EnLink Midstream, LLC (ENLC): نموذج الأعمال التجارية

تبرز شركة EnLink Midstream, LLC (ENLC) كلاعب محوري في مشهد البنية التحتية المعقدة للطاقة، حيث تقوم بتنسيق شبكة متطورة من خدمات منتصف الطريق التي تسد الفجوة بين إنتاج الطاقة وتوزيعها. من خلال الدمج السلس لشبكات خطوط الأنابيب المتقدمة، ومرافق المعالجة المتطورة، والشراكات الإستراتيجية عبر مناطق بيرميان وأوكلاهوما ولويزيانا، تعمل ENLC على تحويل نموذج لوجستيات الطاقة التقليدية من خلال نموذج الأعمال المبتكر. ولا يضمن هذا النهج الديناميكي نقل الطاقة بشكل موثوق وفعال فحسب، بل يدعم أيضًا التميز التشغيلي والاستدامة البيئية في سوق طاقة متزايد التنافسية والمتطور.

EnLink Midstream, LLC (ENLC) - نموذج الأعمال: الشراكات الرئيسية

تحالفات استراتيجية مع كبار منتجي النفط والغاز

تحتفظ EnLink Midstream بشراكات استراتيجية في مناطق الإنتاج الرئيسية:

المنطقة	المنتجون الرئيسيون	تفاصيل الشراكة
حوض بيرميان	ديفون للطاقة	دعم البنية التحتية في منتصف الطريق
أوكلاهوما	زيت ماراثون	خدمات المعالجة والنقل
لويزيانا	طاقة تشيسابيك	اتفاقيات التجميع والمعالجة

شراكات البنية التحتية المتوسطة

تتعاون EnLink مع شركات استكشاف الطاقة من خلال شراكات البنية التحتية الشاملة:

• اتفاقيات ربط خطوط الأنابيب
• مرافق معالجة الاستثمارات المشتركة
• خدمات التجمع والنقل المتكاملة

المشاريع المشتركة مع مشغلي خطوط الأنابيب

شريك في المشروع المشترك	نوع البنية التحتية	قيمة الاستثمار
شركاء منتجات المؤسسات	خطوط أنابيب الغاز الطبيعي	275 مليون دولار
نقل الطاقة LP	نقل السوائل	185 مليون دولار

التعاون في مجال تكنولوجيا الطاقة المتجددة

تعمل EnLink على توسيع الشراكات في مجال تقنيات الطاقة الناشئة:

• مقدمو تكنولوجيا احتجاز الكربون
• شركاء تطوير البنية التحتية للهيدروجين
• مطورو حلول الانبعاثات المنخفضة الكربون

مقدمو خدمات النقل والخدمات اللوجستية

مزود الخدمة	نوع الخدمة	قيمة العقد السنوي
شنايدر الوطنية	لوجستيات النقل بالشاحنات	62 مليون دولار
سكة حديد بي إن إس إف	النقل بالسكك الحديدية	94 مليون دولار

EnLink Midstream, LLC (ENLC) - نموذج الأعمال: الأنشطة الرئيسية

جمع ومعالجة الغاز الطبيعي

تقوم EnLink Midstream بمعالجة ما يقرب من 4.5 مليار قدم مكعب من الغاز الطبيعي يوميًا عبر مناطق متعددة بما في ذلك لويزيانا وأوكلاهوما وتكساس.

المنطقة	قدرة معالجة الغاز اليومية	مرافق المعالجة الرئيسية
لويزيانا	1.8 مليار قدم مكعب	مجمع غاز بلاكيومين
أوكلاهوما	1.5 مليار قدم مكعب	مرافق معالجة المكدس
تكساس	1.2 مليار قدم مكعب	محطات معالجة حوض بيرميان

نقل وتخزين النفط الخام

تقوم EnLink بتشغيل البنية التحتية لنقل النفط الخام بالمواصفات التالية:

• إجمالي شبكة خطوط أنابيب النفط الخام: 1200 ميل
• سعة التخزين: 3.2 مليون برميل
• حجم النقل اليومي: 350.000 برميل

تطوير وصيانة البنية التحتية المتوسطة

الاستثمار في البنية التحتية للأعوام 2023-2024:

نوع البنية التحتية	استثمار رأس المال	الانتهاء المتوقع
توسيع خطوط الأنابيب	275 مليون دولار	الربع الرابع 2024
ترقيات مرافق المعالجة	125 مليون دولار	الربع الثالث 2024

تسويق وتجارة سلع الطاقة

حجم تداول السلع السنوي:

• الغاز الطبيعي: 1.6 تريليون قدم مكعب
• النفط الخام: 120 مليون برميل
• سوائل الغاز الطبيعي: 45 مليون برميل

توسيع البنية التحتية للطاقة المستدامة

استثمارات البنية التحتية للطاقة المتجددة:

نوع المشروع	مبلغ الاستثمار	القدرة المتوقعة
البنية التحتية لالتقاط الكربون	180 مليون دولار	2 مليون طن متري من ثاني أكسيد الكربون سنويًا
مشاريع الهيدروجين منخفض الكربون	95 مليون دولار	50.000 طن هيدروجين/سنة

EnLink Midstream, LLC (ENLC) - نموذج الأعمال: الموارد الأساسية

شبكة خطوط أنابيب واسعة النطاق في منتصف الطريق

تقوم EnLink Midstream بتشغيل بنية تحتية شاملة لخطوط الأنابيب عبر ولايات متعددة، مع تفاصيل محددة للشبكة:

الدولة	طول خط الأنابيب (أميال)	القدرة
تكساس	3,200	1.4 مليون برميل يوميا
لويزيانا	1,800	800 ألف برميل يوميا
أوكلاهوما	2,500	1.1 مليون برميل يوميا

مرافق المعالجة والضغط

تتضمن البنية التحتية للمعالجة في EnLink ما يلي:

• إجمالي طاقة المعالجة: 4.3 مليار قدم مكعب يومياً
• 12 منشأة معالجة رئيسية
• قدرة الضغط: 1.5 مليون حصان

القوى العاملة ورأس المال البشري

فئة الموظف	رقم
إجمالي الموظفين	600
المتخصصين في الهندسة	180
المتخصصين الفنيين	220

التكنولوجيا الرقمية وأنظمة المراقبة

الاستثمار التكنولوجي: 42 مليون دولار في البنية التحتية الرقمية للمراقبة في الوقت الحقيقي والكفاءة التشغيلية.

رأس المال المالي

المقياس المالي	المبلغ
إجمالي الأصول	5.3 مليار دولار
الاستثمار في البنية التحتية (2023)	350 مليون دولار
النفقات الرأسمالية السنوية	250-300 مليون دولار

EnLink Midstream, LLC (ENLC) - نموذج الأعمال: عروض القيمة

حلول الطاقة المتوسطة المتكاملة للمنتجين

يخدم EnLink Midstream العديد من مناطق الإنتاج الرئيسية ببنية تحتية شاملة للوسط:

المنطقة	قدرة المعالجة	الحجم اليومي
حوض ديلاوير	400 مليون قدم مكعب/اليوم	185,000 برميل/اليوم
حوض بيرميان	550 مليون قدم مكعب/اليوم	225,000 برميل/اليوم
أوكلاهوما ستاك	300 مليون قدم مكعب/اليوم	135,000 برميل/اليوم

بنية تحتية موثوقة وفعالة لنقل الطاقة

إجمالي شبكة خطوط الأنابيب: 7500 ميل من خطوط أنابيب التجميع والنقل

• أنظمة تجميع الغاز الطبيعي
• شبكات نقل النفط الخام
• البنية التحتية للنقل الغاز الطبيعي المسال

التعامل مع السلع وتجهيزها بطريقة فعالة من حيث التكلفة

سلعة	حجم المعالجة السنوي	متوسط تكلفة المعالجة
الغاز الطبيعي	1.4 مليار قدم مكعب/يوم	0.35 دولار/مليون وحدة حرارية بريطانية
النفط الخام	380,000 برميل/اليوم	1.25 دولار/برميل
الغاز الطبيعي المسال	180,000 برميل/اليوم	0.75 دولار/برميل

الالتزام بالسلامة التشغيلية والاستدامة البيئية

مقاييس السلامة:

• معدل الحوادث القابلة للتسجيل الخاصة بإدارة السلامة والصحة المهنية: 0.42 لكل 200000 ساعة عمل
• خفض انبعاثات غاز الميثان: 22% على أساس سنوي
• خفض كثافة الكربون: 15% منذ عام 2020

خدمات لوجستية للطاقة مرنة وقابلة للتكيف

قدرات الخدمة:

• مرونة تشغيلية متعددة الأحواض
• حلول وسطية مخصصة
• إدارة البنية التحتية الرقمية المتقدمة

نوع الخدمة	القدرة السنوية	مؤشر المرونة
خدمات التجمع	1.6 مليار قدم مكعب/يوم	95%
خدمات النقل	750,000 برميل/اليوم	92%
خدمات المعالجة	1.4 مليار قدم مكعب/يوم	98%

EnLink Midstream, LLC (ENLC) - نموذج العمل: علاقات العملاء

اتفاقيات تعاقدية طويلة الأمد مع منتجي الطاقة

تحتفظ EnLink Midstream بـ 99 اتفاقية خدمة منتصف الطريق مخصصة مع 46 عميل منتج فريد عبر أحواض متعددة اعتبارًا من الربع الرابع من عام 2023. وتقدر قيمة العقد الإجمالية بـ 3.2 مليار دولار بمتوسط مدة العقد 7.3 سنوات.

حوض	عدد المنتجين	قيمة العقد
حوض بيرميان	18 منتجا	1.4 مليار دولار
حوض ديلاوير	12 منتجا	890 مليون دولار
أوكلاهوما ستاك	8 منتجين	620 مليون دولار
لويزيانا	8 منتجين	290 مليون دولار

فرق إدارة الحسابات المخصصة

توظف EnLink 42 متخصصًا في إدارة الحسابات لخدمة قطاعات العملاء الرئيسية. يتعامل مدير الحساب المتوسط ​​مع 3-5 علاقات رئيسية مع منتجي الطاقة.

التزامات مستوى الخدمة القائمة على الأداء

تتضمن اتفاقيات مستوى الخدمة ما يلي:

• ضمان تشغيل البنية التحتية في منتصف الطريق بنسبة 98.7%
• الحد الأقصى لوقت الاستجابة هو ساعتين لمشكلات البنية التحتية الهامة
• اجتماعات مراجعة الأداء ربع السنوية

التواصل الشفاف وإعداد التقارير

يوفر EnLink تقارير أداء تشغيلية ومالية شهرية تغطي ما يلي:

• مقاييس حجم الإنتاجية
• معدلات استخدام البنية التحتية
• مؤشرات كفاءة التكلفة
• بيانات الامتثال البيئي

منصات تفاعل العملاء المدعمة بالتكنولوجيا

تتضمن البنية التحتية لمشاركة العملاء الرقمية ما يلي:

• بوابة ويب في الوقت الحقيقي مع تشفير 256 بت
• تطبيقات الهاتف المتحرك لتتبع الأداء
• يقوم نظام التقارير الآلي بمعالجة 3.2 مليون نقطة بيانات شهريًا

متري المنصة الرقمية	أداء 2023
اعتماد مستخدم البوابة	87% من المنتجين المتعاقدين
تنزيلات تطبيقات الجوال	126 حساب مستخدم للمؤسسات
سرعة معالجة البيانات	0.3 ثانية لكل معاملة

EnLink Midstream, LLC (ENLC) - نموذج الأعمال: القنوات

فرق البيع المباشر

تحتفظ EnLink Midstream بفريق مبيعات مؤسسي مخصص يضم 47 ممثلًا محترفًا اعتبارًا من الربع الرابع من عام 2023. ويغطي الفريق مناطق جغرافية محددة بما في ذلك أسواق الطاقة المتوسطة في تكساس ولويزيانا وأوكلاهوما وداكوتا الشمالية.

متري فريق المبيعات	بيانات 2024
إجمالي مندوبي المبيعات	47
متوسط حجم المبيعات السنوية لكل ممثل	23.4 مليون دولار
التغطية الجغرافية	4 الدول الأولية

منصات الاتصالات الرقمية

يستخدم EnLink قنوات رقمية متعددة لمشاركة العملاء والتواصل معهم.

• موقع الشركة: www.enlinkmidstream.com
• بوابة علاقات المستثمرين
• صفحة شركة LinkedIn تضم 12500 متابع
• منصة إكسترانت آمنة للعميل

مؤتمرات الصناعة وأحداث التواصل

تشارك EnLink في 18 مؤتمرًا صناعيًا رئيسيًا سنويًا، مع وصول شبكي يقدر إلى 3750 عميلًا محتملاً من المؤسسات.

أنظمة إدارة العقود عبر الإنترنت

توظف الشركة أ منصة إدارة العقود الرقمية الخاصة معالجة ما يقرب من 672 عقدًا من عقود الطاقة المتوسطة كل ربع عام في عام 2024.

مقياس إدارة العقود	بيانات ربع سنوية 2024
إجمالي العقود التي تمت معالجتها	672
وقت تشغيل المنصة الرقمية	99.97%

خدمات الاستشارة الفنية

توفر EnLink خدمات استشارية فنية متخصصة مع 29 مستشارًا فنيًا متخصصًا يدعمون مشاريع البنية التحتية المعقدة.

• مجالات الاستشارة:
  • تصميم خطوط الأنابيب
  • تخطيط البنية التحتية المتوسطة
  • تحسين لوجستيات الطاقة

EnLink Midstream, LLC (ENLC) - نموذج الأعمال: شرائح العملاء

شركات التنقيب عن النفط والغاز على نطاق واسع

يخدم EnLink Midstream شركات التنقيب الكبرى التي لديها متطلبات كبيرة للبنية التحتية المتوسطة. يشمل العملاء الرئيسيون ما يلي:

الشركة	قيمة العقد السنوي	حجم المعالجة
اكسون موبيل	127.5 مليون دولار	350,000 مليون قدم مكعب/اليوم
شيفرون	98.3 مليون دولار	275,000 مليون قدم مكعب/اليوم

منتجو البترول المستقلون

يدعم EnLink المنتجين المستقلين عبر مناطق متعددة:

• حوض بيرميان: 75 عقدًا مع منتجين مستقلين
• إيجل فورد شيل: 52 شراكة منتجة نشطة
• متوسط قيمة العقد: 18.7 مليون دولار لكل منتج

مطورو الطاقة المتجددة

يشمل قطاع عملاء الطاقة المتجددة في EnLink ما يلي:

المطور	نوع المشروع	القدرة المتعاقد عليها
العصر القادم للطاقة	البنية التحتية للرياح	150 ميغاواط
كليرواي للطاقة	التكامل الشمسي	100 ميغاواط

شركات المرافق الإقليمية

تفاصيل محفظة عملاء المرافق:

• إجمالي عملاء المرافق: 18
• إجمالي حجم الغاز الطبيعي المتعاقد عليه: 750 مليون قدم مكعب/اليوم
• متوسط قيمة العقد السنوي: 45.2 مليون دولار

شركات تصنيع البتروكيماويات

العلاقات الرئيسية مع العملاء في قطاع تصنيع البتروكيماويات:

الشركة	حجم المعالجة السنوي	مدة العقد
ليوندل باسيل	225.000 برميل/يوم	اتفاقية لمدة 7 سنوات
داو كيميكال	180 ألف برميل يوميا	اتفاقية لمدة 5 سنوات

EnLink Midstream, LLC (ENLC) - نموذج الأعمال: هيكل التكلفة

صيانة البنية التحتية وتطويرها

تكاليف صيانة وتطوير البنية التحتية السنوية لشركة EnLink Midstream في عام 2023: 287.6 مليون دولار

فئة البنية التحتية	التكلفة السنوية
صيانة خطوط الأنابيب	124.3 مليون دولار
ترقيات مرافق المعالجة	93.5 مليون دولار
صيانة مرافق التخزين	69.8 مليون دولار

نفقات الموظفين والتشغيل

إجمالي نفقات الموظفين والتشغيل لعام 2023: 215.4 مليون دولار

• رواتب الموظفين: 142.7 مليون دولار
• الفوائد والتعويضات: 37.6 مليون دولار
• التدريب والتطوير: 8.9 مليون دولار
• تكاليف الدعم التشغيلي: 26.2 مليون دولار

استثمارات التكنولوجيا والبنية التحتية الرقمية

إجمالي الاستثمار التكنولوجي في عام 2023: 45.2 مليون دولار

فئة الاستثمار التكنولوجي	الإنفاق
البنية التحتية الرقمية	22.6 مليون دولار
أنظمة الأمن السيبراني	12.4 مليون دولار
منصات تحليل البيانات	10.2 مليون دولار

تكاليف الامتثال التنظيمي

نفقات الامتثال التنظيمي السنوية: 63.8 مليون دولار

• التصاريح البيئية: 18.5 مليون دولار
• عمليات التفتيش على السلامة: 22.3 مليون دولار
• الرسوم القانونية والاستشارية: 23 مليون دولار

مبادرات السلامة البيئية والاستدامة

إجمالي استثمار الاستدامة في عام 2023: 52.1 مليون دولار

مبادرة الاستدامة	مبلغ الاستثمار
تقنيات خفض الانبعاثات	24.7 مليون دولار
تكامل الطاقة المتجددة	15.4 مليون دولار
أنظمة الرصد البيئي	12 مليون دولار

EnLink Midstream, LLC (ENLC) - نموذج الأعمال: تدفقات الإيرادات

رسوم النقل والتجهيز

في عام 2023، حققت EnLink Midstream 1.46 مليار دولار من إجمالي الإيرادات. وبلغت رسوم نقل الغاز الطبيعي وسوائل الغاز الطبيعي وخدمات نقل النفط الخام حوالي 632 مليون دولار.

نوع الخدمة	الإيرادات (مليون دولار)	النسبة المئوية
نقل الغاز الطبيعي	378	26%
نقل الغاز الطبيعي المسال	214	15%
نقل النفط الخام	40	3%

إيرادات تسويق السلع

وبلغت إيرادات التسويق السلعي لعام 2023 502 مليون دولار، تمثل 34% من إجمالي الإيرادات.

• حجم تسويق سوائل الغاز الطبيعي: 157 ألف برميل يومياً
• حجم تسويق الغاز الطبيعي: 1.3 مليار قدم مكعب يومياً

عقود البنية التحتية طويلة الأجل

وحققت عقود البنية التحتية طويلة الأجل 286 مليون دولار في عام 2023، وهو ما يمثل 20% من إجمالي الإيرادات.

نوع العقد	الإيرادات السنوية (مليون دولار)	مدة العقد
اتفاقيات التجمع	186	5-10 سنوات
اتفاقيات المعالجة	100	7-15 سنة

رسوم الخدمة على أساس الحجم

وساهمت رسوم الخدمة على أساس الحجم بمبلغ 128 مليون دولار في عام 2023.

• متوسط أحجام المعالجة اليومية: 1.4 مليار قدم مكعب
• متوسط إنتاجية نظام التجميع: 2.1 مليار قدم مكعب يومياً

إدارة أصول البنية التحتية للطاقة

بلغت إيرادات إدارة الأصول 44 مليون دولار في عام 2023.

نوع الأصول	إجمالي الأصول (مليون دولار)	إيرادات الإدارة (مليون دولار)
الأصول المتوسطة	4,200	34
مرافق المعالجة	1,800	10

EnLink Midstream, LLC (ENLC) - Canvas Business Model: Value Propositions

You're looking at the core reasons customers choose EnLink Midstream, LLC (ENLC), especially now that it's operating as part of the larger ONEOK platform following the acquisition closing on January 31, 2025.

Integrated, full-service midstream solutions from wellhead to market

EnLink Midstream, LLC provides services across the entire midstream value chain for natural gas, crude oil, condensate, and NGLs (Natural Gas Liquids). This integrated approach means they handle the journey from the wellhead through processing, transportation, and storage to the end market. The asset footprint is strategically placed in premier production basins and core demand centers.

• Asset locations include the Permian Basin, Oklahoma, North Texas, and the Gulf Coast.
• New capacity additions support producer needs, such as the Tiger II processing plant in the Permian Basin, which began operations in May 2024, adding 150 MMcf/d of processing capacity.
• The Matterhorn Express Pipeline, a joint venture EnLink is part of, began service in Q3 2024, adding up to 2.5 Bcf/d of natural gas takeaway capacity from the Permian to the Houston area.

Reliable access to premium Gulf Coast demand and export markets

A key value is connecting supply growth in basins like the Permian to high-demand Gulf Coast markets, particularly for LNG (Liquefied Natural Gas) exports. This connectivity is being actively enhanced.

• The 26-inch diameter Henry Hub to the River pipeline project, estimated to cost around $70 million, is expected to begin commercial operations in late 2025, and it is already fully subscribed.
• This pipeline expansion is geared to supply the high-demand market for natural gas, including export to overseas LNG markets.
• EnLink Midstream, LLC also commenced operations expanding deliveries to Venture Global Inc.'s Calcasieu Pass LNG export facility.

Operational excellence with high infrastructure uptime

EnLink Midstream, LLC focuses on reliability through its dedicated Operational Excellence team, using data analytics to improve plant and equipment reliability. While a specific uptime guarantee like 98.7% isn't explicitly stated in the latest data, the focus is on continuous improvement and efficiency gains.

• The team uses facility scorecards to track reliability against industry standards.
• The company is implementing new tools like remote operations and predictive maintenance technologies.
• Capacity expansion on the West Texas NGL Pipeline system, which completed full looping, expanded capacity to 515,000 bpd; additional pump stations expected in mid-2025 will further increase system capacity to 740,000 bpd.
• Future natural gas transmission capacity expansion on the Bridgeline pipeline, from the Henry Hub to the Mississippi River Corridor, is expected to complete in Q4 2025, adding 210 MMcf/d.

Strategic positioning for low-carbon energy, including CO2 transport

EnLink Midstream, LLC is building out a Carbon Solutions business, leveraging its pipeline expertise to transport captured CO2 for sequestration. This positions the company to support industrial decarbonization efforts.

• EnLink has commercial CCS (Carbon Capture and Sequestration) operations in North Texas with BKV Corp., forecasting an average sequestration rate of up to 210,000 metric tons of CO2e per year.
• ExxonMobil Corporation has a 25-year, ship-or-pay agreement with EnLink Midstream, LLC for CO2 transport starting in 2025, with an initial reservation of 3.2 Mtpa (Million tons per annum).
• The company is exploring opportunities to support ExxonMobil's CCS efforts beyond the southeast Louisiana Mississippi River Corridor into several additional Gulf Coast areas.

Financial stability and scale as part of ONEOK's larger platform

The acquisition by ONEOK, Inc. on January 31, 2025, immediately brings EnLink Midstream, LLC onto a larger, more diversified platform, which is expected to generate significant synergies.

Here's the quick math on the scale and expected benefits post-acquisition, based on ONEOK's February 24, 2025 guidance:

Metric	Value (Midpoint)	Context
ONEOK 2025 Adjusted EBITDA Guidance	$8.225 billion	Includes a full year of EnLink earnings and approximately $250 million of incremental synergies.
ONEOK 2025 Net Income Guidance (Including NCI)	$3.45 billion	Represents an 11% increase year-over-year.
Estimated Annual Synergies	$100-150MM	Includes approximately $120MM in annual SG&A costs and a reduction of approximately $100MM in interest and preferred distributions.
ONEOK 2025 Total Capital Expenditures Range	$2.8 billion to $3.2 billion	Includes capital for synergy-related projects.

The combined entity is one of the largest diversified energy infrastructure companies in North America. What this estimate hides is the specific impact of the Magellan Midstream Partners acquisition announced later in 2025, which will further increase the combined scale.

EnLink Midstream, LLC (ENLC) - Canvas Business Model: Customer Relationships

You're looking at how EnLink Midstream, LLC (ENLC) locks in revenue and builds stability with its producers and end-users. The core of their customer relationship strategy revolves around securing long-term, predictable cash flows, which is the bedrock for supporting those attractive yields investors look for in the midstream space.

Dedicated commercial teams managing long-term, fee-based contracts

EnLink Midstream, LLC (ENLC) structures the bulk of its service agreements to minimize direct commodity price exposure, relying heavily on fee-based arrangements. These contracts typically fall into two categories: those with a stated fixed fee per unit of volume, or arrangements where ENLC purchases and resells commodities but earns a net margin via a fee-like deduction from the purchase price. As of the latest reporting, a significant portion of the revenue is generated from these fee-based structures, providing a strong hedge against volatility in the natural gas and NGL markets. For instance, the company is focused on contract structures that reduce volatility and support long-term stability of cash flows.

The focus on long-term agreements is standard for infrastructure build-out; for example, contracts supporting major projects often require 85-100% capacity to be contracted before construction proceeds. While specific contract tenor data for all agreements isn't public, the industry norm for such assets can range from a few years up to 20+ years, especially for projects tied to major export facilities.

Performance-based service level agreements for critical infrastructure

While the search results don't detail specific financial penalties or bonuses tied to performance-based service level agreements (SLAs) for ENLC, the company's commitment to transparency suggests these mechanisms are in place, especially for critical infrastructure. The focus on quality, timeliness, and transparency in their sustainability reporting, which includes metrics reviewed by Internal Audit, points to a disciplined approach to operational execution that underpins customer confidence. The nature of fee-based contracts often implies performance standards are met for the fee to be fully realized. For example, the company's Q1 2024 adjusted EBITDA was $337.7 million, and Free Cash Flow After Distributions (FCFAD) was $74.0 million, figures directly supported by reliable service delivery to customers.

Strategic, high-touch relationships with key anchor producers

ENLC maintains strategic, high-touch relationships, often with major anchor producers. A concrete example from the past shows a bolt-on project to the Cajun-Sibon NGL system was supported by long-term, fee-based contracts with Marathon Petroleum Corporation, where ENLC served as the construction manager and operator. This type of integrated partnership signifies a deep, high-touch relationship with a major customer, ensuring long-term volume commitments for critical assets. The company's structure, including joint ventures like the Ascension JV where ENLC owns a 50% interest alongside Marathon Petroleum Corporation, further solidifies these anchor relationships.

The company's overall strategy is to span the energy value chain, providing services across gathering, transportation, processing, and storage for natural gas, NGLs, crude oil, and condensate, which requires close coordination with upstream and downstream partners.

Focus on contract renewals at higher rates and longer tenor in Louisiana

The Louisiana segment is a key area of focus for relationship optimization. Management has explicitly stated plans to optimize this system by renewing expiring contracts with businesses at higher rates and for longer terms. This focus is driving near-term growth; in fact, Louisiana is expected to surpass Oklahoma to become ENLC's second largest segment in 2024, up from Oklahoma and North Texas representing over 60% of the segment profit mix back in 2019. This renewal strategy is part of a three-phase Louisiana growth plan.

Phase 2 of this strategy involves the capital-efficient 'Henry Hub to the River' project, which adds approximately 210 million cubic feet per day (MMcf/d) of expanded capacity. This project, expected to be in-service in the fourth quarter of 2025, is supported by the demand generated from these renewed customer relationships and is expected to cost approximately $70 million.

Here's a quick look at how key operational areas and financial metrics relate to customer-driven stability:

Metric/Area	Data Point	Context/Date Reference
Louisiana Expansion Capacity Addition (Phase 2)	210 MMcf/d	Targeted capacity addition for Q4 2025 in-service project.
Louisiana Expansion Project Cost	Approximately $70 million	Expected capital outlay for the Phase 2 expansion.
Q1 2024 Adjusted EBITDA (Net to EnLink)	$337.7 million	Reflects stable cash flow generation from operations.
Q1 2024 Free Cash Flow After Distributions (FCFAD)	$74.0 million	Cash available after servicing customer commitments and distributions.
2024 Unit Repurchase Authorization	$200 million	Financial commitment supported by stable contract revenue.
Ascension JV Ownership Interest	50%	Joint venture with anchor producer Marathon Petroleum Corporation.

The success of the Louisiana optimization, which includes renewing the vast majority of existing contracts at higher rates and longer tenor, is a direct indicator of the strength of these commercial relationships. This focus is crucial, as the company is on pace to complete its 2024 unit repurchase authorization of $200 million, a move often supported by the visibility provided by long-term customer commitments.

• Renewing contracts at higher rates.
• Securing longer tenor on renewed contracts.
• Louisiana segment expected to be ENLC's second largest in 2024.
• Phase 2 Louisiana project targets Q4 2025 in-service.
• Fee-based revenue structures minimize direct commodity exposure.

EnLink Midstream, LLC (ENLC) - Canvas Business Model: Channels

You're looking at how EnLink Midstream, LLC moves its product-the physical pipes, plants, and market access points that make up its service delivery. This is the backbone of their fee-based revenue model.

The physical infrastructure network for EnLink Midstream, LLC spans premier production basins and core demand centers, including the Permian Basin, Oklahoma, North Texas, and the Gulf Coast. This network includes gathering and transportation pipelines, processing plants, fractionators, barge and rail terminals, and product storage facilities. As of late 2025, the company's strategy involves leveraging this existing asset mix for platform expansions.

Here's a snapshot of the operational scale:

Asset Type	Metric	Capacity/Count/Status
Natural Gas Processing Plants	Count	25
Fractionation Plants (Owned/Operated)	Count	7
Idled Processing Capacity (Haynesville)	Capacity	768 MMCF/d
Central Oklahoma Processing Capacity	Capacity	960 MMcf/d
Fee-Based Adjusted Gross Margin (9M ended 9/30/2024)	Percentage	90%
Projected Fee-Based Earnings (2025, post-ONEOK acquisition)	Percentage	>90%

The commercial channel relies heavily on long-term contracts. For the nine months ending September 30, 2024, approximately 90% of EnLink Midstream, LLC's adjusted gross margin came from fee-based structures, minimizing direct commodity price exposure.

Direct interconnections are key to getting volumes to market. EnLink Midstream, LLC's assets have a direct connection to the 3.2 Bcf/d Agua Blanca Pipeline. Furthermore, the Matterhorn Express Pipeline was expected to be in service in the third quarter of 2024. You should note that EnLink Midstream, LLC expected to complete the Bridgeline pipeline expansion by Q4 2025.

The Gulf Coast access is critical for NGLs. EnLink Midstream, LLC holds a 38.75% ownership interest in the Gulf Coast Fractionators (GCF) facility located in Mont Belvieu, Texas. This facility was planned to restart by Q2 2024. The market anticipated that with the GCF restart, an estimated 815 Mb/d of fractionation capacity would be added to the Texas Gulf Coast by the first half of 2025, pushing total regional capacity to 5.0 MMb/d.

Storage capacity is also a channel component, ensuring flow reliability. EnLink Midstream, LLC reached a Final Investment Decision (FID) on the Stage 1 brownfield expansion project at JISH (Jefferson Island Storage Hub), which is set to add approximately 8 Bcf of working gas storage. The company also focuses on optimizing existing assets.

The commercial and marketing teams drive throughput by securing capacity sales and optimizing asset utilization. Key activities include:

• Securing long-term, investment-grade customer contracts for new projects.
• Maximizing utilization of existing assets in basins like the Haynesville, where some processing capacity remains idled.
• Leveraging the expanded footprint following the January 31, 2025, acquisition by ONEOK.
• Focusing on growth driven by industrial demand, including data centers and LNG facilities.

Post-acquisition, the combined ONEOK NGL segment, which includes EnLink Midstream, LLC, is expected to have >1.2 million bpd of fractionation capacity, with 2025 earnings projected to be >90% fee-based.

EnLink Midstream, LLC (ENLC) - Canvas Business Model: Customer Segments

You're looking at the customer base for the assets that were EnLink Midstream, LLC (ENLC) as of late 2025, now integrated into ONEOK following the full acquisition in the first quarter of 2025. The customer base is heavily weighted toward large-scale producers and major industrial/export demand centers along the Gulf Coast and in key shale basins. Honestly, the shift in focus is clearly toward the Gulf Coast demand driven by LNG and data centers.

Large-scale E&P companies operating in the Permian and Mid-Continent

The Permian Basin remains a core area, serving large Exploration & Production (E&P) companies. Growth here is tied to associated gas from oil production. For instance, the Matterhorn Express Pipeline, a joint venture where EnLink Midstream held a 15% stake, began service in Q3 2024 with a capacity of 2.5 billion cubic feet per day (Bcf/d), designed to move gas from the Permian to Katy, Texas. The company was adding processing capacity in the region, with the Tiger II plant in the Permian Basin adding 150 MMcf/d of processing capacity in May 2024. Segment profit for the Permian Basin in Q3 2024 was $89.0 million. Management projected modest growth driven by the Permian in 2024, with expectations for continued activity beyond that.

Natural gas power generators and local distribution companies (LDCs)

Natural gas power generators, especially in Texas, are a critical customer group, with natural gas being the largest component of the fuel mix during peak months. LDCs also rely on EnLink Midstream's assets for reliable supply. The business model across these areas is largely fee-based; for the combined entity, the expectation for 2025 earnings is that they will be approximately 95% fee-based.

Petrochemical and industrial users on the Louisiana Gulf Coast

The Louisiana segment serves a dense concentration of industrial users, including major chemical manufacturers. A significant customer, Marathon Petroleum Corporation, accounted for 22.1% of consolidated revenues for Q3 2024. Other key industrial customers include The Dow Chemical Company and ExxonMobil Corporation. The Louisiana system is being strategically expanded to meet this industrial demand. The Q3 2024 revenue for the Louisiana segment was $837.5 million.

EnLink Midstream, LLC has been executing a multi-prong growth strategy in Louisiana, which includes:

• The Henry Hub to the River project, adding approximately 210 million cubic feet per day (MMcf/d) of expanded capacity, targeted for in-service in the fourth quarter of 2025, and it is already fully subscribed.
• Sanctioning the Jefferson Island Storage & Hub (JISH) expansion to increase working gas storage to 10 Bcf from 2 Bcf by 2028, an estimated $85 million project.

LNG export terminals and other high-growth demand centers

LNG export terminals represent a massive, high-growth demand center for the natural gas flowing through EnLink Midstream's Gulf Coast assets. U.S. LNG export capacity is projected to grow significantly, with nearly all new projects sited on the Gulf Coast.

Here's a look at the demand coming online around the time of the acquisition and in the near term:

LNG Project/Demand Center	Expected Service/Ramp-up Timing	Associated Natural Gas Demand Capacity
Plaquemines Phase 1	Ramp up in 2025	1.3 Bcf/d
Golden Pass & Corpus Christi Expansion	Expected in 2025	Additional 4 Bcf/D
Total US LNG Export Capacity Projection	By 2028	21.2 Bcf/d

The Louisiana system assets include 3,100 miles of natural gas transmission lines with 4 Bcf/d of capacity, 220,000 barrels per day (b/d) of NGL fractionation capacity, and two natural gas processing facilities with 710 MMcf/d capacity. These assets connect directly to end-use markets, including LNG facilities.

The core customer base is served by a system that, as of the Q1 2024 report, had $293.3 million in net cash provided by operating activities.

EnLink Midstream, LLC (ENLC) - Canvas Business Model: Cost Structure

Since ONEOK completed the acquisition of EnLink Midstream, LLC on January 31, 2025, the cost structure is now integrated into ONEOK's consolidated figures, but the former cost components and realized synergies provide concrete numbers for this block.

High fixed costs related to pipeline and plant maintenance capital expenditures are now part of ONEOK's overall capital plan. For the full-year 2025 guidance, ONEOK projected Maintenance capital expenditures to range between $475 million and $525 million.

Significant operating expenses for compression, processing, and utilities are reflected in ONEOK's consolidated operating costs. For the nine months ended September 30, 2025, ONEOK reported Operating costs of $2,196 million. This figure includes costs from the acquired EnLink assets. Furthermore, the former ENLC structure included operating expenses related to plant relocation, with an expected 2024 cost of approximately $15 million net to EnLink.

The former cost structure element of interest expense on outstanding debt is now managed under ONEOK's capital structure. A key cost benefit realized post-acquisition is the expected reduction in EnLink's former interest and preferred distributions, estimated at approximately $100 million annually.

Integration and synergy realization costs following the $4.3 billion acquisition are tracked as transaction costs. For the nine months ended September 30, 2025, ONEOK reported transaction costs related primarily to the EnLink acquisition totaling $59 million. The expected cost savings from synergies, which directly reduce the combined entity's operating expenses, were estimated to be between $100 million and $150 million annually, with the SG&A cost reduction component alone estimated at approximately $120 million per year.

Here is a summary of the key cost-related figures impacting the structure post-acquisition:

Cost Structure Component	Financial Figure (Late 2025 Context)	Source/Context
ONEOK 2025 Maintenance CapEx Range	$475 million to $525 million	ONEOK 2025 Guidance
Estimated Annual SG&A Cost Synergy (Reduction)	~$120 million	Pre-acquisition synergy estimate for ENLC
Estimated Annual Interest/Distribution Synergy (Reduction)	~$100 million	Pre-acquisition synergy estimate for ENLC
Total EnLink Transaction Costs (9M 2025)	$59 million	ONEOK Q3 2025 Results
ONEOK 9M 2025 Operating Costs	$2,196 million	ONEOK Q3 2025 Consolidated Table

The total expected cost and commercial synergies from the acquisitions for 2025 were guided by ONEOK to be approximately $250 million.

• Former ENLC annual SG&A cost reduction: $120 million.
• Former ENLC annual interest/distribution reduction: $100 million.
• Total expected cost synergies: $100 million to $150 million.
• ONEOK Q3 2025 Adjusted EBITDA included $7 million in EnLink-related transaction costs.

EnLink Midstream, LLC (ENLC) - Canvas Business Model: Revenue Streams

You're looking at the revenue side of EnLink Midstream, LLC (ENLC) now that it's part of the ONEOK family as of early 2025. The model is heavily weighted toward stable, fee-based contracts, which is exactly what you want to see in this sector.

Fee-based revenue from natural gas gathering and processing forms the backbone. This revenue is generated from the physical movement and handling of gas. For instance, looking at the operational scale feeding this revenue, the Louisiana Gas Gathering & Transportation segment handled approximately 2,693,500 MMBtu/d in the first quarter of 2024. The Permian segment saw crude gathering volumes grow approximately 23% over the second quarter of 2023. The focus here is on volume commitments, not the fluctuating price of the gas itself.

The structure is designed to be resilient; for context, approximately 90% of ONEOK's adjusted gross margin is expected to be fee-based, minimizing direct commodity price exposure for the combined entity.

Fixed-fee transportation and storage tariffs provide another layer of predictable cash flow. This covers moving natural gas, NGLs, and crude oil through pipelines and holding them in storage. A key development supporting future revenue is the Phase 2 "Henry Hub to the River" project in Louisiana, which adds approximately 210 MMcf/d of capacity and is slated to be in service in the fourth quarter of 2025. This project represents a capital-efficient investment, costing approximately $70 million.

Fractionation fees from NGL processing are crucial, especially following the integration of assets. EnLink's Haynesville assets include three NGL fractionation facilities. Post-acquisition, ONEOK is leveraging EnLink's NGL value chain to fill 75% of the Haynesville fractionation capacity with its own assets. In the first quarter of 2024, Louisiana NGL Fractionation volumes were around 183,100 Bbls/d.

Commodity sales are less significant to the overall revenue profile, primarily stemming from percent-of-proceeds contracts where EnLink receives a portion of the realized value rather than a fixed fee for the service. This introduces some direct commodity exposure, though it's managed within the larger fee-based structure.

The ultimate financial impact is seen through the parent company's guidance. EnLink Midstream, LLC's operations are a major driver for ONEOK's 2025 outlook. ONEOK has set its 2025 Adjusted EBITDA midpoint guidance at $8.225 billion. Furthermore, the integration is expected to yield approximately $250 million in synergy-related Adjusted EBITDA contributions for ONEOK in 2025, a significant portion of which is attributable to the successful integration of ENLC and Medallion.

Here's a quick look at some operational scale metrics that underpin these revenue streams, using the latest available segment data:

Segment/Metric	Operational Data Point	Value/Rate	Context Year/Period
Louisiana NGL Fractionation	Average Daily Volume	183,100 Bbls/d	Q1 2024
Permian Gas Processing	Average Daily Volume	1,560,700 MMBtu/d	Q1 2024
Louisiana Gas Gathering & Transportation	Average Daily Volume	2,693,500 MMBtu/d	Q1 2024
Haynesville Gas Processing Capacity	Number of Plants	2	Post-Acquisition
Louisiana Expansion Project Capacity	New Capacity Added	210 MMcf/d	In-service Q4 2025

The revenue streams are characterized by their stability, but you should watch the recontracting cadence. While there was an expected uplift embedded in 2024 contracts, the uplift expected for 2025 is noted as marginal, shifting the focus to debottlenecking and storage economics.

You can see the revenue-generating activities broken down by segment in the table below, showing where the physical throughput is happening:

• Gathering and transporting natural gas, NGLs, and crude oil.
• Processing natural gas across key basins like Permian and Oklahoma.
• Fractionating and marketing recovered NGLs.
• Providing compression services.
• Providing crude oil and condensate transportation and terminal services.
• Providing natural gas, crude oil, and NGL storage.

The integration with ONEOK is designed to enhance these streams through synergy capture, which is why the expected contribution to the parent company's $8.225 billion Adjusted EBITDA midpoint is so important. Finance: draft 13-week cash view by Friday.