หุ้น EPD (Enterprise Products Partners L.P.) วิเคราะห์งบการเงิน ปันผล 2026

เขียนโดย HypeTimes Staff · ข้อมูล ณ 9 ตุลาคม 2026

1. สรุปผู้บริหาร (Executive Summary)

ราคาตลาด ณ ปิด 9 ต.ค. 2026 · งบ 2Q26 สิ้นสุด 30 มิ.ย. 2026 · งบปี 2025 (10-K) · 2Q26 release 30 ก.ค. 2026

ราคาหุ้น (Unit)

$36.08

ปิด 9 ต.ค. 2026 · ช่วง 52 สัปดาห์ $30.01–$40.17(StockAnalysis)

Market Cap

$77.9B

$36.08 × 2,159.5M common units (30 มิ.ย. 2026)(10-Q 2Q26)

Adjusted EBITDA TTM

$10.63B

FY25 $9.96B + 1H26 $5.52B − 1H25 $4.85B(Release 2Q26)

P/E TTM (GAAP)

12.50x

EPS TTM $2.89 · Forward P/E 11.56x (ตามแหล่งข้อมูลตลาด)(StockAnalysis)

Distribution Yield

6.21%

$2.24 ต่อหน่วยต่อปี (อัตราประกาศ 2Q26 ×4) ÷ ราคา(Release 2Q26)

Distribution Coverage

1.9x

Operational DCF 2Q26 ÷ distribution ที่ประกาศ · TTM payout รวม buyback 56% ของ Adj. CFFO(Release 2Q26)

ประเด็นสำคัญ (Key Takeaways)

กำไรและกระแสเงินสดโตต่อเนื่องในครึ่งปีแรก: Adjusted EBITDA 1H26 $5,521M โต 14% YoY, operating income $4,144M โต 17% และ Operational DCF $4,423M โต 13% ตัวขับหลักคือ NGL pipelines, marine terminals และ natural gas processing ในแอ่ง Permian (Release 2Q26)
รายได้โตแรงกว่ากำไรเพราะราคาสินค้า ไม่ใช่ปริมาณอย่างเดียว: รายได้ 1H26 $32,655M โต 22% แต่ส่วนใหญ่มาจากการขาย NGL, น้ำมัน และก๊าซที่ผ่านมือ ตัวชี้วัดที่สะท้อนผลการดำเนินงานจริงคือ gross operating margin ซึ่งรวม 1H26 เพิ่ม 14% (10-Q 2Q26)
ไตรมาส 2 มีปัจจัยชั่วคราวหนุน: ปริมาณ marine terminal พุ่งในเดือน เม.ย.–พ.ค. 2026 จากความขัดแย้งตะวันออกกลาง ฝ่ายบริหารระบุว่าปริมาณกลับสู่ระดับปกติในเดือน มิ.ย.–ก.ค. 2026 จึงไม่ควรเอา 2Q26 คูณ 4 เป็นฐานประมาณการ (Release 2Q26)
ภาระหนี้ยังสูงและคงที่ระดับ 3 กว่าเท่า: หนี้ตามมูลค่าตามบัญชี $33.2B ลดลงจาก $34.4B ณ สิ้นปี 2025 หนี้ต่อ Adjusted EBITDA (สุทธิจากเงินสด) อยู่ที่ราว 3.1 เท่า (10-Q 2Q26)
ผู้ถือหุ้นใหญ่ควบคุมด้วย EPCO: EPCO และบริษัทเอกชนในเครือถือหน่วยทุนราว 32.5% ณ 30 มิ.ย. 2026 (10-Q 2Q26) รายการกับบุคคลเกี่ยวข้องต้องติดตามเป็นประจำ

ข้อควรระวังเรื่องรายได้ในงบ

รายได้ TTM $58.5B ไม่ใช่ตัวชี้วัดความสามารถทำกำไร เพราะ NGL และ crude ที่ EPD ซื้อมาขายต่อ มีราคาที่ผันผวนตามตลาด ในไตรมาส 1 ปี 2026 Henry Hub อยู่ที่ $5.05/MMBtu และไตรมาส 2 เหลือ $2.90/MMBtu (Release 2Q26, Exhibit C)

Bull Case — ราคาอ้างอิง $42 (+16%)

โครงการ growth ราว $6.5B ที่กำลังก่อสร้างเริ่มทำงานตามกำหนด โดยเฉพาะ LPG export terminal ปลายปี 2026
ปริมาณส่งออก NGL และ LPG ยังโต ทำให้ marine terminal และ fractionation เพิ่ม margin ได้ต่อเนื่อง
Yield ลดลงเหลือ 5.5% ตามการประเมินใหม่ของตลาด (ดู หัวข้อ 13)

Base Case — ราคาอ้างอิง $37 (+2.5%)

Adjusted EBITDA ทรงตัวระดับ $10.0–10.8B ต่อปี ตามปริมาณที่เพิ่มขึ้นแต่ราคาสินค้าที่ลดลงบางส่วน
Distribution โต 3% ต่อปีตามแนวโน้มที่ผ่านมา (2024–2025 โต 3.6–4.7%) และ coverage อยู่ที่ราว 1.7–1.9 เท่า
ตลาดยอมรับ yield ราว 6.2% เท่าระดับปัจจุบัน

Bear Case — ราคาอ้างอิง $32 (−11%)

ปริมาณ marine และ NGL กลับตัวแรงหลังความขัดแย้งตะวันออกกลางคลี่คลาย และ margin การตลาดลดลง
หนี้เพิ่มจากงาน growth capex $2.9–3.4B ทำให้ net debt/EBITDA เกิน 3.5 เท่า
ตลาดให้ yield 7.0% ต่อ distribution $2.24 ที่ไม่โต

ราคาอ้างอิงในแต่ละกรณีคำนวณเองจากสมมติฐานที่ระบุ ไม่ใช่ราคาเป้าหมายจากแหล่งใด

2. Factsheet

ข้อมูลตลาด ณ 9 ต.ค. 2026 · ข้อมูลงบ ณ 30 มิ.ย. 2026 · หน่วยเป็น USD

ราคาปิด

$36.08

9 ต.ค. 2026(StockAnalysis)

ช่วง 52 สัปดาห์

$30.01–40.17

จากราคาปิดรายวัน(StockAnalysis)

P/E · P/BV

12.50x · 2.58x

P/E จาก EPS GAAP TTM $2.89 · P/BV คำนวณจาก partners' equity ต่อหน่วย(10-Q 2Q26)

Distribution Yield

6.21%

$2.24 ต่อหน่วย (อัตราประกาศ 2Q26 ×4)(Release 2Q26)

Common Units

2,159.5M

ณ 30 มิ.ย. 2026(10-Q 2Q26)

หนี้รวม (Principal)

$33.5B

ณ 30 มิ.ย. 2026 · ปี 2025 อยู่ที่ $34.7B(Release 2Q26)

ผู้ถือหุ้นใหญ่ (EPCO)

~32.5%

ของ common units รวม ณ 30 มิ.ย. 2026(10-Q 2Q26)

Buyback Program

$5.0B

ใช้ไปแล้ว 34% · TTM $405M(Release 2Q26)

ข้อมูลองค์กรและหลักทรัพย์ · ที่มา: 10-K FY2025 และ 10-Q 2Q26
รายการ	รายละเอียด
ชื่อหลักทรัพย์	Common units ของ Enterprise Products Partners L.P. (NYSE: EPD) · Series A preferred units 45,412 หน่วย (มูลค่า $44M)
สำนักงานใหญ่	Houston, Texas
ปีบัญชี	สิ้นสุด 31 ธ.ค. (งบรายไตรมาส 10-Q และรายปี 10-K)
โครงสร้าง	Partnership (ไม่ใช่บริษัท) จ่าย distribution แทนเงินปันผล ผู้ถือหน่วยเผชิญภาษีตามส่วนแบ่งและการตีความกฎภาษีอาจเปลี่ยน (10-K Item 1A)
สภาพคล่อง	ณ 31 ธ.ค. 2025 มีสภาพคล่องรวมราว $5.2B (วงเงินหมุนเวียนที่ยังไม่ใช้และเงินสดในมือ)
ขนาดโครงข่าย	ท่อส่งมากกว่า 50,000 ไมล์ · ความจุคลังมากกว่า 300 ล้านบาร์เรล · ความจุจัดเก็บก๊าซธรรมชาติ 14 Bcf

ที่มา: 10-Q 2Q26 (หน้าปก งบดุล และหมายเหตุ 8); Release 2Q26 (ขนาดโครงข่ายและสภาพคล่อง). ราคาตลาด, P/E, ช่วงราคา และ yield ดึงจาก StockAnalysis ณ 9 ต.ค. 2026 ที่ไม่ใช่แหล่งทางการ; P/BV คำนวณเองจาก partners’ equity $30,248M ÷ 2,159.5M หน่วย = $14.01 ต่อหน่วย. Yield ใช้อัตราประกาศล่าสุด 2Q26 ($0.56 ต่อไตรมาส) เพราะยังไม่มีการประกาศไตรมาส 3 ณ วันที่ข้อมูล

3. ลักษณะธุรกิจ (Business Overview)

ธุรกิจมิดสตรีมพลังงานครบวงจร · แบ่งเป็น 4 สายงานรายงานตามหน่วยงานที่รายงานผลต่อผู้บริหาร

EPD ให้บริการรับ ขนส่ง แยก จัดเก็บ และส่งออกไฮโดรคาร์บอนระหว่างแหล่งผลิตกับผู้ใช้ปลายทางในสหรัฐฯ ตั้งแต่ก๊าซธรรมชาติ NGL น้ำมันดิบ ผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี ไปจนถึงน้ำมันสำเร็จรูป จุดแข็งอยู่ที่การเชื่อมโยงแอ่ง Permian ผ่านโครงข่ายท่อ คลังและท่าเรือบนอ่าวเท็กซัส ทำให้ขายไปยังตลาดส่งออกได้โดยตรง (10-K FY2025 Item 1)

สายงาน สินทรัพย์หลัก และปริมาณ ณ 2Q26 · ที่มา: Release 2Q26 (Exhibit B)
สายงาน	สินทรัพย์และลักษณะรายได้	ปริมาณ 2Q26
NGL Pipelines & Services	ท่อ NGL, คลัง, ท่าเรือ ethane/propane/LPG, โรงแยก NGL (fractionation) ที่ Mont Belvieu และโรงประมวลผลก๊าซในแอ่ง Permian และ Midland รายได้ส่วนใหญ่เป็นค่าบริการ fee-based และ commodity-based	NGL ท่อ 4,913 MBPD · fractionation 1,858 MBPD · ท่าเรือ NGL 1,226 MBPD
Crude Oil Pipelines & Services	ท่อน้ำมันดิบจากแอ่ง Permian ถึงชายฝั่งอ่าว รวม Seaway Pipeline และท่าเรือส่งออกน้ำมันดิบ EHT	ท่อน้ำมันดิบ 3,025 MBPD · ท่าเรือ 1,123 MBPD
Natural Gas Pipelines & Services	ระบบรวบรวมและแปรรูปก๊าซ (gas processing) และท่อก๊าซ Texas Intrastate System รวมการตลาดก๊าซธรรมชาติ	ท่อก๊าซ 21.0 TBtu/d · inlet โรงแยกก๊าซ 8.1 Bcf/d
Petrochemical & Refined Products	ท่อเอทิลีนและโพรพิลีน โรงผลิตโพรพิลีน (PDH) และโรงเพิ่มค่าออกเทน ท่อผลิตภัณฑ์กลั่น และท่าเรือเคมี	ท่อผลิตภัณฑ์ 1,208 MBPD · ท่าเรือ 422 MBPD · โพรพิลีน 134 MBPD (สถิติสูงสุด)

ที่มา: Release 2Q26 Exhibit B; 10-K FY2025 Item 1. ปริมาณ MBPD หมายถึงพันบาร์เรลต่อวัน. ปริมาณไม่สามารถรวมข้ามสายงานได้เพราะรายงานคนละหน่วย

ตลาดและการแข่งขัน

ลูกค้าหลัก: ผู้ผลิตในแอ่ง Permian, Eagle Ford และ Gulf Coast รวมถึงผู้ซื้อ NGL และน้ำมันในต่างประเทศผ่านท่าเรือ Houston Ship Channel
ได้เปรียบ: โครงข่ายครบวงจรตั้งแต่ต้นน้ำถึงท่าเรือส่งออก ทำให้ได้ค่าบริการหลายชั้นจากสินทรัพย์เดียวกัน
คู่เทียบในการประเมินมูลค่า: ดูส่วนที่ 9 ซึ่งเทียบกับ WMB, KMI, OKE และ MPLX ไม่ได้มีการเปรียบเทียบส่วนแบ่งตลาดในเอกสารที่ตรวจ

4. ผลประกอบการ (Financial Performance)

ตัวเลข FY2023–FY2025 จาก 10-K และ TTM ถึง 30 มิ.ย. 2026 · หน่วย USD ล้าน

ใช้ Adjusted EBITDA และ gross operating margin แทนรายได้

รายได้ปี 2025 ลดลง 6% จากปี 2024 ทั้งที่ Adjusted EBITDA เพิ่มเล็กน้อย (9,964 เทียบ 9,899) รายได้จึงไม่ใช่ตัวชี้วัดความสามารถทำกำไร ตัวเลขที่ใช้วัดผลการดำเนินงานโดยตรงคือ Adjusted EBITDA และ gross operating margin TTM $10.8B ตามสายงาน (Exhibit A ของ Release 2Q26)

งบกำไรขาดทุนสรุปและตัวชี้วัดหลัก · ที่มา: 10-K FY2025 (FY23–FY25), Release 2Q26 (TTM) และ Release 4Q24 (Adjusted EBITDA FY23)
รายการ (USD ล้าน)	FY2023	FY2024	FY2025	TTM มิ.ย. 2026
รายได้รวม	49,715	56,219	52,596	58,471
Operating income	6,929	7,338	7,266	7,854
Adjusted EBITDA (non-GAAP)	9,318	9,899	9,964	10,633
กำไรสุทธิถึงหน่วยทุน (common unitholders)	5,529	5,897	5,810	6,304
EPS ต่อหน่วย (fully diluted)	2.52	2.69	2.66	2.89
Adjusted EBITDA margin	18.7%	17.6%	18.9%	18.2%
กำไรสุทธิ margin	11.1%	10.5%	11.0%	10.8%
ดอกเบี้ยจ่าย	1,269	1,352	1,401	1,498
Adjusted EBITDA / ดอกเบี้ยจ่าย (เท่า)	7.3	7.3	7.1	7.1
เงินสดจากการดำเนินงาน (GAAP)	7,569	8,115	8,585	8,860

ที่มา: 10-K FY2025 (income statement และ cash flow, 3 ปี); Release 4Q24 (Adjusted EBITDA FY2023 9,318); Release 4Q25 (FY2025 9,964, FY2024 9,899); Release 2Q26 (TTM). Adjusted EBITDA เป็นนิยามของบริษัท ไม่ใช่ EBITDA ตามมาตรฐาน. EBITDA คำนวณจาก GAAP (operating income + depreciation, amortization และ accretion) ปี 2025 = 7,266 + 2,551 = 9,817 ต่ำกว่า Adjusted 147 ล้าน ส่วนต่างมาจากรายการปรับปรุงตามนิยามของบริษัท (ดู Exhibit F ของ Release 2Q26)

รายได้ EBITDA และกำไรสุทธิ (USD ล้าน)

ที่มา: ตารางด้านบน. กราฟใช้ Adjusted EBITDA เป็น EBITDA และกำไรสุทธิถึงหน่วยทุน

อัตรากำไร EBITDA และกำไรสุทธิ (%)

ที่มา: คำนวณจากตารางด้านบน. เส้นกราฟแสดง margin บนรายได้ที่ผันผวนตามราคาสินค้า จึงต้องดูประกอบกับ gross operating margin ด้านล่าง

ครึ่งปีแรก 2026 เทียบ 2025

งบ 1H2025 และ 1H2026 · สิ้นสุด 30 มิ.ย. · USD ล้าน

เปรียบเทียบครึ่งปีแรก · ที่มา: 10-Q 2Q26 และ Release 2Q26 (Exhibit A และ D)
รายการ	1H2025	1H2026	เปลี่ยนแปลง
รายได้รวม	26,780	32,655	+22%
Total gross operating margin (non-GAAP)	4,908	5,615	+14%
Adjusted EBITDA	4,852	5,521	+14%
Operating income	3,556	4,144	+17%
กำไรสุทธิถึงหน่วยทุน	2,828	3,322	+17%
Operational DCF	3,923	4,423	+13%
ดอกเบี้ยจ่าย	672	769	+14%

1H2025 เทียบ 1H2026 (USD ล้าน)

ที่มา: 10-Q 2Q26 (ตัวเลข GAAP); Release 2Q26 (Adjusted EBITDA, Operational DCF). ไตรมาส 2 เพียงไตรมาสเดียว: รายได้ +61% (18,269 เทียบ 11,363) Adjusted EBITDA +17% (2,829 เทียบ 2,408) ส่วนต่างสะท้อนว่าการเพิ่มของรายได้ส่วนใหญ่มาจากราคาที่ซื้อมาขายต่อ

ไตรมาส 2 มี MTM และปริมาณพิเศษ

Gross operating margin 2Q26 $3.0B รวม mark-to-market gain เพิ่ม $77M จาก hedging ฝ่ายบริหารระบุว่าปริมาณ marine ที่พุ่งในเดือน เม.ย.–พ.ค. เป็นผลจากความขัดแย้งในตะวันออกกลาง และกลับสู่ระดับปกติในเดือน มิ.ย.–ก.ค. 2026 (Release 2Q26)

5. งบแสดงฐานะการเงิน (Balance Sheet)

งบดุลสิ้นปี 2024 และ 2025 และ ณ 30 มิ.ย. 2026 · USD ล้าน

งบดุลสรุป · ที่มา: 10-K FY2025 (ปี 2024 และ 2025) และ 10-Q 2Q26 (30 มิ.ย. 2026)
รายการ	31 ธ.ค. 2024	31 ธ.ค. 2025	30 มิ.ย. 2026
เงินสดและรายการเทียบเท่า	583	969	246
Property, plant & equipment สุทธิ	n/a	51,359	52,223
Goodwill + Intangible สุทธิ	n/a	9,871	9,763
สินทรัพย์รวม	77,168	77,902	81,758
หนี้สินระยะสั้นรวมหนี้ระยะยาวที่ถึงกำหนด (current maturities)	1,150	1,625	2,023
หนี้ระยะยาว	30,746	32,770	31,205
หนี้สินรวม (รวมหน่วยกองทุนบุริมสิทธิ)	47,579	47,332	50,694
ส่วนของผู้ถือหุ้นรวม (รวม NCI)	29,589	30,570	31,064
ส่วนของหน่วยทุนของ EPD (partners’ equity)	28,732	29,739	30,248

องค์ประกอบสินทรัพย์ (USD ล้าน)

ที่มา: 10-K FY2025 และ 10-Q 2Q26. หนี้สินรวมในกราฟรวมหน่วยกองทุนบุริมสิทธิ (preferred units) $50M ปี 2024, $44M ปี 2025 และ 2026 เพื่อให้ สินทรัพย์ = ส่วนของผู้ถือหุ้น + หนี้สิน. ไม่มีงบดุลปี 2023 ในรายงานประจำปี 2025 จึงไม่ได้แสดงในตาราง. รายการ n/a ไม่ได้ดึงจากรายงานปี 2024

สินทรัพย์ไม่มีตัวตนรวม 9.8B ณ 30 มิ.ย. 2026

Goodwill $5,712M และ intangible $4,051M คิดเป็นราว 12% ของสินทรัพย์รวม การด้อยค่าเป็นความเสี่ยงที่ต้องติดตามหากผลตอบแทนของสินทรัพย์ที่ซื้อมาลดลง (10-Q 2Q26)

6. หนี้สินและเลเวอเรจ (Leverage)

ตัวชี้วัดคำนวณจากงบดุลและ Adjusted EBITDA · งบ 30 มิ.ย. 2026 และปีก่อน

ตัวชี้วัดหนี้ · ที่มา: คำนวณจาก 10-K FY2025, 10-K FY2024 (งบปี 2023) และ 10-Q 2Q26
ตัวชี้วัด	31 ธ.ค. 2023	31 ธ.ค. 2024	31 ธ.ค. 2025	30 มิ.ย. 2026
หนี้ตามบัญชี (ระยะสั้น + ระยะยาว)	28,748	31,896	34,395	33,228
เงินสด	180	583	969	246
ส่วนของผู้ถือหุ้นรวม	28,759	29,589	30,570	31,064
หนี้ / ส่วนของผู้ถือหุ้น (เท่า)	1.00	1.08	1.13	1.07
หนี้สุทธิ / ส่วนของผู้ถือหุ้น (เท่า)	0.99	1.06	1.09	1.06
หนี้สุทธิ / Adjusted EBITDA (เท่า)	3.07	3.16	3.35	3.10
Adjusted EBITDA / ดอกเบี้ยจ่าย (เท่า)	7.3	7.3	7.1	7.1

อัตราส่วนหนี้ต่อส่วนของผู้ถือหุ้น

ที่มา: คำนวณเองจากงบดุลและ Adjusted EBITDA. หนี้ใช้มูลค่าตามบัญชี (carrying value) ไม่ใช่ principal ($33.5B ณ 30 มิ.ย. 2026). ไม่พบอัตราส่วน leverage ที่บริษัทรายงานเองใน Release 2Q26 หรือ 10-Q 2Q26 จึงใช้ฐานนี้ทั้งหมด. ถ้าบริษัทนับหน่วยกองทุนบุริมสิทธิหรือหุ้นกู้ junior subordinated เป็นส่วนของทุนตามเกณฑ์อื่น ตัวเลข D/E จะต่างออกไป

ดอกเบี้ยจ่ายโตเร็วกว่า EBITDA

ดอกเบี้ยจ่าย TTM $1,498M เพิ่มจาก $1,269M ในปี 2023 หรือราว 18% ขณะที่ Adjusted EBITDA เพิ่มเพียง 14% ต้นทุนหนี้ที่สูงขึ้นกินส่วนต่างของกระแสเงินสด (Release 2Q26)

7. สัดส่วนธุรกิจ (Segments)

Gross operating margin ของแต่ละสายงาน TTM ถึง 30 มิ.ย. 2026 · USD ล้าน

Gross operating margin ตามสายงาน · ที่มา: Release 2Q26 (Exhibit A, คอลัมน์ 12 เดือนสิ้นสุด 30 มิ.ย. 2026)
สายงาน	TTM GOM	สัดส่วน	2Q26 GOM	2Q25 GOM
NGL Pipelines & Services	5,892	54.7%	1,545	1,297
Natural Gas Pipelines & Services	1,836	17.1%	556	417
Crude Oil Pipelines & Services	1,538	14.3%	485	403
Petrochemical & Refined Products	1,499	13.9%	418	354
รวมส่วนงาน (ก่อนปรับ make-up rights)	10,765	100%	3,004	2,471

สัดส่วน GOM ตามสายงาน (TTM มิ.ย. 2026)

ที่มา: Release 2Q26 Exhibit A. ใช้ gross operating margin (ไม่ใช่รายได้) เพราะรายได้ของ NGL และ crude มีส่วนที่เป็นการซื้อขายสินค้าสูง. Segment ที่ไม่รวมการปรับ make-up rights สำหรับ NGL และ crude ปรับแล้วรวม $(28)M เมื่อคิด non-GAAP total GOM ($10,737M TTM)

NGL ทำกำไรสัดส่วนเกินครึ่ง

NGL Pipelines & Services ทำกำไรราว 55% ของ GOM รวม จึงเป็นตัวกำหนดผลประกอบการหลัก ความอ่อนไหวต่อราคา NGL และปริมาณ fractionation จึงสูงที่สุด

8. ประวัติ distribution (Distribution History)

Distribution ต่อหน่วยที่ประกาศตามปีที่เกี่ยวข้อง · ไม่ใช่เงินปันผลตามความหมายของหุ้นสามัญ

Distribution และความครอบคลุม · ที่มา: 10-K FY2025 (ตารางการประกาศรายไตรมาส และ DCF), Release 2Q26
ปี	Distribution ที่ประกาศ (USD/หน่วย)	เปลี่ยนแปลง	Operational DCF (USD ล้าน)	ความครอบคลุม (เท่า)
2023	2.005	n/a	n/a	n/a
2024	2.100	+4.7%	7,858	1.7
2025	2.175	+3.6%	7,904	1.7
2Q26 อัตราประกาศ ×4	2.240	+2.8% (ต่อไตรมาส)	2,312 (2Q26 เท่านั้น)	1.9 (2Q26)

Distribution ต่อหน่วยต่อปี (USD)

ที่มา: 10-K FY2025 (ตารางการประกาศรายไตรมาส: 2023 = 0.49+0.50+0.50+0.515 = 2.005; 2024 = 2.10; 2025 = 2.175); Release 2Q26 (2Q26 = $0.56 ต่อไตรมาส, ประกาศ 7 ก.ค. 2026). ปี 2023 ไม่ได้ดึงค่า coverage จากรายงานที่ตรวจ จึงเป็น n/a ปี 2024 เป็นค่าจาก DCF ในรายงานประจำปี

นโยบายและการซื้อหุ้นคืน

นโยบายการจ่าย: ประกาศรายไตรมาส ปัจจุบัน $0.56 ต่อไตรมาส ติดต่อกันมา 27 ปีที่ distribution โต (ตามแถลงการณ์ 4Q25)
การซื้อหุ้นคืน: โครงการ $5.0B ใช้ไป 34% ซื้อคืน $159M ในไตรมาส 2 และ $405M ใน 12 เดือนถึง 30 มิ.ย. 2026 (Release 2Q26)
Payout: distribution รวมกับ buyback คิดเป็น 56% ของ Adjusted CFFO ใน TTM
ข้อควรสังเกต: ไตรมาส 3 ปี 2026 ยังไม่มีการประกาศ ณ วันที่จัดทำรายงาน ปี 2025 มี 8-K ผลประกอบการไตรมาส 3 ลงวันที่ 30 ต.ค. 2025 จึงคาดว่าการประกาศปี 2026 จะอยู่ในช่วงเดียวกัน (การคาดการณ์ ไม่ใช่ข้อมูลจากบริษัท) (SEC EDGAR)

9. เปรียบเทียบกับคู่แข่ง (Peer Comparison)

มิดสตรีมสหรัฐฯ ขนาดใหญ่ ราคาปิด 9 ต.ค. 2026 · P/E TTM ตามแหล่ง StockAnalysis

ตารางเปรียบเทียบมูลค่าและ P/E · ที่มา: StockAnalysis (ราคาปิด 9 ต.ค. 2026)
หุ้น	ประเภท	Market cap (USD พันล้าน)	P/E TTM	Yield
EPD (หุ้นนี้)	NGL, crude, gas, petchem	77.91	12.50	6.21%
WMB	ท่อก๊าซธรรมชาติ	88.89	28.95	2.89%
KMI	ท่อก๊าซและคลัง	72.35	20.96	3.66%
OKE	NGL และก๊าซ	56.61	15.53	4.77%
MPLX	ท่อน้ำมันและก๊าซ	57.08	12.11	7.65%

มูลค่าตลาดและ P/E เทียบคู่แข่ง

ที่มา: StockAnalysis แต่ละหุ้น ณ 9 ต.ค. 2026 (ลิงก์ในส่วนแหล่งข้อมูล). P/E เป็นค่า TTM ที่แหล่งข้อมูลคำนวณ บางค่าใช้ EPS GAAP และบางค่าใช้ EPS ที่ปรับ จึงไม่สามารถเทียบตรงๆ ได้เสมอไป. ไม่ได้ตรวจสอบกับ 10-K ของคู่แข่งทุกราย จึงใช้เป็นภาพรวมเท่านั้น

ส่วนลด P/E และ yield

EPD ซื้อขายที่ P/E 12.5 เท่า ใกล้เคียงกับ MPLX (12.1 เท่า) และต่ำกว่า WMB กับ KMI ที่ซื้อขายที่ 21–29 เท่า ส่วนลดนี้อาจสะท้อนโครงสร้าง partnership และความกังวลเรื่องภาษีของผู้ถือหน่วยต่างชาติ ไม่ใช่เพียงคุณภาพของสินทรัพย์

10. มุมมองอนาคต (Outlook)

แผนลงทุนที่ประกาศ ณ 2Q26 และเหตุการณ์ที่ต้องติดตาม

งบลงทุนปี 2026: growth capex สุทธิจากเงินที่ได้จากการขายสินทรัพย์ $599M อยู่ที่ $2.9–3.4B และ sustaining capex $600M (Release 2Q26)
โครงการก่อสร้างรวม: $6.5B ณ 2Q26 (Release 2Q26)
Frac 15: โรงแยก NGL 150 MBPD ที่ Mont Belvieu (อนุมัติไตรมาส 2 ปี 2026 ยังไม่มีวันเริ่มดำเนินการ)
Plant 13: โรงแปรรูปก๊าซ 300 MMcf/d ในแอ่ง Delaware คาดเริ่มไตรมาส 3 ปี 2028
Plant 11: โรงแปรรูปก๊าซ 300 MMcf/d ในแอ่ง Midland คาดเริ่มไตรมาส 1 ปี 2029
LPG export terminal บน Houston Ship Channel: คาดเริ่มภายในสิ้นปี 2026 เป็นเหตุการณ์ใกล้ที่สุดที่ต้องติดตาม
Neches River Terminal ระยะ 2: เริ่มดำเนินการ พ.ค. 2026 แล้ว
ผลประกอบการไตรมาส 3 ปี 2026: คาดประกาศปลายเดือน ต.ค. 2026 (ยังไม่มีในข้อมูล ณ วันที่จัดทำ)

ที่มา: Release 2Q26 (กำหนดการและงบลงทุน). ไม่มีการระบุ guidance ของ EBITDA หรือ distribution สำหรับปี 2027 ในเอกสารที่ตรวจ จึงไม่ได้นำมาใช้

11. ปัจจัยเสี่ยง (Risk Factors)

หกหมวดหลักจาก 10-K FY2025 Item 1A และรายงาน 2Q26 พร้อมสัญญาณที่สังเกตได้

ความเสี่ยงหลัก สาเหตุ และสัญญาณเตือน · ที่มา: 10-K FY2025 Item 1A, 10-Q 2Q26, Release 2Q26
หมวด	สาเหตุ	สัญญาณที่สังเกตได้
1. ราคาสินค้าและการตลาด	รายได้และ working capital ผันผวนตามราคา NGL และก๊าซ ราคา Henry Hub ลดจาก $5.05 ไป $2.90 ใน 1 ไตรมาส	กระแสเงินสดจากการดำเนินงานรายไตรมาสแกว่งแรง (1Q26 $1.5B, 2Q26 $3.2B)
2. หนี้และดอกเบี้ย	หนี้ principal $33.5B และดอกเบี้ยจ่ายเพิ่ม 14% YoY ในครึ่งแรก	ดอกเบี้ยจ่ายโตเร็วกว่า Adjusted EBITDA หรือ net debt/EBITDA เกิน 3.5 เท่า
3. การดำเนินโครงการลงทุน	โครงการ $6.5B และ capex ปี 2026 $2.9–3.4B มีความเสี่ยงล่าช้าและเกินงบ	วันเริ่มดำเนินการของ LPG terminal หรือ Plant 13 เลื่อนจากกำหนด
4. ภูมิรัฐศาสตร์และการขนส่งทางทะเล	ปริมาณ marine พุ่งชั่วคราวในเม.ย.–พ.ค. 2026 และการเดินเรือถูกรบกวนในตะวันออกกลาง	ปริมาณ marine terminal ต่ำกว่า 2.5 MMBPD ติดต่อกัน 2 ไตรมาส
5. การกำกับดูแลและบุคคลเกี่ยวข้อง	EPCO ถือ 32.5% ของหน่วย และมีรายการระหว่างกันกับบริษัทในเครือ	รายการ related party เพิ่มขึ้นหรือการเปลี่ยนผู้บริหาร (เช่น หุ้นส่วนผู้จัดการรายใหญ่)
6. ภาษีและสิทธิ์ผู้ถือหน่วย	ผู้ถือหน่วยต่างชาติถูกหักภาษี ณ ที่จ่าย และต้องยื่นภาษีรายได้ที่เกี่ยวข้องกับสหรัฐฯ รวมถึงหักภาษี 10% เมื่อขายหน่วย (10-K Item 1A)	การแก้ไขกฎหมายภาษี MLP ระดับรัฐ หรือการเปลี่ยนแปลงนโยบายการหักภาษี

ที่มา: 10-K FY2025 Item 1A (ความเสี่ยงด้านภาษีและการเก็บภาษีระดับรัฐ), 10-Q 2Q26 (ความสัมพันธ์กับ EPCO, หนี้), Release 2Q26 (ราคาสินค้า, ปริมาณ, โครงการ). รายละเอียดเต็มดูในต้นฉบับ

12. SWOT

สรุปจากข้อมูลงบและแถลงการณ์ ณ 2Q26

Strengths (จุดแข็ง)

โครงข่ายครบวงจรตั้งแต่ต้นน้ำถึงท่าเรือส่งออก มีท่อส่งมากกว่า 50,000 ไมล์
Operational DCF ครอบคลุม distribution 1.9 เท่าในไตรมาส 2 ปี 2026
Distribution โตติดต่อกัน 27 ปี และ EPCO ถือหน่วยราว 32.5%
ปริมาณ NGL pipeline และ fractionation สถิติสูงสุดในไตรมาสนี้

Weaknesses (จุดอ่อน)

รายได้ผันผวนตามราคาสินค้า ทำให้การเปรียบเทียบรายงวดยากขึ้น
หนี้ราว 3.1 เท่าของ Adjusted EBITDA และดอกเบี้ยจ่าย TTM ราว $1.5B ต่อปี
Goodwill และ intangible ราว 12% ของสินทรัพย์ ต้องทดสอบการด้อยค่า
ผลกำไรส่วนใหญ่มาจากส่วนงาน NGL ที่ราว 55% ของ GOM

Opportunities (โอกาส)

โครงการ $6.5B ที่กำลังก่อสร้างรวม LPG export terminal และโรงแปรรูปก๊าซในแอ่ง Permian
ความต้องการส่งออก NGL และ LPG จากสหรัฐฯ ที่เพิ่มขึ้นในช่วงความขัดแย้งตะวันออกกลาง
โครงการซื้อหุ้นคืน $5.0B ใช้ไปเพียง 34% อาจช่วยลดจำนวนหน่วยและหนุน distribution ต่อหน่วย
ค่าบริการ fee-based ที่เพิ่มจาก Permian gas processing ช่วยลดความผันผวน

Threats (อุปสรรค)

ความไม่แน่นอนด้านการขนส่งในตะวันออกกลางและการปรับเปลี่ยนเส้นทางเดินเรือ
ราคา NGL และก๊าซที่ลดลงกระทบ margin การตลาดและมูลค่า equity NGL
นโยบายภาษีที่กระทบ MLP หรือการเปลี่ยนแปลงกฎระเบียบท่อส่งและสิ่งแวดล้อม
ดอกเบี้ยที่สูงขึ้นทำให้ต้นทุนการกู้ยืมใหม่และ refinancing แพงขึ้น

13. มุมมองนักลงทุน (Investor View)

ข้อมูลประกอบการตัดสินใจ ไม่ใช่คำแนะนำซื้อหรือขาย · ข้อมูลตลาด ณ 9 ต.ค. 2026

Bull Case — $42 (+16%)

Yield ลดเป็น 5.5% เมื่อ growth project ออกผลและ distribution โต 3%+
Adjusted EBITDA เข้าใกล้ $11B เมื่อ LPG terminal และ Plant 13 ทำงานครบ
ตลาดให้มูลค่าแบบ MLP ที่มีความเสี่ยงต่ำกว่า

Base Case — $37 (+2.5%)

Adjusted EBITDA ประมาณ $10.0–10.8B ต่อปี
Distribution $2.24 โตประมาณ 3% ต่อปี coverage 1.7–1.9 เท่า
Yield 6.2% เท่าระดับปัจจุบัน

Bear Case — $32 (−11%)

ปริมาณและ margin ปกติลดลง Adjusted EBITDA ค้างที่ $10B หรือต่ำกว่า
หนี้เพิ่มจาก capex ทำให้ net debt/EBITDA เกิน 3.5 เท่า
ตลาดให้ yield 7.0% ต่อ distribution ที่ไม่โต

สมมติฐาน: Bull ใช้ distribution $2.31 หารด้วย yield 5.5%; Base ใช้ $2.31 หารด้วย 6.2%; Bear ใช้ $2.24 หารด้วย 7.0%. ตัวเลขนี้คำนวณเองและไม่ใช่ราคาเป้าหมายจากหน่วยงานใด

เป้าราคาเฉลี่ยจากนักวิเคราะห์ที่ StockAnalysis แสดง (ข้อมูล S&P Global ณ 8 ต.ค. 2026) · 23 ราย · Median $41 · ช่วง $38–$46
สถาบัน	นักวิเคราะห์	คำแนะนำ	เป้า (USD)	วันที่
J.P. Morgan	Jeremy Tonet	Hold	42 (จาก 43)	8 ต.ค. 2026
Capital One Financial	Wade Suki	Hold (เริ่มรายงาน)	42	22 ก.ย. 2026
RBC Capital	Elvira Scotto	Buy	42	22 ก.ย. 2026
Melius Research	James West	Hold (เริ่มรายงาน)	n/a	22 ก.ย. 2026
Jefferies	Julien Dumoulin Smith	Hold	n/a	16 ก.ย. 2026

ที่มา: StockAnalysis forecast (ลิงก์ในส่วนแหล่งข้อมูล). ตัวเลขนี้เป็นการรายงานของแต่ละสถาบันที่ S&P Global เก็บรวบรวม ไม่ได้ตรวจกับรายงานต้นฉบับของสถาบัน. เป้าที่ค้นพบในผลการค้นหาทั่วไป (เช่น RBC $42 เดือน มี.ค. 2026, Morgan Stanley $41 เดือน ส.ค. 2026, Stifel $40 เดือน ก.ย. 2026) ไม่ได้นำมาใช้เพราะยืนยันกับแหล่งต้นฉบับไม่ได้

รายการติดตาม (Monitoring Checklist)

ประกาศ distribution ไตรมาส 3 ปี 2026 ว่ายังคง $0.56 หรือเพิ่ม
ผลประกอบการ 3Q26 ปลายเดือน ต.ค. 2026 และ Adjusted EBITDA เทียบกับ 1H26 เฉลี่ย $2.76B ต่อไตรมาส
วันเริ่มดำเนินการ LPG export terminal (กำหนดสิ้นปี 2026)
ปริมาณ marine terminal หลังช่วงพิเศษในเม.ย.–พ.ค. 2026 ว่าลดลงหรือทรงตัว
Net debt/Adjusted EBITDA เทียบกับระดับ 3.1 เท่าใน 2Q26
การซื้อหุ้นคืนหลังใช้ไป 34% ของโครงการ $5.0B

รายงานฉบับนี้จัดทำขึ้นเพื่อการศึกษาและการตัดสินใจเชิงข้อมูลเท่านั้น ไม่ใช่คำแนะนำในการลงทุน ผู้ลงทุนควรพิจารณาความเสี่ยงของ MLP (รวมภาษีและ K-1) ก่อนตัดสินใจ