0001061219-26-000006
SEC filing2025年营收降6.4%至$52.6B系营销价格拖累，但总gross operating margin微升至$10.03B、DCF达$8.0B，量增与费用型业务支撑分配。
| 指标 | 2025 | 2024 | 同比 |
|---|---|---|---|
| Revenue | $52,596M | $56,219M | -6.4% |
| Operating Income | $7,266M | $7,338M | -1.0% |
| Net Income | $5,876M | $5,970M | -1.6% |
| Net Income attributable to common unitholders | $5,810M | $5,897M | -1.5% |
| Total gross operating margin (non-GAAP) | $10,030M | $9,984M | +0.5% |
| DCF (non-GAAP) | $8,000M | $7,839M | +2.1% |
| Cash distribution per common unit | $2.1750 | $2.1000 | +3.6% |
| Distribution coverage ratio | 1.7x | 1.7x | — |
营收同比减少$3.6B至$52,596M，几乎全部来自营销业务的价格效应：NGL、原油、石化产品营销均价下跌合计拖累$7.9B，销量增长仅回补$3.1B；天然气营销则因均价上行贡献+$897M。中游服务收入净增$294M，其中NGL与天然气运输资产合计+$408M，部分被天然气加工厂权益NGL价值下降（-$97M）及octane deficiency fee减少（-$32M）抵消。
盈利质量方面，Operating income仅降$72M（-1.0%），显著优于营收降幅，反映营销价差波动对收入与成本的对冲效应；总gross operating margin（非GAAP）反而微增$46M至$10,030M。费用端Other operating costs增加$283M（人工、公用事业、租赁），D&A增加$149M（Permian两列加工train、Pinon Midstream、Neches River Terminal投运），权益法收益减少$47M。利息费用增$49M至$1,401M，主因2024年8月$2.5B、2025年6月$2.0B及11月$1.65B高级票据发行（+$142M），部分被2025年2月偿还$1.15B票据（-$38M）抵消。
现金流与分配：经营现金流$8,585M（+$470M），DCF $8,000M、Operational DCF $7,904M，distribution coverage ratio维持1.7x，每单位分配升至$2.1750。一次性项包括Bahia管道40%权益出售（约$655M现金，2025年确认$60M首期款）、Oxy附属收购（$581M）及$50M资产减值。
| 分部 | 营收 | 同比 | Gross operating margin | 同比 | 驱动 |
|---|---|---|---|---|---|
| NGL Pipelines & Services | $17,316M | -14.6% | $5,559M | +0.2% | 管道储运终端+$181M（Permian/Rocky管道量增51 MBPD、Eastern ethane管道+$76M），分馏-$79M（Mont Belvieu运营成本+$51M），加工与营销-$91M |
| Crude Oil Pipelines & Services | $20,761M | -3.8% | $1,501M | -8.8% | 德州原油管道及营销-$170M（营销价差-$147M、mark-to-market-$25M），EHT原油活动+$29M；码头量降168 MBPD |
| Natural Gas Pipelines & Services | $4,167M | +38.7% | $1,558M | +22.0% | Delaware Basin Gathering +$86M（Pinon并表）、Texas Intrastate +$76M、天然气营销+$65M、Midland Gathering +$31M |
| Petrochemical & Refined Products Services | $10,352M | -8.9% | $1,436M | -7.2% | Octane enhancement -$142M（价差-$126M、deficiency -$30M）、丙烯-$49M、乙烯出口-$20M；精炼产品管道+$98M（TE Products +$61M、TW系统+$44M） |
分部层面未披露经营利润/利润率，仅披露gross operating margin，故不列利润率列。NGL分部量增明显：NGL管道运输量4,646 MBPD（+220）、分馏量1,706 MBPD（+39）、fee-based天然气加工量7,311 MMcf/d（+578）；Crude Oil管道量2,578 MBPD（+50）但码头量降至763 MBPD（-192）。
本文件所载“Notes”章节未包含 Item 8 财务报表附注，未披露 Cash & equivalents、Marketable securities、Total Debt、Inventory、RPO / Deferred revenue、Shareholders' Equity 等资产负债表项目，故无法列示本期末/上期末对比表，亦无法计算 Net Debt 或 Net Debt/EBITDA。
未披露 Buybacks、Dividends、债务变化、Capex 或 Purchase commitments 相关数据。
| 项目 | 披露内容 |
|---|---|
| 财务报告内部控制评估日 | 2025-12-31 |
| 管理层结论 | 有效（基于 COSO 2013 框架） |
| 审计师意见 | Deloitte & Touche LLP 出具无保留意见 |
| 2025 年第四季度内控重大变化 | 无 |
| 董事会构成 | 11 名董事，其中 6 名独立董事 |
| NYSE 受控公司豁免 | 未设立全部由独立董事组成的提名委员会与薪酬委员会 |
| 项目 | 金额/数量 |
|---|---|
| A. James Teague（Co-CEO）2025 年总薪酬 | $15,995,598 |
| W. Randall Fowler（Co-CEO）2025 年总薪酬 | $11,991,063 |
| R. Daniel Boss（CFO）2025 年总薪酬 | $4,210,877 |
| Brent B. Secrest 离职金——2025 年 5 月已付 | $5.0 million |
| Brent B. Secrest 离职金——2026-04-30 后十日内应付 | $11.5 million |
| 未归属 phantom unit awards（2025-12-31） | 2,289,425 份 |
| 未归属 phantom unit awards 市值（$32.06/unit） | 约 $73.4 million |
| 其中 2026 年归属 | 877,075 份 |
未披露。
本期最值得关注的是新增/强化的 U.S. trade policy 与关税 风险：EPD 建设与维护管线依赖 steel 等材料，虽多数采购自美国国内生产商，但进口关税及由此带动的国内涨价会推高建设与维护成本；若无法转嫁客户，将压低投资回报并限制新项目开发。地缘方面，乌克兰战争、中东冲突及未来公共卫生危机被列为供应链与需求扰动源，但公司明确截至目前未受重大实质影响。监管端，FERC 费率可被抗议、暂停最长七个月、须退还最多两年款项；PPI 指数在通缩期可能迫使降费。管道完整性成本由 2023 年 $104 million 升至 2025 年 $144 million，2026 年预计约 $150 million。
资产老化带来的维护支出、第三方及部落土地通行权、eminent domain 州际差异、环保团体反对与破坏行为均被列为运营中断来源。网络安全单列：管线基础设施为攻击目标，且公司未单独投保网络安全险。IT/OT 系统故障亦可能影响分配支付。
中游各环节（NGL、成品油、海运、原油集输）竞争激烈，竞争者新建资产或重新配置可造成产能过剩、压低费率；并购标的争夺亦可能推高收购价格。
截至 2025-12-31，合并高级长期债务本金 $32.4 billion、次级债 $2.3 billion、固定利率债务 $34.1 billion、浮动利率债务 $582 million；2026 年有机资本开支预计 $3.1–$3.5 billion（增长资本 $2.5–$2.9 billion、维持性 $580 million）。商品价格方面，WTI 三年区间 $55.27–$93.68/桶，2026 年 1 月 $55.99–$65.42/桶；Henry Hub 三年 $1.58–$5.29/MMBtu，2026 年 1 月 $3.10–$7.46/MMBtu。整体而言，除关税与贸易政策外，其余多为既有结构性风险的延续，无重大新增量化披露。