登陆项目延迟至9月全面投产 相比原定7月1日的假设使全年收益减少约2000万美元 [16] - 商品价格波动 特别是瓦哈天然气价格自2月假设以来下跌超过50% 加之宏观经济不确定性 使全年调整后EBITDA预期较原始指引减少近3000万美元 [17] - 10月份某些日子约有20%的产量被削减 其中约一半来自以石油为重点的生产商 估计削减使全年收益受到约2000万美元的负面影响 [18] - 较低的原油和天然气液体价格以及负的盆地内天然气价格推迟或改变了客户的开发计划 对2025年全年EBITDA产生约3000万美元的负面影响 [19] - 出售Epic Crude资产获得超过5亿美元现金收益 用于偿还债务 使杠杆率降低约0.25倍 [21] - 收紧全年资本支出指引范围至4.85亿至5.15亿美元 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 中游物流板块调整后EBITDA下降主要受商品价格走低 Kinetic营销贡献减少 商品销售成本上升以及运营费用增加驱动 但被特拉华北部和南部资产产量增加部分抵消 [15] - 国王登陆项目目前持续流量超过1亿立方英尺/日 符合最初预期 [5] - 国王登陆项目现已全面投入商业运营 增加了新墨西哥州的有机加工能力 [4] - 连接特拉华北部和南部系统的ECCC管道预计将于2026年第二季度投入运营 [6] - 国王登陆项目的酸性气体注入项目已做出最终投资决定 预计于2025年底前获得新墨西哥州监管机构许可 预计2026年底投入运营 [6] 各个市场数据和关键指标变化 - 特拉华盆地钻机数量自年初以来下降了近20% 反映了生产商更为谨慎的态度 [20] - 美国能源信息署目前预测二叠纪盆地天然气产量从2025年到2026年年底将持平 而此前预测2025年年底同比增长约3% 2025年全年同比增长约9% [20] - 行业预计在2026年和2027年初通过GCX压缩扩容 Blackcomb管道和Hugh Brinson管道等项目 新增超过50亿立方英尺/日的输送能力 [18] - 公司执行了与INEOS在亚瑟港LNG的五年期欧洲LNG定价协议 从2027年初开始 每月基于欧洲TTF指数定价 代表约50万吨/年的MMBTU当量 [10] - 公司获得了通往美国墨西哥湾沿岸的额外固定运输能力 从2028年开始 [10] - 公司与竞争性电力风险投资公司 finalized an agreement 将其拥有的残余气体管道网络连接到1350兆瓦的CPV Basin Ranch能源中心 [9] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略重点包括推进国王登陆和ECCC管道等战略基础设施项目 开发酸性气体处理的可扩展解决方案 以及为德克萨斯州大规模新市场电力生产提供天然气供应 [13] - 酸性气体注入项目将增强公司在特拉华北部的竞争地位 并可能很快宣布国王登陆的加工能力扩张 [8] - 与CPV的协议展示了公司如何利用其基础设施和关系创建可扩展的轻资本解决方案 [9] - 公司正在积极分析并改进预测假设 包括评估使用AI工具和机器学习 并积极降低所有板块的可控成本 [12] - 公司资本配置战略仍以创造长期股东价值为核心 同时保持纪律性资本部署的灵活性 自2022年2月成立以来 已实现两位数调整后EBITDA和自由现金流增长 并已向股东返还近18亿美元 [23] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 第三季度业绩反映了关键战略举措的强劲执行与充满挑战的大宗商品价格环境（尤其是9月份）的结合 [4] - 管理层承认过去四个季度在实现财务预期方面表现不佳 归因于整合特拉华北部系统的挑战 以及今年充满挑战和动荡的宏观大宗商品和通胀阻力 [12] - 尽管存在短期阻力 但对长期战略和有机增长计划的价值创造潜力仍充满信心 [21] - 瓦哈价格预计仍将是一个问题 但输送限制应于明年此时开始缓解 [18] - 对于2026年 规划正处于预算阶段 具体活动水平尚不确定 将结合国王登陆全年运营 ECCC部分时间运营 NGL合同到期 成本削减 以及Epic资产剥离和生产者活动水平等正负因素综合考量 [38] 其他重要信息 - 公司正在对预测假设进行严格分析并加以改进 包括评估使用AI工具和机器学习 [12] - 公司正在积极降低所有板块的可控成本 [12] - 公司拥有近乎11%的总股东回报率 [23] - 公司看到通过短周期战略项目积压实现长期价值创造的清晰路径 并得到保守杠杆资产负债表和通过股息增长及股票回购持续股东回报的支持 [24] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于生产者延迟的性质及其对2026年的影响 - 延迟主要涉及本年度第四季度预期的投产活动时间点变化 从9月移至11月末甚至12月 可能有个别活动移至2026年初 但影响不显著 主要是季度内的时间调整 对季度收益有直接影响 [27][28][29][30] 问题: 关于Durango系统区域Yazo地层的开发预期 - 西北陆架是生产商的活跃区域 地质条件良好 即使在当前价格环境下仍有活动 公司有能力提供关键的酸性气体外输服务 [33] - 该区域观察到强劲的EnCap并购活动 通常预示着资产开发 同时一些在2023和2024年退出的管理团队或私募股权公司已重返该区域 推动特拉华盆地前沿开发 出现了一些意料之外的新增开发萌芽 [34] - 酸性气体注入项目对于处理该区域主要的酸性气体至关重要 将使国王登陆1号厂转变为酸性气体处理厂 与ECCC管道形成优化平衡 [35] 问题: 关于2026年在长期增长目标中的定位和展望 - 2026年规划尚在进行中 将结合国王登陆全年运营 ECCC管道运营约8-9个月 NGL合同到期 成本削减等正面因素 以及Epic资产剥离和生产者活动水平不确定性等负面因素综合考量 具体指引将于2月公布 [38][39] 问题: 关于2028年新增输送能力的策略及LNG战略的驱动因素 - 新增输送能力是基于客户对墨西哥湾沿岸定价的高需求而获取 公司作为合同对应方参与 [40] - LNG战略是长期讨论的结果 旨在获取从瓦哈到休斯顿船舶频道再到LNG的溢价 此次交易规模可控 合同期限较短（约16-18个月） 受到客户欢迎 是公司业务的有趣拓展 未来可能吸引其他客户用于定价多元化 [41][42] 问题: 关于2025年末剩余时间和2026年对冲商品风险敞口的策略 - 2025年公司大部分产品对冲情况良好 对于2026年 公司目标是在滚动12个月基础上对40%至80%的权益产量进行对冲 目前处于该目标范围内 但WTI价格使其偏向区间低端 [45] 问题: 关于酸性气体注入项目投产后国王登陆1号厂产量爬坡及2号厂宣布时间表的影响 - 国王登陆1号厂目前运行率过半 未来几周及2026年将有更多气源接入 [47] - 国王登陆2号厂考虑的是多年计划 而非仅看未来六个月 其最终投资决定取决于与生产商的多年计划和新气源协议的签署 鉴于长交付周期 需提前规划 [47] - 酸性气体注入项目投产后 国王登陆1号厂将转变为酸性气体处理厂 ECCC管道则处理甜气 这将影响国王登陆2号厂的最佳投资时机 [48][49][50] 问题: 关于是否仍预期在2026年内达到12亿美元的EBITDA运行率 - 2025年未能达到预期运行率的主要原因是产量削减 投产活动延迟以及Epic资产出售 这些因素解释了超过60%的预期差异 [54] - 公司业务的EBITDA增长潜力仍然强劲 但取决于开发活动的持续性 近期石油导向的已探明已开发非在产储量关闭是前所未有的情况 10月份某些日子全系统近20%的现有产量被关闭 市场预期2026年将有新的输送能力上线 促使公司对预测进行根本性重置 [55][56][57] 问题: 关于未来股票回购的使用框架 - 股票回购是资本配置的一部分 公司将权衡股票回购 股息增长和有机项目投资三者 根据对全体利益相关者最有利的原则做出决策 [59] 问题: 关于第四季度EBITDA指引的假设 特别是国王登陆产量和瓦哈价格的极端影响 - 第四季度指引考虑了客户产量削减（包括天然气和石油生产商）以及因瓦哈价格极低（如10月某些日子达-9美元）导致的投产活动延迟 加上Epic出售 这些因素解释了超过60%的指引下调 [62][63] - 公司部分权益产量的C1在盆地内本地定价 这对第四季度预期产生了负面影响 但影响远小于因削减导致的毛利损失 [63] - 国王登陆项目目前正在逐步增加此前被削减的气源 未来4-6周预计还有气源接入 关键问题是石油生产商削减的产量何时恢复 [64] 问题: 关于在近期行业动态背景下对运输和费用合约重新签约的考量 - 2026年将面临合约到期 尽管有新增管道计划 但预计产量增长放缓 整体市场动态仍将有利于卖方 因为新建基础设施需要被填充 公司认为这仍将是一个非常有吸引力的机会 [68][69] 问题: 关于在2028年新输送能力到位前管理瓦哈风险敞口的措施 - 公司目前已有输送能力 明年将增加更多能力 2028年的新增能力是另一增量 公司一直在积极管理风险敞口 [72] 问题: 关于与生产商合作的盆地内电力项目的最新进展 - 与上游客户的讨论仍在继续 在当前资本受到严格审查的环境下 这对客户而言是"锦上添花"而非"必不可少" 但对公司控制电力成本至关重要 公司仍在评估中 设备正在筹备 短期内将有更多信息沟通 [73] 问题: 关于公司在新墨西哥州数据中心相关基础设施投资方面的定位和机会 - 数据中心机会在于公司能够将其残余气体管道网络连接到专用于大型需求用户（如数据中心）的发电来源 CPV项目是一个例子 公司相信会有其他类似机会 可以借此扩展管道网络并供应天然气 [77][78] - 公司拥有和运营的残余气体基础设施位于特拉华南部 正在与多个方面进行对话 包括近期公开宣布的Land Bridge NRG交易 [79] 问题: 关于私营与公开生产商在二叠纪盆地钻探活动的差异 以及特拉华北部未来的客户群趋势 - 观察到私营生产商对价格更为敏感 活动波动性更大 但在价格回升时反应也更迅速 例如COVID后原油价格反弹时 [80] - 特拉华北部客户群呈现良好混合 包括积极寻求库存的私募支持私营公司 以及一些原本专注于州界或德克萨斯州的公开生产商因良好的钻井结果而向北推进 [81] - 在特拉华南部 也存在公开公司不愿钻探的区块由私营公司通过农场方式接手钻探的动态 [82]