财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为2.43亿美元，可分配现金流为1.58亿美元，自由现金流为5100万美元 [19] - 中游物流板块调整后EBITDA为1.51亿美元，同比下降13%，主要受商品价格下跌、营销贡献减少、销售成本和运营费用上升影响，但Delaware North和South资产产量增加部分抵消了下降 [19] - 管道运输板块调整后EBITDA为9500万美元 [19] - 第三季度总资本支出为1.54亿美元 [19] - 公司将2025年全年调整后EBITDA指引区间下调至9.65亿美元至10.05亿美元，中点较8月份指引下降约6000万美元 [19][24] - 全年指引下调因素包括：King‘s Landing投产延迟（影响约2000万美元）、商品价格波动（影响近3000万美元）、产量削减（影响约2000万美元）、EPIC Crude资产剥离（影响第四季度利润） [19][20][21][23] - 公司杠杆率因出售EPIC Crude获得超过5亿美元现金用于偿还债务而降低约0.25倍 [24] 各条业务线数据和关键指标变化 - 中游物流业务受商品价格和运营成本影响业绩下滑，但Delaware North和South系统产量增加 [19] - King’s Landing工厂在9月实现全面商业运营，目前稳定流量超过1亿立方英尺/天，符合最初预期 [6][7] - ECCC管道连接Delaware North和South系统，预计2026年投入运营 [8] - King‘s Landing的酸性气体注入（AGI）项目已达成最终投资决定，预计2026年底投入服务，将显著提高总酸性气体处理能力 [8][9] - 公司与CPV达成协议，将残余气管道网络连接至德克萨斯州Ward County的1350兆瓦CPV Basin Ranch能源中心，为工厂提供主要供应源，该连接无需公司资本投入 [11] - 公司与INEOS签署为期五年的欧洲LNG定价协议，从2027年初开始，通过Permian Highway Pipeline交付相当于每年约500万吨的残余气，价格基于欧洲TTF指数 [12] - 公司还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，增强客户对优质市场的接入 [13] 各个市场数据和关键指标变化 - 受商品价格波动影响，特别是9月Waha天然气价格下跌超过50%（相较于2月假设），导致生产商近20%的产量在10月某些天数被削减，其中约一半来自以石油为重点的生产商 [20][21][22] - Delaware Basin的钻机数量自年初以来下降近20%，反映生产商更为谨慎的态度 [22] - 美国能源信息署（EIA）预测Permian Basin天然气产量从2025年到2026年出口持平，而2025年出口到出口增长约3%，全年同比增长约9% [22] - 行业预计在2026年和2027年初通过GCX压缩扩展、Blackcomb管道和Hugh Brinson管道等项目新增超过50亿立方英尺/天的外输能力，应能缓解外输限制 [21] - 公司在Delaware North的Northwest Shelf地区看到活跃的勘探开发活动，特别是Lieso地层，以及并购活动，预示着未来的开发潜力 [34][35][36] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司通过King‘s Landing和ECCC管道等战略基础设施项目，以及在酸性气体处理和大规模市场电力供应方面的可扩展解决方案，执行多年有机投资战略 [6][8][11][16] - 酸性气体注入（AGI）项目将增强公司在Delaware North的竞争地位，并可能很快宣布King‘s Landing的加工能力扩展 [9][10] - 公司与CPV的合作模式展示了如何利用基础设施和关系创建资本轻量化的可扩展解决方案，支持长期价值主张 [11][12] - 公司正在积极分析和改进预测假设，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 [15][16] - 公司资本配置策略优先考虑长期股东价值，保持资本部署的纪律性，自2022年2月成立以来已通过股息增长和股票回购向股东返还近18亿美元 [26][27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 管理层承认过去四个季度业绩未达预期，部分原因是整合Delaware North系统的挑战以及宏观商品和通胀逆风，但承诺通过改进预测和成本控制来提升表现 [14][15] - 尽管2025年面临短期挑战，管理层对长期战略和有机增长计划的价值创造潜力保持信心 [25] - 商品价格波动直接影响商品关联合同定价和工厂产品组合，间接影响生产商决策，导致近期开发延迟和现有产量削减 [20][21] - 对于2026年，管理层认为存在不确定性，正在与生产商共同规划预算，但指出King‘s Landing全年运营、ECCC管道部分运营、NGL合同到期和成本削减等积极因素，抵消EPIC资产剥离的影响，但生产商活动水平仍是关键变量 [41][42][43][44][45] - 管理层预计Waha价格问题将持续，但外输限制应在明年此时开始缓解 [21] 其他重要信息 - 公司收紧2025年资本支出指引范围至4.85亿美元至5.15亿美元，反映了年底前的能见度和King’s Landing AGI项目的最终投资决定 [26] - 公司在对冲策略上，2025年对C1-C5和WTI产品对冲良好，2026年目标为滚动12个月内对冲权益产量的40%至80%，目前因Waha和WTI价格处于目标区间低端但仍在该范围内 [54][55] - 公司正在评估在盆地内电力项目的机会，以管理电力成本上升，并与上游客户讨论，但目前对生产商而言是“锦上添花”而非“必需”，更多细节将在短期内公布 [93][94] - 公司看到数据中心相关基础设施的投资机会，特别是新墨西哥州南部的项目，公司可通过残余气管道网络连接发电来源，为数据中心或大型需求侧客户供气，CPV项目是首个范例，未来可能有更多类似机会 [98][99][100][101][102] 问答环节所有的提问和回答 问题: 关于生产商延迟的影响和2026年展望 - 延迟主要涉及第四季度的投产活动时间点变化（如从9月移至11月底或12月），而非大量移至2026年，因此对2026年影响有限，延迟会导致季度内收益影响 [29][30][31][32][33] - 2026年展望存在不确定性，管理层正在与生产商规划预算，积极因素包括King‘s Landing全年运营、ECCC管道部分运营、NGL合同到期和成本削减，消极因素包括EPIC资产剥离和生产商活动水平未知，具体指引将在2月提供 [41][42][43][44][45] 问题: 关于Northwest Shelf地区（特别是Lieso地层）的开发预期 - Northwest Shelf是生产商的活跃区域，地质条件好，尽管价格环境挑战，仍有活动，公司有能力提供酸性气体外输，支持该地区增长 [34][35] - 该地区还观察到活跃的勘探开发并购活动，以及一些管理团队或私募公司回归并推进Delaware Basin前沿的开发，为公司资产带来增量开发机会 [36] 问题: 关于2026年EBITDA运行率目标（12亿美元）是否能在2026年实现 - 管理层未直接确认2026年能否达到12亿美元运行率，但指出2025年未达预期的主要原因是产量削减、投产延迟和EPIC出售等因素，占下调指引的60%以上，暗示这些因素缓解后有望恢复增长，但2026年仍取决于生产商活动 [67][68][69] 问题: 关于长期收益增长潜力和基础业务增长前景 - 长期EBITDA增长潜力仍强劲，但取决于持续的开发活动，近期面临的石油导向已开发产量（PDP）削减是自2020年新冠疫情以来未预料到的风险，Waha价格负值导致10月近20%产量削减，但预计外输能力增加将改善价格，公司正借此机会彻底重置预测方法 [70][71][72][73][74] 问题: 关于未来股票回购的框架 - 回购是资本配置的一部分，与股息增长和有机项目投资共同考虑，管理层将根据长期股东利益决定资金分配，每季度评估回购、股息和投资机会 [75][76][77] 问题: 关于第四季度EBITDA指引的假设和Waha价格影响 - 第四季度2.5亿美元中点指引假设了客户产量削减（包括气导向和油导向生产商）以及投产延迟，Waha价格在10月某些天达负9美元加剧了延迟，此外，部分权益产量（C1）在盆地内定价也产生负面影响，但主要影响来自削减导致的毛利损失 [81][82][83][84][85][86] 问题: 关于在TNF（可能指运输合同）上的重新签约策略 - 2026年将有合同到期，管理层认为尽管有新增管道（如Speedway）或NGL管道转气服务，但预计产量减少将使市场仍偏向卖方，费率对公司仍有吸引力，公司将在2026年到期时处理，预计市场动态不变 [86][87][88] 问题: 关于在2028年新增外输能力之前如何管理Waha风险 - 公司目前已有部分外输能力，2028年新增能力是额外部分，公司一直积极管理现有能力，并根据客户增长需求增加容量，以提供墨西哥湾沿岸定价选项 [91][92] 问题: 关于与生产商合作的盆地内电力项目更新 - 该项目仍在评估中，在当前资本 scrutinized 环境下，对生产商是“锦上添花”，但对公司很重要以控制电力成本（2025年电力成本上升），设备正在筹备中，更多细节将很快公布 [93][94] 问题: 关于数据中心相关基础设施机会和公司定位 - 公司可通过残余气管道网络连接发电源，为数据中心或大型客户供气，CPV项目是例子（1350兆瓦，2029年运营），公司正与多方讨论建设联合循环燃气轮机（CCGT）项目，未来有更多机会 [98][99][100][101][102] 问题: 关于私人 vs 公共生产商在Permian的钻探活动差异 - 私人生产商对价格更敏感，活动波动更大（如COVID后油价反弹时率先恢复钻探），但公司Delaware North客户混合了私人公司（积极扩展）和公共公司（向北部推进），Delaware South也有私人公司接手公共公司不钻的 acreage，形成良好混合开发 [103][104][105][106][107]

业绩总结 - 2025年第三季度调整后的EBITDA为2.43亿美元[8] - 2025年第三季度净收入（包括非控股权益）为15,549千美元，较2024年同期的83,654千美元下降81.5%[35] - 2025年第三季度调整后EBITDA为242,634千美元，较2024年同期的265,683千美元下降8.7%[39] - 2025年前九个月的调整后EBITDA为735,584千美元，较2024年同期的733,644千美元增长0.3%[36] - 2025年第三季度的自由现金流为50,882千美元，较2024年同期的164,697千美元下降69.0%[39] 现金流与债务 - 自由现金流为5100万美元[8] - 2025年第三季度的分配现金流为158,488千美元，较2024年同期的184,158千美元下降13.9%[39] - 2025年9月30日的净债务为4,153,863千美元，较2024年6月30日的3,954,300千美元增长5.0%[42] - 2025年第三季度的总债务为4,161,600千美元，较2024年6月30日的3,954,300千美元增长5.2%[42] 资本支出与预期 - 资本支出为1.54亿美元[8] - 2025年调整后的EBITDA指引修订为9.65亿至10.05亿美元[10] - 2025年资本支出指引修订为4.85亿至5.15亿美元[10] 产量与市场预期 - 预计2025年天然气产量增长为低双位数，原油产量增长超过40%[20] - 2025年WTI原油价格预期为每桶约65美元[21] 中游物流与管道运输 - 第三季度中游物流调整后的EBITDA为1.51亿美元，同比下降13%[13] - 第三季度管道运输调整后的EBITDA为9500万美元，同比下降1%[15] 其他财务数据 - 2025年前九个月的净现金提供为494,030千美元，较2024年同期的493,356千美元增长0.1%[36] - 2025年第三季度的利息支出为61,721千美元，较2024年同期的66,029千美元下降6.4%[39] - 2025年第三季度的分配现金流（非GAAP）为468,772千美元，较2024年同期的501,575千美元下降6.5%[39]

财务业绩摘要 - 截至2025年9月的季度 公司营收为199.5亿美元 较去年同期下降3.9% [1] - 季度每股收益为0.28美元 低于去年同期的0.32美元 [1] - 营收较Zacks一致预期229.1亿美元低12.9% 每股收益较一致预期0.33美元低15.15% [1] 运营指标表现 - 中游业务集输量为21581 BBtu/天 略高于两位分析师平均预期的21480.99 BBtu/天 [4] - 中游业务NGL产量为11.49亿桶 略低于分析师平均预期的11.5273亿桶 [4] - NGL和精炼产品运输服务业务中 NGL运输量为24.87亿桶 高于分析师平均预期的23.0715亿桶 [4] - NGL和精炼产品终端量为16.6亿桶 高于分析师平均预期的15.4319亿桶 [4] 分部调整后EBITDA - 州际运输和存储业务调整后EBITDA为4.31亿美元 低于分析师平均预期的4.794亿美元 [4] - 原油运输和服务业务调整后EBITDA为7.46亿美元 略低于分析师平均预期的7.5557亿美元 [4] - NGL和精炼产品运输服务业务调整后EBITDA为10.5亿美元 略低于分析师平均预期的10.6亿美元 [4] - 中游业务调整后EBITDA为7.51亿美元 低于分析师平均预期的8.3662亿美元 [4] 市场表现与背景 - 过去一个月 公司股价回报率为-0.7% 而Zacks S&P 500指数同期上涨1% [3] - 某些关键运营指标对于更准确地反映公司财务健康状况至关重要 [2]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为38.4亿美元，低于去年同期的39.6亿美元 [3] - 排除非经常性项目后，调整后EBITDA与去年同期持平 [3] - 年初至今调整后EBITDA为118亿美元，高于2024年同期的116亿美元 [3] - 第三季度归属于合伙人的经调整可分配现金流（DCF）约为19亿美元 [3] - 2025年前九个月有机增长资本支出约为31亿美元，主要投向NGL与精炼产品、中游业务和州内管道板块 [3] 各条业务线数据和关键指标变化 - NGL与精炼产品板块调整后EBITDA为11亿美元，高于去年同期的10亿美元，主要得益于墨西哥湾沿岸、Mariner East管道和终端吞吐量增长 [4] - 中游业务调整后EBITDA为7.51亿美元，低于去年同期的8.16亿美元，但若排除2024年一次性业务中断索赔的7000万美元收益，则实现同比增长，二叠纪盆地处理量因工厂升级和新厂投运增长17% [5] - 原油板块调整后EBITDA为7.46亿美元，略低于去年同期的7.68亿美元，二叠纪合资项目等管道系统增长被Bakken管道和Bayou Bridge管道运输收入下降所抵消 [5] - 州际天然气板块调整后EBITDA为4.31亿美元，低于去年同期的4.6亿美元，但若排除Rover系统财产税义务结算带来的4300万美元增加，则实现同比增长 [6] - 州内天然气板块调整后EBITDA为2.3亿美元，低于去年同期的3.29亿美元，管道优化减少是主要原因，公司正转向更稳定的长期第三方合同 [6] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 2025年有机增长资本支出指引从50亿美元下调至46亿美元，部分支出推迟至2026年 [7] - 2026年增长资本支出预计约为50亿美元，大部分将投资于天然气板块 [7] - 增长项目储备预计产生中等两位数回报，主要收益增长预计在2026年和2027年体现 [7] - 公司正积极评估将一条二叠纪盆地的NGL管道转换为天然气服务的可能性，以应对NGL运输费率竞争并捕捉数据中心带来的更高收入机会 [13][45][46] - 公司与Enbridge合作，通过Dakota Access管道和ETCOP管道为加拿大原油提供运输能力，以填充现有管道容量并确保长期稳定吞吐量 [22][50][51] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司看到天然气业务服务的强劲需求，预计将支持燃气发电厂、数据中心以及工业和制造业的增长 [8] - Desert Southwest管道项目（Transwestern管道扩张）已获得长期承诺，容量为15亿立方英尺/天，目前正评估进一步增加容量的选项 [8][9] - Hugh Brinson管道项目第一阶段预计不晚于2026年第四季度投运，该系统将提供双向运输能力，连接德州多数燃气公用事业公司和主要交易中心 [10][11][12] - 数据中心和发电厂需求是重要增长动力，公司已与Oracle等签订长期协议，供应约90万百万立方英尺/天的天然气，并拥有超过10亿立方英尺/天的潜在额外供应协议 [15][16][17] - 公司在二叠纪盆地的处理能力持续扩张，Lenora 2和Badger工厂已投运，Mustang Draw工厂预计2026年第二季度投运，Mustang Draw 2已获批建设 [19][20] 其他重要信息 - Bethel天然气储存设施的新洞穴建设已获批，预计将使工作气体储存能力翻倍至超过120亿立方英尺，计划于2028年底投运 [14] - Nederland终端的Flexport NGL出口扩建项目已投入乙烷和丙烷服务，并准备好乙烯出口服务，预计到本十年末超过95%的LPG出口能力将被签约 [20] - 犹他州Price River终端的扩建项目正在进行，预计将使终端出口能力翻倍，成本约为7500万美元，计划2026年第四季度投运 [21] - Lake Charles LNG项目正在与Mid Ocean Energy等潜在股权投资者进行深入讨论，公司计划将自身持股降至20%，项目最终投资决策取决于股权出售和剩余承购量转化为有约束力协议 [23] 问答环节所有的提问和回答 问题: 2025年业绩指引是否包含Sun对Parkland的收购 - 公司澄清当前指引未包含Parkland收购，在不考虑该收购的情况下，预计业绩将略低于指引区间的下限 [28] 问题: Lake Charles LNG项目需要多少合同和股权出售才能达到最终投资决策 - 公司强调需要完成股权出售（将自身持股降至20%）、将剩余承购量的不具约束力协议转化为有约束力协议，并满足严格的资本纪律和风险回报标准，时间紧迫但尚未达到最终投资决策点 [29][30][31][32][77][78][79] 问题: 近期数据中心交易的财务影响和资本支出框架 - 公司表示数据中心交易资本支出通常较低，许多项目只需建设短途支线，回报率具有吸引力，但具体细节因项目而异且受保密协议限制 [35][36][37][71][72][73][74][75] 问题: 2026年业绩的主要驱动因素 - 主要驱动因素包括Flexport项目的全面贡献、二叠纪盆地处理厂的持续填充、新处理厂（如Frack 9）的投运以及Hugh Brinson管道在年底的投运 [40][41] 问题: 将NGL管道转换为天然气服务的考虑因素 - 公司解释此举是出于对NGL运输费率竞争的担忧，以及数据中心需求可能带来更高收入，目前正在评估但尚未做出决定 [44][45][46][47] 问题: 与Enbridge合作的原油项目对收益的影响 - 公司认为这些合作能很好地填充Dakota Access管道因巴肯地区产量持平而可能出现的合同到期后的容量，预计将带来长期稳定的收益 [48][49][50][51][52] 问题: 增长项目储备总量和未来资本支出趋势 - 公司指出2026年资本支出指引为50亿美元，但更长期的数字尚不明确，强调项目储备丰富且回报良好 [55][56][57] 问题: Desert Southwest管道项目的扩容潜力和新增需求来源 - 公司表示该项目已看到超出已签约15亿立方英尺/天的额外需求，有能力增加至少5亿至10亿立方英尺/天的容量，正在评估扩容选项 [58][59][60][61] 问题: 公司是否考虑更大规模地进入发电领域 - 公司明确表示目前看到的发电项目回报率不符合公司标准，更倾向于作为天然气供应商参与 [64] 问题: 天然气储存费率前景和Bethel扩张的独特性 - 公司认为随着LNG出口增长和对可靠性的需求，储存价值将显著上升，但公司会保持资本纪律，不会投机性建设 [65][66][67][68] 问题: Hugh Brinson管道上供应推动和需求拉动合同的构成 - 公司表示该项目初始是需求拉动和供应推动的平衡，但未来的扩张将主要是需求拉动 [82] 问题: 二叠纪盆地天然气出口管道容量激增，客户是否开始锁定气源 - 公司意识到一些终端用户正在尝试锁定气源，并认为二叠纪盆地天然气产量需要显著增长才能满足已宣布的管道需求 [83][84] 问题: 过去一年签约的60亿立方英尺/天新需求中，增量部分占比和隐含费率 - 公司确认这些均为增量业务，隐含的加权平均费率具有吸引力，但由不同类型的合同组成，需谨慎推断 [87][88][89] 问题: 关于加速数据中心电网连接审批的提案对天然气需求的影响 - 公司认为如果提案通过，将极大促进管道业务，加速天然气需求 [92][93][94] 问题: Price River终端扩建项目的需求背景 - 公司强调该项目得到上游产区大量面积的长期承诺支持，原油品质受到炼油厂青睐，且存在下游协同收入机会 [95][96]

业绩总结 - 2025年第三季度调整后的EBITDA为38.4亿美元，较2024年第三季度的39.6亿美元持平[7] - 2025年第三季度可分配现金流为19亿美元[7] - 2022年净收入为5,294百万美元，2023年预计为6,565百万美元，增长约24%[55] - 2022年调整后EBITDA为13,093百万美元，2023年预计为13,698百万美元，增长约5%[55] - 2022年可分配现金流为7,935百万美元，2023年预计为9,249百万美元，增长约16%[55] 用户数据 - NGL出口量同比增长13%，创下合作伙伴新纪录[7] - NGL运输量同比增长11%，创下合作伙伴新纪录[7] - Energy Transfer在全球NGL出口市场的市场份额保持在约20%[36] 未来展望 - 2025年预计增长资本支出约为46亿美元，较之前的50亿美元有所下降[7] - 预计Mustang Draw处理厂将在2026年第二季度投入使用，提供额外275 MMcf/d的处理能力[44] - 预计2024年通过双驱动和碳捕集与封存技术减少的二氧化碳排放量约为822,000吨[48] - 预计在2026年第四季度投入使用的Phase I项目总资本支出约为27亿美元[28] 新产品和新技术研发 - Energy Transfer正在建设8个天然气发电设施，总功率为80 MW，以支持其在德克萨斯州的运营[49] - 与Oracle签署协议，向三家美国数据中心提供约900百万立方英尺/天的天然气[7] - 与Fermi America签署10年协议，提供约30万MMBtu/天的天然气供应[7] 市场扩张和并购 - Desert Southwest扩展项目将包括一条516英里、42英寸的天然气管道，连接Permian盆地与亚利桑那州和新墨西哥州的市场[7] - Desert Southwest项目预计将拥有约1.5 Bcf/d的天然气运输能力，已与投资级客户签订25年期长期合同[25] - Nederland Terminal的Flexport扩展项目预计将增加高达25万桶/日的NGL出口能力[35] - Energy Transfer计划在2026年中期完成Mont Belvieu到Nederland Terminal的管道建设，预计将流量提升至至少70,000桶/日[38] 负面信息 - 2022年来自Sunoco LP的可分配现金流为920百万美元，2023年预计为648百万美元，下降约30%[55] - 2022年维护资本支出为854百万美元，2023年预计为821百万美元，下降约4%[55] 其他新策略和有价值的信息 - 2025年第三季度宣布每单位现金分配增加至0.3325美元，较2024年第三季度增长超过3%[7] - 2022年利息支出为2,564百万美元，2023年预计为2,578百万美元，增长约1%[55] - 2022年折旧、耗竭和摊销费用为4,164百万美元，2023年预计为4,385百万美元，增长约5%[55] - 2022年税收支出为204百万美元，2023年预计为303百万美元，增长约48%[55] - 2022年与非控股权益相关的可分配现金流为848百万美元，2023年预计为1,240百万美元，增长约46%[55] - 2022年非现金补偿费用为130百万美元，2023年预计为151百万美元，增长约16%[55]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA达到12.75亿美元，同比增长19%，环比增长10% [18] - 预计2025年全年调整后EBITDA将接近此前提供的46.5亿至48.5亿美元指导范围的上限 [5][18] - 第三季度末可用流动性为23亿美元，备考合并杠杆率约为3.6倍，处于3-4倍的长期目标范围内 [18] - 2025年净增长资本支出预计约为33亿美元，净维护资本支出预计为2.5亿美元 [18] - 第三季度回购了1.56亿美元的普通股，年初至今回购总额达到6.42亿美元 [18] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地天然气进气量在第三季度平均达到创纪录的66亿立方英尺/日，同比增长11%并实现强劲环比增长 [11] - NGL管道运输量平均达到创纪录的102万桶/日 [14] - 分馏量在第三季度大幅增长，平均达到创纪录的113万桶/日 [15] - LPG出口装载量在第三季度平均达到每月1250万桶 [15] - 二叠纪盆地体积较去年同期增长超过3.4亿立方英尺/日，NGL体积较去年同期增长约18万桶/日 [5][6] 各个市场数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地体积在10月份受到低商品价格和风暴导致的一些生产商关闭的影响，但这些体积现已大部分恢复 [11] - 预计2025年二叠纪盆地体积将实现至少10%的增长，基于当前可见度，预计2026年将再次实现强劲的低双位数增长 [11] - 二叠纪米德兰地区的Pembroke II工厂在第三季度投产并保持高利用率，二叠纪特拉华州的Bull Moose II工厂于10月开始运营 [12] - 预计当前在建的处理基础设施在启动时将非常需要，项目按先前提供的时间表进行 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司宣布了多项新的增长项目，包括Speedway NGL运输扩建、德克萨斯州和二叠纪盆地的Yeti天然气处理厂、二叠纪盆地天然气管道系统的Permian、Delaware和Buffalo Run扩建 [7] - 宣布了下一个天然气处理厂Copperhead，位于新墨西哥州和二叠纪盆地的特拉华地区 [7] - 先前宣布的Delaware地区的Forza天然气管道成功进行了开放季节，项目正在推进 [7] - 公司正在二叠纪盆地内继续建设盆地内残留气能力，以帮助管理盆地天然气外输的紧张状况，直到下一波外输能力在2026年上线 [12] - 公司在Blackcomb和Traverse管道中拥有17.5%的股权，目前正在建设中，Blackcomb预计在2026年第三季度完工，Traverse预计在2027年完工 [14] - 公司是二叠纪盆地酸性天然气处理领域的先行者，拥有超过25亿立方英尺/日的酸性气处理能力和7个AGI井，提供无与伦比的服务 [72][73][74] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对二叠纪盆地天然气和NGL体积的长期有意义的增长保持信心，支持因素包括现有生产商客户的自下而上预测、持续的商业成功以及气油比上升的行业趋势 [7][8] - 预计下游资本支出将在2027年后显著降低，同时调整后EBITDA将远高于当前水平，从而带来强劲且增长的自由现金流 [8][9] - 中期和长期展望包括增长调整后EBITDA、增长普通股每股股息、减少股本数量、产生显著且增长的自由现金流，同时保持强劲的投资级资产负债表 [10] - 预计2026年将再次实现强劲的低双位数增长，基于现有的可见度 [11] - 全球LPG需求持续增长，公司出口设施高度签约，基本面未改变 [65][66] 其他重要信息 - 公司计划向董事会建议将年度普通股股息增加至每股5美元，相当于比2025年水平增加25%，如果获得批准，将于2026年第一季度生效并于2026年5月支付 [18] - 公司正在评估第13条分馏生产线（Train 13）的宣布和投产时间 [35] - 公司正在与数据中心社区进行大量对话，鉴于公司在二叠纪盆地的地位和每天聚合和运输的大量天然气，公司有能力帮助满足不断增长的天然气需求 [121] - 处理厂成本范围在2.25亿至2.75亿美元之间，酸性气工厂成本可能达到2.5亿美元或略高，甜气工厂成本在该范围的低端 [101] 问答环节所有提问和回答 问题: 2025年业绩超出最初预期的驱动因素是什么？ [24] - 驱动因素主要是下半年体积增长如预期甚至略好于预期，推动了创纪录的二叠纪NGL运输和分馏量，同时年内波动带来了一些增量天然气和NGL营销机会 [24] - 生产商表现符合或略好于预期，系统上的活动水平没有发生实质性变化 [25] 问题: 基于主要生产商提供的长期展望，对中期增长的看法如何？ [26] - 公司在二叠纪盆地拥有顶尖的足迹和活跃的高质量生产商，获得生产商自下而上的预测，这支撑了对2026年及以后持续增长的信心，即使钻井平台数量持平或略有下降 [27] 问题: 在增加处理厂的过程中，系统其他部分是否需要扩张？ [34] - 预计到2027年下半年，下游支出将相对温和，主要将包括可扩展的分馏能力，取决于G&P方面的增长 [35] - 届时，即使G&P方面处于强劲增长环境，显著更高的EBITDA和较低的下游支出也将带来良好的自由现金流状况 [36] 问题: 盆地内残留气战略的机会规模和回报情况？ [37] - 该战略是与生产商协调，旨在增加可靠性和冗余度，并获得良好的管输费回报 [37] - 投资回报率与公司其他业务相似，属于高质量回报 [39] 问题: 在当前环境下，为何选择投资自有NGL基础设施而非更长期依赖第三方？ [42] - 决策基于资本效率和对客户的运营支持，通过第三方运输一段时间后，将基础负荷体积转移到自有管道，从而降低项目风险 [43][44][45] - 拥有和运营自有资产能够提供灵活性、可替代性和冗余度，为股东创造价值 [44][45] 问题: 二叠纪盆地内预计下一个瓶颈在哪里？ [46] - 瓶颈可能出现在工厂层面或外输层面，当前残留气外输非常紧张，预计2026年底有两条新管道上线，届时将需要并得到充分利用 [46][47] 问题: 第四季度EBITDA相对第三季度的预期以及可能的阻力？ [51] - 预计第四季度EBITDA可能环比略有下降，原因包括10月因低商品价格导致的关闭、11月计划中的管道维护以及保守估计 [51][52] - 但高于指导范围上限的可能性大于低于的可能性 [52] 问题: 第三季度分馏量大幅增长是否可持续？ [53] - 第三季度增长部分由于上半年维护导致的分馏能力受限恢复，随着Train 11和Train 12投产，分馏能力将增加并得到高度利用 [53] 问题: 决定明年增加股息25% versus 更侧重回购的考量？ [61] - 公司采取"全包括"的资本配置方法，有能力显著增加股息并继续进行机会主义股份回购，未来计划继续增长股息并进行回购 [62][63] 问题: 本季度LPG出口量是否符合预期以及终端需求情况？ [64] - 出口量通常在下半年有所回落，基本面未变，需求全球增长，公司高度签约，2027年的出口项目与预期的全球需求增长相关 [65][66] 问题: 在二叠纪酸性气处理领域的竞争优势和增长机会？ [71] - 公司是该领域的先行者，多年前开始投资酸性气处理设施并锁定区块，拥有强大的系统、可替代性和冗余性，竞争优势明显 [72][73][74] 问题: Forza项目的具体情况和回报？ [75] - Forza是一条36英里的州际管道，将体积从新墨西哥州输送到德克萨斯州，由生产商兴趣驱动，回报与公司投资组合的其他部分一致 [76][77] 问题: Speedway管道何时需要扩建至满负荷设计容量以及方式？ [81] - 从50万桶/日扩建至100万桶/日主要通过增加泵站实现，资本投入远低于初始容量，将根据体积增长分阶段进行 [82][83] 问题: 中大陆（Midcon）地区活动水平的变化和展望？ [85] - 该地区活动水平有所增加但并非大幅激增，如果天然气价格走强，未来可能成为机会，公司有工厂产能，资本投资回报有利 [86] 问题: 二叠纪米德兰与特拉华地区活动水平的当前看法和预期？ [91] - 两个地区均呈现良好增长，目前特拉华地区增长略强，对所有在建工厂的高度利用率持乐观态度 [92][93] 问题: 二叠纪盆地不同区域气油比（GOR）的变化趋势？ [94] - 未看到广泛或大幅的GOR波动，但持续看到GOR上升的广泛趋势，公司是受益者 [95] 问题: 处理厂成本上升是否影响利润率预期？ [99] - 成本范围仍在2.25亿至2.75亿美元，资本成本不直接转嫁给生产商，但计入整体费率，公司仍具有高度竞争力并获得良好回报 [101] 问题: 二叠纪盆地竞争格局和费率情况？ [105] - 竞争一直存在且可能持续，公司通过资产系统、运营能力、酸性气处理策略和一体化价值主张进行差异化竞争，能够维持费率溢价 [106][107][108] 问题: Speedway管道16亿美元成本是否已完全确定？ [110] - 对成本估算感觉良好，团队在项目宣布前已提前采购管道，预算中包含应急费用，但团队努力超额完成 [111][112] 问题: 长期稳态资本支出估算当前为多少？ [117] - 2024年2月提供的框架（约17亿美元）仍有参考价值，考虑到成本略有上升、业务规模扩大以及新增残留气和CCUS支出，可能略有上调但仍属适度 [117][118] - 该框架是多年平均值，Speedway投产前支出高于平均，投产后将低于平均 [120] 问题: 对数据中心需求兴趣的看法？ [121] - 正与多方进行大量对话，公司有能力帮助满足电力需求和LNG容量翻倍带来的天然气需求增长 [121] 问题: NGL业务展望和未来处理厂建设节奏？ [125] - 中长期展望将由生产商活动和商业执行驱动，将决定G&P支出的节奏 [126] 问题: 2027-2028年自由现金流拐点时期40-50%派息率的实现方式？ [128] - 40-50%的资本回报目标是多年平均值，某些年份可能低于，某些年份可能高于 [129] - 2027年下半年后，公司将处于有利位置，继续增加股息、进行机会主义回购，并可能降低杠杆率，重点仍将是有机增长和股东回报 [130]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度调整后EBITDA为12.75亿美元，同比增长19%，环比增长10% [18] - 预计2025年全年调整后EBITDA将接近此前指引范围46.5亿至48.5亿美元的上限 [5][18] - 第三季度末可用流动性为23亿美元，备考合并杠杆率约为3.6倍，处于长期目标范围3-4倍之内 [18] - 2025年净增长资本支出预计约为33亿美元，净维护资本支出预计为2.5亿美元 [18] - 公司计划将年度普通股股息提高至每股5美元，相当于较2025年水平增加25%，若获批准将于2026年第一季度生效 [19] - 第三季度回购了1.56亿美元的普通股，使年初至今回购总额达到6.42亿美元 [19] 各条业务线数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地天然气进气量在第三季度达到创纪录的日均66亿立方英尺，同比增长11% [11] - 二叠纪盆地天然气日产量较去年同期增长超过3.4亿立方英尺，接近7亿立方英尺 [5][6] - NGL管道运输量在第三季度达到创纪录的日均102万桶 [14] - 分馏量在第三季度大幅增长，达到创纪录的日均113万桶 [15] - LPG出口装载量在第三季度平均为每月1250万桶 [15] - 由于年初部分分馏设施计划内维护，分馏量在一、二季度受到影响，三季度已全面恢复 [15][52] 各个市场数据和关键指标变化 - 二叠纪盆地产量持续增长，预计2025年公司在该地区的产量将至少增长10%，2026年将实现强劲的低双位数增长 [11] - 10月份二叠纪盆地产量受到低商品价格和风暴导致的部分生产商关闭影响，但这些产量目前已基本恢复 [11] - 二叠纪盆地中陆地区的Pembrook II工厂在第三季度投产并保持高利用率，特拉华盆地的Bull Moose II工厂于10月开始运营 [12] - 公司继续在二叠纪盆地内建设区内残留气处理能力，以应对2026年下一波外输管道投产前的天然气外输紧张局面 [12] - LPG出口需求在全球范围内持续增长，存在季节性波动，但基本面未改变，公司出口设施保持高合约率 [64][65] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司宣布了多个新的增长项目，包括Speedway NGL运输管道扩建、德克萨斯州二叠纪盆地的Yeti天然气处理厂、二叠纪盆地天然气管道系统扩建以及新墨西哥州二叠纪盆地特拉华地区的Copperhead天然气处理厂 [7] - 此前宣布的Delaware盆地Forza州际天然气管道成功完成公开征集，项目将继续推进 [7][14] - 公司持有17.5%权益的Blackcomb和Traverse管道正在建设中，分别计划于2026年第三季度和2027年投产 [14] - Speedway NGL管道（初始产能50万桶/日）和LPG出口扩建项目（装载能力将增至约1900万桶/月）预计于2027年第三季度投产 [16] - 公司强调其"从井口到水边"的一体化战略，通过提供灵活性、可替代性和冗余性，为客户提供最佳服务 [43][106] - 在二叠纪盆地酸性天然气处理方面具有先发优势和竞争优势，拥有超过日均25亿立方英尺的处理能力和7口酸性气体注入井 [71][73][106] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 对公司中长期前景充满信心，支撑因素包括现有生产商客户的自下而上预测、持续的商业成功以及行业气油比上升的趋势 [7][8] - 预计2027年下半年下游资本支出将显著低于当前水平，同时调整后EBITDA将远高于当前水平，从而带来强劲且持续增长的自由现金流 [8][9] - 中期到长期目标包括：增长调整后EBITDA、增长每股普通股股息、减少股本数量、产生显著且增长的自由现金流，同时保持强劲的投资级资产负债表 [10] - 尽管当前商品价格环境充满挑战，但生产商表现符合或略高于预期，公司系统上的活动水平未见重大变化 [24][25] - 电力需求增长（如数据中心）和美国LNG产能翻倍对天然气需求形成利好，公司正积极与各方洽谈以满足需求 [120] 其他重要信息 - 公司计划向董事会建议将年度普通股股息增加至每股5美元 [19] - 在二叠纪盆地内残留气战略方面继续投资，旨在增强可靠性、冗余性并为生产商提供投资组合灵活性 [36][37][75] - 处理厂成本有所上升，当前范围在2.25亿至2.75亿美元之间，酸性气体处理厂成本较高，但公司仍能保持竞争力并获得良好回报 [98][100] - Speedway管道项目成本约为16亿美元，公司对预算执行充满信心，已提前采购管材并包含应急费用 [109][110][111] - 公司此前提供的长期稳态资本支出框架（约17亿美元）仍具参考价值，考虑到投资组合增长和新增项目（如残留气、CCUS），资本支出可能适度上调 [116][119] 问答环节所有提问和回答 问题: 2025年业绩表现超出最初预期的驱动因素是什么？ - 回答: 业绩超出预期主要源于下半年产量增长如预期甚至更好地实现，推动了创纪录的二叠纪NGL运输和分馏量，同时年内波动性带来了额外的天然气和NGL营销机会，这些通常在指引中未做重大预测 [24] 问题: 对二叠纪盆地中期增长前景的看法？ - 回答: 公司拥有跨越米德兰和特拉华盆地的顶级业务布局，与活跃的高质量生产商合作，通过自下而上的生产商预测对公司多年度展望充满信心，即使钻机数量持平或小幅下降 [27] 问题: 关于运营杠杆和自由现金流拐点，下游系统还有哪些扩张需要关注？ - 回答: 预计到2027年下半年，随着Speedway和大型LPG出口项目投产，下游支出将变得相对温和，主要将是根据G&P增长情况按需增加分馏能力，届时EBITDA显著提高且下游支出降低，将带来持续多年的强劲自由现金流状况 [34][35] 问题: 二叠纪盆地内残留气投资的机会规模和回报情况？ - 回答: 该投资旨在与生产商协调，增加工厂的可靠性和冗余性，并通过管道输送天然气获得可观费用，投资回报率与公司其他业务相似，属于高质量回报 [36][37][38] 问题: 在当前环境下，为何选择投资自有NGL基础设施而非更长时间利用第三方？ - 回答: 决策基于资本效率考量，通过第三方卸载协议等方式过渡，最终通过自有管道（如Speedway）汇聚已流动的 volumes 来降低投资风险，同时一体化运营能为客户提供最佳服务，并为股东创造价值 [42][43][44] 问题: 二叠纪盆地内预计下一个瓶颈出现在哪里？ - 回答: 瓶颈可能出现在工厂层面（区内集输系统可应对长输管道中断）或残留气外输方面，目前外输能力非常紧张，预计2026年底两条新管道的投产将带来显著容量并被充分利用 [45][46] 问题: 第四季度业绩展望及潜在阻力？ - 回答: 公司对实现2025年创纪录EBITDA充满信心，保守态度源于年内剩余两个月存在不确定性，如10月因低价格导致的关停以及11月计划中的管道维护，但公司广泛的业务布局可在Waha价格疲弱时从营销侧获益 [50][51] 问题: 第三季度分馏量大幅增长是否可持续？ - 回答: 第三季度分馏量增长部分得益于一、二季度维护后的恢复，随着Train 11和Train 12未来投产，分馏能力将增加并保持高利用率 [52] 问题: 决定增加股息而非更侧重回购的考量？ - 回答: 公司采取"全包括"资本配置方法，基于多年预测有能力显著增加股息并保持强劲资产负债表以进行机会性股票回购，未来计划继续增长股息并进行机会性回购 [61][62] 问题: LPG出口量季度表现及终端市场需求更新？ - 回答: 出口量存在季节性（二、三季度通常低于四、一季度），但基本面未变，需求在全球范围内增长，公司保持高合约率，预计2027年出口扩建项目将满足预期的全球需求增长 [64][65] 问题: 公司在二叠纪盆地酸性天然气处理方面的竞争优势和增长机会？ - 回答: 公司是酸性天然气处理的先行者，多年前开始投资相关设施并锁定产区，拥有包括Red Hill和Bull Moose Wildcat在内的可处理酸性气体的系统，以及连接这些系统的湿气管道和多个AGI井，提供 unmatched 的服务 [71][73] 问题: Forza项目的具体情况和回报？ - 回答: Forza是一条36英里的州际管道，可将新墨西哥州的天然气输送到德克萨斯州更活跃的市场，由生产商需求驱动，投资回报与公司整体投资组合一致，旨在为生产商提供更多灵活性 [75][76] 问题: Speedway管道未来扩容至设计产能100万桶/日的可能性和方式？ - 回答: 从50万桶/日扩容至100万桶/日主要涉及增加泵站，资本投入远低于初始容量，公司将根据产量增长情况分阶段逐步增加，类似于Grand Prix项目的做法 [81][82][83] 问题: 中大陆地区（Midcon）业务活动水平和前景？ - 回答: 该地区活动水平较过去两三年有所增加，但并非大幅激增，若天然气价格走强，未来机会可能增长，公司拥有工厂产能，资本投资回报有利，已做好准备 [85] 问题: 当前二叠纪盆地米德兰与特拉华地区产量增长态势对比？ - 回答: 两个地区均实现良好增长，符合预期，本季度特拉华地区增长略强，预计两地均需要新投产的工厂并保持高利用率 [91][92] 问题: 二叠纪盆地气油比（GOR）变化趋势？ - 回答: 未看到GOR出现大幅波动，但持续观察到GOR上升的广泛趋势，公司是受益者，这一趋势仍在延续甚至加强 [94] 问题: 处理厂成本上升对利润率预期的影响？ - 回答: 资本成本不直接转嫁给生产商，但会影响公司收费率和竞争力，公司在当前资本成本水平下仍保持高度竞争力并获得良好回报 [100] 问题: 二叠纪盆地竞争格局和收费水平变化？ - 回答: 竞争一直激烈，公司通过执行复杂的G&P业务、提供可替代性、冗余性和可靠性，以及酸性气体处理等差异化服务来保持优势，收费水平保持稳定 [105][106][107] 问题: Speedway管道16亿美元成本预算的确定性？ - 回答: 对预算执行充满信心，团队在项目公开宣布前已提前采购管材，项目预算包含应急费用，团队致力于超额完成目标 [110][111] 问题: 长期稳态资本支出指引的更新？ - 回答: 此前提供的框架（约17亿美元）仍具参考价值，考虑到投资组合增长、成本上升以及新增项目（残留气、CCUS），资本支出可能适度上调，但该框架为多年度平均值，短期支出将高于平均，下游项目投产后将低于平均 [116][119] 问题: 对数据中心等新增天然气需求的看法和参与机会？ - 回答: 公司正与多方积极洽谈，凭借在二叠纪盆地聚合和运输大量天然气的地位，有能力帮助满足电力需求增长和数据中心等带来的天然气需求增长 [120] 问题: 未来天然气处理厂投建节奏会否加快？ - 回答: 中长期投资节奏将由生产商活动水平和公司商业执行情况驱动，取决于未来是低双位数还是高单位数增长 [125] 问题: 2027/2028年自由现金流拐点后40%-50%资本回报目标的实现路径？ - 回答: 该目标为多年度平均值，某些年份可能低于范围，某些年份可能高于，2027年下半年后，公司将有能力决定大量自由现金流的用途，包括持续增加股息、机会性回购以及可能降低杠杆率，重点仍将是有机增长、回报股东和降低杠杆 [128][129]

业绩总结 - 2025年第三季度调整后的EBITDA为12.748亿美元，较2024年第三季度增长19%[36] - 2025年第三季度净收入为4.784亿美元，较2024年第三季度的3.874亿美元增长23%[36] - 预计2025年全年调整后的EBITDA为48.5亿美元[42] 用户数据 - 2025年第三季度的NGL（天然气液体）管道运输量为12.5百万桶/月[23] - 2025年第三季度的Permian地区天然气入口量为6622百万立方英尺/天，较2024年第三季度的5944百万立方英尺/天增长11%[20] - 2025年第三季度的LPG（液化石油气）出口量为1134百万桶/天，较2024年第三季度的954百万桶/天增长19%[24] 成本与费用 - 2025年第三季度的运营费用为2.361亿美元，较2024年第三季度的2.037亿美元增长16%[40] - 2025年第三季度的G&A（一般和行政）费用为2.361亿美元，较2024年第三季度的2.037亿美元增长16%[40] 部门表现 - 2025年第三季度G&P（Gathering and Processing）部门的运营利润增加5300万美元，达到6.376亿美元[40] - 2025年第三季度L&T（Logistics and Transportation）部门的运营利润增加9100万美元，达到7.102亿美元[11]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度归属于有限合伙人的净利润为3.32亿美元，调整后EBITDA为6.34亿美元 [17] - 第三季度经营活动产生的现金流总额为5.7亿美元，产生自由现金流3.97亿美元，第二季度分配支付后的自由现金流为4200万美元 [19] - 运营和维护费用环比下降5%，即1200万美元，主要由于资产维护和维修费用以及化学品费用减少 [17] - 预计2025年调整后EBITDA将处于先前公布的23.5亿至25.5亿美元指导范围的高端，预计将包括来自Aris遗产资产的4500万至5000万美元调整后EBITDA贡献 [20] - 预计2025年自由现金流将超过12.75亿至14.75亿美元指导范围的高端，并包含来自Aris遗产资产的增量自由现金流贡献 [20] - 预计2025年资本支出将处于6.25亿至7.75亿美元指导范围的高端，包括North Loving II的初始支出以及约2000万美元归属于Aris遗产资产的支出 [21] - 展望2026年，预计资本支出至少为11亿美元 [22] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度天然气吞吐量环比增长2%，达到公司历史最高水平 [3][7] - 第三季度原油和NGLs吞吐量环比下降4% [8] - 第三季度采出水吞吐量环比持平 [8] - 第三季度每千立方英尺天然气调整后毛利润环比下降5美分，主要由于Delaware Basin的过剩天然气液体量减少以及整体价格较低 [8] - 第三季度每桶原油和NGLs调整后毛利润环比增加0.08美元，主要由于Delaware Basin某些合同的效率费用增加 [9] - 第三季度每桶采出水调整后毛利润保持不变，符合预期 [9] - 预计第四季度每千立方英尺天然气调整后毛利润将略低于第三季度，每桶原油和NGLs调整后毛利润将与第三季度一致 [8][9] - 考虑到Aris约两个半月的贡献，预计第四季度合并后每桶采出水调整后毛利润将在0.85至0.90美元之间 [9] 各个市场数据和关键指标变化 - Delaware Basin天然气吞吐量实现又一个季度记录，尽管上线井数低于预期 [3][7] - DJ Basin的天然气、原油和NGLs吞吐量实现强劲环比增长 [3][7] - 其他资产（特别是犹他州Chepeta工厂）吞吐量强劲环比增长，主要受9月初Kinder Morgan的Altamont管道连接推动 [3][7] - Powder River Basin吞吐量下降，因第二季度末先前卸载的产量减少 [7] - South Texas因第二季度工厂检修活动在第三季度消退，产量增加 [7] - 预计2025年全投资组合天然气吞吐量同比实现中个位数百分比增长，原油和NGLs吞吐量实现低个位数百分比增长 [10] - 考虑到Aris两个半月的贡献，预计2025年采出水吞吐量同比约增长40%，这意味着第四季度平均采出水吞吐量约为每天260-270万桶 [10] - 在Delaware Basin，预计天然气吞吐量同比实现低双位数增长，原油和NGLs吞吐量同比实现低至中个位数增长 [10] - 在DJ Basin，预计天然气吞吐量同比持平，原油和NGLs吞吐量同比实现低至中个位数增长 [12] - 在Powder River Basin，预计天然气和原油及NGLs吞吐量同比均持平 [12] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 10月15日完成对Aris Water Solutions的收购，巩固了公司在Delaware Basin作为领先的三流中游流量保障提供商的地位 [4] - 收购Aris使公司成为德克萨斯州和新墨西哥州采出水收集、运输、处置、回收和有益回用的中游领导者 [5] - 季末后为支持Delaware Basin的Pathfinder管道项目执行了增量处置容量协议，优化了管道计划路线并提升了项目整体回报 [6] - 公司战略重点是有机增长和Aris收购，预计2026年所有三条产品线的吞吐量将再次实现同比增长 [15] - 公司致力于维持低净杠杆率，产生稳定现金流，保持 disciplined capital allocation framework，逐步增加分配覆盖率，并为单位持有人创造增量价值 [25] - 行业环境方面，监管活动增加，与监管机构的接触增多，预计将有更多法规出台，这可能挤出无法交付大型项目和完整解决方案的小型玩家 [42] - 采出水相关的挑战（如地震活动、与生产井的沟通等）已成为行业焦点，合同呈现长期 dedication 和最低量承诺的趋势，类似于天然气业务 [43] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管运营成本降低和成本削减举措导致连续第二个季度创下调整后EBITDA记录，但调整后毛利润环比相对持平 [3] - 公司对实现4000万美元年度运行率协同效益目标充满信心 [4] - 公司领导层加大了与联邦和州监管机构的接触，讨论Delaware Basin的采出水挑战，并阐述公司如何有能力解决这些问题 [4] - 在商品价格疲软的环境下，某些盆地（如Powder River Basin和DJ Basin）的客户活动水平略有下降，导致吞吐量预期下降 [13][15] - 公司正与生产客户密切沟通，并推迟某些扩建项目，直到所服务的土地上出现增量活动 [14] - 公司财务状况强劲，拥有投资级信用评级，为执行广泛增长计划提供了支持和财务灵活性 [24] - 即使在较低的商品价格环境下，公司在Delaware和DJ Basin的地位依然稳固，继续看到稳定的钻机活动水平并受益于长期合同 [25] - 考虑到Aris收购和强劲的2026年有机增长计划，预计2026年杠杆率将保持或接近3倍 [25] 其他重要信息 - 宣布季度分配为每单位0.91美元，与上一季度一致，将于11月14日支付给10月31日的记录单位持有人 [19] - 公司范围内的成本削减举措已开始取得显著成果，即使在2025年吞吐量增加和公用事业成本升高的情况下，预计运营和维护费用以及G&A相对于2024年将相对持平（不考虑Aris收购的额外成本） [18] - 第三季度实现了公司历史上最高的资产可操作性水平，同时降低了运营和维护费用 [18] - 预计第四季度运营和维护费用以及G&A将环比增长20-25%，因为包含了Aris约两个半月的活动 [18] - 在Powder River Basin，如果商品价格疲软持续到2025年底，预计选择的钻机减少或临时钻机搬迁将持续到2026年，可能导致2026年该盆地吞吐量同比略有下降 [15] - 在DJ Basin，基于2025年活动水平低于2024年，预计2026年整体吞吐量将适度下降，但预计Oxy将于2026年初开始开发科罗拉多州Weld县的Bronco Cap区域，产量将在上半年流入West系统 [15] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于运营和维护费用下降的可持续性以及成本管理举措的进一步潜力 [30] - 成本管理努力始于今年3月，旨在更新流程、精简工作并寻找更具成本竞争力的方法，以支持有机增长和赢得新业务 [30] - 第三季度实现的成本水平预计是可持续的，并且预计未来还会有更多节省 [30][31] - 具体举措包括合理化维护计划和日程、合理化租赁车队、审视合同劳动力人数并将工作内部化、消除设施瓶颈以降低相关卸载成本，以及供应链团队重新谈判合同获得节约 [32][33] - 所有这些是在实现创纪录资产可操作性的同时完成的，预计2026年将持续看到改进 [31][34] 问题: 关于在完成Pathfinder等重大项目或进行并购后，分配是否可能进行离散性上调 [35] - 公司长期指导是中期个位数的分配增长，如果有机会提高分配，将会考虑，但需要平衡收益率和资本部署机会 [36] - 分配决策将考虑前景和环境，如果前景平稳或放缓，即使有好项目上线，也可能坚持中期位数增长率；如果出现可持续的增长，可能会从该水平上调，最终由董事会决定 [37] 问题: 关于Pathfinder项目新增孔隙空间对项目效率和成本的影响，以及第三方承包进展 [40] - 新增孔隙空间交易增加了容量，优化了管道路线，节省了部分资本，提高了Pathfinder项目的回报，具体数字尚未公布 [40][41] - 第三方承包进展顺利，Aris收购后得以与其商业团队协调，加速了与生产商的对话 [40] - 环境已转向有利，监管活动增加，行业更关注采出水挑战，合同呈现长期 dedication 和最低量承诺趋势 [42][43] 问题: 关于在新墨西哥州Aris覆盖区域扩展天然气和石油基础设施（三流业务）的计划 [45] - 计划通过有机和无机两种方式拓展新墨西哥州业务，Aris的巨大足迹提供了基础 [46] - 公司在德州Delaware Basin已成功签订多个至少包含两流（包括水）的合同，有信心在新墨西哥州复制此成功，解决水问题是该区域发展的关键门槛 [47] 问题: 关于未来潜在并购机会的重点领域 [53] - 财务参数保持不变，优先考虑在有业务基础并能产生协同效应的领域，目前偏向天然气机会，因已在Delaware Basin水业务占据领先地位 [53][54] - 对其他盆地的拓展持谨慎态度，需要具备显著或独立业务潜力，将保持纪律性 [55] 问题: 关于2026年业务趋势展望（除Aris收购外） [56] - 从量度角度看，预计所有三条产品线整体增长，但若商品价格疲软持续，将影响PRB和DJ等对价格敏感盆地的吞吐量 [57] - Delaware Basin仍表现强劲，服务的区域活动活跃，Aris收购将使水运输和处置量翻倍 [57] - 成本削减举措的节省预计将持续到2026年并发现更多机会 [58] 问题: 关于在新墨西哥州扩展天然气业务时，酸性气体注入能力是否是障碍 [62] - 新墨西哥州存在大量酸性气体，公司具备评估和运营酸性气体设施的能力，这是一个已知挑战，需要时间许可 [63] - 如果有无机机会涉及酸性气体，预计会附带相关许可，否则公司内部有技能处理 [63] 问题: 关于超越4000万美元协同效益目标后，商业协同效益何时显现 [64] - 商业协同效益的讨论已在进行，但时间难以控制，取决于客户，预计需要一些时间 [65] - 在水业务方面，结合Aris和West团队，预计收入协同效益可能在明年显现，但尚未量化 [66] - 对4000万美元成本协同效益极具信心，预计运营方面还有额外协同机会，可能在2026年第一或第二季度开始实现，希望2月份能提供更新 [67][68]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度归属于有限合伙人的净收入为3.32亿美元，调整后税息折旧及摊销前利润为6.34亿美元 [16] - 第三季度调整后总利润环比相对持平，运营和维护费用环比下降5%，即1200万美元 [16] - 第三季度经营活动产生的现金流总额为5.7亿美元，产生自由现金流3.97亿美元，支付第二季度分派后的自由现金流为4200万美元 [18] - 2025年调整后税息折旧及摊销前利润指引范围预计将处于此前公布的23.5亿至25.5亿美元的高端，预计将包含来自Aris资产的4500万至5000万美元贡献 [19] - 2025年自由现金流预计将超过此前12.75亿至14.75亿美元指引范围的高端 [19] - 2025年资本支出预计将处于6.25亿至7.75亿美元指引范围的高端，包括North Loving II的初始支出以及约2000万美元归属于Aris资产的支出 [19] - 预计2026年资本支出至少为11亿美元 [20] 各条业务线数据和关键指标变化 - 第三季度天然气吞吐量环比增长2%，达到公司历史最高水平 [3][6] - 第三季度原油和天然气液体吞吐量环比下降4% [8] - 第三季度产出水吞吐量环比持平 [8] - 第三季度每千立方英尺天然气调整后总利润环比下降5美分 [8] - 第三季度每桶原油和天然气液体调整后总利润环比增加0.08美元 [9] - 第三季度每桶产出水调整后总利润保持不变，符合预期 [9] - 预计第四季度每千立方英尺天然气调整后总利润将略低于第三季度，每桶原油和天然气液体调整后总利润将与第三季度一致 [8][9] - 计入Aris贡献后，预计第四季度合并每桶产出水调整后总利润在0.85至0.90美元之间 [9] 各个市场数据和关键指标变化 - **Delaware盆地**: 第三季度天然气吞吐量略有增长并再创季度纪录，尽管投产井数低于预期 [6][7]；原油和天然气液体吞吐量下降 [8]；预计全年天然气吞吐量同比增长低两位数，原油和天然气液体吞吐量同比增长低至中个位数 [10]；第四季度天然气吞吐量增长将受下游维护导致的间歇性限产影响 [11] - **DJ盆地**: 第三季度天然气、原油和天然气液体吞吐量环比强劲增长 [3][6]；预计全年天然气吞吐量同比持平，原油和天然气液体吞吐量同比增长低至中个位数 [12] - **Powder River盆地**: 第三季度吞吐量下降 [6][7]；预计全年天然气及原油和天然气液体吞吐量同比持平 [12]；由于商品价格疲软，预计第四季度天然气吞吐量将继续下降 [12] - **其他资产（尤因塔盆地等）**: 第三季度吞吐量增长，主要受Kinder Morgan的Altamont管道连接完成推动 [3][6]；预计第四季度吞吐量将增加 [13] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 完成对Aris Water Solutions的收购，巩固了公司在Delaware盆地作为领先的三流中游服务提供商的地位 [4] - 收购Aris使公司成为德克萨斯州和新墨西哥州在产出水收集、运输、处置、回收和有益再利用方面的中游领导者 [5] - 公司与联邦和州监管机构加强接触，讨论产出水挑战，并阐述其解决这些问题的优势 [4][22] - 公司执行了一项协议，为Delaware盆地的Pathfinder管道项目增加处置能力，优化了管道路线并提升了项目回报 [5] - 公司专注于有机增长和Aris收购，预计2026年所有三条产品线的吞吐量将再次实现同比增长 [14] - 公司预计杠杆率在整个2026年将保持或接近3倍 [24] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 尽管商品价格环境较低，但公司在Delaware和DJ盆地地位稳固，继续看到坚实的钻机活动水平并受益于长期合同 [24] - 在产出水方面，行业挑战日益突出，监管活动增加，这可能会挤出规模较小的参与者，对有能力提供全面解决方案的公司有利 [42][43] - 在Powder River盆地和DJ盆地，商品价格疲软可能导致活动水平下降和吞吐量 modestly 下降 [14][57] - 公司对实现4000万美元的年度协同效应目标充满信心，并预计在运营方面还有进一步的协同机会 [4][67][68] 其他重要信息 - 公司宣布每单位季度分派为0.91美元，与上一季度持平 [18] - 公司的资产可操作性在第三季度达到合伙制企业历史上的最高水平，同时降低了运营和维护费用 [17] - 公司推迟了Powder River盆地的某些扩张项目，直到看到所服务地区的增量活动 [13] - 公司预计Oxy将在2026年初开始开发科罗拉多州Weld县的Bronco Cap地区，产量将在上半年末流入WES系统 [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题: 运营和维护费用下降的可持续性及成本管理举措的进一步潜力 [28] - 成本管理举措自2025年3月开始，涉及流程更新、零基预算等，第三季度的费用水平预计是可持续的，并且预计2026年还会有进一步改善 [29][30] - 具体措施包括合理化维护计划和日程、优化租赁车队和合同劳动力、消除设施瓶颈以及供应链合同重新谈判 [31][32] - 这些成本节约是在实现创纪录资产可操作性的同时实现的 [33] 问题: 大型项目或并购后分派增长的可能性 [34] - 离散的分派阶梯式增长仍在考虑范围内，但会平衡分派增长与资本部署机会 [35] - 长期分派增长指导为中低个位数，是否增加分派将取决于项目上线或并购后的可持续增长前景以及董事会决定 [36] 问题: Pathfinder项目的效率提升和第三方签约进展 [40] - 获得额外孔隙空间协议增加了系统容量，优化了管道路线，节省了资本，提高了项目回报 [40][41] - 与Aris整合后，签约进展良好，结合后的公司拥有更多服务和解決方案，有望加速与其他生产商的合作 [40][41] - 监管环境日益严格，合同呈现长期化和包含最低量承诺的特点，有利于像WES这样的大型企业 [42][43] 问题: 在新墨西哥州扩展三流业务的计划 [44] - 计划通过有机和并购两种方式在新墨西哥州扩展业务，特别是利用Aris的产出水足迹作为切入点和竞争优势 [45][46][47] - 解决产出水问题已成为该地区发展的关键门槛，这为公司在市场竞争中提供了杠杆 [47] 问题: 未来并购机会的参数和重点 [53] - 财务参数保持不变，偏好能够产生协同效应或基于现有足迹的并购机会 [53][54] - 目前可能更偏向天然气相关机会，尤其是在新墨西哥州，对于进入其他盆地持谨慎态度 [53][54] 问题: 2026年业务趋势展望（除Aris收购外） [55] - 预计所有三条产品线吞吐量将实现同比增长，但商品价格疲软可能影响PRB和DJ盆地等价格敏感区域 [57][58] - Delaware盆地和Aris收购相关的产出水业务将是主要增长动力 [57] - 成本削减举措的效益预计将持续到2026年 [58] 问题: 在新墨西哥州扩展天然气业务的AGI（气体收集和处理）能力考量 [62] - 承认新墨西哥州酸性气体处理是运营挑战，但公司具备相关技能进行评估和运营 [63] - 如果有无机扩张机会，期望其能附带相关许可或设施，否则公司也有内部能力应对 [63] 问题: 超越4000万美元协同效应后的商业协同效益时间表 [64] - 商业协同（三流业务）的讨论已经开始，但时间表取决于客户，可能需时较长 [64][65] - 在产出水方面，凭借整合后的系统优势，收入协同效应可能更快显现，预计明年会有所体现 [66] - 对实现4000万美元成本协同效应极具信心，并预计在运营协同方面还有额外机会，可能在2026年第一或第二季度开始实现 [67][68]