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致股东的报告
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| 2025年第二季度 | |||||||||||
| 管理层的讨论与分析 | |||||||||||
| 目 录 | |||||||||||
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6.资本支出
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列报依据
以下管理层对Pembina Pipeline Corporation（“Pembina管道公司”或“公司”）财务和经营业绩的讨论和分析（“MD & A”）的日期为2025年8月7日，是对Pembina截至2025年6月30日止三个月和六个月的未经审核简明综合中期财务报表（“中期财务报表”）以及Pembina截至2024年12月31日止年度的经审核综合年度财务报表（“综合财务报表”）和MD & A的补充，并应与其一并阅读。本MD & A提供的所有财务信息均按照国际会计准则（“IAS”）34编制中期财务报告并以加元表示，除非另有说明。向加拿大和美国证券委员会提交了关于Pembina经营分部的描述和有关Pembina的其他信息，包括季度和年度报告、年度信息表（根据表格40-F向美国证券交易委员会提交）和管理信息通告，可在www.sedarplus.ca、www.sec.gov和Pembina网站www.pembina.com上在线查阅。Pembina网站中包含或以其他方式可通过Pembina网站访问的信息不构成本MD & A的一部分，也不通过引用并入本文件。
缩略语
有关本MD & A中可能使用的缩写列表，请参阅本MD & A的“缩写”部分。
非公认会计原则和其他财务措施
Pembina在此MD & A中披露了某些财务指标和比率，管理层认为这些指标和比率在评估Pembina的基本业绩时提供了有意义的信息，但这些指标和比率未根据加拿大公认会计原则（“GAAP”）具体说明、定义或确定，也未在Pembina的中期财务报表或合并财务报表中披露。此类非公认会计准则财务指标和非公认会计准则比率不具有国际财务报告准则规定的任何标准化含义，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。有关这些非GAAP财务指标和非GAAP比率的更多信息，请参阅本MD & A的“非GAAP和其他财务指标”部分。
风险因素与前瞻性信息
管理层已经确定了可能对Pembina的财务业绩和运营产生重大影响的主要风险因素。此类风险因素在Pembina的MD & A和年度信息表（“AIF”）的“风险因素”部分中列出，每一部分截至2024年12月31日止年度。公司的财务和运营业绩可能受到许多因素的影响，包括但不限于本MD & A的“前瞻性陈述和信息”部分中描述的因素。本MD & A包含基于Pembina当前预期、估计、预测和假设的前瞻性陈述。提供这些信息是为了帮助读者了解公司的未来计划和期望，可能不适合用于其他目的。
Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度1
1.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超过70年。彭比纳拥有广泛的战略位置资产网络，包括碳氢化合物液体和天然气管道、天然气收集和处理设施、石油和天然气液体基础设施和物流服务，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.
彭比纳的宗旨与策略
我们提供非凡的能源解决方案，让世界得以繁荣发展。
Pembina将通过继续投资和发展提供关键运输和中游服务的核心业务来巩固其优势，以帮助确保可靠和安全的能源供应。Pembina将利用令人兴奋的机会，利用其资产和专业知识开发新的服务产品，从而实现向低碳经济的过渡。在持续满足全球能源需求及其客户需求的同时，确保Pembina的长期成功和韧性，公司确立了四个战略重点：
1.为了保持韧性，我们将维持、脱碳并增强我们的业务。这一优先事项的重点是加强和发展我们现有的特许经营权，并展示环境领导力。
2.为了茁壮成长，我们将投资于能源转型，以改善我们经营所在的盆地。随着我们继续投资于新的基础设施并扩大我们的投资组合以包括与低碳商品相关的新业务，我们将优先考虑更轻的商品。
3.为满足全球需求，我们将转型并出口我们的产品。我们将继续专注于支持加拿大西部沉积盆地商品转变为更高利润率的产品，并使更多的沿海出口成为可能。
4.为了使自己与众不同，我们将为我们的利益相关者创造一种差异化的体验。我们仍然致力于为我们的四个关键利益相关者群体提供卓越服务，这意味着：
a.员工说我们是‘首选雇主’，重视我们安全、尊重、协作、包容的工作文化。
b.社区欢迎我们，并认识到我们的社会和环境承诺的净积极影响。
c.客户可靠增值服务优先选择我们。
d.投资者获得行业领先的可持续总回报。
2 Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度
2.财务和运营概览
截至6月30日止三个月综合财务概览
经营成果
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 |
2024
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改变 | ||||||||
| 收入 | 1,792 | 1,855 | (63) | ||||||||
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净收入(1)
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1,184 | 1,222 | (38) | ||||||||
| 营业费用 | 235 | 240 | (5) | ||||||||
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毛利
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780 | 815 | (35) | ||||||||
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经调整EBITDA(1)
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1,013 | 1,091 | (78) | ||||||||
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收益
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417 | 479 | (62) | ||||||||
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每股普通股收益–基本和稀释（美元）
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0.65 | 0.75 | (0.10) | ||||||||
| 经营活动现金流 | 790 | 954 | (164) | ||||||||
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每股普通股经营活动产生的现金流–基本（美元）
|
1.36 | 1.64 | (0.28) | ||||||||
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调整后经营活动现金流(1)
|
698 | 837 | (139) | ||||||||
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调整后的每股普通股经营活动现金流–基本（美元）(1)
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1.20 | 1.44 | (0.24) | ||||||||
| 资本支出 | 197 | 265 | (68) | ||||||||
收益变化（百万美元）
成果概述
与上一期间相比，2025年第二季度的收益减少了6200万美元。按分部划分的影响季度的重要因素包括：
•管道：减少的主要原因是科钦管道新合同的通行费减少和埃德蒙顿码头的收入减少，部分被联盟管道季节性合同的需求增加所抵消，以及和平管道系统的收入增加，原因是运量增加和主要与合同通胀调整有关的通行费增加。
•设施：减少主要是由于PGI的利润份额减少，以及在资产升级期间计划停电，导致Redwater综合体的相关退休导致成本增加。
•Marketing & New Ventures：净收入下降是由于NGL利润率和销量下降，再加上其他收入下降，原因是没有与2024年第二季度确认的与Cedar LNG在做出积极的最终投资决定时承担的Pembina财务保证相关的类似收益。这部分被风险管理和实物衍生品收入增加以及雪松液化天然气利润份额增加所抵消。
•公司和所得税：较高主要是由于较低的收购和整合成本，以及较低的一般和管理费用。这部分被没有与2024年第二季度确认的类似的收购净收益所抵消。
下表和本MD & A的“分部业绩”部分讨论了影响分部的更多细节和其他因素。
Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度3
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截至6月30日止三个月业绩变动
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净收入(1)
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减少3800万美元，原因是基于原油的衍生品收益下降导致营销与新风险投资部门的净收入下降，以及丁烷和丙烷价格下降导致NGL利润率下降，再加上与资产升级相关的设施部门计划停电导致销量下降，以及Aux Sable的输入天然气价格上涨。此外，科钦管道的净收入减少（3300万美元）主要是由于新合同的通行费减少，新合同取代了2024年7月中旬到期的长期合同，以及埃德蒙顿航站楼的收入减少主要与2024年第二季度埃德蒙顿南铁路航站楼的退役有关。
这些结果被可再生电力购买协议的亏损减少、与2024年第二季度的亏损相比，2025年第二季度基于NGL的衍生品的收益以及Alliance Pipeline季节性合同的需求增加部分抵消。此外，与2024年同期相比，2025年第二季度受第八阶段和平管道扩建计划中断、合同量增加以及主要由于合同通胀调整导致的通行费增加的影响，停运次数减少，和平管道系统的净收入增加，从而抵消了净收入的减少。
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| 营业费用 |
与前期一致。运营费用的小幅下降被更高的诚信支出所抵消。
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| 经营活动现金流 |
减少1.64亿美元，主要是由于不涉及现金的项目调整后的收益减少、非现金营运资本的变化以及支付的净利息增加。这部分被较低的已缴税款和主要来自PGI的权益入账被投资方的较高分配所抵消。
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调整后经营活动现金流(1)
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减少1.39亿美元，主要是由于上文讨论的相同项目影响经营活动产生的现金流，加上较高的当期所得税费用，部分被较低的应计股份支付费用所抵消。
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调整后的每股普通股经营活动现金流–基本（美元)(1)
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减少0.24美元，主要是由于上文讨论的影响调整后经营活动现金流的因素，而已发行普通股与上一期间保持一致。
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经调整EBITDA(1)
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减少7800万美元，主要是由于丁烷和丙烷价格下降导致NGL利润率下降，再加上与资产升级相关的设施部门计划停电导致销量下降，以及Aux Sable的输入天然气价格上涨。此外，以原油为基础的衍生品的已实现收益减少、科钦管道新合同的通行费减少以及埃德蒙顿码头的收入减少导致调整后EBITDA下降。
这些结果被基于NGL的衍生品较低的已实现亏损以及Alliance Pipeline和Peace Pipeline系统较高的净收入部分抵消。
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(1)请参阅本MD & A的“Non-GAAP & Other Financial Measures”部分。
4 Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度
截至6月30日止六个月综合财务概览
经营成果
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 改变 | ||||||||
| 收入 | 4,074 | 3,395 | 679 | ||||||||
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净收入(1)
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2,527 | 2,134 | 393 | ||||||||
| 营业费用 | 461 | 429 | 32 | ||||||||
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毛利
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1,708 | 1,545 | 163 | ||||||||
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经调整EBITDA(1)
|
2,180 | 2,135 | 45 | ||||||||
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收益
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919 | 917 | 2 | ||||||||
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每股普通股收益–基本（美元）
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1.45 | 1.49 | (0.04) | ||||||||
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每股普通股收益–摊薄（美元）
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1.45 | 1.48 | (0.03) | ||||||||
| 经营活动现金流 | 1,630 | 1,390 | 240 | ||||||||
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每股普通股经营活动产生的现金流–基本（美元）
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2.81 | 2.46 | 0.35 | ||||||||
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调整后经营活动现金流(1)
|
1,475 | 1,619 | (144) | ||||||||
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调整后的每股普通股经营活动现金流–基本（美元）(1)
|
2.54 | 2.87 | (0.33) | ||||||||
| 资本支出 | 371 | 451 | (80) | ||||||||
收益变化（百万美元）
成果概述
与上一期间相比，2025年前六个月的收益增加了200万美元。影响按分部划分期间的重要因素包括：
•管道：Pembina于2024年4月1日收购Alliance的控股所有权权益带来的积极影响，以及Alliance Pipeline上更高的季节性收入。此外，和平管道系统的收入增加是由于数量增加和通行费增加，这主要与合同通胀调整有关，以及尼皮西管道的合同量增加。这些影响被科钦管道新合同通行费减少和埃德蒙顿码头收入减少部分抵消。
•设施：减少主要是由于来自PGI的利润份额减少，部分被Pembina于2024年4月1日收购Aux Sable的控股所有权权益的积极影响所抵消。
•Marketing & New Ventures：Pembina于2024年4月1日收购Aux Sable的控股所有权权益带来的积极影响，加上来自风险管理和实物衍生品合约的更高收入，以及更高的市场销售的NGL数量导致更高的WCSB NGL利润率。这部分被来自Cedar LNG的应占亏损、来自Aux Sable的较低NGL利润率以及其他收入减少所抵消。
•公司和所得税：较低主要是由于较高的净财务成本、较高的所得税费用，以及没有与2024年第二季度确认的类似的收购净收益。这部分被较低的收购和整合成本所抵消。
下表和本MD & A的“分部业绩”部分讨论了影响分部的更多细节和其他因素。
Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度5
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截至6月30日止六个月业绩变动
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净收入(1)
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增加3.93亿美元，主要是由于Pembina于2024年4月1日获得Alliance和Aux Sable的控股所有权权益。营销与新创业部门的净收入增加，主要是由于市场销售的NGL数量增加、可再生能源电力购买协议和基于原油的衍生品的未实现亏损减少以及与2024年期间的亏损相比，2025年期间基于NGL的衍生品的未实现收益导致WCSB NGL利润率增加。此外，联盟管道的季节性合同需求增加、和平管道系统的净收入增加，原因是与2024年同期相比，2025年期间受第八阶段和平管道扩建计划中断影响的中断次数减少，以及和平管道系统和Nipisi管道的合同量增加，以及主要由于合同通货膨胀调整导致和平管道系统的通行费增加，这些都导致净收入增加。
这些业绩被科钦管道净收入减少部分抵消，这主要是由于新合同的通行费减少，新合同取代了2024年7月中旬到期的长期合同。净收入下降的原因还包括以原油为基础的衍生品的已实现收益减少、由于投入天然气价格上涨导致Aux Sable的NGL利润率下降、埃德蒙顿航站楼的收入下降主要与埃德蒙顿南部铁路航站楼在2024年第二季度的退役有关，以及可回收电力成本下降。
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| 营业费用 |
增加3200万美元，主要是由于截至2024年4月1日，Alliance和Aux Sable的运营费用现已完全合并，以及本期环境成本增加，因为2024年期间包括与北部管道系统中断相关的恢复。这些增长被2025年期间较低的电力池价格导致的较低的可回收电力成本部分抵消。
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| 经营活动现金流 |
增加2.4亿美元，主要是由于不涉及现金的项目调整后的收益增加、支付的税款减少以及非现金营运资本的变化。这部分被权益入账被投资方的分配减少和支付的净利息增加所抵消，这主要是由于Pembina于2024年4月1日收购了Alliance和Aux Sable的控股所有权权益，以及通过合同负债收取的付款减少。
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调整后经营活动现金流(1)
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减少1.44亿美元，主要是由于上文讨论的影响经营活动现金流的相同项目，不包括调整后导致减少的非现金营运资本和已付税款的变化，以及较高的当期所得税费用。
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调整后的每股普通股经营活动现金流–基本（美元)(1)
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减少0.33美元，主要是由于上文讨论的影响调整后经营活动现金流的因素，以及在Pembina收购Alliance和Aux Sable的控股所有权权益于2024年4月1日结束的同时，认购收益转换为普通股后已发行普通股增加。
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经调整EBITDA(1)
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增加4500万美元，主要是由于Pembina于2024年4月1日获得Alliance和Aux Sable的控股所有权权益，以及由于季节性合同的需求增加，Alliance Pipeline的收入增加。较高的WSCB NGL利润率是由于市场上较高的NGL销量，加上和平管道系统和尼皮斯管道的收入增加，进一步推动了调整后EBITDA的增长。
这些业绩部分被科钦管道新合同通行费下降、大宗商品相关衍生品已实现收益下降、由于投入天然气价格上涨导致Aux Sable的NGL利润率下降以及埃德蒙顿码头的收入下降所抵消。
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(1)请参阅本MD & A的“Non-GAAP & Other Financial Measures”部分。
6 Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度
3.分部业绩
业务概况
管道部门在加拿大和美国的主要市场枢纽为客户提供原油、凝析油、天然气液体和天然气的管道运输、终端和储存。管道司管理的管道运输能力为3.0 mmBOE/d(1)以及约10 mmbBLs的地上存储容量(1)在其常规、油砂和重油以及输电资产范围内。常规资产包括位于战略位置的管道和终端枢纽，这些管道和终端枢纽从艾伯塔省西部和不列颠哥伦比亚省东北部收集和运输轻质和中质原油、凝析油和天然气液体到艾伯塔省埃德蒙顿地区的下游管道和加工设施。油砂和重油资产将艾伯塔省境内生产的重质和合成原油运输到艾伯塔省埃德蒙顿地区，并提供相关的储存和终端。这些输送资产通过连接各个关键市场枢纽的长距离管道在加拿大和美国各地输送天然气、乙烷和凝析油。此外，管道部门资产与Pembina在北美的设施部门资产提供了联系，增强了我们客户服务产品的灵活性和可选性。这些资产一起从碳氢化合物产区向阿尔伯塔省、不列颠哥伦比亚省和伊利诺伊州的炼油厂、分馏厂和市场中心以及整个北美的其他地区供应产品。
设施部门包括为Pembina的客户提供天然气、凝析油和NGL服务的基础设施。通过其全资资产及其在PGI的权益，Pembina的天然气收集和处理设施战略性地定位于WCSB和威利斯顿盆地的活跃、富含液体的地区，并可能由公司的其他业务提供服务。Pembina提供甜酸气体聚集、压缩、凝析油稳定，以及浅切和深切气处理服务，总容量约为6.7 bcf/d(1)为其客户。几乎所有加拿大设施中提取的凝析油和NGL都可以通过Pembina的管道运输。此外，沿Alliance管道运输的所有NGL均通过终点的Channahon设施提取。设施部门包括约430 mbpd(1)NGL分馏能力，21mmbBLs(1)洞穴储存能力、各种石油电池、相关的管道和铁路终端设施以及加拿大西海岸的液化丙烷出口设施。这些设施可供Pembina其他战略位置的资产和管道系统使用，为客户提供了获得一套全面服务的灵活性和选择性，以提高其碳氢化合物的价值。此外，Pembina在不列颠哥伦比亚省温哥华拥有一个散装海运进出口码头。
Marketing & New Ventures部门利用Pembina的综合价值链和现有的管道、设施和能源基础设施资产网络，最大限度地提高源自公司经营所在盆地的碳氢化合物液体和天然气的价值。Pembina追求创造新的市场，并进一步提升现有市场，以支持公司和客户的商业利益。特别是，Pembina寻求寻找机会，通过发展基础设施将碳氢化合物生产与新的需求地点联系起来。
在Marketing & New Ventures部门内，Pembina承担增值商品营销活动，包括购买和销售产品（天然气、乙烷、丙烷、丁烷、凝析油、原油、电力和碳信用额）、商品套利以及优化存储机会。营销业务就Pembina和第三方基础设施的产能签订合同，处理专有和客户数量，并聚合生产以进行后续销售。通过这种基础设施能力，包括Pembina的Prince Rupert Terminal，以及利用公司庞大的铁路车队和物流能力，Pembina的营销业务通过进入北美和全球的高价值市场，为商品增加了增量价值。
营销与新风险投资司还负责开发新的大型或价值链延伸项目，包括那些寻求提供更好的进入全球市场和支持向低碳经济过渡的项目。Marketing & New Ventures部门包括Pembina在Cedar LNG项目中的权益，该项目是目前在建的液化天然气（“LNG”）出口设施（“Cedar LNG项目”）。此外，Pembina正在寻求与低碳商品和大规模温室气体（“GHG”）减排相关的机会。
(1)净产能。
Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度7
按部门分列的财务和业务概览
| 截至6月30日止3个月 | ||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||
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（百万美元，除非另有说明）
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卷(1)
|
收益（亏损） |
经调整EBITDA(2)
|
卷(1)
|
收益（亏损） |
经调整EBITDA(2)
|
||||||||||||||
| 管道 | 2,768 | 473 | 646 | 2,716 | 485 | 655 | ||||||||||||||
| 设施 | 826 | 142 | 331 | 855 | 181 | 340 | ||||||||||||||
|
营销&新创投
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302 | 114 | 74 | 319 | 135 | 143 | ||||||||||||||
| 企业 | — | (196) | (38) | — | (828) | (47) | ||||||||||||||
| 所得税（回收）费用 | — | (116) | — | — | 506 | — | ||||||||||||||
| 合计 | 417 | 1,013 | 479 | 1,091 | ||||||||||||||||
| 截至6月30日止6个月 | ||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||
|
（百万美元，除非另有说明）
|
卷(1)
|
收益（亏损） |
经调整EBITDA(2)
|
卷(1)
|
收益（亏损） |
经调整EBITDA(2)
|
||||||||||||||
| 管道 | 2,789 | 991 | 1,323 | 2,657 | 940 | 1,254 | ||||||||||||||
| 设施 | 861 | 326 | 676 | 830 | 358 | 650 | ||||||||||||||
|
营销&新创投
|
335 | 274 | 284 | 307 | 199 | 331 | ||||||||||||||
| 企业 | — | (419) | (103) | — | (995) | (100) | ||||||||||||||
| 所得税（回收）费用 | — | (253) | — | — | 415 | — | ||||||||||||||
| 合计 | 919 | 2,180 | 917 | 2,135 | ||||||||||||||||
(1)以mBOE/d为单位的卷。有关定义，请参见本MD & A的“缩写”部分。管道和设施部门的交易量是收入交易量，即实物量加上照付不议承诺确认的交易量。Marketing & New Ventures的卷是市场销售的原油和NGL卷。
(2)请参阅本MD & A的“Non-GAAP & Other Financial Measures”部分。
8 Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度
按部门划分的权益核算被投资方概览
| 截至6月30日止3个月 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） |
利润份额
|
经调整EBITDA(4)
|
贡献 | 分配 |
卷(5)
|
应占利润（亏损）
|
经调整EBITDA(4)
|
贡献 | 分配 |
卷(5)
|
||||||||||||||||||||||
|
管道(1)
|
— | 1 | — | — | — | — | — | — | — | — | ||||||||||||||||||||||
|
设施(2)
|
46 | 173 | 82 | 136 | 344 | 63 | 174 | — | 123 | 354 | ||||||||||||||||||||||
|
营销&
新创投(3)
|
28 | — | 44 | — | — | (2) | — | 144 | — | — | ||||||||||||||||||||||
| 合计 | 74 | 174 | 126 | 136 | 344 | 61 | 174 | 144 | 123 | 354 | ||||||||||||||||||||||
| 截至6月30日止6个月 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） | 应占利润（亏损） |
经调整EBITDA(4)
|
贡献 | 分配 |
卷(5)
|
利润份额 |
经调整EBITDA(4)
|
贡献 | 分配 |
卷(5)
|
||||||||||||||||||||||
|
管道(1)
|
1 | 3 | — | — | — | 43 | 87 | 5 | 80 | 74 | ||||||||||||||||||||||
|
设施(2)
|
111 | 350 | 124 | 268 | 355 | 138 | 349 | — | 251 | 357 | ||||||||||||||||||||||
|
营销&
新创投(3)
|
(8) | (2) | 52 | — | — | 31 | 40 | 242 | 31 | 18 | ||||||||||||||||||||||
| 合计 | 104 | 351 | 176 | 268 | 355 | 212 | 476 | 247 | 362 | 449 | ||||||||||||||||||||||
(1)截至2025年6月30日和2024年6月30日的三个月和六个月期间，管道包括Grand Valley。此外，Alliance包含在2024年的三个月业绩中，反映了其在该期间的贡献。截至2024年4月1日收购完成，Pembina拥有Alliance 50%的权益。收购完成后Alliance的业绩将完全合并并纳入Pembina的财务业绩。见中期财务报表附注3。
(2)设施包括PGI和Fort Corp。
(3)Marketing and New Ventures包括2025年的Greenlight、截至2025年6月30日和2024年6月30日的三个月和六个月期间的Cedar LNG和ACG，以及2024年三个月业绩的Aux Sable，反映了其在该期间的贡献。截至2024年4月1日收购完成，Pembina拥有Aux Sable美国业务约42.7%的权益和Aux Sable加拿大业务50%的权益。Aux Sable在收购完成后的业绩完全合并并纳入Pembina的财务业绩。见中期财务报表附注3。
(4)请参阅本MD & A的“Non-GAAP & Other Financial Measures”部分。
(5)以mBOE/d为单位的卷。有关定义，请参见本MD & A的“缩写”部分。
有关更多信息，请参阅本MD & A在每个部门下的“分部结果–结果变化”部分。
截至2025年6月30日的三个月和六个月，设施部门向PGI提供了捐款，以部分资助增长资本项目。2025年和2024年在Marketing & New Ventures方面的贡献均为Cedar LNG提供资金，以资助Cedar LNG项目。有关更多信息，请参阅本MD & A的“分部结果-营销和新风险投资部门-项目和新发展”部分。
Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度9
管道
截至6月30日止三个月财务概览
经营成果
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 改变 | ||||||||
|
管道收入(1)
|
874 | 890 | (16) | ||||||||
|
销货成本(1)
|
14 | 15 | (1) | ||||||||
|
净收入(1)(2)
|
860 | 875 | (15) | ||||||||
|
营业费用(1)
|
198 | 203 | (5) | ||||||||
| 折旧摊销计入毛利 | 165 | 164 | 1 | ||||||||
| 毛利 | 497 | 508 | (11) | ||||||||
| 收益 | 473 | 485 | (12) | ||||||||
|
经调整EBITDA(2)
|
646 | 655 | (9) | ||||||||
|
卷(3)
|
2,768 | 2,716 | 52 | ||||||||
| 结果变化 | |||||
|
净收入(1)(2)
|
减少的主要原因是科钦管道新合同的通行费减少，该合同取代了2024年7月中旬到期的长期合同（3300万美元），埃德蒙顿终端的收入减少主要与2024年第二季度埃德蒙顿南铁路终端的退役有关，以及Vantage管道的运量和通行费减少。这些减少部分被联盟管道季节性合同需求增加所抵消，加上和平管道系统收入增加，原因是与受第八阶段和平管道扩建计划中断影响的2024年同期相比，2025年第二季度的中断次数减少，以及合同量增加。此外，Nipisi管道的合同量增加，以及主要由于合同通胀调整导致和平管道系统的通行费增加，导致净收入增加。
|
||||
| 收益 |
减少主要是由于受上述相同因素影响的净收入减少。
|
||||
|
经调整EBITDA(2)
|
减少主要是由于受上述相同因素影响的净收入减少。
|
||||
|
卷(3)
|
较高的主要原因是和平管道系统和Nipisi管道的合同量增加，与2024年同期相比，2025年第二季度和平管道系统的中断次数减少，这是受到第八阶段和平管道扩建计划中断的影响，加上联盟管道季节性合同的需求增加，这部分被第三方限制和Channahon设施的计划中断所抵消。此外，由于2025年第二季度第三方中断的限制，AEGS上的投放量减少，以及Vantage管道上的可中断投放量减少，导致管道总投放量减少。
|
||||
调整后EBITDA变化（百万美元）(1)(2)
(1)包括分部间交易。见中期财务报表附注4。
(2)请参阅本MD & A的“Non-GAAP & Other Financial Measures”部分。
(3)以mBOE/d为单位的收入数量。有关定义，请参见本MD & A的“缩写”部分。
10 Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度
截至6月30日止六个月财务概览
经营成果
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 改变 | ||||||||
|
管道收入(1)
|
1,768 | 1,578 | 190 | ||||||||
|
销货成本(1)
|
27 | 26 | 1 | ||||||||
|
净收入(1)(2)
|
1,741 | 1,552 | 189 | ||||||||
|
营业费用(1)
|
383 | 357 | 26 | ||||||||
| 折旧摊销计入毛利 | 316 | 259 | 57 | ||||||||
| 应占权益入账被投资单位利润 | 1 | 43 | (42) | ||||||||
| 毛利 | 1,043 | 979 | 64 | ||||||||
| 收益 | 991 | 940 | 51 | ||||||||
|
经调整EBITDA(2)
|
1,323 | 1,254 | 69 | ||||||||
|
卷(3)
|
2,789 | 2,657 | 132 | ||||||||
| 结果变化 | |||||
|
净收入(1)(2)
|
走高主要是由于Pembina于2024年4月1日获得Alliance的控股所有权权益，以及Alliance Pipeline季节性合同的需求增加。造成这一增长的还有和平管道系统的业务量增加，原因是与2024年期间相比，2025年期间的停运次数减少，而2024年期间受到第八阶段和平管道扩建计划停运的影响，和平管道系统和尼皮西管道的合同量增加，和平管道系统的通行费增加，主要与合同通货膨胀调整有关，以及对某些资产的有利的美元汇率影响。这些增长被科钦管道的净收入减少（7000万美元）部分抵消，这是由于新合同的通行费减少，新合同取代了2024年7月中旬到期的长期合同。此外，Vantage管道的运量和通行费减少、埃德蒙顿终点站的收入减少主要与2024年第二季度埃德蒙顿南铁路终点站的退役有关，以及可回收电力成本降低，这些都是抵消净收入减少的原因。
|
||||
|
营业费用(1)
|
增长主要是由于Pembina于2024年4月1日获得Alliance的控股所有权权益，以及本期更高的环境成本，因为2024年期间包括与北部管道系统中断相关的恢复。这些增长被2025年期间较低的电力池价格导致的较低的可回收电力成本部分抵消。
|
||||
|
折旧摊销计入毛利
|
走高主要是由于Pembina于2024年4月1日获得Alliance的控股所有权权益，加上2024年第二和第四季度投入使用的新资产。
|
||||
|
应占权益入账被投资单位利润
|
继Pembina于2024年4月1日收购Alliance的控股权益后，来自Alliance的业绩不再以利润分成入账，并全面并表。
|
||||
| 收益 |
走高主要是由于Pembina于2024年4月1日收购Alliance的控股所有权权益的净影响，以及Alliance Pipeline的季节性收入增加，加上Peace Pipeline系统和Nipisi Pipeline的收入增加，以及某些资产受到有利的汇率影响。这些因素被科钦管道新合同的通行费下降、Vantage管道和埃德蒙顿南码头的收入下降部分抵消。
|
||||
|
经调整EBITDA(2)
|
增长主要是由于影响收益的相同因素，上面已经讨论过。
|
||||
|
卷(3)
|
走高主要是由于Pembina于2024年4月1日获得Alliance的控股所有权权益，以及Alliance Pipeline的季节性合同需求增加，这部分被第三方限制和Channahon设施的计划中断所抵消。此外，与受第八阶段和平管道扩建计划中断影响的2024年同期相比，和平管道系统和尼皮西管道的合同量增加，以及和平管道系统在2025年第二季度的中断次数减少，促成了数量的增加。
|
||||
调整后EBITDA变化（百万美元）(1)(2)
(1)包括分部间交易。见中期财务报表附注4。
(2)请参阅本MD & A的“Non-GAAP & Other Financial Measures”部分。
(3)以mBOE/d为单位的收入数量。有关定义，请参见本MD & A的“缩写”部分。
Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度11
财务和运营概览
| 截至6月30日止3个月 | 截至6月30日止6个月 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） |
卷(1)
|
收益 |
调整后
EBITDA(2)
|
卷(1)
|
收益 |
调整后
EBITDA(2)
|
卷(1)
|
收益 |
调整后
EBITDA(2)
|
卷(1)
|
收益 |
调整后
EBITDA(2)
|
||||||||||||||||||||||||||
|
管道(3)
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 常规 | 1,006 | 298 | 358 | 969 | 269 | 338 | 1,020 | 598 | 709 | 988 | 564 | 679 | ||||||||||||||||||||||||||
| 传输 | 722 | 143 | 223 | 726 | 177 | 244 | 731 | 326 | 484 | 657 | 296 | 433 | ||||||||||||||||||||||||||
| 油砂& 重油 |
1,040 | 32 | 65 | 1,021 | 39 | 73 | 1,038 | 67 | 130 | 1,012 | 80 | 142 | ||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 2,768 | 473 | 646 | 2,716 | 485 | 655 | 2,789 | 991 | 1,323 | 2,657 | 940 | 1,254 | ||||||||||||||||||||||||||
(1)以mBOE/d为单位的收入数量。有关定义，请参见本MD & A的“缩写”部分。
(2)请参阅本MD & A的“Non-GAAP & Other Financial Measures”部分。
(3)包括归属于Pembina的常规、传输和油砂以及管道部门内的重油资产的价值。请参阅Pembina截至2024年12月31日止年度的AIF。
项目&新发展(1)
以下概述了最近在Pipelines内投入服务的项目和新发展：
| 重大项目 | 在职日期 | ||||
|
第八阶段和平管道扩建
|
2024年5月
|
||||
| NEBC MPS扩展 | 2024年11月 | ||||
(1)有关Pembina重大资产的更多详细信息，包括此处使用的未另行定义的大写术语的定义，请参阅Pembina在www.sedarplus.ca（根据表格40-F向美国证券交易委员会www.sec.gov提交）和Pembina网站www.pembina.com上提交的截至2024年12月31日止年度的AIF。
Pembina正在推进超过10亿美元的常规NGL和凝析油管道扩建，以可靠且具有成本效益的方式满足WCSB产量不断增长带来的不断增长的运输需求。Pembina的销量增长前景得到了长期合同的保障，这些合同的基础是照付不议协议、横跨Montney和Duvernay阵型的奉献区域，以及其他长期协议，这些协议确保了承诺销量的强大基础。正在开发的潜在扩展包括：
•Taylor-to-Gordondale项目-由Pouce Coup é Pipe Line Ltd.（Pembina的子公司）提出的一条新的约89公里、16英寸的管道，主要连接从不列颠哥伦比亚省Taylor到艾伯塔省Gordondale地区的凝析油量。工程活动仍在继续，并需获得监管机构和董事会的批准，Pembina预计将推进这一扩张。预计将在2026年第一季度做出最终投资决定。
•Fox Creek至Namao扩建-和平管道系统的扩建，通过增加新的泵站，将为从艾伯塔省Fox Creek到艾伯塔省Namao的市场输送管道增加约70,000桶/日的丙烷加产能。工程和监管活动正在取得进展，并需获得监管机构和董事会的批准，Pembina预计将推进这一扩张。预计将于2025年底做出最终投资决定。
•彭比纳还在评估和设计进一步的扩建，以支持不列颠哥伦比亚省东北部的销量增长，包括新的管道和终端升级。
12 Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度
设施
截至6月30日止三个月财务概览
经营成果
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 改变 | ||||||||
|
设施收入(1)
|
295 | 294 | 1 | ||||||||
|
营业费用(1)
|
133 | 123 | 10 | ||||||||
|
折旧摊销计入毛利
|
59 | 45 | 14 | ||||||||
|
应占权益入账被投资单位利润
|
46 | 63 | (17) | ||||||||
| 毛利 | 149 | 189 | (40) | ||||||||
| 收益 | 142 | 181 | (39) | ||||||||
|
经调整EBITDA(2)
|
331 | 340 | (9) | ||||||||
|
卷(3)
|
826 | 855 | (29) | ||||||||
| 结果变化 | |||||
|
收入(1)
|
与前期一致。Redwater Complex在2025年第二季度的分馏设施的运营回收率更高，这在很大程度上被与资产升级相关的计划停电的影响所抵消。
|
||||
|
营业费用(1)
|
增长主要是由于Redwater综合体的诚信支出增加。
|
||||
| 折旧摊销计入毛利 |
增加主要是由于2025年第二季度Redwater Complex的资产升级和相关退休，导致同期计划停电。
|
||||
|
应占权益入账被投资单位利润
|
减少是由于近期与Whitecap Resources Inc.（“Whitecap”）的交易导致资产基础增加，加上资产升级和相关退休，导致折旧费用增加，大宗商品相关衍生品的未实现亏损与2024年第二季度的收益相比，以及由于某些PGI资产计划在2025年第二季度中断以及影响道森资产的持续第三方限制，导致交易量下降。与2024年第二季度的亏损相比，PGI在利率衍生金融工具上确认的收益，以及与WhiteCap交易相关的PGI资产收入增加，部分抵消了这些因素。
|
||||
| 收益 |
减少主要是由于PGI的利润份额减少以及Redwater综合体的资产升级和相关退休。
|
||||
|
经调整EBITDA(2)
|
与前期一致。由于某些PGI资产计划在2025年第二季度中断以及影响道森资产的持续第三方限制，交易量下降，但在很大程度上被与上述交易相关的PGI资产收入增加所抵消。调整后EBITDA中包括与PGI相关的1.71亿美元（2024年：1.72亿美元）。
|
||||
|
卷(3)
|
减少的主要原因是第三方限制和Channahon设施的计划停电、某些PGI资产的计划停电、以及由于资产升级导致Redwater Complex的停电天数高于2024年第二季度，以及影响Dawson资产的第三方限制。卷包括与PGI相关的344mBOE/d（2024年：354mBOE/d）。
|
||||
调整后EBITDA变化（百万美元）(1)(2)
(1)包括分部间交易。见中期财务报表附注4。
(2)请参阅本MD & A的“Non-GAAP & Other Financial Measures”部分。
(3)以mBOE/d为单位的收入数量。有关定义，请参见本MD & A的“缩写”部分。
Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度13
截至6月30日止六个月财务概览
经营成果
|
（百万美元，除非另有说明）
|
2025 | 2024 | 改变 | ||||||||
|
设施收入(1)
|
602 | 525 | 77 | ||||||||
|
营业费用(1)
|
266 | 213 | 53 | ||||||||
|
折旧摊销计入毛利
|
104 | 78 | 26 | ||||||||
|
应占权益入账被投资单位利润
|
111 | 138 | (27) | ||||||||
| 毛利 | 343 | 372 | (29) | ||||||||
| 收益 | 326 | 358 | (32) | ||||||||
|
经调整EBITDA(2)
|
676 | 650 | 26 | ||||||||
|
卷(3)
|
861 | 830 | 31 | ||||||||
| 结果变化 | |||||
|
收入(1)
|
增长主要是由于Pembina于2024年4月1日获得Aux Sable的控股所有权权益，加上2025年期间Redwater综合体内分馏设施的运营回收率提高，部分被Redwater综合体与资产升级相关的计划停电影响所抵消。
|
||||
|
营业费用(1)
|
增长主要是由于Pembina于2024年4月1日收购了Aux Sable的控股所有权权益，再加上Redwater Complex的诚信支出增加。
|
||||
| 折旧摊销计入毛利 |
较高的主要原因是Pembina于2024年4月1日收购了Aux Sable的控股所有权权益，加上2025年第二季度Redwater Complex的资产升级和相关退休，导致同期计划停电。
|
||||
|
应占权益入账被投资单位利润
|
减少的原因是PGI的收益减少，原因是与WhiteCAP的交易后资产基础增加导致折旧费用增加，加上资产升级和相关退休，与2024年期间的收益相比，2025年期间确认的利率衍生金融工具的未实现损失，以及由于某些PGI资产在2025年第二季度计划中断以及影响道森资产的持续第三方限制导致的交易量减少。这些因素被与WhiteCap交易相关的PGI资产的较高贡献部分抵消。
|
||||
| 收益 |
减少主要是由于PGI的利润份额减少、折旧费用增加以及Redwater Complex的收入因计划中的停电而减少，如上所述。这部分被Pembina于2024年4月1日收购Aux Sable的控股所有权权益的净影响所抵消。
|
||||
|
经调整EBITDA(2)
|
增长主要是由于Pembina于2024年4月1日收购Aux Sable的控股所有权权益的净影响，部分被Redwater Complex的收入减少所抵消，原因是上述计划中的停电。调整后EBITDA中包括与PGI相关的3.46亿美元（2024年：3.46亿美元），由于与WhiteCap的交易，贡献较高，但在很大程度上被2025年第二季度某些PGI资产的计划中断以及影响道森资产的持续第三方限制所抵消。
|
||||
|
卷(3)
|
走高主要是由于Pembina于2024年4月1日收购了Aux Sable的控股所有权权益。这部分被第三方限制和Channahon设施的计划停电、某些PGI资产的计划停电、由于资产升级导致Redwater Complex的停电天数高于2024年以及影响Dawson资产的持续第三方限制所抵消。卷包括与PGI相关的355mBOE/d（2024年：357mBOE/d）。
|
||||
调整后EBITDA变化（百万美元）(1)(2)
(1)包括分部间交易。见中期财务报表附注4。
(2)请参阅本MD & A的“Non-GAAP & Other Financial Measures”部分。
(3)以mBOE/d为单位的收入数量。有关定义，请参见本MD & A的“缩写”部分。
14 Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度
财务和运营概览
| 截至6月30日止3个月 | 截至6月30日止6个月 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） |
卷(1)
|
收益 |
调整后
EBITDA(2)
|
卷(1)
|
收益 |
调整后
EBITDA(2)
|
卷(1)
|
收益 |
调整后
EBITDA(2)
|
卷(1)
|
收益 |
调整后
EBITDA(2)
|
||||||||||||||||||||||||||
|
设施(3)
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 燃气服务 | 590 | 67 | 201 | 599 | 83 | 200 | 604 | 151 | 404 | 606 | 175 | 401 | ||||||||||||||||||||||||||
| NGL服务 | 236 | 75 | 130 | 256 | 98 | 140 | 257 | 175 | 272 | 224 | 183 | 249 | ||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 826 | 142 | 331 | 855 | 181 | 340 | 861 | 326 | 676 | 830 | 358 | 650 | ||||||||||||||||||||||||||
(1)以mBOE/d为单位的收入数量。有关定义，请参见本MD & A的“缩写”部分。
(2)请参阅本MD & A的“Non-GAAP & Other Financial Measures”部分。
(3)包括归属于设施运营部门内Pembina天然气服务和NGL服务资产的价值。有关Pembina的天然气和NGL资产的描述，请参阅Pembina截至2024年12月31日止年度的AIF。
项目&新发展(1)
设施继续增长其天然气和NGL加工和分馏资产，以服务客户需求。以下概述设施内的项目和新发展：
| RFS IV | ||||||||
|
资本预算：5.25亿美元
|
||||||||
|
修订后的资本成本：5亿美元
|
在职日期(2):2026年上半年
|
状态：准时，低于预算的趋势
|
||||||
|
RFS IV是现有Redwater分馏和储存综合体（“Redwater综合体”）的5.5万桶/日的丙烷加分馏器。该项目包括额外的铁路装载能力，并将利用Redwater综合体现有设施的设计、工程和运营最佳实践。随着RFS IV的加入，Redwater综合体的分馏能力总计将达到256,000桶/日。彭比纳已就该项目订立一笔总付工程、采购及施工协议，占项目成本的70%以上。工程、采购和制造基本完成，而现场建设已进展到大约50%完成。
|
||||||||
| Wapiti扩张 | ||||||||
|
资本预算：1.4亿美元（净流入Pembina）
|
在职日期(2):2026年上半年
|
状态：准时，按预算
|
||||||
|
PGI正在开发一项扩建项目，该项目将把Wapiti工厂的天然气处理能力提高115 mmcf/d（总比PGI）。扩张机会是由不断增长的Montney产量支持的强劲客户需求推动的，并完全由长期的照付不议合同支撑。该项目包括一条新的销售燃气管道和其他相关基础设施。 在2025年第二季度，包括搭售在内的建筑活动取得了进展。
|
||||||||
| K3热电联产设施 | ||||||||
|
资本预算：7000万美元（净流入Pembina）
|
在职日期(2):2026年上半年
|
状态：准时，按预算
|
||||||
|
PGI正在其K3工厂开发一个28兆瓦的热电联产设施，预计将通过向气体处理设施提供电力和热量来降低总体运营成本，同时减少客户对电价的风险。K3热电联产设施预计将完全满足K3工厂的电力需求，多余的电力将按市场价格出售给电网。此外，通过利用热电联产余热和产生的低排放电力，该项目预计将有助于降低K3工厂的年度排放合规成本。2025年第二季度，工程工作完成，建设活动取得进展。
|
||||||||
(1)有关Pembina重大资产的更多详细信息，包括此处使用的未另行定义的大写术语的定义，请参阅Pembina在www.sedarplus.ca（根据表格40-F向美国证券交易委员会www.sec.gov提交）和Pembina网站www.pembina.com上提交的截至2024年12月31日止年度的AIF。
(2)须经环境和监管部门批准。请参阅本MD & A的“前瞻性陈述和信息”部分。
Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度15
根据与Whitecap达成的协议，PGI承诺支持LATO地区的基础设施发展，包括PGI将拥有的新电池和集束支路（“LATO基础设施”）。PGI预计将在Lator基础设施开发的第一阶段为电池和收集支路提供高达4亿美元的资金（Pembina的净额为2.4亿美元），预计在2026年末/2027年初启动时，所有气体量将流向PGI的Musreau设施，支持长期的工厂利用。2025年上半年期间，详细工程先进和长引线设备的订单。
根据与Whitecap的协议，PGI已承诺为Gold Creek和Karr地区的电池和收集基础设施提供高达3亿美元的资金（Pembina净额为1.8亿美元）。在2025年上半年期间，管道建设取得进展，详细的工程先进和长铅设备订单相关的电池。
PGI已与一家Montney生产商达成协议，为Wapiti/North Gold Creek Montney地区的一个在建电池和额外基础设施（“North Gold Creek电池”）提供资金和收购，资本承诺高达1.5亿美元（Pembina净额9000万美元）。North Gold Creek电池将由生产商运营，并根据长期的照付不议协议高度承包。North Gold Creek电池的预计投入使用日期为2026年第二季度。
16 Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度
营销&新创投
截至6月30日止三个月财务概览
经营成果
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 |
2024
|
改变 | ||||||||
|
营销收入(1)
|
883 | 925 | (42) | ||||||||
|
销货成本(1)
|
761 | 796 | (35) | ||||||||
|
净收入(1)(2)
|
122 | 129 | (7) | ||||||||
|
营业费用(1)
|
9 | 4 | 5 | ||||||||
| 折旧摊销计入毛利 | 17 | 17 | — | ||||||||
| 应占权益入账被投资单位利润（亏损） | 28 | (2) | 30 | ||||||||
| 毛利 | 124 | 106 | 18 | ||||||||
| 收益 | 114 | 135 | (21) | ||||||||
|
经调整EBITDA(2)
|
74 | 143 | (69) | ||||||||
|
原油销量(3)
|
95 | 100 | (5) | ||||||||
|
NGL销量(3)
|
207 | 219 | (12) | ||||||||
| 结果变化 | |||||
|
净收入(1)(2)
|
与客户签订的合同产生的净收入减少，主要是由于丁烷和丙烷价格下降导致NGL利润率下降，再加上下文讨论的第三方限制和计划停电导致的产量下降，以及Aux Sable的输入天然气价格上涨。
来自风险管理和实物衍生品合同的收入增加，原因是可再生电力购买协议的未实现亏损减少，与2024年第二季度的亏损相比，基于NGL的衍生品的未实现收益减少，以及基于NGL的衍生品的已实现亏损减少。这些结果被以原油为基础的衍生品的未实现和已实现收益减少部分抵消。2025年第二季度包括商品相关衍生品的未实现收益3100万美元（2024年：亏损4500万美元）和商品相关衍生品的已实现收益3800万美元（2024年：收益7400万美元）。
|
||||
| 应占权益入账被投资单位利润（亏损） |
2025年第二季度的利润份额主要与Cedar LNG就美元计价债务确认的未实现外汇收益有关。
|
||||
| 收益 |
减少的主要原因是NGL利润率和销量下降，以及与2024年第二季度确认的与终止确认与Pembina提供的财务保证相关的拨备相关的收益没有类似的收益，而这些拨备由Cedar LNG在2024年6月做出积极的最终投资决定后承担。上述风险管理和实物衍生品合同的收入增加，以及Cedar LNG的利润份额增加，部分抵消了这些减少。
|
||||
|
经调整EBITDA(2)
|
减少的主要原因是NGL利润率和交易量下降，以原油为基础的衍生品的已实现收益减少，部分被以NGL为基础的衍生品的已实现亏损减少所抵消。 | ||||
|
NGL销量(3)
|
减少的主要原因是Channahon设施和Redwater综合体的供应量减少，这是由于Channahon设施的第三方限制以及本MD & A的“分部结果-设施-结果变化”部分详述的两个设施的停电。 | ||||
调整后EBITDA变化（百万美元）(1)(2)
(1)包括分部间交易。见中期财务报表附注4。
(2)请参阅本MD & A的“Non-GAAP & Other Financial Measures”部分。
(3)以mBOE/d为单位的市场原油和NGL交易量。有关定义，请参见本MD & A的“简称”部分。
Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度17
截至6月30日止六个月财务概览
经营成果
| （百万美元，除非另有说明） | 2025 |
2024
|
改变 | ||||||||
|
营销收入(1)
|
2,219 | 1,725 | 494 | ||||||||
|
销货成本(1)
|
1,858 | 1,547 | 311 | ||||||||
|
净收入(1)(2)
|
361 | 178 | 183 | ||||||||
|
营业费用(1)
|
17 | 8 | 9 | ||||||||
| 折旧摊销计入毛利 | 37 | 32 | 5 | ||||||||
| 应占权益入账被投资单位（亏损）利润 | (8) | 31 | (39) | ||||||||
| 毛利 | 299 | 169 | 130 | ||||||||
| 收益 | 274 | 199 | 75 | ||||||||
|
经调整EBITDA(2)
|
284 | 331 | (47) | ||||||||
|
原油销量(3)
|
91 | 90 | 1 | ||||||||
|
NGL销量(3)
|
244 | 217 | 27 | ||||||||
| 结果变化 | |||||
|
净收入(1)(2)
|
与客户签订的合同产生的净收入增加，主要是由于Pembina于2024年4月1日获得了Aux Sable的控股所有权权益，加上市场销售的NGL数量增加导致WCSB NGL利润率提高。这被Aux Sable的NGL利润率下降部分抵消，这主要是由于输入天然气价格上涨以及第三方限制和计划停电导致的产量下降，如下文所述。
风险管理和实物衍生品合同的收入增加主要是由于可再生电力购买协议的未实现亏损减少，主要是由于远期电价改善、基于NGL的衍生品的未实现收益与2024年的亏损相比，以及基于原油的衍生品的未实现亏损减少。这些增长被以原油为基础的衍生品较低的已实现收益部分抵消。2025年期间包括商品相关衍生品的未实现收益4000万美元（2024年：亏损1.47亿美元）和商品相关衍生品的已实现收益5900万美元（2024年：收益1.19亿美元）。
|
||||
| 应占权益入账被投资单位（亏损）利润 |
应占2025年期间的亏损主要与Cedar LNG在本期确认的利率衍生金融工具的未实现亏损有关，这些亏损是在2024年第三季度订立的，大部分被美元计价债务的未实现外汇收益所抵消。2024年期间的利润份额与Aux Sable的业绩有关。继Pembina于2024年4月1日收购Aux Sable的控股权益后，Aux Sable的业绩不再作为利润份额入账，现正全面合并。
|
||||
| 收益 |
增加主要是由于Pembina于2024年4月1日收购Aux Sable的控股所有权权益的净影响，来自风险管理和实物衍生品合约的收入增加，以及WCSB更高的NGL利润率和NGL交易量。这些增长部分被来自Cedar LNG的应占亏损、Aux Sable较低的NGL利润率以及与2024年期间确认的与终止确认与Pembina提供的财务保证相关的拨备相关的收益相关的收益所抵消，而这些拨备由Cedar LNG在2024年6月做出积极的最终投资决定后承担。
|
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|
经调整EBITDA(2)
|
减少的主要原因是与商品相关的衍生品的已实现收益减少，以及来自Aux Sable的NGL利润率降低，但部分被Pembina于2024年4月1日收购Aux Sable的控股所有权权益的净影响以及WCSB较高的NGL利润率和NGL数量所抵消。 | ||||
|
NGL销量(3)
|
增长主要是由于乙烷、丙烷和丁烷销售额增加，主要是由于Pembina对Aux Sable的所有权权益增加，部分被Channahon设施的第三方限制以及Channahon设施和Redwater综合体的停电所抵消，详见本MD & A的“分部结果-设施-结果变化”部分。
|
||||
调整后EBITDA变化 （百万美元）(1)(2)(3)
(1)包括分部间交易。见中期财务报表附注4。
(2)请参阅本MD & A的“Non-GAAP & Other Financial Measures”部分。
(3)以mBOE/d为单位的市场原油和NGL交易量。有关定义，请参见本MD & A的“简称”部分。
18 Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度
财务和运营概览
| 截至6月30日止3个月 | 截至6月30日止6个月 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，除非另有说明） |
卷(1)
|
收益 |
调整后
EBITDA(2)
|
卷(1)
|
收益 |
调整后
EBITDA(2)
|
卷(1)
|
收益（亏损） |
调整后
EBITDA(2)
|
卷(1)
|
收益 |
调整后
EBITDA(2)
|
||||||||||||||||||||||||||
|
营销&新创投(3)
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 市场营销 | 302 | 89 | 77 | 319 | 101 | 150 | 335 | 293 | 293 | 307 | 158 | 331 | ||||||||||||||||||||||||||
|
新创投(4)
|
— | 25 | (3) | — | 34 | (7) | — | (19) | (9) | — | 41 | — | ||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 302 | 114 | 74 | 319 | 135 | 143 | 335 | 274 | 284 | 307 | 199 | 331 | ||||||||||||||||||||||||||
(1)以mBOE/d为单位的市场原油和NGL交易量。有关定义，请参见本MD & A的“简称”部分。
(2)请参阅本MD & A的“Non-GAAP & Other Financial Measures”部分。
(3)包括归因于Pembina营销活动和Marketing & New Ventures运营部门内新企业项目的价值。有关Pembina营销活动和项目的进一步详情，请参阅Pembina截至2024年12月31日止年度的AIF。
(4)所有新的风险投资项目尚未开始运营，因此没有交易量。
项目&新发展(1)
New Ventures集团负责开发新的大型或价值链延伸项目，包括那些提供更好的进入全球市场和支持向低碳经济过渡的项目。
| 雪松LNG | ||||||||
|
资本预算：20亿美元（净额）
|
在职日期：2028年末
|
状态：准时，按预算
|
||||||
|
Haisla Nation和Pembina是Cedar LNG Partners LP（“Cedar LNG”）的合作伙伴，该公司正在建设Cedar LNG项目，这是一个浮式液化天然气（“LNG”）设施，铭牌能力为每年330万吨（“mtpa”），位于加拿大西海岸的Haisla Nation传统领土上。该项目的战略定位是利用加拿大丰富的天然气供应，为全球市场提供更低碳的能源选择。该设施将由BC Hydro的可再生电力提供动力，使其成为世界上排放量最低的液化天然气设施之一。在第二季度，该项目达到了一个重要的里程碑，因为浮动液化天然气船的建造开始在顶部侧面设施和船体上进行钢铁切割。陆上活动仍在继续。完成海上码头清淤、排水、水土流失和泥沙治理工作。此外，管道路权清理和道路升级改造已经完成，管道接入和平整施工正在按计划推进。
|
||||||||
| Cedar LNG已与ARC Resources Ltd.（“ARC”）签订了一份为期20年的照付不议、固定收费合同，用于1.5公吨/年的液化天然气。Pembina还与Cedar LNG签订了1.5公吨产能的协议，条款与ARC相同。Pembina继续向第三方推进其1.5公吨产能的再营销，并正在推进最终协议谈判，预计将在2025年底完成这些努力。 | ||||||||
(1)有关Pembina重大资产的更多详细信息，包括此处使用的未另行定义的大写术语的定义，请参阅Pembina在www.sedarplus.ca（根据表格40-F向美国证券交易委员会www.sec.gov提交）和Pembina网站www.pembina.com上提交的截至2024年12月31日止年度的AIF。
Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度19
企业和所得税
截至6月30日止三个月财务概览
经营成果
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 改变 | ||||||||
|
收入(1)(2)
|
10 | 11 | (1) | ||||||||
| 一般和行政 | 67 | 74 | (7) | ||||||||
| 其他（收入）费用 | (1) | 20 | (21) | ||||||||
| 收购亏损 | — | 616 | (616) | ||||||||
| 净财务成本 | 140 | 130 | 10 | ||||||||
| 收益（亏损） | (196) | (828) | 632 | ||||||||
|
经调整EBITDA(3)
|
(38) | (47) | 9 | ||||||||
| 所得税费用（回收） | 116 | (506) | 622 | ||||||||
| 结果变化 | |||||
| 一般和行政 |
与前期一致。较低的长期激励成本，受Pembina股价在2025年第二季度较2024年第二季度变化的推动，没有明显的抵消因素。
|
||||
| 其他（收入）费用 | 减少的主要原因是，在Pembina于2024年4月1日收购Alliance和Aux Sable的控股所有权权益后，与上一期间相比，收购费用和整合成本降低。 | ||||
| 收购亏损 |
2024年第二季度，Pembina确认了收购后处置Pembina先前对Alliance、Aux Sable和NRGreen合资企业的投资产生的6.16亿美元损失，被收购确认的6.26亿美元递延税款回收所抵消，从而产生了1000万美元的净收益。
|
||||
| 净财务成本 | 增加是由于利息收入减少，部分被长期债务利息支出减少所抵消。 | ||||
| 收益（亏损） |
增加主要是由于Pembina于2024年4月1日收购Alliance和Aux Sable的控股所有权权益后于2024年第二季度确认的收购亏损，以及与上一期间相比较低的收购费用和整合成本，如上所述。
|
||||
|
经调整EBITDA(3)
|
与前期一致。由于长期激励成本较低而增加，无显著抵消因素。
|
||||
| 所得税费用（回收） |
本季度的所得税费用是由于在Pembina于2024年4月1日收购Alliance和Aux Sable的控股所有权权益后，没有与2024年第二季度确认的类似的6.26亿美元的递延税收回收。
|
||||
(1)不包括分部间抵销。
(2)与PGI共享服务协议相关的固定费用收入。
(3)请参阅本MD & A的“Non-GAAP & Other Financial Measures”部分。
20 Pembina Pipeline Corporation 2025年第二季度
截至6月30日止六个月财务概览
经营成果
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 改变 | ||||||||
|
收入(1)(2)
|
22 | 23 | (1) | ||||||||
|
一般和行政
|
163 | 154 | 9 | ||||||||
| 其他费用 | — | 22 | (22) | ||||||||
| 收购亏损 | — | 616 | (616) | ||||||||
| 净财务成本 | 279 | 228 | 51 | ||||||||
| 收益（亏损） | (419) | (995) | 576 | ||||||||
|
经调整EBITDA(3)
|
(103) | (100) | (3) | ||||||||
| 所得税费用（回收） | 253 | (415) | 668 | ||||||||
| 结果变化 | |||||
| 一般和行政 |
与前期一致。其他一般和管理费用的小幅增长，在很大程度上被较低的长期激励成本所抵消，这是由于该期间Pembina的股价与2024年同期相比发生了变化。
|
||||
| 其他费用 | 减少的主要原因是，在Pembina于2024年4月1日收购Alliance和Aux Sable的控股所有权权益后，与上一期间相比，收购费用和整合成本降低。 | ||||
| 收购亏损 |
2024年第二季度，Pembina确认了收购后处置Pembina先前对Alliance、Aux Sable和NRGreen合资企业的投资产生的6.16亿美元损失，被收购确认的6.26亿美元递延税款回收所抵消，从而产生了1000万美元的净收益。
|
||||
| 净财务成本 | 增长主要是由于长期债务的利息支出增加，这是由于Pembina于2024年4月1日收购Alliance和Aux Sable的控股所有权权益后的额外借款和更高的利率，以及较低的利息收入。 | ||||
| 收益（亏损） |
增长主要是由于Pembina于2024年4月1日收购Alliance和Aux Sable的控股所有权权益后于2024年第二季度确认的亏损，以及上文讨论的较低的收购费用和整合成本。
|
||||
|
经调整EBITDA(3)
|
与前期一致。其他一般和管理费用的小幅增长，在很大程度上被较低的长期激励成本所抵消。
|
||||
| 所得税费用（回收） |
本期所得税费用是由于没有与2024年期间确认的类似项目，包括6.26亿美元的递延税收回收和合伙企业投资的计税基础调整，加上更高的应税收益，导致有效税率为22%，而2024年期间的有效税收回收率为83%。
|
||||
(1)不包括分部间抵销。
(2)与PGI共享服务协议相关的固定费用收入。
(3)请参阅本MD & A的“Non-GAAP & Other Financial Measures”部分。
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度21
4.流动性和资本资源
可用流动性来源
|
（百万美元）
|
2025年6月30日 | 2024年12月31日 | ||||||
|
营运资金(1)
|
(403) | (1,335) | ||||||
|
浮动利率债
|
||||||||
|
高级无抵押信贷融资(2)
|
1,579 | 1,148 | ||||||
| 利率互换债务 | — | (360) | ||||||
|
未偿还浮动利率贷款和借款总额（加权平均利率4.8%
(2024: 5.2%))
|
1,579 | 788 | ||||||
|
固定利率债
|
||||||||
| 高级无抵押中期票据 | 10,350 | 10,900 | ||||||
| 利率互换债务 | — | 360 | ||||||
|
固定利率贷款和未偿还借款总额（加权平均利率4.5%（2024年：4.4%））
|
10,350 | 11,260 | ||||||
| 未偿还贷款和借款总额 | 11,929 | 12,048 | ||||||
| 现金和未使用债务融资 | 2,118 | 2,518 | ||||||
|
次级混合票据（加权平均利率5.1%（2024年：4.8%））
|
800 | 600 | ||||||
(1)流动资产14亿美元（2024年12月31日：16亿美元）减去流动负债18亿美元（2024年12月31日：29亿美元）。截至2025年6月30日，营运资金包括与长期债务当期部分相关的5.97亿美元（2024年12月31日：15亿美元）和2.1亿美元（2024年12月31日：1.41亿美元）现金。
(2)包括截至2025年6月30日未偿还的2.5亿美元浮动利率债务（2024年12月31日：2.5亿美元）。
Pembina目前预计，其经营活动产生的现金流（其中大部分来自收费合同）将足以满足其经营义务、为其股息提供资金以及为其短期和长期资本支出提供资金。Pembina预计将根据要求从现金、其信贷工具和通过进入资本市场获得债务到期所需的资金。基于过去几年在资本市场成功获得融资，Pembina预计将继续按要求获得额外资金。有关更多信息，请参阅Pembina截至2024年12月31日止年度的MD & A和合并财务报表附注24中的“风险因素–一般风险因素–额外融资和资本资源”。管理层继续监控Pembina的流动性，并对Pembina资本结构中采用的杠杆充足和适当感到满意，因为基础资产基础的特征和运营情况。
管理层可能会因经济状况的变化或基础资产的风险特征而调整Pembina的资本结构。为在未来维持或修改Pembina的资本结构，Pembina可能会重新谈判债务条款、偿还现有债务、寻求新的借款、发行额外的股权或混合证券和/或回购或赎回额外的普通股或优先股。
截至2025年6月30日，Pembina的信贷额度（统称“信贷额度”）包括：一笔15亿美元（2024年12月31日：15亿美元）的无担保循环信贷额度，其中包括一笔7.5亿美元（2024年12月31日：7.5亿美元）的手风琴功能，这为Pembina提供了在贷款人批准的情况下增加信贷额度的能力，并于2029年6月到期（“循环额度”）；一笔10亿美元（2024年12月31日：10亿美元）的无担保可持续发展挂钩循环信贷额度，将于2027年6月到期（“SLL信贷额度”）；一笔2.5亿美元（2024年12月31日：2.5亿美元）的无担保非循环定期贷款，将于2030年4月到期；以及5000万美元的运营设施（2024年12月31日：5000万美元），将于2025年6月到期，通常每年更新一次。此外，Pembina的信贷融资包括一笔2.7亿美元（2024年12月31日：2.7亿美元）的定期贷款和一笔由Alliance承担的2.4亿美元（2024年12月31日：2.4亿美元）的定期贷款，这两笔贷款均于2025年12月到期。
在信贷融通期限内没有到期的强制性本金偿还。Pembina被要求满足关于其中期票据的契约和关于其信贷便利的协议下的某些特定和惯常的肯定和否定财务契约，包括保持某些财务比率的要求。更多信息见下文“流动性与资本资源–契约”。
22 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
SLL信贷工具包含定价调整，可根据Pembina相对于降低GHG排放强度绩效目标的表现来降低或增加借贷成本。此前，Pembina宣布了到2030年将其GHG排放强度相对于2019年基线水平降低30%的承诺，该承诺在Pembina于2024年4月1日获得Alliance和Aux Sable的控股所有权权益后进行了修订。SLL信贷工具的具体条款包括与Pembina实现2030年目标的轨迹一致的年度中间目标。
Pembina还受到关于其中期票据的契约和关于其信贷便利的协议对其运营和活动的惯常限制，包括对授予担保、产生债务和出售其资产的限制。
除与可持续发展相关的借款成本调整外，SLL信贷融资和循环融资的条款和条件，包括财务契约，基本上彼此相似。
融资活动
2025年4月2日，Pembina完成了对其2.5亿美元无抵押非循环定期贷款的延期，该贷款现已于2030年4月到期。
2025年6月6日，Pembina完成了2055年6月6日到期的2亿美元固定利率次级混合票据系列2（“系列2次级票据”）的发行。系列2次级票据的固定利率为5.95%，将于2035年6月6日重置，此后每五周年重置一次，基于2035年6月6日至但不包括2055年6月6日期间的五年期加拿大政府收益率加上2.71%。其后任何固定利率期间的利率将不低于5.95%。Pembina的系列2次级票据可由Pembina在2035年3月6日至2035年6月6日期间以及在初始利息重置日期之后，在任何付息日或任何利息重置日期（如适用）进行可选赎回。彭比纳还可能在某些其他有限情况下赎回系列2次级票据。Pembina将发行系列2次级票据的净收益用于为2025年6月30日赎回其未偿还的累积可赎回最低利率重置A类优先股系列19（“系列19 A类优先股”）提供资金。
2025年7月23日，Pembina宣布批准对管辖系列1次级票据的契约的修订（“修订”）。修订规定（其中包括）将所有未偿还的系列1次级票据交换（“票据交换”），以换取于2081年1月25日到期的Pembina系列3（“系列3次级票据”）等额本金额为4.80%的固定对固定利率次级票据。系列3次级票据与系列1次级票据具有相同的经济条款，包括利率、付息日、利息重置日、到期日和赎回条款，但不规定在发生某些破产和相关事件时有权交付优先股。在执行实施修订的补充契约后，票据交换已于2025年7月25日完成。系列3次级票据在受偿权方面与系列2次级票据具有同等地位。根据与票据交易所有关的A类优先股2021-A系列（“2021-A系列A类优先股”）所附的强制赎回条款，Pembina于2025年7月28日赎回了所有已发行和流通的2021-A系列A类优先股（更多信息请参阅本MD & A的“股本-优先股”部分）。
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度23
盟约
Pembina须遵守有关其中期票据的契约及有关信贷安排的协议项下的若干财务契约。截至2025年6月30日，彭比纳遵守了这些盟约（2024年12月31日：遵守）。
| 债务 |
财务契约(1)
|
比 |
截至2025年6月30日的比率
|
||||||||
| 高级无抵押中期票据 | 融资债务转为资本化 |
最大值0.70(2)
|
0.40 | ||||||||
| 信贷便利 |
债务对资本
|
最大值0.70(3)
|
0.40 | ||||||||
(1)相关协议中定义的术语。
(2)契约必须在报告日满足，并在每个财政年度结束后的90天内和提交合并财务报表后的10个工作日内提交。
(3)必须在报告日期满足盟约，并在每个财政年度结束后的120天内和每个季度后的60天内提交。
信用风险
Pembina继续积极监测和重新评估其交易对手的信誉。Pembina的大部分信用敞口面向投资级交易对手。Pembina在入职过程中评估所有高风险敞口交易对手，并积极监控整个企业的信用额度和风险敞口。Pembina可能会在合同条款认为有保证和允许的情况下减少或减轻其对某些交易对手的风险敞口。如有必要，可向交易对手寻求财务保证，以减轻和降低风险，此类保证可包括担保、信用证和现金抵押品。截至2025年6月30日，Pembina持有的信用证总额为2.56亿美元（2024年12月31日：2.76亿美元），主要涉及客户贸易应收款。
信用评级
提供有关Pembina信用评级的以下信息，因为这些信息涉及Pembina的融资成本和流动性。具体而言，信用评级影响Pembina获得短期和长期融资的能力以及此类融资的成本。其评级机构降低Pembina债务的当前评级，特别是将评级下调至低于投资级评级，可能会对Pembina的融资成本及其获得流动性和资本来源的机会产生不利影响。此外，信用评级和相关成本的变化可能会影响Pembina进行正常课程衍生品或对冲交易的能力。信用评级旨在为投资者提供对任何发行的证券的信用质量的独立衡量。评级机构授予的信用评级不是购买、持有或出售证券的建议，信用评级机构也不对特定投资者的市场价格或适当性发表评论。任何信用评级可能不会在特定时期内继续有效，或可能在未来被评级机构修改或完全撤销，如果评级机构认为情况有此必要。
DBRS Limited（“DBRS”）将Pembina的高级无抵押中期票据评级为“BBB（高）”。DBRS还授予Pembina的固定对固定利率次级票据‘BBB（低）’的债务评级，并为每个已发行系列的Pembina A类优先股授予‘PFD-3（高）’的评级。
标普全球评级（“标普”）给予Pembina的长期企业信用评级为‘BBB’。标普还给予Pembina的高级无担保中期票据‘BBB’的债务评级，给予Pembina的固定利率次级票据‘BB +’的债务评级，并给予Pembina各已发行系列A类优先股‘193-（高）’的评级。
有关详细信息，请参阅截至2024年12月31日止年度的AIF中的“Pembina资本结构说明–信用评级”。
24 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
承诺和表外安排
承诺
彭比纳截至 2025年6月30日：
|
合同义务(1)
|
按期间分列的应付款项
|
||||||||||||||||
| （百万美元） | 合计 | 不到1年 | 1 – 3年 | 3 – 5年 | 5年后 | ||||||||||||
|
长期负债(2)
|
19,747 | 1,245 | 2,791 | 3,064 | 12,647 | ||||||||||||
|
运输和加工(3)
|
10,787 | 39 | 32 | 807 | 9,909 | ||||||||||||
|
租约(4)
|
835 | 112 | 206 | 155 | 362 | ||||||||||||
|
建设承诺(5)
|
375 | 375 | — | — | — | ||||||||||||
|
与租赁合同有关的其他承付款(6)
|
468 | 46 | 92 | 88 | 242 | ||||||||||||
| 资金承诺、软件和其他 | 63 | 21 | 41 | 1 | — | ||||||||||||
|
合同义务总额
|
32,275 | 1,838 | 3,162 | 4,115 | 23,160 | ||||||||||||
(1)Pembina订立产品购买协议和电力购买协议，以确保未来运营的供应。NGL和动力的采购价格都取决于当前的市场价格。NGL和电力合同的量价无法合理确定，因此在合同义务明细表中未列入金额。产品采购协议的期限从1年到16年不等，涉及从生产商处购买NGL产品。假设产品可用，截至2040年（含），Pembina每年已获得26至202mbPD的NGL。电力购买协议的期限从一年到24年不等，涉及从电力服务提供商购买电力。彭比纳已确保每年高达76兆瓦/天，直至2048年（包括2048年）。
(2)包括贷款和借款、次级混合票据以及Pembina高级无抵押中期票据和次级混合票据的利息支付。不包括递延融资成本。
(3)Pembina签署了与Cedar LNG项目有关的两项运输和加工相关协议：（a）液化收费服务协议（“LTSA”）；以及，（b）天然气供应协议（“GSA”）。LTSA是一份为期20年的照付不议的固定收费合同，每年150万吨，而GSA将允许在沿海GasLink管道上运输每天约2亿立方英尺的加拿大天然气到Cedar LNG。这些商业协议约占雪松液化天然气项目运营能力的50%，承诺总额约为105亿美元。这些承诺预计将在Cedar液化天然气项目预计于2028年末投入使用之日开始。
(4)包括管道、设施、码头、铁路、办公空间、土地和车辆租赁。
(5)不包括由权益核算的被投资单位执行的项目。
(6)涉及不包括在租赁负债计量中的预期可变租赁付款额、尚未开始的租赁合同项下的付款以及与承租人租赁合同中非租赁部分相关的付款。
或有事项
Pembina，包括其子公司及其对权益入账被投资方的投资，受到在正常业务过程中产生的各种法律和监管以及税务程序、行动和审计的约束。Pembina在其参与的所有诉讼中大力代表其利益。涉及可能损失的法律和行政诉讼具有内在的复杂性，公司在估计可能的结果时应用了重大判断。截至2025年6月30日，没有针对Pembina提出的重大索赔，管理层认为任何此类行动或诉讼的解决将对Pembina的财务状况或经营业绩产生重大影响。
联盟和解
2025年7月24日，Pembina宣布，Alliance Pipeline Limited Partnership（“Alliance”）已就Alliance Pipeline的加拿大部分与托运人和感兴趣的各方达成协商解决（“和解”）。该和解协议包括一份修订后的收费表，将于2025年11月1日生效，该计划将长期固定通行费在数量加权平均基础上平均降低14%，并引入了10年期的收费选项。该协议还包括季节性和可中断运输服务的收入分享机制，并为托运人提供一次性延长期限的选择。Alliance已向加拿大能源监管机构提交申请，寻求批准和解，要求在2025年9月15日之前批准。Pembina预计，和解协议将导致未来10年长期公司服务收入每年减少约5000万美元，加上新的收入分成条款的影响，这将取决于未来的商品价格。
表外安排
截至2025年6月30日，Pembina没有任何对Pembina的财务状况、经营业绩、流动性或资本支出产生或合理可能产生当前或未来影响的表外安排。
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度25
信用证
彭比纳在开展业务的正常过程中，向各第三方提供了信用证。信用证包括为产品购销、运输服务、公用事业、工程建设服务向交易对手提供财务担保。信用证没有，预计也不会对Pembina的财务状况、收益、流动性或资本资源产生重大影响。截至2025年6月30日，Pembina有2.1亿美元（2024年12月31日：2.09亿美元）的信用证签发。
5.股本
普通股
2025年5月14日，多伦多证券交易所（“TSX”）接受了Pembina正常发行人出价（“NCIB”）的更新，该出价允许公司酌情通过TSX、纽约证券交易所和/或替代加拿大交易系统的设施或在适用证券法允许的情况下回购最多5%的公司已发行普通股（约合2900万股普通股），但须遵守对单日可购买的普通股数量的某些限制。NCIB于2025年5月16日开始，将于2026年5月15日（Pembina获得NCIB允许的最大普通股数量之日）或Pembina另行决定不根据NCIB进行任何进一步回购之日（以较早者为准）到期。在截至2025年6月30日的三个月和六个月内，Pembina没有购买任何普通股。
普通股股息
普通股股息应在Pembina董事会宣布的情况下支付。宣布和支付股息的金额和频率由Pembina董事会酌情决定，该董事会在确定股息时会考虑收益、现金流、资本要求、Pembina的财务状况和其他相关因素。
优先股
2025年1月8日，Pembina赎回了所有已发行和未偿还的累计可赎回浮动利率A类优先股第22系列（“第22系列A类优先股”），赎回价格为每股第22系列A类优先股25.50美元，加上所有应计和未支付的股息。Pembina曾宣布打算在2024年第四季度赎回22系列A类优先股，因此，该股权被重新归类为同一季度总赎回价格约为2600万美元的金融负债。
2025年6月30日，Pembina赎回了全部800万股已发行和流通在外的累积可赎回固定利率A类优先股系列19（“系列19 A类优先股”），赎回价格为每股系列19 A类优先股25.00美元。19系列A类优先股的总赎回价为2亿美元。
2025年7月28日，就票据交换而言，Pembina赎回了全部600,000股已发行和流通在外的2021-A系列A类优先股，这些优先股可在发生某些破产和相关事件后交付给系列1次级票据的持有人。2021-A系列A类优先股由Pembina发行给加拿大ComputerShare Trust Company，以信托方式持有，以履行其在管辖系列1次级票据的契约下的义务。
26 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
优先股股息
Pembina A类优先股持有人有权获得固定或浮动累积股息（如适用）。系列1、3、5、7、9和21 A类优先股的股息将在3月、6月、9月和12月的第一天按季度支付，如果在Pembina董事会宣布时。系列15和17 A类优先股的股息将在每年3月、6月、9月和12月的最后一天支付，如果是在Pembina董事会宣布时。系列25 A类优先股的股息将于15日支付第每年2月、5月、8月和11月的一天，如果，当Pembina董事会宣布时。
流通股数据
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已发行和未偿还（千）
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2025年8月5日 | ||||
| 普通股 | 580,932 | ||||
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股票期权(1)
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3,050 | ||||
| 系列1 A类优先股 | 10,000 | ||||
| 系列3 A类优先股 | 6,000 | ||||
| 系列5 A类优先股 | 10,000 | ||||
| 系列7 A类优先股 | 10,000 | ||||
| 系列9 A类优先股 | 9,000 | ||||
| 系列15 A类优先股 | 8,000 | ||||
| 系列17 A类优先股 | 6,000 | ||||
| 系列21 A类优先股 | 14,972 | ||||
| 系列25 A类优先股 | 10,000 | ||||
(1)余额包括280万份可行权股票期权。
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度27
6.资本支出
| 截至6月30日止3个月 | 截至6月30日止6个月 | |||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||
| 管道 | 72 | 171 | 132 | 312 | ||||||||||
| 设施 | 107 | 76 | 210 | 108 | ||||||||||
| 营销&新创投 | 6 | 8 | 11 | 11 | ||||||||||
| 公司及其他项目 | 12 | 10 | 18 | 20 | ||||||||||
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资本支出总额(1)
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197 | 265 | 371 | 451 | ||||||||||
(1)包括截至2025年6月30日止三个月的4600万美元（2024年：3200万美元）和截至2025年6月30日止六个月的7100万美元（2024年：4700万美元）与不可恢复的维持活动有关。
在2025年第二季度和前六个月，Pipelines的资本支出主要与支持NEBC数量增长的扩建以及对较小增长项目的投资有关，而在2024年同期，这些支出与Pembina的第八阶段和平管道扩建有关，该扩建于2024年5月投入使用。2025年和2024年这些期间的设施资本支出主要与Redwater扩建项目有关。Marketing & New Ventures在这些期间没有重大资本支出，而公司资本支出主要与信息技术基础设施和系统开发相关。
在2025年第二季度和前六个月，不可收回的持续资本的变化主要归因于支持安全可靠的运营。
2025年剩余时间的未来资本支出估计约为5亿美元，主要与RFS IV的建造、为支持NEBC的数量增长而进行的扩建、对较小的增长项目的投资，包括各种分支和终端，以及对先前投入服务的项目的支出有关。在未来的资本支出总额中，约1.2亿美元被指定用于不可收回的持续资本，这将继续支持安全可靠的运营。
有关对权益入账被投资方的贡献，请参阅本MD & A的“分部业绩–按部门划分的权益入账被投资方概览”部分。
28 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
7.选定的季度信息
部分季度运营信息
| （mBOE/d） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||||||
| Q2 | 第一季度 | 第四季度 | Q3 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | Q3 | |||||||||||||||||||
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卷(1)(2)
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管道–运输量
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常规管道
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1,006 | 1,033 | 1,034 | 992 | 969 | 1,007 | 1,054 | 1,034 | ||||||||||||||||||
| 传输管道 | 722 | 740 | 720 | 713 | 726 | 588 | 590 | 582 | ||||||||||||||||||
| 油砂和重油管道 | 1,040 | 1,035 | 1,036 | 1,033 | 1,021 | 1,003 | 1,008 | 979 | ||||||||||||||||||
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设施–加工和分馏体积
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燃气服务
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590 | 619 | 597 | 584 | 599 | 612 | 602 | 605 | ||||||||||||||||||
| NGL服务 | 236 | 277 | 280 | 226 | 256 | 193 | 199 | 198 | ||||||||||||||||||
| 总收入 | 3,594 | 3,704 | 3,667 | 3,548 | 3,571 | 3,403 | 3,453 | 3,398 | ||||||||||||||||||
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Marketing & New Ventures –销量
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| 已上市原油 | 95 | 88 | 96 | 117 | 100 | 80 | 82 | 89 | ||||||||||||||||||
| 已上市NGL | 207 | 281 | 252 | 227 | 219 | 215 | 217 | 166 | ||||||||||||||||||
(1)以mboe/d为单位的卷。有关定义，请参见本MD & A的“缩写”部分。管道和设施部门的交易量是收入交易量，即实物量加上照付不议承诺确认的交易量。Marketing & New Ventures的交易量是市场销售的原油和NGL交易量，为避免重复计算，不计入总量。
(2)包括Pembina在权益核算被投资方的交易量中所占的比例份额。
照付不议合同负债
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||||||
| Q2 | 第一季度 | 第四季度 | Q3 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | Q3 | |||||||||||||||||||
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期初余额
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7 | 1 | 11 | 12 | 7 | 1 | 22 | 40 | ||||||||||||||||||
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收入递延
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57 | 58 | 58 | 67 | 55 | 52 | 56 | 59 | ||||||||||||||||||
| 确认收入 | (55) | (52) | (68) | (68) | (50) | (46) | (77) | (77) | ||||||||||||||||||
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期末照付不议合同负债余额
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9 | 7 | 1 | 11 | 12 | 7 | 1 | 22 | ||||||||||||||||||
精选季度市场定价
| 2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||||
| （$平均） | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | Q3 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | Q3 | ||||||||||||||||||
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WTI（美元/桶）
|
63.74 | 71.42 | 70.27 | 75.10 | 80.57 | 76.96 | 78.32 | 82.26 | ||||||||||||||||||
|
外汇（美元/加元）
|
1.38 | 1.43 | 1.40 | 1.36 | 1.37 | 1.35 | 1.36 | 1.34 | ||||||||||||||||||
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AECO天然气（CAD/GJ）
|
1.96 | 1.92 | 1.38 | 0.77 | 1.36 | 1.94 | 2.52 | 2.26 | ||||||||||||||||||
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2号站天然气（CAD/GJ）
|
0.43 | 1.22 | 0.85 | 0.47 | 0.72 | 2.45 | 1.95 | 2.08 | ||||||||||||||||||
| 芝加哥东荟城天然气（美元/百万英热） | 2.99 | 3.91 | 2.71 | 1.76 | 1.60 | 2.49 | 2.63 | 2.31 | ||||||||||||||||||
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Mt Belvieu丙烷（美元/加仑）
|
0.79 | 0.90 | 0.77 | 0.73 | 0.75 | 0.84 | 0.67 | 0.69 | ||||||||||||||||||
| 艾伯塔省电力池（加元/兆瓦时） | 40.48 | 40.30 | 51.72 | 55.23 | 45.28 | 98.89 | 81.74 | 151.18 | ||||||||||||||||||
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Pembina季度末20天成交量加权平均股价
|
51.30 | 55.90 | 54.05 | 55.19 | 50.22 | 47.54 | 45.13 | 41.43 | ||||||||||||||||||
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度29
季度财务信息
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（百万美元，除非另有说明）
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2025 |
2024
|
2023
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| Q2 | 第一季度 | 第四季度 | Q3 | Q2 | 第一季度 | 第四季度 | Q3 | |||||||||||||||||||
| 收入 | 1,792 | 2,282 | 2,145 | 1,844 | 1,855 | 1,540 | 1,836 | 1,455 | ||||||||||||||||||
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净收入(1)
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1,184 | 1,343 | 1,383 | 1,259 | 1,222 | 912 | 1,142 | 989 | ||||||||||||||||||
| 营业费用 | 235 | 226 | 270 | 277 | 240 | 189 | 217 | 219 | ||||||||||||||||||
| 应占权益入账被投资单位利润（亏损） | 74 | 30 | 133 | (17) | 61 | 151 | 94 | 43 | ||||||||||||||||||
| 毛利 | 780 | 928 | 1,024 | 747 | 815 | 730 | 850 | 659 | ||||||||||||||||||
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经调整EBITDA(1)
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1,013 | 1,167 | 1,254 | 1,019 | 1,091 | 1,044 | 1,033 | 1,021 | ||||||||||||||||||
| 收益 | 417 | 502 | 572 | 385 | 479 | 438 | 698 | 346 | ||||||||||||||||||
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每股普通股收益–基本（美元）
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0.65 | 0.80 | 0.92 | 0.60 | 0.75 | 0.74 | 1.21 | 0.58 | ||||||||||||||||||
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每股普通股收益–摊薄（美元）
|
0.65 | 0.80 | 0.92 | 0.60 | 0.75 | 0.73 | 1.21 | 0.57 | ||||||||||||||||||
| 经营活动现金流 | 790 | 840 | 902 | 922 | 954 | 436 | 880 | 644 | ||||||||||||||||||
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每股普通股经营活动产生的现金流–基本（美元）
|
1.36 | 1.45 | 1.55 | 1.59 | 1.64 | 0.79 | 1.60 | 1.17 | ||||||||||||||||||
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调整后经营活动现金流(1)
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698 | 777 | 922 | 724 | 837 | 782 | 747 | 659 | ||||||||||||||||||
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调整后的每股普通股经营活动现金流–基本（美元）(1)
|
1.20 | 1.34 | 1.59 | 1.25 | 1.44 | 1.42 | 1.36 | 1.20 | ||||||||||||||||||
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已发行普通股（百万）:
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| 加权平均–基本 | 581 | 581 | 581 | 580 | 580 | 549 | 549 | 549 | ||||||||||||||||||
| 加权平均–稀释 | 582 | 582 | 582 | 581 | 581 | 550 | 550 | 550 | ||||||||||||||||||
| 期末 | 581 | 581 | 581 | 580 | 580 | 549 | 549 | 549 | ||||||||||||||||||
| 宣布的普通股股息 | 412 | 401 | 401 | 401 | 400 | 367 | 367 | 366 | ||||||||||||||||||
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每股普通股股息
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0.71 | 0.69 | 0.69 | 0.69 | 0.69 | 0.67 | 0.67 | 0.67 | ||||||||||||||||||
| 宣布的优先股股息 | 35 | 35 | 34 | 34 | 33 | 31 | 30 | 31 | ||||||||||||||||||
| 资本支出 | 197 | 174 | 242 | 262 | 265 | 186 | 177 | 169 | ||||||||||||||||||
| 对权益核算被投资单位的出资 | 126 | 50 | — | 124 | 144 | 103 | 202 | 20 | ||||||||||||||||||
| 来自权益入账被投资单位的分派 | 136 | 132 | 131 | 133 | 123 | 239 | 227 | 202 | ||||||||||||||||||
(1)请参阅本MD & A的“Non-GAAP & Other Financial Measures”部分。
在上表突出显示的期间，Pembina业务有新的大型增长项目投入服务。公司的财务和经营业绩也受到大宗商品市场价格波动、外汇汇率波动、通货膨胀等因素的影响。除这些因素外，其他几个值得注意的因素也影响了Pembina在上述特定时期的财务和经营业绩，包括：
•Pembina在2025年前六个月向PGI捐款1.24亿美元，为增长资本项目提供部分资金；
•Pembina在2024年对Cedar LNG的捐款为2.41亿美元，用于资助Cedar LNG项目；
•2024年第二季度完成对Alliance和Aux Sable的收购；
•公司于2023年12月结束发行2,990万份认购收据，为Alliance和Aux Sable收购的部分购买价格提供资金，并将2,990万份认购收据转换为公司普通股，同时完成Alliance和Aux Sable收购；
•管道部门于2023年第四季度确认的2.31亿美元减值冲回与Nipisi管道的成功合同谈判和管道于2023年10月重新投入服务有关；和
•Pembina在2023年第四季度向Aux Sable提供了1.45亿美元的捐款，这代表了Pembina在与Aux Sable的NGL供应协议的交易对手提出的索赔中所占的比例份额，该协议已于2023年第四季度达成和解并终止。
30 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
8.精选权益会计投资者信息
权益法核算的被投资单位的贷款和借款
在权益会计法下，被投资方的资产和负债在合并财务状况表“对权益核算的被投资方的投资”中作为单一项目列报。为帮助读者理解并评估Pembina投资的资本化情况，下文根据截至2025年6月30日Pembina在这些被投资方的比例所有权，列出了与权益入账被投资方的投资相关的贷款和借款。贷款和借款按为被投资方报告业绩的部门列报和分类。有关Pembina对权益入账被投资方的投资以及报告其结果的部门的摘要，请参阅“简称”部分。
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（百万美元）(1)
|
2025年6月30日 | 2024年12月31日 | ||||||
| 管道 | 17 | 19 | ||||||
| 设施 | 3,042 | 2,941 | ||||||
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营销&新创投(2)
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499 | 373 | ||||||
| 合计 | 3,558 | 3,333 | ||||||
(1)余额反映了Pembina对未偿余额面值的所有权百分比。
(2)与Cedar LNG订立的27亿美元高级无抵押建筑/定期贷款融资有关。
权益法核算的被投资单位的现金及现金等价物
截至2025年6月30日，Pembina对Pembina对权益入账被投资方的投资相关现金余额的所有权百分比总计8600万美元（2024年12月31日：4300万美元），其中700万美元（2024年12月31日：无）与PGI相关，7400万美元（2024年12月31日：3900万美元）用于Cedar LNG。
权益核算被投资方的融资活动
PGI
2025年3月21日，根据经修订和重述的信贷协议，PGI在其现有的循环信贷额度下行使了手风琴功能，并开设了新的5亿美元循环信贷额度，将于2027年3月21日到期。同时，PGI在信贷安排下重新建立了一个价值5亿美元的手风琴。
对权益核算被投资人的承诺
Pembina承诺根据其所有权权益向某些权益入账的被投资方提供出资。这些捐款由合资伙伴确定和批准，用于资助运营预算、增长资本和重大项目开发成本，包括雪松液化天然气项目。
权益法核算被投资单位信用风险
截至2025年6月30日，Pembina的各种权益入账被投资方持有的信用证总额为1.55亿美元（2024年12月31日：1.64亿美元），主要涉及工程、采购和建设方面的义务。
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度31
9.关联方交易
Pembina在正常业务过程中与关联方进行交易，所有交易均按其交换金额计量，除非另有说明。Pembina以固定费用和成本回收为基础，向某些权益入账的被投资方提供管理和运营监督服务。Pembina还与其某些权益入账的被投资方签订服务和能力合同，垫付资金以支持运营，并提供信用证，包括财务担保。
重大关联交易及余额汇总如下：
| 截至6月30日止3个月 | 截至6月30日止6个月 | |||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||
| PGI | 58 | 59 | 121 | 132 | ||||||||||
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奥克斯黑貂(1)
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— | — | — | 32 | ||||||||||
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联盟(1)
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— | — | — | 4 | ||||||||||
| 雪松LNG | 5 | 3 | 9 | 6 | ||||||||||
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其他(2)
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— | 1 | — | 2 | ||||||||||
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提供的服务总数(3)
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63 | 63 | 130 | 176 | ||||||||||
| PGI | 2 | 2 | 4 | 4 | ||||||||||
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联盟(1)
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— | — | — | 3 | ||||||||||
| 收到的服务总数 | 2 | 2 | 4 | 7 | ||||||||||
|
截至
（百万美元）
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2025年6月30日 | 2024年12月31日 | ||||||||||||
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贸易应收款和其他(4)
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34 | 37 | ||||||||||||
(1)截至2024年4月1日，随着Pembina完成对Alliance和Aux Sable控股权的收购，这些实体成为Pembina的合并子公司，因此不再是关联方。
(2)其他包括与Grand Valley、ACG、Greenlight的交易。
(3)Pembina提供的服务包括Pembina代表相关方支付的款项。
(4)截至2025年6月30日，贸易应收款项及其他包括应收PGI款项2700万美元（2024年12月31日：3400万美元），以及Cedar LNG应付的600万美元（2024年12月31日：200万美元）。
32 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
10.会计政策&估计
会计政策变更
编制中期财务报表所采用的会计政策载于彭比纳综合财务报表附注3。截至2025年6月30日止六个月，没有新的会计准则或对现有准则的修订对Pembina的财务报表产生重大影响。
尚未采用的新标准和解释
IFRS 18在财务报表中的列报和披露（“IFRS 18”）
IFRS 18于2024年4月发布，2027年1月1日生效，允许提前应用。该准则对收益和综合收益表的结构、某些管理层定义的绩效衡量标准的要求披露以及财务报表中细列项目的汇总和分类进行了关键更改。Pembina目前正在审查这一标准对其合并财务报表的影响。
对IFRS 9和IFRS 7的修订-引用自然依赖电力的合同（“引用NDE的合同”）
参考NDE的合同于2024年12月签发，自2026年1月1日起生效，允许提前采用。这些修订提供了救济，因为它涉及从风能和太阳能等依赖自然的来源购买或出售电力的合同的会计处理，包括澄清自用要求的应用，允许在这些合同被用作套期工具时进行套期会计，以及增加新的披露，使投资者能够了解这些合同对Pembina的影响。彭比纳目前正在审查这一修正案的影响，因为它涉及彭比纳的风力发电购买协议。
关键会计判断和估计
在编制中期财务报表时使用的关键会计判断和估计在Pembina的综合财务报表附注2中进行了描述。按照国际财务报告准则编制财务报表要求管理层做出可能对财务报表中确认的金额产生重大影响的判断和估计。根据其性质，判断和估计可能会根据内外部环境的新事实和情况而改变。Pembina的关键会计估计和判断在截止的三个月和六个月内没有发生重大变化2025年6月30日。
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度33
11.非公认会计原则和其他财务措施
在整个MD & A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。这些非GAAP财务指标和非GAAP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。
在此次MD & A中，Pembina披露了以下非GAAP财务指标和非GAAP比率：净收入、未计利息、税项、折旧和摊销前利润（“调整后EBITDA”）、调整后的每股普通股EBITDA、调整后的权益入账被投资方的EBITDA、调整后的经营活动现金流和调整后的每股普通股经营活动现金流。
本MD & A披露的非GAAP财务指标和非GAAP比率在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进行比较。因此，不应孤立地考虑财务措施和比率，或将其作为对Pembina财务业绩或根据国际财务报告准则规定、定义或确定的现金流量的措施和比率的替代或优于这些措施和比率，包括收入、收益、来自权益入账被投资方的利润份额和经营活动产生的现金流量。
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。特定调节项目可能仅在某些时期相关.
以下是对本MD & A中披露的每项非GAAP财务指标和非GAAP比率的描述，并酌情披露：根据每项非GAAP财务指标所涉及的GAAP规定、定义和确定的最直接可比的财务指标；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；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），管理层为此使用了每个非GAAP财务指标和非GAAP比率；以及解释每个非GAAP财务指标和非GAAP比率的标签或组成与先前披露的内容相比发生任何变化的原因。
净收入
净收入是一种非公认会计准则财务指标，定义为总收入减去销售商品成本。管理层认为，净收入为投资者提供了一个单一的衡量标准，以表明不同时期可比的非产品运营费用前的销售利润率。管理层利用净收入来比较连续的结果，汇总公司每个部门产生的收入，并设定可比的目标。根据GAAP规定、定义和确定并在Pembina财务报表中披露的与净收入最直接可比的财务指标是收入。
| 截至6月30日止3个月 |
管道
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设施
|
营销& 新创投 |
企业& 分部间抵销 |
合计 | |||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||
| 收入 | 874 | 890 | 295 | 294 | 883 | 925 | (260) | (254) | 1,792 | 1,855 | ||||||||||||||||||||||
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销货成本
|
14 | 15 | — | — | 761 | 796 | (167) | (178) | 608 | 633 | ||||||||||||||||||||||
| 净收入 | 860 | 875 | 295 | 294 | 122 | 129 | (93) | (76) | 1,184 | 1,222 | ||||||||||||||||||||||
34 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
| 截至6月30日止6个月 |
管道
|
设施
|
营销& 新创投 |
企业& 分部间抵销 |
合计 | |||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||
| 收入 | 1,768 | 1,578 | 602 | 525 | 2,219 | 1,725 | (515) | (433) | 4,074 | 3,395 | ||||||||||||||||||||||
|
销货成本
|
27 | 26 | — | — | 1,858 | 1,547 | (338) | (312) | 1,547 | 1,261 | ||||||||||||||||||||||
| 净收入 | 1,741 | 1,552 | 602 | 525 | 361 | 178 | (177) | (121) | 2,527 | 2,134 | ||||||||||||||||||||||
调整后EBITDA和调整后每股普通股EBITDA
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（包括在毛利润和一般及管理费用中）以及衍生工具的未实现损益之前的收益。衍生工具未实现收益或损失的排除消除了此类收益或损失的非现金影响。
调整后的EBITDA还包括对非控股权益的收益、资产处置的损失（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。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。继Pembina于2024年4月1日完成收购Alliance和Aux Sable的控股所有权权益后，Pembina修改了调整后EBITDA的定义，以扣除Aux Sable美国业务14.6%的非控股权益的收益。Pembina随后在2024年第三季度收购了Aux Sable美国业务的剩余权益，导致Aux Sable的所有业绩从2024年8月1日开始被纳入调整后的EBITDA计算中。
管理层认为，调整后的EBITDA为投资者提供了有用的信息，因为它是Pembina通过经营活动现金流和权益入账被投资方产生流动性能力的重要指标。管理层还认为，调整后EBITDA提供了资本支出产生的营业收入指标，其中包括运营财务收入和出租人租赁安排的收益。调整后的EBITDA也被投资者和分析师用于评估财务业绩和对Pembina进行估值，包括计算财务和杠杆比率。管理层利用调整后的EBITDA来设定目标，并将其作为公司成功的关键绩效指标。Pembina提出了调整后的EBITDA，因为管理层认为这是分析师、投资者和其他利益相关者在评估公司财务业绩时经常使用的衡量标准。根据GAAP规定、定义和确定并在Pembina财务报表中披露的与调整后EBITDA最直接可比的财务指标是收益。
调整后的每股普通股EBITDA是一种非公认会计准则比率，其计算方法是将调整后的EBITDA除以已发行普通股的加权平均数。
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度35
| 截至6月30日止3个月 |
管道
|
设施
|
营销& 新创投 |
企业& 分部间抵销 |
合计 | |||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||
|
收益（亏损）
|
473 | 485 | 142 | 181 | 114 | 135 | (196) | (828) | 417 | 479 | ||||||||||||||||||||||
| 所得税费用（回收） | — | — | — | — | — | — | — | — | 116 | (506) | ||||||||||||||||||||||
| 应占权益入账被投资单位利润（亏损）调整 | 1 | — | 127 | 111 | (28) | 2 | — | — | 100 | 113 | ||||||||||||||||||||||
|
净财务成本
|
6 | 7 | 3 | 3 | 2 | 1 | 140 | 130 | 151 | 141 | ||||||||||||||||||||||
|
折旧及摊销
|
165 | 164 | 59 | 45 | 17 | 17 | 16 | 14 | 257 | 240 | ||||||||||||||||||||||
|
衍生工具未实现（收益）损失
|
— | — | — | — | (31) | 45 | — | — | (31) | 45 | ||||||||||||||||||||||
|
非控股权益(1)
|
— | — | — | — | — | (10) | — | — | — | (10) | ||||||||||||||||||||||
| 收购亏损 | — | — | — | — | — | — | — | 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 | — | — | — | — | — | — | 2 | 14 | 2 | 14 | ||||||||||||||||||||||
| 处置资产损失（收益）、其他非现金拨备、其他 | 1 | (1) | — | — | — | (13) | — | 7 | 1 | (7) | ||||||||||||||||||||||
| 经调整EBITDA | 646 | 655 | 331 | 340 | 74 | 143 | (38) | (47) | 1,013 | 1,091 | ||||||||||||||||||||||
|
调整后每股普通股EBITDA –基本（美元）
|
1.74 | 1.88 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 截至6月30日止6个月 |
管道
|
设施
|
营销& 新创投 |
企业& 分部间抵销 |
合计 | |||||||||||||||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||
| 收益（亏损） | 991 | 940 | 326 | 358 | 274 | 199 | (419) | (995) | 919 | 917 | ||||||||||||||||||||||
| 所得税（回收）费用 | — | — | — | — | — | — | — | — | 253 | (415) | ||||||||||||||||||||||
| 应占权益入账被投资单位利润的调整 | 2 | 44 | 239 | 211 | 6 | 9 | — | — | 247 | 264 | ||||||||||||||||||||||
| 净财务成本 | 12 | 13 | 6 | 5 | 4 | 3 | 279 | 228 | 301 | 249 | ||||||||||||||||||||||
| 折旧及摊销 | 317 | 259 | 104 | 78 | 37 | 32 | 32 | 27 | 490 | 396 | ||||||||||||||||||||||
| 衍生工具未实现（收益）损失 | — | — | — | — | (40) | 147 | — | — | (40) | 147 | ||||||||||||||||||||||
|
非控股权益(1)
|
— | — | — | — | — | (10) | — | — | — | (10) | ||||||||||||||||||||||
| 收购亏损 | — | — | — | — | — | — | — | 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 | — | — | — | — | — | — | 4 | 14 | 4 | 14 | ||||||||||||||||||||||
| 处置资产损失（收益）、其他非现金拨备、其他 | 1 | (2) | 1 | (2) | 3 | (15) | 1 | 10 | 6 | (9) | ||||||||||||||||||||||
| 经调整EBITDA | 1,323 | 1,254 | 676 | 650 | 284 | 331 | (103) | (100) | 2,180 | 2,135 | ||||||||||||||||||||||
|
调整后每股普通股EBITDA –基本（美元）
|
3.75 | 3.78 | ||||||||||||||||||||||||||||||
(1)列报调整项目净额。
36 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
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的合资企业采用权益会计核算。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收益在综合收益及综合收益表“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投资的现金出资和分配是指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正在以非公认会计准则比例合并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中的比例权益已计入调整后EBITDA。
| 截至6月30日止3个月 |
管道
|
设施
|
营销& 新创投 |
合计 | ||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | ||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||
|
应占权益入账被投资单位利润（亏损）
|
— | — | 46 | 63 | 28 | (2) | 74 | 61 | ||||||||||||||||||
| 应占权益核算被投资单位利润（亏损）调整： | ||||||||||||||||||||||||||
|
净财务成本（收入）
|
1 | — | 30 | 42 | (28) | 2 | 3 | 44 | ||||||||||||||||||
| 所得税费用 | — | — | 15 | 18 | — | — | 15 | 18 | ||||||||||||||||||
|
折旧及摊销
|
— | — | 68 | 53 | — | — | 68 | 53 | ||||||||||||||||||
| 与商品相关的衍生金融工具的未实现亏损（收益） | — | — | 14 | (3) | — | — | 14 | (3) | ||||||||||||||||||
| 非现金拨备 | — | — | — | 1 | — | — | — | 1 | ||||||||||||||||||
| 应占权益入账被投资单位利润调整合计 | 1 | — | 127 | 111 | (28) | 2 | 100 | 113 | ||||||||||||||||||
| 来自权益入账被投资方的调整后EBITDA | 1 | — | 173 | 174 | — | — | 174 | 174 | ||||||||||||||||||
| 截至6月30日止6个月 |
管道
|
设施
|
营销& 新创投 |
合计 | ||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | ||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||
|
应占权益入账被投资单位利润（亏损）
|
1 | 43 | 111 | 138 | (8) | 31 | 104 | 212 | ||||||||||||||||||
| 应占权益核算被投资单位利润（亏损）调整： | ||||||||||||||||||||||||||
|
净财务成本
|
1 | 6 | 74 | 69 | 6 | 2 | 81 | 77 | ||||||||||||||||||
| 所得税费用 | — | — | 36 | 41 | — | — | 36 | 41 | ||||||||||||||||||
|
折旧及摊销
|
1 | 38 | 129 | 102 | — | 7 | 130 | 147 | ||||||||||||||||||
| 与商品相关的衍生金融工具的未实现亏损（收益） | — | — | 1 | (3) | — | — | 1 | (3) | ||||||||||||||||||
| 就收购和非现金拨备产生的交易成本 | — | — | (1) | 2 | — | — | (1) | 2 | ||||||||||||||||||
| 应占权益入账被投资单位利润调整合计 | 2 | 44 | 239 | 211 | 6 | 9 | 247 | 264 | ||||||||||||||||||
| 来自权益入账被投资方的调整后EBITDA | 3 | 87 | 350 | 349 | (2) | 40 | 351 | 476 | ||||||||||||||||||
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度37
调整后的经营活动现金流和调整后的每股普通股经营活动现金流
调整后的经营活动现金流量是一种非公认会计准则计量，其定义为经营活动产生的现金流量根据非现金经营营运资本的变化进行调整，根据当期税收和股份补偿支付进行调整，并扣除向非控股权益的分配和支付的优先股股息。调整后的经营活动现金流扣除了对非控股权益的分配和支付的优先股股息，因为它们不属于普通股股东。该计算已被修改，以排除当前的税收费用和应计的股份支付费用，并包括为税收和股份补偿支付的现金的影响，因为这使管理层能够更好地评估下文讨论的义务。
管理层认为，调整后的经营活动现金流为投资者评估每个报告期的财务业绩提供了可比信息。管理层利用调整后的经营活动现金流来设定目标，并将其作为公司履行利息义务、股息支付和其他承诺能力的关键绩效指标。调整后的每股普通股经营活动现金流量是一种非美国通用会计准则财务比率，其计算方法是将调整后的经营活动现金流量除以已发行普通股的加权平均数。
继Pembina于2024年4月1日完成收购Alliance和Aux Sable的控股所有权权益后，Pembina修订了调整后经营活动现金流的定义，以扣除与Aux Sable美国业务的非控股权益相关的分配。2024年8月1日，彭比纳收购了Aux Sable美国业务的剩余权益。
| 截至6月30日止3个月 | 截至6月30日止6个月 | |||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||
| 经营活动现金流 | 790 | 954 | 1,630 | 1,390 | ||||||||||
|
每股普通股经营活动产生的现金流–基本（美元）
|
1.36 | 1.64 | 2.81 | 2.46 | ||||||||||
| 加（减）： | ||||||||||||||
| 非现金营运营运资本变动 | (18) | (82) | (34) | 106 | ||||||||||
| 当期税费 | (103) | (64) | (236) | (140) | ||||||||||
| 已缴税款，扣除外汇 | 65 | 91 | 127 | 290 | ||||||||||
| 应计股份支付费用 | (1) | (19) | (28) | (39) | ||||||||||
| 以股份为基础的补偿支付 | — | — | 86 | 86 | ||||||||||
| 支付的优先股股息 | (35) | (33) | (70) | (64) | ||||||||||
| 向非控股权益分派 | — | (10) | — | (10) | ||||||||||
| 调整后经营活动现金流 | 698 | 837 | 1,475 | 1,619 | ||||||||||
|
调整后的每股普通股经营活动现金流–基本（美元）
|
1.20 | 1.44 | 2.54 | 2.87 | ||||||||||
38 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
12.其他
风险管理
Pembina的风险管理战略、政策和限制，确保风险和敞口与其业务战略和风险承受能力保持一致。Pembina的董事会负责在Pembina提供风险管理监督，并监督管理层如何监测Pembina风险管理政策和程序的遵守情况，并审查这一风险框架与Pembina面临的风险相关的充分性。
彭比纳存在交易对手信用风险、流动性风险和市场风险敞口。Pembina利用衍生工具稳定其业务结果，截至2025年6月30日，公司已订立若干金融衍生工具合约，以管理商品价格、电力成本及外汇风险。彭比纳还签订了电力购买协议，以确保获得具有成本竞争力的可再生能源，确定彭比纳消耗的部分电力的价格，并减少其排放。
金融工具
公允价值
金融工具的公允价值利用多种估值输入值。在计量公允价值时，Pembina尽可能使用可观察的市场数据。根据这些估值投入的性质，金融工具分类如下：
a.第1级
第1级公允价值基于相同资产或负债在计量日来自活跃市场的未经调整的可观察报价的输入值。
b.第2级
第2级公允价值基于直接或间接可观察到的输入值，而不是第1级中包含的市场报价。第2级公允价值输入值包括在金融工具合同期限内可观察到的远期市场报价、时间价值和经纪人报价。这些输入通常会根据资产或负债的特定因素进行调整，例如，位置差异和信用风险。
利用第2级公允估值输入的金融工具包括实物商品远期合约、商品掉期和期权以及远期利率和外汇掉期产生的衍生工具。此外，Pembina的贷款和借款使用Level 2公允估值输入，据此，估值技术基于使用具有类似条款的工具的当前市场利率进行贴现的未来利息和本金支付。
c.第3级
第3级公允价值利用了不基于可观察市场数据的输入值。相反，各种估值技术被用来开发投入。
利用第3级公允估值输入的金融工具包括长期购电协议产生的嵌入式衍生工具。长期购电协议的公允价值采用定价和现金流模型计量，该模型考虑了远期电价、可再生风电定价折扣和差异以及通货膨胀指标。用来对各自的估计现金流进行贴现的利率是根据适当的信用利差进行调整的政府无风险利率。嵌入衍生工具的公允估值被判断为管理层的重大估计。这些假设和投入很容易发生变化，可能与未来的实际发展有所不同。这种估计不确定性可能会对量化的公允价值产生重大影响；因此，会对与商品相关的衍生金融工具的损益产生重大影响。
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度39
衍生工具损益
| 截至6月30日止3个月 | 截至6月30日止6个月 | |||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||
| 通过收益以公允价值持有的衍生工具 | ||||||||||||||
| 已实现收益 | ||||||||||||||
|
风险管理和实物衍生品合同收入中记录的与商品相关的收益
|
(38) | (74) | (59) | (119) | ||||||||||
| 未实现（收益）损失 | ||||||||||||||
|
风险管理和实物衍生品合同收入中记录的商品相关（收益）损失
|
(31) | 45 | (40) | 147 | ||||||||||
| 计入净财务成本的外汇收益 | — | (3) | — | — | ||||||||||
| 套期保值关系中的衍生工具 | ||||||||||||||
|
利率亏损记入其他全面收益(1)
|
— | 4 | 4 | 2 | ||||||||||
(1)指定现金流量套期的未实现损失或收益在综合收益和综合收益表的套期活动影响中确认，已实现损失或收益重新分类为净财务成本。其他综合收益的变动与利率远期掉期的已实现亏损或收益有关，已于2025年3月31日到期。在被重新分类为净财务成本的到期日之前，2025年第一季度确认了400万美元的收益（截至2024年6月30日的三个月和六个月：分别为500万美元和900万美元的已实现收益）。没有在与终止现金流量套期有关的净收入中确认损失或收益。
税务条例
The One大美法案于2025年7月4日在美国颁布。彭比纳已经评估了这项立法的影响，预计不会对彭比纳产生任何实质性影响。
披露控制和程序（“DC & P”）和财务报告内部控制（“ICFR”）
管理层关于财务报告内部控制的报告
Pembina的管理层负责建立和维护财务报告的披露控制和程序以及内部控制，这些术语在National Instrument 52-109中定义发行人年度和中期申报中披露情况的证明.该文书的目标是提高根据加拿大证券法提交或提交的信息的质量、可靠性和透明度。
总裁兼首席执行官以及高级副总裁兼首席财务官在管理层、DC & P和ICFR的协助下，设计了向其知悉与Pembina业务相关的重大信息、及时报告、财务报告可靠以及为外部目的编制的财务报表符合国际财务报告准则的合理保证。
财务报告内部控制的变化
Pembina此前根据加拿大和美国适用证券法的许可，将与2024年4月1日完成的收购Enbridge Inc.在Alliance、Aux Sable和NRGreen合资企业（“被收购方”）中的权益相关的业务流程排除在公司对DC & P和ICFR的评估之外。自2025年4月1日起，被收购方的业务流程已纳入Pembina的DC & P和ICFR评估。除了被收购方的整合，2025年第二季度没有发生对Pembina的ICFR产生或可能产生实质性影响的变化。
40 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
13.缩略语
以下是本MD & A中可能使用的缩写列表：
|
其他
|
|||||
| AECO | 艾伯塔省Energy Company天然气基准价 | ||||
|
卑诗省
|
不列颠哥伦比亚省
|
||||
|
公认会计原则
|
加拿大公认会计原则
|
||||
|
国际财务报告准则
|
国际财务报告准则
|
||||
|
NGL
|
天然气液体
|
||||
| 液化天然气 | 液化天然气 | ||||
|
美国
|
美国
|
||||
|
WCSB
|
加拿大西部沉积盆地
|
||||
|
深切
|
Ethane-plus产能提取气体处理能力
|
||||
|
浅切
|
具有丙烷和/或凝析油加萃取能力的甜气处理
|
||||
|
卷
|
管道和设施的量是收入量，定义为实物量加上照付不议承诺量。Marketing & New Ventures的交易量为市场销售的原油和NGL交易量。数量以mBOE/d表示，天然气数量按6：1的比率从MMcF/d转换为mBOE/d，还包括来自Pembina权益核算被投资方的收入数量。
|
||||
|
测量
|
|||||||||||
|
bpd
|
桶/天
|
mMBOE/d
|
每日百万桶油当量
|
||||||||
|
mbBLS
|
数千桶
|
mtpa | 每年百万吨 | ||||||||
|
mbPD
|
每天数千桶
|
MMcF/d
|
每天数百万立方英尺
|
||||||||
|
mmbpd
|
百万桶/天
|
bcf/d
|
每天数十亿立方英尺
|
||||||||
|
mmbbls
|
百万桶
|
公里
|
千米
|
||||||||
|
mboe/d
|
每天数千桶石油当量
|
||||||||||
|
对权益核算被投资方的投资
|
|||||
| 管道： | |||||
| 大谷 |
Grand Valley 1有限合伙风电场75%权益
|
||||
| 联盟 |
在Pembina于2024年4月1日完成收购Alliance的控股权益之前，Pembina拥有Alliance Pipeline Limited Partnership、Alliance Pipeline L.P.、NRGreen Power Limited Partnership的50%权益
|
||||
| 设施： | |||||
| PGI | Pembina Gas Infrastructure Inc. 60%的权益，Pembina Gas Infrastructure Inc.是加拿大西部首屈一指的天然气加工实体，为从艾伯塔省中部到不列颠哥伦比亚省东北部的整个Montney和Duvernay趋势的客户提供服务 | ||||
| 福特公司 |
Fort Saskatchewan Ethene Storage Limited Partnership和Fort Saskatchewan Ethene Storage Corporation各50%的权益
|
||||
| Marketing & New Ventures： | |||||
| 雪松LNG |
Cedar LNG Partners LP 49.9%的权益以及加拿大不列颠哥伦比亚省基蒂马特拟建的浮式LNG设施
|
||||
| ACG |
Alberta Carbon Grid Heartland Limited Partnership和拟议的Heartland二氧化碳运输和封存系统的50%权益。
|
||||
| 绿光 | Greenlight Electricity Centre Limited Partnership拥有50%的权益，该公司正在开发一个燃气联合循环发电设施，该设施将位于艾伯塔省的工业中心地带。 | ||||
| 奥克斯黑貂 |
在Pembina于2024年4月1日完成收购Aux Sable的控股所有权权益之前，Pembina拥有Aux Sable U.S.约42.7%的所有权权益和Aux Sable Canada约50%的所有权权益，其中包括伊利诺伊州芝加哥市附近的NGL分馏设施和天然气处理能力以及其他天然气和NGL处理设施、美国和加拿大的物流和分销资产，以及Alliance上的运输合同。
|
||||
有关更多说明，请读者参阅截至2024年12月31日止年度的AIF，详情可在www.sedarplus.ca、www.sec.gov和Pembina网站www.pembina.com查阅。
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度41
14.前瞻性陈述&信息
为了向Pembina的证券持有人和潜在投资者提供有关Pembina的信息，包括管理层对公司未来计划和运营的评估，本MD & A中包含的某些陈述构成前瞻性陈述或前瞻性信息（统称为“前瞻性陈述”）。前瞻性陈述通常由“预期”、“继续”、“估计”、“预期”、“可能”、“将”、“项目”、“应该”、“可以”、“将”、“相信”、“计划”、“打算”、“设计”、“目标”、“承担”、“观点”、“指示”、“维持”、“探索”、“结果”、“时间表”、“目标”、“战略”、“可能”、“潜在”、“展望”、“目标”、“目的”、“目标”等词语识别，以及暗示未来事件或未来表现的类似表述。
就其性质而言，此类前瞻性陈述涉及已知和未知的风险、不确定性和其他因素，这些因素可能导致实际结果或事件与此类前瞻性陈述中的预期存在重大差异。彭比纳认为，这些前瞻性陈述中反映的预期是合理的，但不能保证这些预期将被证明是正确的，不应过分依赖这份MD & A中包含的此类前瞻性陈述。这些前瞻性陈述仅在本MD & A发布之日起生效。
特别是，本MD & A包含与以下相关的前瞻性陈述：
•Pembina拟向其股东支付的现金股息的未来水平和可持续性以及预计的股息支付日期；
•规划、建设、地点、资本支出和资金估计、时间表、监管和环境申请和预期批准、预期容量、增量、合同安排、在役日期、与新建或扩建现有管道、系统、天然气服务设施、加工和分馏设施、终端、储存和枢纽设施及其他设施或能源基础设施有关的产品来源、活动、利益和运营，以及Pembina新项目对其未来财务业绩的影响；
•未来的管道、加工、分馏、储存设施和系统运营；
•根据现有和拟议的政府法律、政策和条例，包括与税收、环境、关税和项目评估有关的法律、政策和条例进行处理；
•Pembina的战略以及新业务举措和增长机会的发展和预期时机及其影响；
•由于石油和天然气行业活动增加以及Pembina管道和Pembina设施的新连接和其他举措，处理能力和分馏能力增加；
•预期未来现金流量及其充分性、财务实力、资金来源和获得途径、未来合同义务、未来融资选择、资本支出的可用资金、经营义务、债务到期日、信用证和融资收益的用途；
•Pembina的资本结构，包括其中使用的杠杆数量的充足性以及未来可能就此采取的行动，包括有关回购或赎回普通股或其他证券、偿还现有债务、新借款、股本或混合证券发行的预期及其时间；
•Pembina为降低交易对手风险而采取的潜在行动；
•过路费和关税，以及加工、运输、分馏、储存和服务承诺和合同；
•Pembina的DC & P和ICFR的结果和有效性；
•原油和其他石油产品，包括NGL的预期需求、价格和库存水平；
•Pembina新项目和发展的发展和预期收益，包括RFS IV、Wapiti扩建、K3热电联产设施、Taylor-to-Gordondale项目、Fox Creek-to-Namao扩建和Cedar LNG项目，包括其时间安排；
•对PGI基础设施发展承诺的预期，包括其金额和时间；
•和解的预期期限、条件、费用、时间安排和影响；以及
•当前和未来市场状况对Pembina的影响。
Pembina通常会根据Pembina目前可获得的信息，在得出结论或做出前瞻性陈述中列出的预测、预测、预测或估计时应用各种因素或假设。这些因素和假设包括但不限于：
•石油和天然气行业勘探和开发活动级别和此类活动的地理区域；
•Pembina运营的成功；
•现行商品价格、利率、碳价格、税率、汇率和通货膨胀率；
•Pembina维持当前信用评级的能力；
•为与现有资产、项目以及现有债务到期偿还或再融资相关的未来资本需求提供资金的可得性和成本；
•未来运营成本，包括与历史成本一致的岩土工程和完整性成本；
•石油和天然气行业薪酬水平与历史水平保持一致；
•关于当前的发展、扩张、计划的资本支出、完成日期和产能预期：第三方将提供任何必要的支持；与Pembina增长项目有关的任何第三方项目将受到制裁并按预期完成；可以达成任何所需的商业协议；可以及时以可接受的条款获得所有所需的监管和环境批准；没有影响Pembina获得所需设备能力的供应链中断，材料或劳务；交易对手将及时遵守合同；不存在妨碍履行合同或完成相关设施的不可预见事件，不存在与设施相关的不可预见的不可向客户收回的材料成本；
•关于Pembina股息的稳定性：现行商品价格、利润率和汇率；认为Pembina未来的经营业绩将与过去的业绩和管理层对此的预期一致；持续以具有吸引力的价格获得资本，以满足与现有资产和项目相关的未来资本需求，包括但不限于与扩张相关的未来资本支出，升级和维护停工；增长项目的成功；未来运营成本；协议的交易对手将继续及时履行其义务；不存在阻止合同履行的意外事件；以及不存在与当前增长项目相关的意外材料建设或其他成本；当前运营或现有债务到期时的偿还或再融资；
•Pembina管理层在嵌入式衍生工具的公允估值中使用的输入值保持一致；
•现行监管、税务和环境法律法规以及税池利用；和
•与诉讼和环境事件相关的未来负债金额以及Pembina保险单（包括有关Pembina业务中断保险单）的承保范围的可用性。
由于下述重大风险因素，Pembina的实际结果可能与这些前瞻性陈述中的预期存在重大差异：
•监管环境和决定，包括监管听证会的结果，以及土著和土地所有者协商要求；
•竞争主体和定价的影响；
•依赖第三方成功运营和维护某些资产；
•劳动力和材料短缺；
•依赖关键关系和协议以及利益相关者参与的结果；
•石油和天然气生产行业的实力和经营情况及相关商品价格；
•Pembina或其一家或多家子公司就其业务订立的协议的交易对手不履行或违约；
•合资伙伴或持有Pembina某些资产权益的其他伙伴的行为；
•政府或监管当局的行动，包括改变税法和待遇、征收新的关税或国际贸易政策或关系的其他变化、特许权使用费率的变化、监管决定、监管程序的变化或增加环境监管；
•经营业绩波动；
•不利的总体经济和市场条件，包括加拿大、北美和世界范围内的潜在衰退，导致利率、外币汇率、通货膨胀率、商品价格、供需趋势和整体行业活动水平的变化或长期疲软（如适用）；
•限制，或无法获得足够的基础设施；
•北美和其他地区的政治环境和舆论，包括加拿大和美国之间的贸易关系变化；
•以可接受的条件获得各种债务和股权资本来源的能力；
•信用评级的不利变化；
•交易对手信用风险；
•经营风险，包括与管道泄漏及其他环境事件相关的未来负债金额；
•技术和安全风险，包括网络安全风险；
•自然灾害；和
•截至2024年12月31日止年度的MD & A和截至2024年12月31日止年度的AIF中“风险因素”项下讨论的其他因素，可在www.sedarplus.ca、www.sec.gov和Pembina网站www.pembina.com查阅。
这些因素不应被解释为详尽无遗。除非法律要求，Pembina不承担任何义务公开更新或修改任何前瞻性陈述，无论是由于新信息、未来事件或其他原因。截至本MD & A之日，管理层批准了此处包含的2025年资本支出指导。2025年资本支出指导的目的是帮助读者了解Pembina预期的未来资本支出，这些信息可能不适合用于其他目的。此处包含的任何前瞻性陈述均受此警示性声明的明确限定。
42 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
财务状况简明综合中期报表
（未经审计）
|
（百万美元）
|
2025年6月30日 | 2024年12月31日 | ||||||
| 物业、厂房及设备 流动资产 |
||||||||
| 现金及现金等价物 | 210 | 141 | ||||||
| 贸易应收款和其他 | 869 | 1,005 | ||||||
| 应收所得税 | — | 113 | ||||||
| 存货 | 275 | 301 | ||||||
|
衍生金融工具（注14）
|
22 | 13 | ||||||
| 1,376 | 1,573 | |||||||
| 非流动资产 | ||||||||
|
物业、厂房及设备（注5）
|
22,476 | 22,738 | ||||||
|
无形资产和商誉（注6）
|
6,398 | 6,528 | ||||||
|
对权益入账被投资单位的投资（注7）
|
4,279 | 4,267 | ||||||
| 使用权资产 | 536 | 530 | ||||||
| 融资租赁应收款 | 243 | 223 | ||||||
| 其他资产 | 116 | 108 | ||||||
| 34,048 | 34,394 | |||||||
| 总资产 | 35,424 | 35,967 | ||||||
| 负债和权益 流动负债 |
||||||||
| 贸易应付款项及其他 | 1,027 | 1,202 | ||||||
|
贷款和借款（注8）
|
597 | 1,525 | ||||||
| 租赁负债 | 82 | 89 | ||||||
|
合同负债（注11）
|
48 | 43 | ||||||
|
衍生金融工具（注14）
|
25 | 49 | ||||||
| 1,779 | 2,908 | |||||||
| 非流动负债 | ||||||||
|
贷款和借款（注8）
|
11,345 | 10,535 | ||||||
|
次级混合票据（注8）
|
795 | 596 | ||||||
| 租赁负债 | 556 | 576 | ||||||
|
退役条款（注9）
|
514 | 426 | ||||||
|
合同负债（注11）
|
251 | 255 | ||||||
| 递延所得税负债 | 2,883 | 2,868 | ||||||
|
衍生金融工具（注14）
|
107 | 110 | ||||||
| 其他负债 | 155 | 183 | ||||||
| 16,606 | 15,549 | |||||||
| 负债总额 | 18,385 | 18,457 | ||||||
| 总股本 | 17,039 | 17,510 | ||||||
| 总负债及权益 | 35,424 | 35,967 | ||||||
见简明综合中期财务报表附注
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度43
收益及综合收益简明合并中期报表
（未经审计）
| 截至6月30日止3个月 | 截至6月30日止6个月 | |||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 2025 |
2024
|
2025 |
2024
|
||||||||||
|
收入（注11）
|
1,792 | 1,855 | 4,074 | 3,395 | ||||||||||
|
销售成本（注4）
|
1,086 | 1,101 | 2,470 | 2,062 | ||||||||||
|
应占权益入账被投资单位利润（注7）
|
74 | 61 | 104 | 212 | ||||||||||
| 毛利 | 780 | 815 | 1,708 | 1,545 | ||||||||||
| 一般和行政 | 97 | 112 | 231 | 220 | ||||||||||
| 其他（收入）费用 | (1) | (27) | 4 | (42) | ||||||||||
|
收购亏损（注3）
|
— | 616 | — | 616 | ||||||||||
| 经营活动成果 | 684 | 114 | 1,473 | 751 | ||||||||||
|
净财务成本（注12）
|
151 | 141 | 301 | 249 | ||||||||||
| 所得税前收益（亏损） | 533 | (27) | 1,172 | 502 | ||||||||||
| 当期税费 | 103 | 64 | 236 | 140 | ||||||||||
| 递延所得税费用（回收） | 13 | (570) | 17 | (555) | ||||||||||
| 所得税费用（回收） | 116 | (506) | 253 | (415) | ||||||||||
| 收益 | 417 | 479 | 919 | 917 | ||||||||||
| 收益归属于： | ||||||||||||||
| 股东 | 417 | 471 | 919 | 909 | ||||||||||
| 非控股权益 | — | 8 | — | 8 | ||||||||||
|
其他综合（亏损）收益，税后净额（注13）
|
||||||||||||||
| 国外业务折算汇兑（亏损）收益 | (316) | 47 | (314) | 143 | ||||||||||
| 对冲活动的影响 | 17 | (7) | 8 | (15) | ||||||||||
| 其他综合（亏损）收益，税后净额 | (299) | 40 | (306) | 128 | ||||||||||
| 股东应占全面收益总额 | 118 | 519 | 613 | 1,045 | ||||||||||
| 综合收益归属于： | ||||||||||||||
| 股东 | 118 | 511 | 613 | 1,037 | ||||||||||
| 非控股权益 | — | 8 | — | 8 | ||||||||||
|
归属于普通股股东的收益，扣除优先股股息
|
380 | 436 | 844 | 840 | ||||||||||
|
每股普通股收益–基本（美元）
|
0.65 | 0.75 | 1.45 | 1.49 | ||||||||||
|
每股普通股收益–稀释（美元）
|
0.65 | 0.75 | 1.45 | 1.48 | ||||||||||
|
加权平均普通股数（百万）
|
||||||||||||||
| 基本 | 581 | 580 | 581 | 565 | ||||||||||
| 摊薄 | 582 | 581 | 582 | 566 | ||||||||||
见简明综合中期财务报表附注
44 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
简明合并中期权益变动表
（未经审计）
| 归属于公司股东 | 总股本 | ||||||||||||||||||||||
|
（百万美元）
|
普通股本 | 优先股本 | 赤字 |
AOCI(1)
|
合计 | 非控股权益 | |||||||||||||||||
| 2024年12月31日 | 17,008 | 2,164 | (2,303) | 641 | 17,510 | — | 17,510 | ||||||||||||||||
|
综合收益总额（亏损）
|
|||||||||||||||||||||||
|
收益
|
— | — | 919 | — | 919 | — | 919 | ||||||||||||||||
|
其他综合损失（注13）
|
— | — | — | (306) | (306) | — | (306) | ||||||||||||||||
|
综合收益总额（亏损）
|
— | — | 919 | (306) | 613 | — | 613 | ||||||||||||||||
|
与公司股东的交易（注10）
|
|||||||||||||||||||||||
|
第VI.1部分优先股税收
|
— | (5) | — | — | (5) | — | (5) | ||||||||||||||||
|
优先股赎回
|
— | (200) | — | — | (200) | — | (200) | ||||||||||||||||
|
股份支付交易
|
4 | — | — | — | 4 | — | 4 | ||||||||||||||||
|
宣布的股息–普通
|
— | — | (813) | — | (813) | — | (813) | ||||||||||||||||
|
宣布的股息–优先
|
— | — | (70) | — | (70) | — | (70) | ||||||||||||||||
| 与公司股东的交易总额 | 4 | (205) | (883) | — | (1,084) | — | (1,084) | ||||||||||||||||
| 2025年6月30日 | 17,012 | 1,959 | (2,267) | 335 | 17,039 | — | 17,039 | ||||||||||||||||
| 2023年12月31日 | 15,765 | 2,199 | (2,372) | 221 | 15,813 | — | 15,813 | ||||||||||||||||
|
综合收益总额
|
|||||||||||||||||||||||
|
收益
|
— | — | 909 | — | 909 | 8 | 917 | ||||||||||||||||
|
其他综合收益
|
— | — | — | 128 | 128 | — | 128 | ||||||||||||||||
| 综合收益总额 | — | — | 909 | 128 | 1,037 | 8 | 1,045 | ||||||||||||||||
| 与公司股东的交易 | |||||||||||||||||||||||
|
已发行普通股，扣除发行成本
|
1,230 | — | — | — | 1,230 | — | 1,230 | ||||||||||||||||
|
第VI.1部分优先股税收
|
— | (5) | — | — | (5) | — | (5) | ||||||||||||||||
|
股份支付交易
|
10 | — | — | — | 10 | — | 10 | ||||||||||||||||
|
宣布的股息–普通
|
— | — | (767) | — | (767) | — | (767) | ||||||||||||||||
|
宣布的股息–优先
|
— | — | (64) | — | (64) | — | (64) | ||||||||||||||||
|
股息等值支付–认购收据
|
— | — | (20) | — | (20) | — | (20) | ||||||||||||||||
| 向非控股权益分派 | — | — | — | — | — | (10) | (10) | ||||||||||||||||
| 收购时确认的非控股权益 | — | — | — | — | — | 148 | 148 | ||||||||||||||||
| 与公司股东的交易总额 | 1,240 | (5) | (851) | — | 384 | 138 | 522 | ||||||||||||||||
| 2024年6月30日 | 17,005 | 2,194 | (2,314) | 349 | 17,234 | 146 | 17,380 | ||||||||||||||||
(1)累计其他综合收益（“AOCI”）。
见简明综合中期财务报表附注
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度45
现金流量的简明合并中期报表
（未经审计）
| 截至6月30日止3个月 | 截至6月30日止6个月 | |||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||
| 由（用于）提供的现金 | ||||||||||||||
| 经营活动 | ||||||||||||||
| 收益 | 417 | 479 | 919 | 917 | ||||||||||
| 不涉及现金的项目调整： | ||||||||||||||
|
应占权益入账被投资单位利润（注7）
|
(74) | (61) | (104) | (212) | ||||||||||
| 折旧及摊销 | 257 | 240 | 490 | 396 | ||||||||||
|
收购亏损（注3）
|
— | 616 | — | 616 | ||||||||||
|
衍生工具未实现（收益）损失
|
(31) | 45 | (40) | 147 | ||||||||||
| 净财务成本 | 151 | 141 | 301 | 249 | ||||||||||
| 股份补偿费用 | — | 20 | 29 | 40 | ||||||||||
| 所得税费用（回收） | 116 | (506) | 253 | (415) | ||||||||||
| 资产处置收益 | (2) | (13) | (4) | (20) | ||||||||||
| 保险合同条款的终止确认 | — | (34) | — | (34) | ||||||||||
| 支付或收到的现金项目： | ||||||||||||||
| 来自权益入账被投资单位的分派 | 136 | 123 | 268 | 362 | ||||||||||
| 支付的净利息 | (115) | (99) | (292) | (211) | ||||||||||
| 以股份为基础的补偿支付 | — | — | (86) | (86) | ||||||||||
| 已缴税款 | (65) | (91) | (127) | (290) | ||||||||||
| 非现金营运营运资本变动 | 18 | 82 | 34 | (106) | ||||||||||
| 合同负债净变动 | (1) | 5 | 7 | 32 | ||||||||||
| 其他 | (17) | 7 | (18) | 5 | ||||||||||
|
经营活动现金流
|
790 | 954 | 1,630 | 1,390 | ||||||||||
| 融资活动 | ||||||||||||||
| 银行借款净增加（减少）额 | 84 | — | 469 | (447) | ||||||||||
| 发行长期债务所得款项，扣除发行成本 | 197 | 946 | 197 | 2,735 | ||||||||||
| 认购收据所得款项 | — | — | — | 1,228 | ||||||||||
| 偿还长期债务 | — | — | (550) | (650) | ||||||||||
| 偿还租赁负债 | (20) | (20) | (41) | (38) | ||||||||||
| 就行使期权发行普通股 | — | 10 | 3 | 10 | ||||||||||
|
赎回优先股（注10）
|
(200) | — | (226) | — | ||||||||||
| 支付的普通股股息 | (412) | (400) | (813) | (767) | ||||||||||
| 支付的优先股股息 | (35) | (33) | (70) | (64) | ||||||||||
| 向非控股权益分派 | — | (10) | — | (10) | ||||||||||
| 筹资活动产生的现金流量（用于） | (386) | 493 | (1,031) | 1,997 | ||||||||||
| 投资活动 | ||||||||||||||
| 资本支出 | (197) | (265) | (371) | (451) | ||||||||||
| 对权益核算被投资单位的出资 | (126) | (144) | (175) | (247) | ||||||||||
|
收购净额（注3）
|
— | (2,621) | — | (2,621) | ||||||||||
| 出售资产所得款项 | 2 | 20 | 4 | 23 | ||||||||||
| 施工期间支付的利息 | (6) | (10) | (12) | (16) | ||||||||||
| 权益核算被投资单位返还资本 | — | 63 | — | 63 | ||||||||||
|
应收股权投资合作方贷款（注7）
|
— | 89 | — | — | ||||||||||
| 非现金投资营运资金变动及其他 | (14) | (45) | 31 | (40) | ||||||||||
| 投资活动使用的现金流 | (341) | (2,913) | (523) | (3,289) | ||||||||||
| 现金及现金等价物变动 | 63 | (1,466) | 76 | 98 | ||||||||||
| 汇率变动对持有现金的影响 | (8) | 4 | (7) | 7 | ||||||||||
| 现金及现金等价物，期初 | 155 | 1,718 | 141 | 151 | ||||||||||
| 现金及现金等价物，期末 | 210 | 256 | 210 | 256 | ||||||||||
见简明综合中期财务报表附注
46 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
简明合并中期财务报表附注
1.报告实体
Pembina Pipeline Corporation（“Pembina”或“公司”）是一家总部位于卡尔加里的领先运输和中游服务提供商，服务于北美能源行业。这些简明综合未经审核中期财务报表（“中期财务报表”）包括截至2025年6月30日止三个月及六个月的公司、其附属公司、合伙企业以及对联营公司和合营安排的任何投资的账目。
Pembina拥有广泛的战略位置资产网络，其中包括碳氢化合物液体和天然气管道、天然气收集和处理设施、石油和天然气液体基础设施和物流服务，以及出口终端业务。Pembina的战略位置资产网络和沿着大部分碳氢化合物价值链的商业运营使其能够为能源部门提供全方位的中游和营销服务。
这些中期财务报表及其附注是根据国际会计准则第34号、中期财务报告，由国际会计准则理事会发布。所采用的会计政策符合国际财务报告准则（“IFRS”），与公司截至2024年12月31日止年度及截至2024年12月31日止年度的经审核年度综合财务报表（“综合财务报表”）一致，应与该等综合财务报表一并阅读。中期财务报表由Pembina董事会于2025年8月7日授权发布。
估计和判断的使用
管理层须在应用可能对中期财务报表确认的金额产生重大影响的会计政策时作出估计和假设并运用判断。实际结果可能与估计不同，这些差异可能是重大的。根据其性质，判断和估计可能会根据内外部环境中新的事实和情况发生变化。Pembina的关键会计估计和判断在截止的三个月和六个月内没有发生重大变化2025年6月30日。
2.会计政策的变化
编制中期财务报表所采用的会计政策载于彭比纳综合财务报表附注3。截至2025年6月30日止六个月，没有新的会计准则或对现有准则的修订对Pembina的财务报表产生重大影响。
尚未采用的新标准和解释
IFRS 18在财务报表中的列报和披露（“IFRS 18”）
IFRS 18于2024年4月发布，2027年1月1日生效，允许提前应用。该准则对收益和综合收益表的结构、某些管理层定义的绩效衡量标准的要求披露以及财务报表中细列项目的汇总和分类进行了关键更改。Pembina目前正在审查这一标准对其合并财务报表的影响。
对IFRS 9和IFRS 7的修订-引用自然依赖电力的合同（“引用NDE的合同”）
参考NDE的合同于2024年12月签发，自2026年1月1日起生效，允许提前采用。这些修订提供了救济，因为它涉及从风能和太阳能等依赖自然的来源购买或出售电力的合同的会计处理，包括澄清自用要求的应用，允许在这些合同被用作套期工具时进行套期会计，以及增加新的披露，使投资者能够了解这些合同对Pembina的影响。彭比纳目前正在审查这一修正案的影响，因为它涉及彭比纳的风力发电购买协议。
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度47
3.收购
2024年4月1日，Pembina完成了对Enbridge Inc.在Alliance、Aux Sable和NRGreen合资企业（“被收购方”）中的权益的收购，总购买价格为28亿美元，扣除承担的债务3.27亿美元，代表安桥在Alliance债务中的比例份额（“Alliance/Aux Sable收购”）。p恩比纳在2025年第一季度没有对采购价格分配进行调整，并于2025年3月31日最终确定。
最终采购价格分配以经评估的公允价值为基础，具体如下：
| 截至2024年4月1日 | 此前报道 | 调整 | 决赛 | ||||||||
| （百万美元） | 2024年第二季度 | ||||||||||
| 购买价格考虑 | |||||||||||
| 现金（扣除取得的现金） | 2,620 | — | 2,620 | ||||||||
| 对被收购方的股权投资 | 2,562 | — | 2,562 | ||||||||
| 其他 | 12 | — | 12 | ||||||||
| 5,194 | — | 5,194 | |||||||||
| 取得的净资产公允价值 | |||||||||||
| 流动资产 | 240 | — | 240 | ||||||||
| 物业、厂房及设备 | 6,339 | 6 | 6,345 | ||||||||
| 其他长期资产 | 38 | 19 | 57 | ||||||||
| 商誉 | 805 | (2) | 803 | ||||||||
| 流动负债 | (219) | (17) | (236) | ||||||||
| 长期负债 | (596) | — | (596) | ||||||||
| 递延所得税负债 | (937) | 1 | (936) | ||||||||
| 规定 | (52) | — | (52) | ||||||||
| 其他长期负债 | (276) | (7) | (283) | ||||||||
| Aux Sable美国业务的非控股权益 | (148) | — | (148) | ||||||||
| 5,194 | — | 5,194 | |||||||||
48 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
4.经营分部
Pembina的运营部门由三个部门组成：管道、设施和营销& New Ventures。
| 截至2025年6月30日止3个月 |
管道(1)
|
设施 |
营销&
新创投(2)
|
企业和部门间抵销 | 合计 | ||||||||||||
| （百万美元） | |||||||||||||||||
| 来自外部客户的收入 | 823 | 82 | 877 | 10 | 1,792 | ||||||||||||
| 分部间收入 | 51 | 213 | 6 | (270) | — | ||||||||||||
|
总收入(3)
|
874 | 295 | 883 | (260) | 1,792 | ||||||||||||
| 营业费用 | 198 | 133 | 9 | (105) | 235 | ||||||||||||
| 销货成本 | 14 | — | 761 | (167) | 608 | ||||||||||||
| 折旧摊销计入毛利 | 165 | 59 | 17 | 2 | 243 | ||||||||||||
| 销售成本 | 377 | 192 | 787 | (270) | 1,086 | ||||||||||||
| 应占权益入账被投资单位利润 | — | 46 | 28 | — | 74 | ||||||||||||
| 毛利 | 497 | 149 | 124 | 10 | 780 | ||||||||||||
| 折旧包括在一般和行政 | — | — | — | 14 | 14 | ||||||||||||
| 其他一般和行政 | 18 | 4 | 8 | 53 | 83 | ||||||||||||
| 其他收益 | — | — | — | (1) | (1) | ||||||||||||
|
经营活动成果
|
479 | 145 | 116 | (56) | 684 | ||||||||||||
| 净财务成本 | 6 | 3 | 2 | 140 | 151 | ||||||||||||
|
税前收益（亏损）
|
473 | 142 | 114 | (196) | 533 | ||||||||||||
| 所得税费用 | — | — | — | — | 116 | ||||||||||||
|
收益（亏损）
|
473 | 142 | 114 | (196) | 417 | ||||||||||||
|
资本支出
|
72 | 107 | 6 | 12 | 197 | ||||||||||||
| 对权益核算被投资单位的出资 | — | 82 | 44 | — | 126 | ||||||||||||
| 截至2024年6月30日止3个月 |
管道(1)
|
设施 |
营销&新创投(2)
|
企业和部门间抵销 | 合计 | ||||||||||||
| （百万美元） | |||||||||||||||||
| 来自外部客户的收入 | 838 | 82 | 924 | 11 | 1,855 | ||||||||||||
| 分部间收入 | 52 | 212 | 1 | (265) | — | ||||||||||||
|
总收入(3)
|
890 | 294 | 925 | (254) | 1,855 | ||||||||||||
| 营业费用 | 203 | 123 | 4 | (90) | 240 | ||||||||||||
| 销货成本 | 15 | — | 796 | (178) | 633 | ||||||||||||
| 折旧摊销计入毛利 | 164 | 45 | 17 | 2 | 228 | ||||||||||||
| 销售成本 | 382 | 168 | 817 | (266) | 1,101 | ||||||||||||
| 应占权益入账被投资单位利润（亏损） | — | 63 | (2) | — | 61 | ||||||||||||
| 毛利 | 508 | 189 | 106 | 12 | 815 | ||||||||||||
| 折旧包括在一般和行政 | — | — | — | 12 | 12 | ||||||||||||
| 其他一般和行政 | 17 | 5 | 16 | 62 | 100 | ||||||||||||
| 其他（收入）费用 | (1) | — | (46) | 20 | (27) | ||||||||||||
| 收购亏损 | — | — | — | 616 | 616 | ||||||||||||
|
经营活动成果
|
492 | 184 | 136 | (698) | 114 | ||||||||||||
| 净财务成本 | 7 | 3 | 1 | 130 | 141 | ||||||||||||
| 税前收益（亏损） | 485 | 181 | 135 | (828) | (27) | ||||||||||||
| 所得税回收 | — | — | — | — | (506) | ||||||||||||
|
收益（亏损）
|
485 | 181 | 135 | (828) | 479 | ||||||||||||
|
资本支出
|
171 | 76 | 8 | 10 | 265 | ||||||||||||
| 对权益核算被投资单位的出资 | — | — | 144 | — | 144 | ||||||||||||
(1)管道收入包括与美国管道收入相关的1.35亿美元（2024年：1.59亿美元）。
(2)Marketing & New Ventures包括与美国中游销售相关的2.31亿美元（2024年：2.3亿美元）收入。
(3)在截至2025年6月30日的三个月中，一个客户占总收入的10%或更多，所有部门报告的收入为2.43亿美元。在截至2024年6月30日的三个月中，没有任何客户占所有细分市场报告的总收入的10%或更多。
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度49
| 截至2025年6月30日止6个月 |
管道(1)
|
设施 |
营销&新创投(2)
|
企业和部门间抵销 | 合计 | ||||||||||||
| （百万美元） | |||||||||||||||||
| 来自外部客户的收入 | 1,667 | 172 | 2,213 | 22 | 4,074 | ||||||||||||
| 分部间收入 | 101 | 430 | 6 | (537) | — | ||||||||||||
|
总收入(3)
|
1,768 | 602 | 2,219 | (515) | 4,074 | ||||||||||||
| 营业费用 | 383 | 266 | 17 | (205) | 461 | ||||||||||||
| 销货成本 | 27 | — | 1,858 | (338) | 1,547 | ||||||||||||
| 折旧摊销计入毛利 | 316 | 104 | 37 | 5 | 462 | ||||||||||||
| 销售成本 | 726 | 370 | 1,912 | (538) | 2,470 | ||||||||||||
| 应占权益入账被投资单位利润（亏损） | 1 | 111 | (8) | — | 104 | ||||||||||||
| 毛利 | 1,043 | 343 | 299 | 23 | 1,708 | ||||||||||||
| 折旧包括在一般和行政 | 1 | — | — | 27 | 28 | ||||||||||||
| 其他一般和行政 | 38 | 10 | 19 | 136 | 203 | ||||||||||||
| 其他费用 | 1 | 1 | 2 | — | 4 | ||||||||||||
|
经营活动成果
|
1,003 | 332 | 278 | (140) | 1,473 | ||||||||||||
| 净财务成本 | 12 | 6 | 4 | 279 | 301 | ||||||||||||
|
税前收益（亏损）
|
991 | 326 | 274 | (419) | 1,172 | ||||||||||||
| 所得税费用 | — | — | — | — | 253 | ||||||||||||
| 收益（亏损） | 991 | 326 | 274 | (419) | 919 | ||||||||||||
|
资本支出
|
132 | 210 | 11 | 18 | 371 | ||||||||||||
| 对权益核算被投资单位的出资 | — | 124 | 52 | — | 176 | ||||||||||||
| 截至2024年6月30日止6个月 |
管道(1)
|
设施 |
营销&新创投(2)
|
企业和部门间抵销 | 合计 | ||||||||||||
| （百万美元） | |||||||||||||||||
| 来自外部客户的收入 | 1,475 | 173 | 1,724 | 23 | 3,395 | ||||||||||||
| 分部间收入 | 103 | 352 | 1 | (456) | — | ||||||||||||
|
总收入(3)
|
1,578 | 525 | 1,725 | (433) | 3,395 | ||||||||||||
| 营业费用 | 357 | 213 | 8 | (149) | 429 | ||||||||||||
| 销货成本 | 26 | — | 1,547 | (312) | 1,261 | ||||||||||||
| 折旧摊销计入毛利 | 259 | 78 | 32 | 3 | 372 | ||||||||||||
| 销售成本 | 642 | 291 | 1,587 | (458) | 2,062 | ||||||||||||
| 应占权益入账被投资单位利润 | 43 | 138 | 31 | — | 212 | ||||||||||||
| 毛利 | 979 | 372 | 169 | 25 | 1,545 | ||||||||||||
| 折旧包括在一般和行政 | — | — | — | 24 | 24 | ||||||||||||
| 其他一般和行政 | 28 | 11 | 27 | 130 | 196 | ||||||||||||
| 其他（收入）费用 | (2) | (2) | (60) | 22 | (42) | ||||||||||||
| 收购亏损 | — | — | — | 616 | 616 | ||||||||||||
| 经营活动成果 | 953 | 363 | 202 | (767) | 751 | ||||||||||||
| 净财务成本 | 13 | 5 | 3 | 228 | 249 | ||||||||||||
| 税前收益（亏损） | 940 | 358 | 199 | (995) | 502 | ||||||||||||
| 所得税回收 | — | — | — | — | (415) | ||||||||||||
| 收益（亏损） | 940 | 358 | 199 | (995) | 917 | ||||||||||||
| 资本支出 | 312 | 108 | 11 | 20 | 451 | ||||||||||||
| 对权益核算被投资单位的出资 | 5 | — | 242 | — | 247 | ||||||||||||
(1)管道收入包括与美国管道收入相关的2.69亿美元（2024年：2.3亿美元）。
(2)Marketing & New Ventures包括与美国中游销售相关的6.19亿美元（2024年：3.01亿美元）收入。
(3)在截至2025年6月30日的六个月中，一个客户占总收入的10%或更多，所有部门报告的收入为5.86亿美元。截至2024年6月30日止六个月，没有客户占所有分部报告的总毛利的10%或以上。
50 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
5.物业、厂房及设备
| （百万美元） |
土地和
土地权
|
管道 |
设施和
设备
|
洞穴存储和其他 | 在建资产 | 合计 | ||||||||||||||
| 成本 | ||||||||||||||||||||
| 2024年12月31日余额 | 694 | 14,789 | 9,095 | 2,121 | 565 | 27,264 | ||||||||||||||
| 增加和转让 | (1) | 40 | 120 | 28 | 177 | 364 | ||||||||||||||
| 退役条款的变化 | — | 41 | 9 | 1 | — | 51 | ||||||||||||||
| 外汇 | (10) | (187) | (93) | (2) | (2) | (294) | ||||||||||||||
| 处置和其他 | — | (6) | (24) | (28) | (3) | (61) | ||||||||||||||
| 2025年6月30日余额 | 683 | 14,677 | 9,107 | 2,120 | 737 | 27,324 | ||||||||||||||
| 折旧 | ||||||||||||||||||||
| 2024年12月31日余额 | 47 | 2,335 | 1,594 | 550 | — | 4,526 | ||||||||||||||
| 折旧 | 4 | 155 | 151 | 41 | — | 351 | ||||||||||||||
| 转让 | (1) | 14 | 2 | (15) | — | — | ||||||||||||||
| 处置和其他 | — | (13) | (16) | — | — | (29) | ||||||||||||||
| 2025年6月30日余额 | 50 | 2,491 | 1,731 | 576 | — | 4,848 | ||||||||||||||
| 账面金额 | ||||||||||||||||||||
| 2024年12月31日余额 | 647 | 12,454 | 7,501 | 1,571 | 565 | 22,738 | ||||||||||||||
| 2025年6月30日余额 | 633 | 12,186 | 7,376 | 1,544 | 737 | 22,476 | ||||||||||||||
减值评估
正如此前在2024年12月12日披露的那样，Pembina宣布，加拿大能源监管机构（“CER”）已启动对Alliance Canada管道资产的收费审查。由于通行费审查，在2025年第一季度，Pembina确定了包括Alliance Canada资产的现金产生单元（“CGU”）的减值指标，并进行了截至2025年3月31日的减值测试。测试确定，现金产生单位的可收回金额超过截至2025年3月31日的账面价值63亿美元，因此，没有确认减值。
2025年第一季度计算的可收回金额，采用公允价值减处置成本法，通过对预期未来现金流（包括Alliance Canada资产的概率加权结算结果）进行贴现确定。可收回金额对关键假设的变化很敏感，包括CER通行费审查和相关谈判的结果，以及税后贴现率。Pembina应用了7.9%的税后贴现率来贴现现金产生单位的未来现金流。贴现率提高1.1%将使现金产生单位的可收回金额减少至其账面价值。关键假设发生变化可能导致现金产生单位减值。
在2025年第二季度，Pembina没有进行减值测试，因为该季度没有需要评估的指标或触发事件。
联盟和解
2025年7月24日，Pembina宣布，Alliance Pipeline Limited Partnership（“Alliance”）已就Alliance Pipeline的加拿大部分与托运人和感兴趣的各方达成协商解决（“和解”）。该和解协议包括一份修订后的收费表，将于2025年11月1日生效，该计划将长期固定通行费在数量加权平均基础上平均降低14%，并引入了10年期的收费选项。该协议还包括季节性和可中断运输服务的收入分享机制，并为托运人提供了一次性延长期限的选择。Alliance已向CER提交申请，寻求批准和解，要求在2025年9月15日之前批准。Pembina预计，和解协议将导致未来10年长期公司服务收入每年减少约5000万美元，再加上新的收入分成条款的影响，这将取决于未来的商品价格。
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度51
6.无形资产和商誉
| 无形资产 | |||||||||||||||||
| （百万美元） | 商誉 |
买卖
合同和其他
|
客户
关系
|
合计 |
商誉总额
&无形
物业、厂房及设备
|
||||||||||||
| 成本 | |||||||||||||||||
| 2024年12月31日余额 | 5,024 | 324 | 1,877 | 2,201 | 7,225 | ||||||||||||
| 新增 | — | 16 | — | 16 | 16 | ||||||||||||
| 外汇调整 | (43) | — | (41) | (41) | (84) | ||||||||||||
| 2025年6月30日余额 | 4,981 | 340 | 1,836 | 2,176 | 7,157 | ||||||||||||
| 摊销 | |||||||||||||||||
| 2024年12月31日余额 | — | 65 | 632 | 697 | 697 | ||||||||||||
| 摊销 | — | 11 | 60 | 71 | 71 | ||||||||||||
| 处置和其他 | — | — | (9) | (9) | (9) | ||||||||||||
| 2025年6月30日余额 | — | 76 | 683 | 759 | 759 | ||||||||||||
| 账面金额 | |||||||||||||||||
| 2024年12月31日余额 | 5,024 | 259 | 1,245 | 1,504 | 6,528 | ||||||||||||
| 2025年6月30日余额 | 4,981 | 264 | 1,153 | 1,417 | 6,398 | ||||||||||||
7.对Equity Accounted Investees的投资
|
所有权权益（百分比）
|
应占权益核算被投资方溢利（亏损） | 对权益核算被投资方的投资 | ||||||||||||||||||
| 截至6月30日止6个月 | ||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025年6月30日 | 2024年12月31日 | 2025 | 2024 | 2025年6月30日 | 2024年12月31日 | ||||||||||||||
| PGI | 60 | 60 | 110 | 137 | 3,710 | 3,740 | ||||||||||||||
| 雪松LNG | 49.9 | 49.9 | (7) | (2) | 467 | 430 | ||||||||||||||
|
联盟(1)
|
100 | 100 | — | 42 | — | — | ||||||||||||||
|
奥克斯黑貂(1)
|
100 | 100 | — | 33 | — | — | ||||||||||||||
|
其他(2)
|
50 - 75
|
50 - 75
|
1 | 2 | 102 | 97 | ||||||||||||||
| 104 | 212 | 4,279 | 4,267 | |||||||||||||||||
(1)2024年4月1日，Pembina完成了对安桥在Alliance、Aux Sable、NRGreen合资企业中的权益的收购。2024年8月1日，Pembina收购了Aux Sable美国业务的剩余非控股权益。有关更多信息，请参阅附注3。
(2)其他包括Pembina对Grand Valley、Fort Corp、ACG和Greenlight的兴趣。
权益核算被投资方的融资活动
PGI
2025年3月21日，根据经修订和重述的信贷协议，PGI在其现有的循环信贷额度下行使了手风琴功能，并开设了新的5亿美元循环信贷额度，将于2027年3月21日到期。同时，PGI在信贷安排下重新建立了一个价值5亿美元的手风琴。
52 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
8.长期负债
本附注提供了有关Pembina有息长期债务的合同条款的信息，该债务以摊余成本计量。
账面价值、条款和条件以及债务到期时间表
|
账面价值
|
|||||||||||||||||
|
（百万美元）
|
2025年6月30日核准 | 名义利率 | 到期年份 | 2025年6月30日 | 2024年12月31日 | ||||||||||||
| 浮动利率债 | |||||||||||||||||
|
高级无抵押信贷融资(1)(2)
|
3,487 |
4.79(3)
|
各种(1)
|
1,579 | 1,148 | ||||||||||||
| 固定利率债 | |||||||||||||||||
| 高级无抵押中期票据系列3 | 450 | 4.75 | 2043 | 450 | 450 | ||||||||||||
| 高级无抵押中期票据系列4 | 600 | 4.81 | 2044 | 600 | 600 | ||||||||||||
| 高级无抵押中期票据系列5 | — | 3.54 | 2025 | — | 550 | ||||||||||||
| 高级无抵押中期票据系列6 | 600 | 4.24 | 2027 | 600 | 600 | ||||||||||||
| 高级无抵押中期票据系列7 | 600 | 3.71 | 2026 | 600 | 600 | ||||||||||||
| 高级无抵押中期票据系列9 | 550 | 4.74 | 2047 | 550 | 550 | ||||||||||||
| 高级无抵押中期票据系列10 | 650 | 4.02 | 2028 | 650 | 650 | ||||||||||||
| 高级无抵押中期票据系列11 | 800 | 4.75 | 2048 | 800 | 800 | ||||||||||||
| 高级无抵押中期票据系列12 | 650 | 3.62 | 2029 | 650 | 650 | ||||||||||||
| 高级无抵押中期票据系列13 | 700 | 4.54 | 2049 | 700 | 700 | ||||||||||||
| 高级无抵押中期票据系列15 | 600 | 3.31 | 2030 | 600 | 600 | ||||||||||||
| 高级无抵押中期票据系列16 | 400 | 4.67 | 2050 | 400 | 400 | ||||||||||||
| 高级无抵押中期票据系列17 | 500 | 3.53 | 2031 | 500 | 500 | ||||||||||||
| 高级无抵押中期票据系列18 | 500 | 4.49 | 2051 | 500 | 500 | ||||||||||||
| 高级无抵押中期票据系列20 | 750 | 5.02 | 2032 | 750 | 750 | ||||||||||||
| 优先无抵押中期票据系列21 | 600 | 5.21 | 2034 | 600 | 600 | ||||||||||||
| 高级无抵押中期票据系列22 | 750 | 5.67 | 2054 | 750 | 750 | ||||||||||||
| 高级无抵押中期票据系列23 | 650 | 5.22 | 2033 | 650 | 650 | ||||||||||||
| 未偿还固定利率贷款和借款总额 | 10,350 | 10,900 | |||||||||||||||
| 递延融资成本 | 13 | 12 | |||||||||||||||
| 贷款和借款总额 | 11,942 | 12,060 | |||||||||||||||
| 减去流动部分贷款和借款 | (597) | (1,525) | |||||||||||||||
| 非流动贷款和借款合计 | 11,345 | 10,535 | |||||||||||||||
| 次级混合票据 | |||||||||||||||||
| 次级票据，系列1 | 600 | 4.80 | 2081 | 600 | 600 | ||||||||||||
| 次级票据，系列2 | 200 | 5.95 | 2055 | 200 | — | ||||||||||||
| 800 | 600 | ||||||||||||||||
| 递延融资成本 | (5) | (4) | |||||||||||||||
| 次级混合票据合计 | 795 | 596 | |||||||||||||||
(1)Pembina的无担保信贷额度包括将于2029年6月到期的15亿美元循环贷款、将于2027年6月到期的10亿美元可持续发展挂钩循环贷款、将于2030年4月到期的2.5亿美元非循环定期贷款、将于2025年12月到期的2.7亿美元定期贷款和2.4亿美元定期贷款，以及将于2026年6月到期的5000万美元运营贷款，通常每年展期。
(2)包括截至2025年6月30日未偿还的2.5亿美元浮动利率债务（2024年：2.5亿美元）。以美元计价的非循环定期贷款被指定为公司以美元功能货币对选定的国外业务净投资的套期保值。
(3)名义利率为基于Pembina于2025年6月30日信用评级的所有已提取信贷额度的加权平均数。信贷安排下的借款按最优惠利率、加拿大隔夜回购利率平均值（“CORRA”）或美元有担保隔夜融资利率（“SOFR”）计息，外加适用的保证金。
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度53
2025年4月2日，Pembina完成了对其2.5亿美元无抵押非循环定期贷款的延期，该贷款现已于2030年4月到期。
2025年6月6日，Pembina完成了2055年6月6日到期的2亿美元固定利率次级混合票据系列2（“系列2次级票据”）的发行。系列2次级票据的固定利率为5.95%，将于2035年6月6日重置，此后每五周年重置一次，基于2035年6月6日至但不包括2055年6月6日期间的五年期加拿大政府收益率加上2.71%。其后任何固定利率期间的利率将不低于5.95%。Pembina的系列2次级票据可由Pembina在2035年3月6日至2035年6月6日期间以及在初始利息重置日期之后，在任何付息日或任何利息重置日期（如适用）进行可选赎回。彭比纳还可能在某些其他有限情况下赎回系列2次级票据。Pembina将发行系列2次级票据的净收益用于为2025年6月30日赎回其未偿还的累积可赎回最低利率重置A类优先股系列19（“系列19 A类优先股”）提供资金。
2025年7月23日，Pembina宣布批准对管辖系列1次级票据的契约的修订（“修订”）。修订规定（其中包括）将所有未偿还的系列1次级票据交换（“票据交换”），以换取于2081年1月25日到期的Pembina系列3（“系列3次级票据”）等额本金额为4.80%的固定对固定利率次级票据。系列3次级票据与系列1次级票据具有相同的经济条款，包括利率、付息日、利息重置日、到期日和赎回条款，但不规定在发生某些破产和相关事件时有权交付优先股。在执行实施修订的补充契约后，票据交换已于2025年7月25日完成。系列3次级票据在受偿权方面与系列2次级票据享有同等地位。根据A类优先股2021-A系列（“2021-A系列A类优先股”）所附的强制赎回条款，就票据交易所而言，Pembina于2025年7月28日赎回了所有已发行和流通的2021-A系列A类优先股（更多信息请参阅附注10）。
盟约
Pembina受其中期票据契约和信贷融资协议项下的某些财务契约约束，并遵守截至2025年6月30日的所有财务契约。Pembina在管理其中期票据的契约和管理信贷便利的协议下的财务契约包括以下内容：
| 债务 |
财务契约(1)
|
比 | ||||||
| 高级无抵押中期票据 | 融资债务转为资本化 |
最大值0.70(2)
|
||||||
| 信贷便利 | 债务对资本 |
最大值0.70(3)
|
||||||
(1)相关协议中定义的术语。
(2)契约必须在报告日满足，并在每个财政年度结束后的90天内和提交合并财务报表后的10个工作日内提交。
(3)必须在报告日期满足盟约，并在每个财政年度结束后的120天内和每个季度后的60天内提交。
54 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
9.退役条款
| （百万美元） | 2025 | ||||
| 1月1日余额 | 432 | ||||
| 贴现率松绑 | 12 | ||||
| 费率变化 | (12) | ||||
| 费用估计数变动及其他 | 84 | ||||
| 合计 | 516 | ||||
|
拨备的当期部分(1)
|
2 | ||||
|
6月30日余额
|
514 | ||||
(1)列入简明综合中期财务报表的贸易应付款项及其他。
10.股本
普通股本
| （百万美元，除非另有说明） |
数量
普通股
（百万）
|
共同
股本
|
||||||
| 2024年12月31日余额 | 581 | 17,008 | ||||||
|
股份支付交易(1)
|
— | 4 | ||||||
| 2025年6月30日余额 | 581 | 17,012 | ||||||
(1)行使期权通过发行相当于行使时收益的净普通股数量进行结算。
股份回购计划
2025年5月14日，多伦多证券交易所（“TSX”）接受了Pembina正常发行人出价（“NCIB”）的更新，该出价允许公司酌情通过TSX、纽约证券交易所和/或替代加拿大交易系统的设施或在适用证券法允许的情况下回购最多5%的公司已发行普通股（约合2900万股普通股），但须遵守对单日可购买的普通股数量的某些限制。NCIB于2025年5月16日开始，将于2026年5月15日（Pembina获得NCIB允许的最大普通股数量之日）或Pembina另行决定不根据NCIB进行任何进一步回购之日（以较早者为准）到期。在截至2025年6月30日的三个月和六个月内，Pembina没有购买任何普通股。
优先股本
| （百万美元，除非另有说明） |
数量
优先股
（百万）
|
首选
股本
|
||||||
| 2024年12月31日余额 | 93 | 2,164 | ||||||
| A类、系列22优先股赎回 | (1) | — | ||||||
| A类、系列19优先股赎回 | (8) | (200) | ||||||
| 第VI.1部分税 | — | (5) | ||||||
| 2025年6月30日余额 | 84 | 1,959 | ||||||
2025年1月8日，Pembina赎回了所有已发行和未偿还的累计可赎回浮动利率A类优先股第22系列（“第22系列A类优先股”），赎回价格为每股第22系列A类优先股25.50美元，加上所有应计和未支付的股息。Pembina曾宣布打算在2024年第四季度赎回22系列A类优先股，因此，该股权被重新归类为同一季度总赎回价格约为2600万美元的金融负债。
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度55
2025年6月30日，Pembina赎回了全部800万股已发行和流通在外的累积可赎回固定利率A类优先股系列19（“系列19 A类优先股”），赎回价格为每股系列19 A类优先股25.00美元。19系列A类优先股的总赎回价为2亿美元。
2025年7月28日，就票据交换而言，Pembina赎回了全部600,000股已发行和流通在外的2021-A系列A类优先股，这些优先股可在发生某些破产和相关事件后交付给系列1次级票据的持有人。2021-A系列A类优先股由Pembina发行给加拿大ComputerShare Trust Company，以信托方式持有，以履行其在管辖系列1次级票据的契约下的义务。
股息
彭比纳宣布并支付了以下股息：
| 截至6月30日止6个月 | ||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | ||||||
| 普通股 | ||||||||
| 共同份额 | 813 | 767 | ||||||
| A类优先股 | ||||||||
| 系列1 A类优先股 | 8 | 8 | ||||||
| 系列3 A类优先股 | 5 | 4 | ||||||
| 系列5 A类优先股 | 9 | 6 | ||||||
| 系列7 A类优先股 | 7 | 6 | ||||||
| 系列9 A类优先股 | 5 | 5 | ||||||
| 系列15 A类优先股 | 6 | 6 | ||||||
| 系列17 A类优先股 | 5 | 4 | ||||||
| 系列19 A类优先股 | 5 | 5 | ||||||
| 系列21 A类优先股 | 12 | 11 | ||||||
| 系列22 A类优先股 | — | 1 | ||||||
| 系列25 A类优先股 | 8 | 8 | ||||||
| 70 | 64 | |||||||
2025年8月7日，Pembina宣布其董事会已宣布将于2025年9月29日向2025年9月15日登记在册的股东支付2025年第三季度每股0.71美元的普通股现金股息。
Pembina董事会还于2025年7月8日宣布了Pembina A类优先股的季度股息，如下表所示：
| 系列 | 记录日期 | 付款日 |
股息金额
（百万美元）
|
||||||||
| 系列1、3、5、7、9和21 | 2025年8月1日 | 2025年9月2日 | 23 | ||||||||
| 系列15和17 | 2025年9月15日 | 2025年10月1日 | 5 | ||||||||
| 系列25 | 2025年7月31日 | 2025年8月15日 | 4 | ||||||||
56 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
11.收入
收入已分类，以反映收入和现金流的性质、时间和不确定性如何受到经济因素的影响。
a.收入分类
| 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 截至6月30日止3个月 | 管道 | 设施 | 营销&新创投 | 企业 | 合计 | 管道 | 设施 | 营销&新创投 | 企业 | 合计 | ||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
照付不议(1)
|
630 | 50 | 5 | — | 685 | 636 | 56 | — | — | 692 | ||||||||||||||||||||||
|
按服务收费(1)
|
136 | 16 | 30 | — | 182 | 138 | 11 | 30 | — | 179 | ||||||||||||||||||||||
|
产品销售(2)
|
4 | — | 769 | — | 773 | — | — | 863 | — | 863 | ||||||||||||||||||||||
| 客户合同收入 | 770 | 66 | 804 | — | 1,640 | 774 | 67 | 893 | — | 1,734 | ||||||||||||||||||||||
| 衍生工具的已实现收益 | — | — | 38 | — | 38 | — | — | 74 | — | 74 | ||||||||||||||||||||||
| 衍生工具未实现收益（亏损） | — | — | 31 | — | 31 | — | — | (45) | — | (45) | ||||||||||||||||||||||
|
风险管理和实物衍生品合约收入
|
— | — | 69 | — | 69 | — | — | 29 | — | 29 | ||||||||||||||||||||||
| 租赁收入 | 47 | 11 | 2 | — | 60 | 57 | 7 | — | — | 64 | ||||||||||||||||||||||
|
共享服务收入(3)和其他
|
6 | 5 | 2 | 10 | 23 | 7 | 8 | 2 | 11 | 28 | ||||||||||||||||||||||
| 外部收入总额 | 823 | 82 | 877 | 10 | 1,792 | 838 | 82 | 924 | 11 | 1,855 | ||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 截至6月30日止6个月 | 管道 | 设施 | 营销&新创投 | 企业 | 合计 | 管道 | 设施 | 营销&新创投 | 企业 | 合计 | ||||||||||||||||||||||
|
（百万美元）
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
|
照付不议(1)
|
1,273 | 99 | 10 | — | 1,382 | 1,089 | 111 | — | — | 1,200 | ||||||||||||||||||||||
|
按服务收费(1)
|
277 | 40 | 69 | — | 386 | 261 | 35 | 57 | — | 353 | ||||||||||||||||||||||
|
产品销售(2)
|
5 | — | 2,026 | — | 2,031 | — | — | 1,693 | — | 1,693 | ||||||||||||||||||||||
| 客户合同收入 | 1,555 | 139 | 2,105 | — | 3,799 | 1,350 | 146 | 1,750 | — | 3,246 | ||||||||||||||||||||||
| 衍生工具的已实现收益 | — | — | 59 | — | 59 | — | — | 119 | — | 119 | ||||||||||||||||||||||
| 衍生工具未实现亏损（收益） | — | — | 40 | — | 40 | — | — | (147) | — | (147) | ||||||||||||||||||||||
|
风险管理和实物衍生品合约收入
|
— | — | 99 | — | 99 | — | — | (28) | — | (28) | ||||||||||||||||||||||
| 租赁收入 | 95 | 20 | 3 | — | 118 | 116 | 15 | — | — | 131 | ||||||||||||||||||||||
|
共享服务收入(3)和其他
|
17 | 13 | 6 | 22 | 58 | 9 | 12 | 2 | 23 | 46 | ||||||||||||||||||||||
| 外部收入总额 | 1,667 | 172 | 2,213 | 22 | 4,074 | 1,475 | 173 | 1,724 | 23 | 3,395 | ||||||||||||||||||||||
(1)随时间确认的收入。
(2)在某一时点确认的收入。
(3)包括截至2025年6月30日止三个月的1300万美元（2024年：1400万美元）和截至2025年6月30日止六个月的2800万美元（2024年：3000万美元）与与合资企业共享服务协议相关的固定费用收入。
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度57
b.合同负债
期内合同负债余额的重大变动情况如下：
| 截至2025年6月30日止6个月 | 截至2024年12月31日止12个月 | |||||||||||||||||||
|
（百万美元）
|
照付不议 | 其他合同负债 | 合计 合同负债 |
照付不议 | 其他合同负债 | 合计 合同负债 |
||||||||||||||
| 期初余额 | 1 | 297 | 298 | 1 | 158 | 159 | ||||||||||||||
| 新增（本期净额） | 8 | 24 | 32 | — | 49 | 49 | ||||||||||||||
| Alliance/Aux Sable收购 | — | — | — | — | 144 | 144 | ||||||||||||||
|
从合同负债中确认的收入(1)
|
— | (31) | (31) | — | (44) | (44) | ||||||||||||||
| 处置 | — | — | — | — | (10) | (10) | ||||||||||||||
|
期末余额
|
9 | 290 | 299 | 1 | 297 | 298 | ||||||||||||||
|
较少的电流部分(2)
|
(9) | (39) | (48) | (1) | (42) | (43) | ||||||||||||||
| 期末余额 | — | 251 | 251 | — | 255 | 255 | ||||||||||||||
(1)确认计入合同负债期初余额的与当期履行的履约义务相关的收入。
(2)指根据照付不议合同收取的现金，将在客户选择发货、加工或以其他方式放弃相关服务时在一年内确认。
合同负债描述了Pembina为从客户收到的现金和非现金对价在未来履行服务的义务。合同负债包括从客户收到的用于未来运输、气体处理、终端、储存服务和建筑的预付款或非现金对价。合同负债还包括从客户收到的照付不议承诺的对价，其中客户根据确定的合同有权对未来的货物进行运输或加工。如果客户不使用其补妆权利，这些金额将不予退还。在所有货物或服务已在收到客户对价之前转让给客户的情况下，Pembina的对价权利是无条件的，因此已作为应收款列报。
12.净财务成本
| 截至6月30日止3个月 | 截至6月30日止6个月 | |||||||||||||
|
（百万美元）
|
2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||
| 以摊余成本计量的金融负债利息支出： | ||||||||||||||
| 贷款和借款 | 130 | 133 | 260 | 244 | ||||||||||
| 次级混合票据 | 8 | 8 | 15 | 15 | ||||||||||
| 租约 | 8 | 8 | 16 | 16 | ||||||||||
| 利息收入 | (1) | (9) | (4) | (38) | ||||||||||
| 贴现率松绑 | 6 | 5 | 12 | 10 | ||||||||||
| 汇兑（收益）损失及其他 | — | (4) | 2 | 2 | ||||||||||
| 净财务成本 | 151 | 141 | 301 | 249 | ||||||||||
58 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
13.累计其他综合收入
| （百万美元） | 货币换算准备金 |
现金流对冲
储备金
|
养老金和其他退休后福利计划调整(2)
|
合计 | ||||||||||
| 2024年12月31日余额 | 620 | 8 | 13 | 641 | ||||||||||
| 套期保值活动前的其他综合损失 | (314) | — | — | (314) | ||||||||||
|
套期保值活动产生的其他综合收益（损失），税后净额(1)
|
16 | (8) | — | 8 | ||||||||||
| 2025年6月30日余额 | 322 | — | 13 | 335 | ||||||||||
(1)金额与公司海外业务净投资（以货币换算储备列报）和利率远期掉期（以现金流量对冲储备列报）（附注14）的对冲有关，已于2025年3月31日到期。截至2025年6月30日，利率远期掉期对冲活动产生的其他综合损失包括重新分类为净财务成本的已实现损失400万美元（2024年：已实现收益900万美元）。
(2)养老金和其他退休后福利计划调整不会重新分类为收益。
14.金融工具&风险管理
公允价值
金融工具的公允价值利用多种估值输入值。在计量公允价值时，Pembina尽可能使用可观察的市场数据。根据这些估值投入的性质，金融工具分类如下：
a.第1级
第1级公允价值基于相同资产或负债在计量日来自活跃市场的未经调整的可观察报价的输入值。
b.第2级
第2级公允价值基于直接或间接可观察到的输入值，而不是第1级中包含的市场报价。第2级公允价值输入值包括在金融工具合同期限内可观察到的远期市场报价、时间价值和经纪人报价。这些输入通常会根据资产或负债的特定因素进行调整，例如，位置差异和信用风险。
利用第2级公允估值输入的金融工具包括实物商品远期合约、商品掉期和期权以及远期利率和外汇掉期产生的衍生工具。此外，Pembina的贷款和借款使用Level 2公允估值输入，据此，估值技术基于使用具有类似条款的工具的当前市场利率进行贴现的未来利息和本金支付。
c.第3级
第3级公允价值利用了不基于可观察市场数据的输入值。相反，各种估值技术被用来开发投入。
利用第3级公允估值输入的金融工具包括长期购电协议产生的嵌入式衍生工具。长期购电协议的公允价值采用定价和现金流模型计量，该模型考虑了远期电价、可再生风电定价折扣和差异以及通货膨胀指标。用来对各自的估计现金流进行贴现的利率是根据适当的信用利差进行调整的政府无风险利率。嵌入衍生工具的公允估值被判断为管理层的重大估计。这些假设和投入很容易发生变化，可能与未来的实际发展有所不同。这种估计不确定性可能会对量化的公允价值产生重大影响；因此，会对与商品相关的衍生金融工具的损益产生重大影响。
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度59
金融资产和负债的账面价值相对于其各自的公允价值，以及其适当的公允价值分类见下表。某些以摊余成本计量的其他非衍生金融工具，包括现金及现金等价物、贸易应收款项及其他、贸易应付款项及其他，以及其他负债，由于其性质和期限短，其账面价值被判断为接近其公允价值，因此已被排除在外。这些工具将被归类为公允价值等级中的第2级。
| 2025年6月30日 | 2024年12月31日 | |||||||||||||||||||||||||
| 携带 价值 |
公允价值 | 携带 价值 |
公允价值 | |||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 1级 | 2级 | 3级 | 1级 | 2级 | 3级 | ||||||||||||||||||||
|
以公允价值列账的金融资产
|
||||||||||||||||||||||||||
|
衍生金融工具(1)
|
22 | — | 22 | — | 13 | — | 13 | — | ||||||||||||||||||
|
以公允价值列账的金融负债
|
||||||||||||||||||||||||||
|
衍生金融工具(1)
|
132 | — | 13 | 119 | 159 | — | 42 | 117 | ||||||||||||||||||
|
按摊余成本列账的金融负债
|
||||||||||||||||||||||||||
|
长期负债(2)
|
12,737 | — | 12,656 | — | 12,656 | — | 12,649 | — | ||||||||||||||||||
(1)截至2025年6月30日，所有衍生金融工具均以公允价值计量且其变动计入收益。截至2024年12月31日，所有衍生金融工具均以公允价值计入收益，但被指定为现金流对冲并于2025年3月31日到期的500万美元利率衍生金融资产除外。
(2)流动和非流动余额的账面价值。包括贷款和借款以及次级混合票据。
公允价值层级中分类为第3级的衍生工具净负债的公允价值变动情况如下：
| （百万美元） | 2025 | ||||
| 1月1日第3级衍生工具净负债 | (117) | ||||
|
计入风险管理和实物衍生品合约收入的损失
|
(2) | ||||
|
6月30日第3级衍生负债
|
(119) | ||||
截至2025年6月30日止六个月期间，并无转入或转出第3级。
衍生工具损益
| 截至6月30日止3个月 | 截至6月30日止6个月 | |||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||
| 通过收益以公允价值持有的衍生工具 | ||||||||||||||
| 已实现收益 | ||||||||||||||
|
风险管理和实物衍生品合同收入中记录的与商品相关的收益
|
(38) | (74) | (59) | (119) | ||||||||||
| 未实现（收益）损失 | ||||||||||||||
|
风险管理和实物衍生品合同收入中记录的商品相关（收益）损失
|
(31) | 45 | (40) | 147 | ||||||||||
| 计入净财务成本的外汇收益 | — | (3) | — | — | ||||||||||
| 套期保值关系中的衍生工具 | ||||||||||||||
|
利率亏损记入其他全面收益(1)
|
— | 4 | 4 | 2 | ||||||||||
(1)指定现金流量套期的未实现损失或收益在综合收益和综合收益表的套期活动影响中确认，已实现损失或收益重新分类为净财务成本。其他综合收益的变动与利率远期掉期的已实现亏损或收益有关，已于2025年3月31日到期。在被重新分类为净财务成本的到期日之前，2025年第一季度确认了400万美元的收益（截至2024年6月30日的三个月和六个月：分别为500万美元和900万美元的已实现收益）。没有在与终止现金流量套期有关的净收入中确认损失或收益。
60 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
15.关联方
Pembina在正常业务过程中与关联方进行交易，所有交易均按其交换金额计量，除非另有说明。Pembina以固定费用和成本回收为基础，向某些权益入账的被投资方提供管理和运营监督服务。Pembina还与其某些权益入账的被投资方签订服务和能力合同，垫付资金以支持运营，并提供信用证，包括财务担保。
重大关联交易及余额汇总如下：
|
截至6月30日止3个月
|
截至6月30日止6个月 | |||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||
| PGI | 58 | 59 | 121 | 132 | ||||||||||
|
奥克斯黑貂(1)
|
— | — | — | 32 | ||||||||||
|
联盟(1)
|
— | — | — | 4 | ||||||||||
| 雪松LNG | 5 | 3 | 9 | 6 | ||||||||||
|
其他(2)
|
— | 1 | — | 2 | ||||||||||
|
提供的服务总数(3)
|
63 | 63 | 130 | 176 | ||||||||||
| PGI | 2 | 2 | 4 | 4 | ||||||||||
|
联盟(1)
|
— | — | — | 3 | ||||||||||
| 收到的服务总数 | 2 | 2 | 4 | 7 | ||||||||||
|
截至
（百万美元）
|
2025年6月30日 | 2024年12月31日 | ||||||||||||
|
贸易应收款和其他(4)
|
34 | 37 | ||||||||||||
(1)截至2024年4月1日，随着Pembina完成对Alliance和Aux Sable控股权的收购，这些实体成为Pembina的合并子公司，因此不再是关联方。
(2)其他包括与Grand Valley、ACG、Greenlight的交易。
(3)Pembina提供的服务包括Pembina代表相关方支付的款项。
(4)截至2025年6月30日，贸易应收款项及其他包括应收PGI款项2700万美元（2024年12月31日：3400万美元），以及Cedar LNG应付的600万美元（2024年12月31日：200万美元）。
Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度61
16.承诺与或有事项
承诺
截至2025年6月30日，Pembina根据其合同和安排承诺的金额如下：
|
合同义务(1)
|
按期间分列的应付款项
|
||||||||||||||||
| （百万美元） | 合计 | 不到1年 | 1 – 3年 | 3 – 5年 | 5年后 | ||||||||||||
|
运输和加工(2)
|
10,787 | 39 | 32 | 807 | 9,909 | ||||||||||||
|
建设承诺(3)
|
375 | 375 | — | — | — | ||||||||||||
|
与租赁合同有关的其他承付款(4)
|
468 | 46 | 92 | 88 | 242 | ||||||||||||
|
资金承诺、软件和其他
|
63 | 21 | 41 | 1 | — | ||||||||||||
|
合同义务总额
|
11,693 | 481 | 165 | 896 | 10,151 | ||||||||||||
(1)Pembina订立产品购买协议和电力购买协议，以确保未来运营的供应。NGL和动力的采购价格都取决于当前的市场价格。NGL和电力合同的量价无法合理确定，因此在合同义务明细表中未列入金额。产品采购协议的期限从1年到16年不等，涉及从生产商处购买NGL产品。假设产品可用，截至2040年（含），Pembina每年已获得26至202mbPD的NGL。电力购买协议的期限从一年到24年不等，涉及从电力服务提供商购买电力。彭比纳已确保每年高达76兆瓦/天，直至2048年（包括2048年）。
(2)Pembina签署了与Cedar LNG项目有关的两项运输和加工相关协议：（a）液化收费服务协议（“LTSA”）；以及，（b）天然气供应协议（“GSA”）。LTSA是一份为期20年的照付不议的固定收费合同，每年150万吨，而GSA将允许在沿海GasLink管道上运输每天约2亿立方英尺的加拿大天然气到Cedar LNG。这些商业协议约占雪松液化天然气项目运营能力的50%，承诺总额约为105亿美元。这些承诺预计将在Cedar液化天然气项目预计于2028年末投入使用之日开始。
(3)不包括由权益核算的被投资单位执行的项目。
(4)涉及不包括在租赁负债计量中的预期可变租赁付款额、尚未开始的租赁合同项下的付款以及与承租人租赁合同中非租赁部分相关的付款。
对权益核算被投资人的承诺
Pembina承诺根据其所有权权益向某些权益入账的被投资方提供出资。这些捐款由合资伙伴确定和批准，用于资助运营预算、增长资本和重大项目开发成本，包括雪松液化天然气项目。
或有事项
Pembina，包括其子公司及其对权益入账被投资方的投资，受到在正常业务过程中产生的各种法律和监管以及税务程序、行动和审计的约束。Pembina在其参与的所有诉讼中大力代表其利益。涉及可能损失的法律和行政诉讼具有内在的复杂性，公司在估计可能的结果时应用了重大判断。截至2025年6月30日，没有针对Pembina提出的重大索赔，管理层认为任何此类行动或诉讼的解决将对Pembina的财务状况或经营业绩产生重大影响。
信用证
彭比纳在开展业务的正常过程中，向各类第三方提供了信用证。信用证包括对交易对手的产品购销、运输服务、公用事业、工程建设服务的财务担保。信用证没有也预计不会对Pembina的财务状况、收益、流动性或资本资源产生重大影响。截至2025年6月30日，Pembina有2.1亿美元（2024年12月31日：2.09亿美元）的信用证签发。
62 Pembina Pipeline Corporation2025年第二季度
|
总部
Pembina Pipeline Corporation
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多伦多证券交易所上市代码：
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优先股PPL.PR.A、PPL.PR.C、PPL.PR.E、PPL.PR.G、PPL.PR.I、PPL.PR.O、PPL.PR.Q、PPL.PF.A和PPL.PF.E
纽约证券交易所上市代码：
普通股 PBA
投资者查询
电话 403.231.3156
传真 403.237.0254
免费 1.855.880.7404
电子邮件 investor-relations@pembina.com
网站 www.pembina.com
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