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]