Pembina Pipeline Corporation宣布2025年指导方针并提供业务更新
除非另有说明，所有财务数字均为近似值，以加元为单位。本新闻稿提及某些未根据公认会计原则（“GAAP”）规定、定义或确定的财务指标，包括调整后的利息、税项、折旧和摊销前利润（“调整后EBITDA”）。欲了解更多信息，请参阅此处的“非GAAP和其他财务措施”。
阿尔伯塔省卡尔加里，2024年12月12日– Pembina Pipeline Corporation（“Pembina”或“公司”）（多伦多证券交易所代码：PPL；纽约证券交易所代码：PBA）今天公布了2025年财务指引，并提供了业务更新。
亮点
•2025年调整后的EBITDA指引为42亿美元至45亿美元，相对于Pembina对2024年的指引，这是由于整个加拿大西部沉积盆地（“WCSB”）的销量持续增长、收购或投入服务的新资产以及联盟和Aux Sable资产整合的全年影响带来的积极影响，主要被科钦管道重新承包的影响以及营销业务的商品利润率放缓部分抵消。
•2025年11亿美元的资本投资计划反映了先前批准的项目正在进行的建设、为应对加拿大能源行业不断增长的数量而对未来潜在项目的开发支出，以及维持资本。
•Pembina继续在资金充足的模式内执行其战略，并与其财务护栏保持一致。在2025年调整后的EBITDA指导范围内，Pembina预计将产生正的自由现金流，所有2025年资本投资计划情景都完全由经营活动产生的现金流（扣除股息）提供资金。此外，该公司预测，年底按比例合并的债务与调整后EBITDA比率为3.4至3.7倍。
•Alister Cowan先生已被任命为董事会成员，自2024年12月3日起生效。
业务更新
Pembina预计2024年将出现创纪录的财政年度，这反映了近期收购的积极影响、WCSB销量的增长以及营销业务的强劲贡献。正如预期的那样，常规管道业务的投放量在第四季度相对于今年前三季度有所加强。
2024年，公司通过全面整合Alliance Pipeline和Aux Sable（“Alliance/Aux Sable交易”），并通过就Cedar LNG项目达成积极的最终投资决定，有意义地推进了其战略。这两项成就凸显了Pembina专注于加强现有特许经营权、增加对有弹性的最终用途市场的敞口，以及获得加拿大能源产品的全球市场定价。此外，Pembina Gas Infrastructure（“PGI”）宣布与Veren Inc.和Whitecap Resources Inc.进行交易，创造了具有吸引力的经济性的机会，预计这些机会将提高资产利用率，捕获未来的数量，并有利于Pembina的整个价值链。通过这两笔交易，我们正在实现2022年创建PGI时提出的愿景。
过去一年取得的其他成就包括按时并在预算范围内完成了价值4.3亿美元的第八阶段和平管道扩建和价值9000万美元的NEBC MPS扩建；批准了2.1亿美元（净额计入Pembina）的新项目，包括Wapiti扩建和K3热电联产设施；并与陶氏化学加拿大公司签订长期协议，为其Path2Zero项目每天供应高达50,000桶（“bPD”）的乙烷（“陶氏供应协议”）。
通过其广泛的资产基础和一体化的价值链，Pembina可以提供横跨多种碳氢化合物——天然气、原油、凝析油和NGL ——的全套运输和中游服务。这使公司具有独特的地位，可以从WCSB强劲的多年增长前景中受益，该前景受到转型发展的推动，这些发展包括最近完成的跨山管道扩建、新的西海岸液化天然气（“LNG”）和NGL出口能力，以及新的石化设施的发展为乙烷和丙烷创造了大量需求。WCSB不断增长的生产和对服务的需求继续为提高现有资产的利用率和寻求扩张机会提供机会。
随着注意力转向2025年，Pembina专注于几个关键优先事项，包括：
•安全、可靠、高性价比的运营。
•管理机上建设项目，包括RFS IV扩建、Wapiti扩建和K3热电联产设施，以确保安全、按时和按预算执行。
•推进雪松LNG项目，包括完成详细工程，随后于2025年年中开始建造浮动LNG船。此外，Pembina将继续正在进行的过程，将其在该项目中的能力分配给第三方。这是目前唯一可用于从受制裁的西海岸液化天然气项目承包的产能，因此，多个交易对手对该产能有着广泛的兴趣。
•完成对可用于满足Pembina在陶氏供应协议下的承诺的选项的评估。Pembina正在寻求以尽可能最有资本效率的方式履行其承诺，并正在评估一系列机会，包括在Redwater综合体内的RFS III处增加一个去乙烷塔。
•开发额外的扩展，以支持对Pembina常规管道上不断增长的服务需求。特别是，Pembina继续推进扩张，以支持不列颠哥伦比亚省东北部（“NEBC”）的销量增长，包括Taylor to Gordondale项目（Pouce Coupe系统的扩展），该项目正处于加拿大能源监管机构（“CER”）监管程序的评估阶段。此外，彭比纳正在开展和平管道系统额外扩建的开发工作。和平管道和北方管道系统目前的总容量约为110万桶/日，Pembina有能力通过在这些干线上以相对低成本增加泵站（“福克斯溪至纳茂和平管道扩建”），为其从Fox Creek到Namao的市场输送管道增加约20万桶/日的额外容量，使这些系统的总容量达到130万桶/日。
•全面承包Nipisi管道上剩余的可用容量，以服务于来自Clearwater地区的不断增长的运量。
Alliance Pipeline CER Toll Review
CER启动了对Alliance Pipeline收费的审查，该审查此前已获得CER的批准。因此，CER已命令Alliance Pipeline提交一份详细的收费申请以供批准，说明为什么目前的收费方法仍然符合加拿大能源监管机构法案，或新的收费方法应用。同样，CER已下令，在上述问题得到解决之前，现行通行费应被视为临时通行费。
Alliance Pipeline管道加拿大段的收费由CER批准，而其美国段的收费由联邦能源监管委员会批准。Alliance Pipeline的加拿大长期固定服务收费自2015年获得CER批准以来一直保持在水平，而其通往芝加哥的全程收费下降了约15%。相比之下，替代系统的通行费增加了大约30%。同样，Alliance Pipeline以行业领先的可靠性速率运营。此外，Alliance Pipeline仍然是一种‘有风险’的商业模式
where returns and cost recovery are squarely driven by the customer needs for its service and Alliance Pipeline has the ability to efficiently provide such service。相比之下，竞争性替代品和CER监管的大多数Group 1天然气管道的回报并没有实质性地面临数量或成本回收风险。
Alliance Pipeline正在通过CER审查流程与其利益相关者合作，并将继续专注于提供客户所期望的最高标准服务。根据所有CER方向，Pembina将在整个2025年与托运人迅速合作，争取通过谈判达成解决方案。
Alliance Pipeline约60%的调整后EBITDA贡献来自管道的加拿大部分。下文讨论的Pembina 2025年调整后EBITDA指引假设现有通行费对全年有效。
董事会委任
Pembina欣然宣布，Alister Cowan先生已被任命为董事会成员，自2024年12月3日起生效。
Cowan先生在能源行业拥有超过20年的经验，并在多家上市公司拥有重要的财务主管级别经验。2023年，他担任Suncor Energy Inc.（“新科”）的执行顾问，此前于2014年至2023年担任新科的首席财务官，负责监督财务运营、会计、投资者关系、资金、税务、内部审计和企业风险管理。在加入森科科技之前，Alister于2008年至2014年担任赫斯基能源公司的首席财务官。在此之前，他是不列颠哥伦比亚省水电管理局执行副总裁兼首席财务官和首席合规官。Cowan先生是The Chemours Company和Smiths Group PLC的非执行董事。他拥有赫瑞瓦特大学会计和金融文学学士学位，并且是苏格兰特许会计师协会的成员。
考恩先生还被任命为审计委员会成员。
“董事会很高兴地欢迎阿利斯特，我们期待与他合作。阿利斯特是一位经验丰富的财务主管，在加拿大能源领域拥有丰富的经验。我们肯定会从他的贡献中受益，因为我们将共同努力，确保彭比纳在加拿大石油和天然气行业的转型增长时期继续取得成功，”董事会主席亨利赛克斯表示。
2025年指导
Pembina预计2025年调整后EBITDA为42亿美元至45亿美元。相对于Pembina 2024年调整后EBITDA指导区间的中点，推动2025年调整后EBITDA前景的主要因素包括：
•更高的合同和可中断数量以及Pembina常规管道的更高通行费（约8000万美元），反映出整个WCSB的生产商活动增加，与上一年相比，Pembina和第三方的中断减少。Pembina传统系统上预测的实物量增长与WCSB预期的中单位数销量增长保持一致，收入销量增长反映了某些客户成长为其合同约定的照付不议承诺。
•2024年Alliance/Aux Sable交易后Alliance Pipeline所有权增加对全年的影响（约7000万美元）。
•天然气加工资产贡献增加（约5000万美元），主要是PGI，原因是产量增加以及先前宣布的与Veren Inc.和Whitecap Resources Inc.的交易的影响。
•科钦管道的贡献减少（约4000万美元），这是由于2024年第三季度生效的较低合同通行费的全年影响，部分被较高的可中断数量和较低的完整性支出所抵消。
•各种油砂资产的贡献较低（约1000万美元），这主要是由于2024年发生的埃德蒙顿南铁路终点站的出售、另一终点站资产的合同费率较低以及2024年发生的一次性项目，部分被Nipisi管道的较高贡献所抵消。
•营销业务的贡献减少（约1.25亿美元），原因是NGL价格下降和天然气价格上涨，原油营销中的利润率收窄和混合机会减少，以及商品相关衍生品的已实现收益减少，但部分被2024年Alliance/Aux Sable交易后Aux Sable所有权增加以及与合并Aux Sable所有权相关的协同效应所抵消。
Pembina已对2025年压裂价差敞口的约32%进行了对冲。对于2025年，Pembina的压裂价差对冲加权平均价格（不包括运输和加工成本）约为每桶36加元，而2024年11月底的现行2025年远期价格约为每桶37加元。
2025年调整后EBITDA指导范围的中点包括来自营销和新风险投资部门的预测贡献5.5亿美元。
不计入营销和新创业部门的贡献，2025年指导范围的中点反映出基于费用的调整后EBITDA相对于2024年的预测增长了约5.5%。此外，Pembina仍有望在2023-2026年期间实现基于费用的调整后每股EBITDA年复合增长4%至6%。
指导范围的下端和上端主要是根据（1）商品价格和由此产生的营销业务贡献；（2）关键系统上的可中断数量；以及（3）美元/加元汇率来确定的。
2025年的当前所得税费用预计为4.15亿美元至4.7亿美元，因为Pembina将继续受益于最近投入使用的资产提供的税池。
Pembina 2025年调整后EBITDA可能直接受到以下市场化价格的影响：
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关键变量
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2025年指导中点假设
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灵敏度
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对调整后EBITDA的影响（百万美元）(1)
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AECO/Station 2天然气（CAD/GJ）(2)
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$1.94
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± $0.50
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± 20
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芝加哥天然气（美元/百万英热单位）
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$2.90
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± $0.50
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± 49
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Mont Belvieu丙烷（美元/USG）
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$0.80
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± $0.10
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± 70
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外汇汇率（美元/加元）
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$1.39
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± $0.05
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± 50
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(1)包括Pembina对冲计划的影响。
(2)此外，Pembina通过与客户的商业合同对AECO天然气价格有不对称敞口，随着AECO价格升至3.00美元/吉焦以上，Pembina从中受益，但不存在下行风险。
2025年资本投资
Pembina的2025年资本计划预计分配如下：
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（百万美元）
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2025年预算(1)
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管道部门
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$330
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设施分部
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$345
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营销与新创投司
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$15
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企业
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$55
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资本支出
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$745
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对权益核算被投资方的贡献
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$355
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资本支出和对权益核算被投资方的贡献
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$1,100
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(1)以加元显示的资本预算基于预测的美元兑加元平均汇率1.39。
管道部门资本支出主要涉及维持资本、常规管道系统内的终端扩建、未来潜在项目的开发支出，包括Fox Creek至Namao和平管道扩建，以及对较小增长项目的投资，包括各种支线和终端。
设施部门的资本支出主要与建设RFS IV扩建、较小的增长项目和维持资本支出有关。
营销和新创投部门和企业部门的资本支出主要针对信息技术增强，以进一步实现公司的持续改善愿望。
对Equity Accounted Investees的捐款包括向Cedar LNG捐款约2亿美元以资助Cedar LNG项目的建设，向PGI捐款以资助Wapiti扩建、K3热电联产设施的开发，以及与先前宣布的与Veren Inc.和Whitecap Resources Inc.的协议相关的开发活动。
该公司的2025年资本计划包括：
•2亿美元不可收回的持续资本，以支持安全可靠的运营。
•8500万美元与数字化、技术和系统投资有关，旨在提高运营效率。
除了上面详述的2025年资本投资计划，Pembina正在开发潜在的额外项目，如果获得批准，将使2025年的资本计划最多增加2亿美元。这些项目主要包括为支持NEBC的数量增长而进行的管道和终端升级、Fox Creek至Namao和平管道扩建、与陶氏供应协议相关的投资，包括在Redwater综合体内的RFS III增加一个去乙烷塔，以及优化Prince Rupert码头以允许使用更大的船只，这将降低单位成本。
资本配置
Pembina继续在资金充足的模式内执行其战略，并与其财务护栏保持一致。在2025年调整后的EBITDA指导范围内，Pembina预计将产生正的自由现金流，所有2025年资本投资计划情景都完全由经营活动产生的现金流（扣除股息）提供资金。在当前的市场和经济条件下，彭比纳预计将在2025年优先使用超额自由现金流偿还债务。正如我们自2021年以来的做法一样，Pembina将继续评估债务偿还相对于股票回购的优点，同时考虑预期的未来资金需求以及当前市场条件和相关替代方案的风险调整后回报。彭比纳预计将在2025年退出，按比例合并的债务与调整后EBITDA比率为3.4至3.7倍。若不计与雪松液化天然气项目建设相关的债务，这一比率将为3.2至3.5倍。
关于彭比纳
Pembina Pipeline Corporation是一家领先的能源运输和中游服务提供商，服务于北美能源行业达70年之久。彭比纳拥有碳氢化合物液体和天然气管道、气体收集和处理设施、石油和天然气液体基础设施和物流服务的综合网络，以及出口终端业务。通过我们的综合价值链，我们寻求提供安全可靠的能源解决方案，连接世界各地的生产者和消费者，支持更可持续的未来，并使我们的客户、投资者、员工和社区受益。欲了解更多信息，请访问www.pembina.com.
Pembina宗旨：我们提供非凡的能源解决方案，让世界能够繁荣发展。
Pembina分为三个部门：管道部门、设施部门和营销与新风险部门。
Pembina的普通股分别在多伦多和纽约证券交易所的PPL和PBA下交易。欲了解更多信息，请访问www.pembina.com.
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前瞻性信息和声明
本新闻稿包含某些前瞻性信息和陈述（统称为“前瞻性陈述”），包括适用证券立法“安全港”条款含义内的前瞻性陈述，这些信息和陈述基于Pembina当前的预期、估计、预测和假设，并结合其经验和对历史趋势的看法。在某些情况下，前瞻性陈述可以通过诸如“继续”、“预期”、“时间表”、“将”、“预期”、“估计”、“潜在”、“计划”、“未来”、“展望”、“战略”、“项目”、“趋势”、“承诺”、“维持”、“重点”、“进行中”、“相信”等术语来识别，以及暗示未来事件或未来业绩的类似表述。
特别是，这份新闻稿包含前瞻性陈述，包括某些财务前景，涉及但不限于以下内容：Pembina预计的2025年调整后EBITDA、2025年资本投资计划成本、2025年年底按比例合并的债务与调整后EBITDA比率以及2025年当期所得税费用；Pembina的资本分配计划，包括与债务偿还和股份回购有关的计划；预计2025年经营活动产生的现金流量及其用途；2024年年底财务业绩，包括预计2024年将是创纪录的财政年度；对《陶氏供应协议》的影响以及与Veren Inc.和Whitecap Resources Inc.的交易的预期，以及与此相关的未来行动；未来的管道、加工、分馏和储存设施以及系统运营和吞吐量水平；Pembina的公司战略以及新业务举措和增长机会的发展和预期时间，包括预期的时间和影响；对行业活动和发展机会的预期，以及预期收益和时机；对服务需求的预期，包括对Pembina资产利用率提高、未来通行费和运量的预期；规划、建设、资本支出和成本估算、时间表、地点、监管和环境申请和批准、预期容量、增量、电力输出、项目完成和在役日期、与管道系统、天然气服务设施、加工和分馏设施、终端、储存和枢纽设施以及其他设施或基础设施的计划建设或扩建有关的权利、活动和运营；Pembina新项目和发展的发展和预期收益，包括K3热电联产设施、Cedar液化天然气项目、Wapiti扩建、Taylor至Gordondale项目、Fox Creek至Namao和平管道扩建和RFS IV扩建，包括其完成情况和时间安排；关于CER审查Alliance Pipeline收费的预期，包括其时间和结果以及与此相关采取的步骤；当前和未来市场状况对Pembina的影响；Pembina的对冲策略及其预期结果；Pembina的资本结构，包括可能就此采取的未来行动以及对现金流的未来用途及其用途的预期，偿还现有债务，新借款和证券发行；以及Pembina对其财务护栏的承诺和维护能力。
这些前瞻性陈述是基于Pembina在本新闻稿发布之日就此作出的某些假设，其中包括：石油和天然气行业勘探和开发活动水平以及此类活动的地理区域；存在有利的市场条件，以及Pembina拥有可用于股票回购、偿还债务和为其资本支出提供资金的可用资本；Pembina运营的成功；现行商品价格、利率、碳价格，税率和汇率；Pembina维持当前信用评级的能力；为现有资产和项目相关的未来资本需求提供资金的可用资本；未来运营成本；岩土工程和完整性成本；所有必要的监管和环境批准均可及时按必要条款获得；现行监管、税收和环境法律法规；维持运营利润率；以及Pembina截至12月31日止年度的年度信息表中详述的与Pembina前瞻性陈述有关的某些其他假设，2023年（“AIF”）及管理层截至2023年12月31日止年度的讨论及分析（“年度MD & A”）各自已于2024年2月22日在SEDAR +上提交，以及Pembina管理层日期为2024年11月5日的截至2024年9月30日止三个月及九个月的讨论及分析（“中期MD & A”）及不时于Pembina公开披露文件（可于www.sedarplus.ca,www.sec.gov并通过Pembina的网站www.pembina.com.
尽管Pembina认为，截至本文发布之日，这些前瞻性陈述中反映的预期以及重大因素和假设是合理的，但无法保证这些预期、因素和假设将被证明是正确的。这些前瞻性陈述并非对未来业绩的保证，并受到许多已知和未知风险和不确定性的影响，这些风险和不确定性可能导致实际事件或结果出现重大差异，包括，但不限于：监管环境和决策以及土著和土地所有者协商要求；竞争实体的影响和定价；依赖第三方成功运营和维护某些资产；石油和天然气生产行业的实力和运营以及相关商品价格；交易对手不履行或违约与Pembina或其一个或多个关联公司的协议；政府或监管当局采取的行动以及立法变化（包括对最近颁布的法案C-59的解释的不确定性以及《竞争法》的相关修正案（加拿大））；Pembina获得或开发与未来发展项目有关的必要基础设施的能力；经营业绩波动；加拿大、北美和世界各地不利的总体经济和市场条件；以可接受的条款获得各种债务和股权资本来源的能力；信用评级的变化；交易对手信用风险；以及在AIF、年度MD & A、临时MD & A以及Pembina的公开披露文件中不时详述的某些其他风险和不确定性，详见www.sedarplus.ca,www.sec.gov并通过Pembina的网站www.pembina.com.
这份风险因素清单不应被解释为详尽无遗。读者请注意，事件或情况可能导致实际结果与此处包含的前瞻性陈述所预测、预测或预测的结果存在重大差异。本新闻稿中包含的前瞻性陈述仅在本新闻稿发布之日发表。Pembina不承担任何义务公开更新或修改此处包含的任何前瞻性陈述或信息，除非适用法律要求。截至本新闻稿发布之日，管理层批准了此处包含的2025年调整后EBITDA、2025年资本投资计划成本、2025年按比例合并的债务与调整后EBITDA以及2025年所得税费用指引。这些财务展望的目的是帮助读者了解Pembina的预期和目标财务结果，这些信息可能不适合用于其他目的。本新闻稿中包含的前瞻性陈述受到这一警示性声明的明确限定。
非公认会计原则和其他财务措施
在整个新闻稿中，Pembina披露了某些财务指标和比率，这些指标和比率没有根据GAAP规定、定义或确定，也没有在Pembina的财务报表中披露。非GAAP财务指标要么不包括根据GAAP规定、定义和确定的最直接可比财务指标的构成中包含的金额，要么包括不包括的金额。Non-GAAP比率是以比率、分数、百分比或类似表示形式的财务指标，其中有一个非GAAP财务指标作为其一个或多个组成部分。这些非GAAP财务指标和比率，连同根据GAAP规定、定义和确定的财务指标和比率，被管理层用来评估Pembina及其业务的业绩和现金流，并向投资者和分析师提供有关Pembina财务业绩和现金流的额外有用信息。
在这份新闻稿中，Pembina披露了调整后的EBITDA，这是一种非公认会计准则财务指标，以及按比例合并的债务与调整后的EBITDA，这是一种非公认会计准则比率，在国际财务报告准则（“IFRS”）下没有任何标准化含义，可能无法与其他发行人披露的类似财务指标或比率进行比较。因此，此类财务措施和比率不应被孤立地考虑，也不应被视为替代或优于根据国际财务报告准则规定、定义或确定的Pembina财务业绩或现金流量的措施和比率，包括收入或收益。
除本文另有说明外，这些非GAAP财务指标和非GAAP比率是在不同时期的一致基础上计算的。具体的调节项目可能只在某些时期相关。
以下是对本新闻稿中披露的每项非GAAP财务指标和非GAAP比率的描述，以及（如适用）披露根据每项非GAAP财务指标相关的GAAP确定的最直接可比的财务指标，以及每项非GAAP财务指标与此类直接可比的GAAP财务指标的数量调节。有关这类非GAAP财务指标和非GAAP比率的更多信息，包括披露每项非GAAP财务指标和非GAAP比率的构成，解释每项非GAAP财务指标和非GAAP比率如何为投资者提供有用的信息，以及额外的目的（如果有的话），管理层为此使用了每一项非GAAP财务指标；解释每一项非GAAP财务指标的标签或组成以及非GAAP比率与先前披露的任何变化的原因；以及对前瞻性非GAAP财务指标与同等历史非GAAP财务指标之间任何重大差异的描述，载于年度MD & A的“非GAAP和其他财务指标”部分，该信息通过引用方式并入本新闻稿。年度MD & A可在SEDAR +上获得，网址为www.sedarplus.ca，EDGAR在www.sec.gov和Pembina的网站在www.pembina.com.
调整后的息税折旧摊销前利润
调整后EBITDA是一种非公认会计准则财务指标，计算方法为扣除净财务成本、所得税、折旧和摊销（包括在运营和一般及管理费用中）以及与商品相关的衍生金融工具的未实现损益之前的收益。排除与商品相关的衍生金融工具的未实现收益或损失，消除了此类收益或损失的非现金影响。
调整后的EBITDA还包括对资产处置损失（收益）收益、收购、处置和重组产生的交易成本、商誉、无形资产、对权益入账的被投资方和不动产、厂房和设备的投资的减值费用或转回、某些非现金准备金和其他不反映持续经营的金额的调整。此外，Pembina对拥有优先权益的权益入账被投资方的投资所产生的结果的比例份额在调整后EBITDA中作为50%的共同权益列报.这些额外调整是为了排除各种非现金和其他不反映正在进行的业务的项目。
与2025年调整后EBITDA指引相当的历史非公认会计原则财务指标是截至2023年12月31日止年度的调整后EBITDA。
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截至2023年12月31日止12个月
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管道
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设施
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营销&新创投
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企业和部门间抵销
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合计
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（百万美元，每股金额除外）
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收益（亏损）
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1,840
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610
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435
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(696)
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1,776
|
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所得税费用
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—
|
—
|
—
|
—
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413
|
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应占权益入账被投资单位利润的调整及其他
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172
|
438
|
84
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—
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694
|
||||||||||||
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净财务成本
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28
|
9
|
4
|
425
|
466
|
||||||||||||
|
折旧及摊销
|
414
|
159
|
46
|
44
|
663
|
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|
衍生工具未实现亏损
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—
|
—
|
32
|
—
|
32
|
||||||||||||
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减值转回
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(231)
|
—
|
—
|
—
|
(231)
|
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就收购、资产处置收益和非现金拨备产生的交易成本
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11
|
(3)
|
(4)
|
7
|
11
|
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经调整EBITDA
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2,234
|
1,213
|
597
|
(220)
|
3,824
|
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来自权益核算被投资方的调整后EBITDA
根据国际财务报告准则，Pembina共同控制的投资采用权益会计核算。在权益会计下，投资的资产和负债在综合财务状况表“对权益核算的被投资人的投资”中的单个项目中以净额列示。对权益入账被投资单位的投资净收益在综合收益和综合收益表“应占权益入账被投资单位的利润”中的单行项目中确认。在上述调整后EBITDA中，对收益所做的调整也是为了分享权益入账被投资方投资的利润。对权益入账被投资方的投资的现金出资和分配为Pembina在该期间向权益入账被投资方的投资支付和收取的份额。
为了帮助理解和评估这些投资的业绩，Pembina正在通过非GAAP比例合并Pembina在权益入账被投资方投资中的权益来补充国际财务报告准则的披露。Pembina在权益入账被投资方的权益比例已计入调整后EBITDA。
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截至2023年12月31日止12个月
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管道
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设施
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营销&新创投
|
合计
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（百万美元）
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应占权益入账被投资方溢利（亏损）-营运
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109
|
233
|
(26)
|
316 | ||||||||||||||||||||||
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应占权益核算被投资单位利润调整：
|
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净财务成本
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22
|
160
|
1
|
183
|
||||||||||||||||||||||
|
所得税费用
|
—
|
41
|
—
|
41
|
||||||||||||||||||||||
|
折旧及摊销
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150
|
207
|
25
|
386
|
||||||||||||||||||||||
|
与商品相关的衍生金融工具未实现亏损
|
—
|
16
|
—
|
16
|
||||||||||||||||||||||
|
就收购事项产生的交易成本
|
—
|
14
|
58
|
72
|
||||||||||||||||||||||
|
应占权益入账被投资单位利润调整合计
|
172
|
438
|
84
|
694
|
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来自权益入账被投资方的调整后EBITDA
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281
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671
|
58
|
1,010
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按比例合并债务与调整后EBITDA
按比例合并的债务与调整后的EBITDA是一种非公认会计原则的比率，管理层认为，在评估公司的债务水平和信誉时，该比率对投资者和Pembina财务信息的其他用户是有用的。
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12个月结束
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（百万美元，除非另有说明）
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2024年9月30日
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2023年12月31日
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贷款和借款（当前）
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946
|
650
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||||||
|
贷款和借款（非流动）
|
11,182
|
9,253
|
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权益入账被投资单位的贷款及借款
|
2,770
|
2,805
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||||||
|
按比例合并债务
|
14,898
|
12,708
|
||||||
|
经调整EBITDA
|
4,187
|
3,824
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||||||
|
按比例合并的债务与调整后EBITDA（倍）
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3.6
|
3.3
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||||||
|
（百万美元）
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截至2024年9月30日止12个月
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截至2024年9月30日止9个月
|
截至2023年12月31日止12个月
|
截至2023年9月30日止9个月
|
||||||||||
|
所得税前利润
|
1,791
|
976
|
2,189
|
1,374
|
||||||||||
|
应占权益入账被投资单位利润的调整及其他
|
640
|
454
|
694
|
508
|
||||||||||
|
净财务成本
|
514
|
398
|
466
|
350
|
||||||||||
|
折旧及摊销
|
805
|
627
|
663
|
485
|
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|
衍生工具未实现亏损
|
83
|
129
|
32
|
78
|
||||||||||
|
非控股权益(1)
|
(12)
|
(12)
|
—
|
—
|
||||||||||
|
Alliance/Aux Sable收购损失
|
616
|
616
|
—
|
—
|
||||||||||
|
保险合同条款的终止确认
|
(34)
|
(34)
|
—
|
—
|
||||||||||
|
与收购有关的交易和整合成本
|
20
|
18
|
2
|
—
|
||||||||||
|
资产处置收益、其他非现金拨备、其他
|
(5)
|
(18)
|
9
|
(4)
|
||||||||||
|
减值转回
|
(231)
|
—
|
(231)
|
—
|
||||||||||
|
经调整EBITDA
|
4,187
|
3,154
|
3,824
|
2,791
|
||||||||||
| = A + B-C |
A
|
B
|
C
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(1) 列报调整项目净额。