Royal Online Slot เว็บรอยัลสล็อต รอยัลสล็อตออนไลน์ สล็อตรอยัล รอยัลคาสิโนออนไลน์ เล่น Royal Online สล็อต Royal Online V2 สล็อต Royal Online สล็อตรอยัลคาสิโน ทางเข้า Royal Online ทดลองเล่น Royal Marketed natural gas liquids (“NGL”) volumes are excluded from Volumes to avoid double counting. Refer to “Marketing & New Ventures Division” in Pembina’s Management’s Discussion and Analysis dated May 5, 2022 for the three months ended March 31, 2022 for further information.
For further details on the Company’s significant assets, including definitions for capitalized terms used herein that are not otherwise defined, refer to Pembina’s Annual Information Form for the year ended December 31, 2021 filed at www.sedar.com (filed with the U.S. Securities and Exchange Commission at www.sec.gov under Form 40-F) and on Pembina’s website at www.pembina.com.
Financial & Operational Highlights
Adjusted EBITDA
Change in First Quarter Adjusted EBITDA ($ millions)(1)
(1)
Refer to “Non-GAAP and Other Financial Measures”.
In the first quarter, Pembina reported record quarterly adjusted EBITDA of $1 billion, representing a 20 percent increase over the same period in the prior year. The first quarter was positively impacted by stronger marketing results due to higher margins on NGL and crude oil sales and lower realized losses on commodity-related derivatives, combined with a higher share of profit from Aux Sable. Adjusted EBITDA also benefited from higher volumes in combination with higher tolls on the Peace Pipeline system; higher recoverable costs on the Horizon Pipeline related to extensive slope mitigation; contributions from the Prince Rupert Terminal coming into service in March 2021; and a higher share of profit from Veresen Midstream, due to the Hythe Developments entering service in March 2021 and higher volumes at the Dawson Assets. These positive factors were partially offset by lower contracted volumes on the Nipisi and Mitsue pipeline systems, due to the expiration of contracts; a lower contribution from Ruby Pipeline; and higher general and administrative costs, due to higher long-term incentives driven by an increase in Pembina’s share price compared to the prior period and Pembina’s performance relative to peers.
Earnings
Change in First Quarter Earnings ($ millions)(1)(2)
(1)
Facilities results ex. commodity-related derivatives and Marketing & New Ventures results ex. commodity-related derivatives include gross profit less realized and unrealized losses on commodity-related derivative financial instruments.
(2)
Other includes other expenses and corporate.
In the first quarter, Pembina recorded earnings of $481 million, which represents a 50 percent increase relative to the same period in the prior year. In addition to the factors impacting adjusted EBITDA, as noted above, earnings were positively impacted by lower impairments and a higher unrealized gain on commodity-related derivatives for certain gas processing fees tied to AECO prices. First quarter earnings were negatively impacted by higher income tax expense and a lower share of profit from Ruby Pipeline.
Cash Flow From Operating Activities
Cash flow from operating activities of $655 million for the first quarter represents an increase of 44 percent over the same period in the prior year. The increase was primarily driven by an increase in operating results after adjusting for non-cash items, higher distributions from equity accounted investees, and a change in non-cash working capital, partially offset by increases in taxes paid, share-based compensation payments, and net interest paid. On a per share (basic) basis, cash flow from operating activities increased by 43 percent due to the same factors.
Adjusted Cash Flow From Operating Activities
Adjusted cash flow from operating activities of $700 million represents a 20 percent increase over the same period in the prior year. The increase was due to the factors impacting cash flow from operating activities, discussed above, net of the change in non-cash working capital, taxes paid, and share-based compensation payments, partially offset by higher current tax expense and an increase in accrued share-based payments. On a per share (basic) basis, adjusted cash flow from operating activities increased by 20 percent due to the same factors.
Volumes
Total volumes of 3,369 mboe/d for the first quarter represent a decrease of approximately three percent over the same period in the prior year. The decrease was the result of lower volumes in both the Pipelines and Facilities divisions due to contract expirations, offset by higher volumes on certain systems and new assets placed into service, as well as other factors as discussed in further detail below.
Divisional Highlights
Pipelines had reportable segment earnings before tax in the first quarter of $361 million, representing an eight percent increase over the same period in the prior year. The increase was largely due to higher volumes on the Peace Pipeline system, as higher crude oil and NGL market prices resulted in increased upstream activities, in combination with higher tolls, largely due to inflation; higher recoverable costs from Horizon Pipeline System, due to extensive slope mitigation; and lower impairment charges. These factors were partially offset by a lower share of profit from Ruby, and the expiration of contracts on the Nipisi and Mitsue pipeline systems.
Pipelines reported adjusted EBITDA for the first quarter of $521 million, representing a two percent decrease compared to the same period in the prior year. The decrease was due to the same items impacting reportable segment earnings before tax, discussed above, net of the decrease in impairments, as well as a lower contribution from Ruby due to contract expirations that occurred in mid-2021.
Pipelines volumes of 2,493 mboe/d in the first quarter represent a four percent decrease compared to the same period in the prior year. The decrease largely was driven by lower contracted volumes on the Nipisi and Mitsue pipeline systems and on the Ruby Pipeline, combined with lower volumes on the Alberta Ethane Gathering System due to third party outages, partially offset by higher volumes on the Peace Pipeline and the Drayton Valley Pipeline.
กระแสเงินสดจากกิจกรรมการดําเนินงานคาดว่าจะเกินเงินปันผลและโครงการลงทุนในปี 2565 ตามที่ได้เปิดเผยไว้ก่อนหน้านี้ Pembina Royal Online Slot คาดว่าจะจัดสรรส่วนเกินบางส่วนให้กับการซื้อหุ้นคืนสามัญโดยมียอดคงเหลือสําหรับการลงทุนที่เพิ่มขึ้นการชําระหนี้หรือการกระจายเพิ่มเติมให้กับผู้ถือหุ้น ณ วันที่ปัจจุบันและรวมถึงหุ้นที่ซื้อคืนในเดือนธันวาคม 2021 Pembina ได้ทําเงินได้ 58 ล้านดอลลาร์ต่อเป้าหมายในปี 2022
อัปเดตธุรกิจ
ข้อผูกมัดของผู้ผลิตทางตะวันออกเฉียงเหนือของบริติชโคลัมเบีย (“NEBC”)
Pembina ได้ทําข้อตกลงการให้บริการกลางน้ําเป็นเวลา 20 ปีสําหรับการขนส่งและการแยกส่วนของของเหลวจากการพัฒนา Montney ของ ConocoPhillips Canada (“CPC”) ใน NEBC ภายใต้ข้อตกลงซึ่งนําหน้าด้วยข้อตกลงการผูกขาดที่ประกาศไว้ก่อนหน้านี้และภายใต้การยกเว้นบางอย่าง CPC ได้ทุ่มเทการผลิตของเหลวจากพื้นที่ส่วนใหญ่ภายในภูมิภาค NEBC ที่อุดมด้วยของเหลวของการเล่นทรัพยากรมอนต์นีย์ บริการขนส่งและการแบ่งส่วนของ บริษัท ใหม่ใด ๆ ที่จัดทําโดย Pembina ในส่วนที่เกี่ยวกับการผลิตของเหลวจะได้รับการสนับสนุนจากข้อตกลงระยะยาวใช้หรือจ่ายในอัตราตลาดที่แข่งขันได้
“ConocoPhillips Canada ยังคงเดินหน้าแสวงหาโซลูชั่นที่เป็นนวัตกรรมเพื่อปรับปรุง netbacks และผลตอบแทนโดยรวม” ConocoPhillips “เราให้ความสําคัญกับความสัมพันธ์ในการทํางานที่เป็นประโยชน์ร่วมกันของเรากับ Pembina และหวังว่าจะได้ทํางานร่วมกันเพื่อตระหนักถึงศักยภาพของสินทรัพย์ Montney ที่สําคัญของเราอย่างเต็มที่”
Pembina อยู่ในกระบวนการสร้างเครือข่ายกําลังการผลิตท่อด้วยการขยายท่อสันติภาพแบบเป็นระยะซึ่งจะให้ผู้ผลิต CPC และ NEBC ภูมิภาคที่มีของเหลวไหลออกมาเมื่อจําเป็น ภายใต้การอุทิศตนการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานเพิ่มเติมยังคงขึ้นอยู่กับ CPC ที่ร้องขอบริการเช่นเดียวกับการอนุมัติด้านสิ่งแวดล้อมและกฎระเบียบใด ๆ ที่อาจจําเป็น นอกเหนือจากการขยายเฟส VII เฟส VIII และเฟส IX แล้วยังไม่มีค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมที่สําคัญในขั้นต้นว่าจะต้องขนส่งปริมาณที่เพิ่มขึ้น ความต้องการเงินทุนระยะยาวจะสอดคล้องกับขอบเขตและระยะเวลาของการพัฒนาของ CPC
นอกจากนี้ตามที่เปิดเผยก่อนหน้านี้ Pembina เพิ่งทําข้อตกลงใหม่กับผู้ผลิตมอนต์นีย์คนที่สองซึ่งมุ่งมั่นที่จะปริมาณ Pembina จากการพัฒนาหลายเฟสของพื้นที่เพาะปลูก NEBC Montney ของผู้ผลิตบนพื้นฐานการรับหรือจ่ายเมื่อพื้นที่ถูกพัฒนาขึ้น ข้อตกลงนี้ช่วยให้ผู้ผลิตมีความมั่นใจในการขนส่งจากพื้นที่สําคัญนี้สําหรับการพัฒนาในอนาคตและการเข้าถึงส่วนที่เหลือของห่วงโซ่คุณค่าแบบบูรณาการของ Pembina
ในที่สุด Pembina ได้สรุปเงื่อนไขทางการค้ากับผู้ผลิตมอนต์นีย์ชั้นนํารายที่สามเกี่ยวกับข้อผูกมัดปริมาณ NEBC ระยะยาวที่สําคัญและคาดว่าข้อตกลงเชิงพาณิชย์จะได้รับการลงนามภายในกลางปี 2022
“ข้อตกลงเหล่านี้เป็นโอกาสที่น่าตื่นเต้นในการเสริมสร้างความสัมพันธ์ของ Pembina กับผู้ผลิต NEBC ชั้นนําในภูมิภาคที่มีความสําคัญเชิงกลยุทธ์ พวกเขาเน้นถึงข้อได้เปรียบของ Pembina ในการเผชิญกับการแข่งขันที่เพิ่มขึ้นสําหรับปริมาณ Montney และแสดงให้เห็นถึงคุณค่าที่ลูกค้าของเรายังคงวางอยู่บนสินทรัพย์ที่มีอยู่แล้วของเราบันทึกการติดตามที่แข็งแกร่งของความปลอดภัยและความน่าเชื่อถือค่าธรรมเนียมการแข่งขันและข้อเสนอบริการแบบบูรณาการ” Jaret Sprott ของ Pembina รองประธานอาวุโสและประธานเจ้าหน้าที่ฝ่ายปฏิบัติการกล่าว
Pembina Royal Online พร้อมที่จะได้รับประโยชน์จากแนวโน้มที่มีแนวโน้มสําหรับการพัฒนา NEBC อันเป็นผลมาจากความมุ่งมั่นระยะยาวเหล่านี้และข้อตกลงที่ดําเนินการหรือคาดว่าจะดําเนินการในปลายปีนี้ Pembina คาดว่าจะมีการรักษาสิทธิการขนส่งให้กับส่วนสําคัญของการเติบโตในอนาคตที่คาดการณ์ไว้ใน NEBC Montney ซึ่งโดยรวมจะสนับสนุนการใช้สินทรัพย์ที่มีอยู่ที่ดีขึ้นรวมถึงโครงการขยายตัวที่มีประสิทธิภาพของเงินทุนในอนาคต