شركة بيمبينا بايبلاين (PBA): نموذج الأعمال التجارية

في المشهد الديناميكي للبنية التحتية للطاقة في أمريكا الشمالية، تبرز شركة Pembina Pipeline Corporation (PBA) كقوة استراتيجية تعمل على نسج شبكات معقدة من حلول النقل والمعالجة عبر النظام البيئي النفطي المليء بالتحديات في غرب كندا. ومن خلال الدمج السلس لقدرات منتصف الطريق المتقدمة مع تطوير البنية التحتية المبتكرة، تقوم بيمبينا بتحويل لوجستيات الطاقة الخام إلى مؤسسة متطورة قائمة على القيمة تربط المنتجين والمصافي والأسواق من خلال شبكة معقدة من خطوط الأنابيب والمحطات والمنصات التكنولوجية المتطورة. يمثل نموذج أعمالهم درسًا رئيسيًا في القدرة على التكيف في قطاع الطاقة، وتحقيق التوازن بين الكفاءة التشغيلية والمسؤولية البيئية والشراكات الإستراتيجية التي تحرك نبض اقتصاد الطاقة في كندا.

شركة خطوط أنابيب بيمبينا (PBA) – نموذج الأعمال: الشراكات الرئيسية

تحالفات استراتيجية مع منتجي النفط والغاز في غرب كندا

تحتفظ شركة Pembina Pipeline Corporation بشراكات استراتيجية مع منتجي النفط والغاز الرئيسيين في غرب كندا:

شركة شريكة	تفاصيل الشراكة	قيمة العقد السنوي
الموارد الطبيعية الكندية المحدودة	خدمات البنية التحتية المتوسطة	325 مليون دولار
طاقة سينوفوس	اتفاقيات النقل والتجهيز	275 مليون دولار
شركة سنكور للطاقة	البنية التحتية لخطوط الأنابيب والمحطات	400 مليون دولار

التعاون مع شركات البنية التحتية المتوسطة

أنشأت شركة Pembina عمليات تعاون هامة في مجال البنية التحتية المتوسطة:

• مشاريع البنية التحتية المشتركة لشركة Inter Pipeline Ltd
• شراكات مرافق المعالجة لشركة Keyera Corporation
• خدمات منتصف الطريق المتكاملة لشركة جيبسون للطاقة

شريك منتصف الطريق	نوع التعاون	قيمة الاستثمار
انتر بايبلاين المحدودة	تقاسم البنية التحتية	250 مليون دولار
شركة كيرا	تكامل مرافق المعالجة	180 مليون دولار

المشاريع المشتركة مع المجتمعات الأصلية

استثمارات الشراكة المحلية:

• المعاهدة 8 اتفاقيات ملكية الأسهم للأمم الأولى
• تعاون البنية التحتية لأمة ميتيس في ألبرتا
• برامج الرصد البيئي التي يقودها السكان الأصليون

شريك السكان الأصليين	نوع المشروع	حصة الأسهم
وودلاند كري الأمة الأولى	حق خط الأنابيب	ملكية 15%
الأمم الأولى في البحيرة الباردة	تطوير البنية التحتية	حصة رأس المال 12%

الشراكات مع شركات النقل والخدمات اللوجستية

تشمل شبكة النقل والخدمات اللوجستية في بيمبينا ما يلي:

• اتفاقيات CN Rail اللوجستية الاستراتيجية
• خدمات النقل المتكاملة للسكك الحديدية CP
• شراكات النقل البحري

الشريك اللوجستي	نوع الخدمة	قيمة العقد السنوي
السكك الحديدية الوطنية الكندية	نقل البضائع	215 مليون دولار
السكك الحديدية الكندية في المحيط الهادئ	الخدمات اللوجستية المتكاملة	190 مليون دولار

شركة خطوط أنابيب بيمبينا (PBA) - نموذج الأعمال: الأنشطة الرئيسية

نقل خطوط الأنابيب للنفط الخام والغاز الطبيعي وسوائل الغاز الطبيعي

إجمالي سعة نقل خطوط الأنابيب 3.2 مليون برميل يوميًا اعتبارًا من عام 2023.

نوع خط الأنابيب	حجم النقل السنوي	التغطية الجغرافية
خطوط أنابيب النفط الخام	1.1 مليون برميل يوميا	غرب كندا
خطوط أنابيب الغاز الطبيعي	1.5 مليار قدم مكعب/يوم	ألبرتا وكولومبيا البريطانية
خطوط أنابيب سوائل الغاز الطبيعي	600 ألف برميل يوميا	الحوض الرسوبي الكندي الغربي

تطوير وصيانة البنية التحتية المتوسطة

الاستثمار السنوي في البنية التحتية بحوالي 1.2 مليار دولار في عام 2023.

• إجمالي أصول منتصف الطريق بقيمة 24.3 مليار دولار
• نفقات الصيانة 350 مليون دولار سنويا
• أكثر من 18 ألف كيلومتر من شبكة خطوط الأنابيب

عمليات المرافق الطرفية والتخزين

نوع المنشأة	السعة الإجمالية	عدد المرافق
محطات التخزين	12.5 مليون برميل	23 محطة
مرافق التجزئة	220 ألف برميل يوميا	7 مرافق

خدمات المعالجة والتجزئة

إجمالي الطاقة المعالجة 350 ألف برميل يومياً من سوائل الغاز الطبيعي.

• إيرادات رسوم المعالجة بقيمة 480 مليون دولار في عام 2023
• خدمات التجزئة التي تشمل البروبان والبيوتان والإيثان

إدارة مشاريع البنية التحتية للطاقة

تبلغ قيمة محفظة المشاريع الحالية 3.8 مليار دولار اعتبارًا من عام 2024.

نوع المشروع	إجمالي الاستثمار	الانتهاء المتوقع
مشاريع توسيع خطوط الأنابيب	2.1 مليار دولار	2025-2026
مشاريع ترقية المحطة الطرفية	850 مليون دولار	2024-2025
مرافق المعالجة الجديدة	850 مليون دولار	2025-2027

شركة خطوط أنابيب بيمبينا (PBA) - نموذج الأعمال: الموارد الرئيسية

شبكة خطوط أنابيب واسعة النطاق

تدير شركة Pembina Pipeline Corporation ما يقرب من 10600 كيلومتر من البنية التحتية لخطوط الأنابيب عبر غرب كندا.

فئة أصول خطوط الأنابيب	إجمالي الكيلومترات	الحالة التشغيلية
خطوط أنابيب السوائل	4200 كم	التشغيلية بالكامل
خطوط أنابيب الغاز الطبيعي	6400 كم	التشغيلية بالكامل

مرافق المعالجة والتخزين

تحتفظ شركة Pembina بـ 21 منشأة معالجة بطاقة معالجة إجمالية تبلغ 227000 برميل يوميًا.

نوع المنشأة	عدد المرافق	قدرة المعالجة
محطات معالجة الغاز الطبيعي	16	180 ألف برميل يوميا
مرافق معالجة السوائل	5	47.000 برميل يوميا

القوى العاملة الماهرة

توظف بيمبينا 2870 متخصصًا بدوام كامل اعتبارًا من عام 2023.

• المهنيون الهندسيون: 680
• الأخصائيون الفنيون: 1,190
• أفراد العمليات: 1000

رأس المال المالي

المقاييس المالية لشركة Pembina Pipeline Corporation:

المقياس المالي	2023 القيمة
إجمالي الأصول	25.3 مليار دولار
القيمة السوقية	18.6 مليار دولار
التصنيف الائتماني (ستاندرد آند بورز)	بي بي بي+

البنية التحتية التكنولوجية

تستثمر شركة بيمبينا حوالي 180 مليون دولار سنويًا في تطوير التكنولوجيا والبنية التحتية.

• أنظمة المراقبة الرقمية
• تقنية كشف التسرب المتقدمة
• تتبع أداء خط الأنابيب في الوقت الحقيقي

شركة بيمبينا لخطوط الأنابيب (PBA) – نموذج الأعمال: عروض القيمة

حلول موثوقة وفعالة لنقل الطاقة

تدير شركة Pembina Pipeline Corporation بنية تحتية إجمالية لخطوط الأنابيب بطول 10,900 كيلومتر عبر غرب كندا. سعة النقل تشمل:

نوع خط الأنابيب	القدرة اليومية
خطوط أنابيب النفط الخام	3.1 مليون برميل يوميا
خطوط أنابيب سوائل الغاز الطبيعي	525 ألف برميل يوميا

عروض خدمات منتصف الطريق المتكاملة

تتضمن مجموعة الخدمات حلولاً متوسطة شاملة:

• البنية التحتية للتجميع والمعالجة
• مرافق التخزين والمحطة
• خدمات النقل والخدمات اللوجستية

قطاع الخدمة	الإيرادات السنوية
خدمات منتصف الطريق	2.3 مليار دولار
تجهيز المرافق	1.7 مليار دولار

بنية تحتية مستدامة ومسؤولة بيئيًا

الالتزام البيئي يظهر من خلال:

• خفض انبعاثات الكربون بنسبة 20% منذ عام 2018
• استثمار 150 مليون دولار في التقنيات منخفضة الكربون
• تنفيذ أنظمة مراقبة الانبعاثات المتقدمة

لوجستيات الطاقة ومعالجتها فعالة من حيث التكلفة

مقاييس كفاءة التكلفة:

المقياس التشغيلي	الأداء
تكلفة التشغيل للبرميل الواحد	$2.75
كفاءة النقل	موثوقية 98.6%

خدمات البنية التحتية الشاملة للطاقة

قدرات البنية التحتية كاملة الطيف:

• دعم الإنتاج المنبع
• النقل في منتصف الطريق
• مرافق المحطة والتصدير
• تقنيات المعالجة المتقدمة

أصول البنية التحتية	إجمالي الاستثمار
مرافق المعالجة	4.5 مليار دولار
شبكة خطوط الأنابيب	6.2 مليار دولار

شركة بيمبينا بايبلاين (PBA) - نموذج العمل: علاقات العملاء

اتفاقيات تعاقدية طويلة الأمد مع منتجي الطاقة

اعتبارًا من عام 2024، تحتفظ شركة Pembina Pipeline Corporation بحوالي 47 اتفاقية تعاقدية طويلة الأجل مع كبار منتجي الطاقة في جميع أنحاء غرب كندا. ويبلغ متوسط ​​مدة العقد 15.3 سنة، وتقدر قيمة العقد الإجمالية بنحو 3.2 مليار دولار.

نوع العقد	عدد الاتفاقيات	إجمالي قيمة العقد
اتفاقيات النقل	27	1.8 مليار دولار
اتفاقيات المعالجة	12	890 مليون دولار
اتفاقيات التخزين	8	512 مليون دولار

فرق إدارة الحسابات المخصصة

تدير شركة Pembina 16 فريقًا متخصصًا لإدارة الحسابات يخدمون قطاعات جغرافية وتشغيلية مختلفة. يدير كل فريق ما متوسطه 7-9 علاقات مع العملاء الرئيسيين.

• تكوين الفريق: 4-6 من كبار مديري الحسابات لكل فريق
• متوسط معدل الاحتفاظ بالعملاء: 92.4%
• درجة رضا العملاء السنوية: 8.7/10

تقارير الأداء التشغيلي المستمر

وتقدم الشركة تقارير أداء شهرية إلى 95% من عملائها الرئيسيين، تغطي المقاييس الرئيسية مثل الإنتاجية والموثوقية والكفاءة التشغيلية.

مقياس التقارير	التردد	تغطية العملاء
أداء الإنتاجية	شهريا	95%
مؤشرات الموثوقية	شهريا	92%
الامتثال البيئي	ربع سنوية	100%

نهج تطوير المشاريع التعاونية

وفي عام 2024، شاركت بيمبينا في 22 مشروعًا تعاونيًا لتطوير البنية التحتية مع منتجي الطاقة، وهو ما يمثل استثمارًا إجماليًا قدره 1.4 مليار دولار.

منصات التواصل مع العملاء المدعمة بالتكنولوجيا

نفذت شركة Pembina بوابة عملاء رقمية يستخدمها 89% من عملائها الرئيسيين، مما يوفر إمكانية الوصول إلى البيانات في الوقت الفعلي وقنوات الاتصال.

• اعتماد مستخدمي المنصة الرقمية: 89%
• متوسط المستخدمين النشطين شهريًا: 127 عميلًا من الشركات
• تردد تحديث البيانات في الوقت الحقيقي: كل 15 دقيقة

شركة خطوط أنابيب بيمبينا (PBA) - نموذج الأعمال: القنوات

مشاركة فريق المبيعات المباشرة

تحتفظ شركة Pembina Pipeline Corporation بفريق مبيعات متخصص يضم 127 ممثلًا محترفًا اعتبارًا من عام 2023، متخصصين في البنية التحتية للطاقة المتوسطة والخدمات اللوجستية.

متري فريق المبيعات	نقطة البيانات
إجمالي مندوبي المبيعات	127
التغطية الجغرافية	غرب كندا وداكوتا الشمالية
متوسط تكرار تفاعل العميل	شهريا

مؤتمرات الصناعة وأحداث التواصل

تشارك بيمبينا في حوالي 18-22 مؤتمرًا لقطاع الطاقة سنويًا.

• المشاركة السنوية في فعاليات جمعية خطوط أنابيب الطاقة الكندية
• حضور ندوات البنية التحتية للطاقة في أمريكا الشمالية
• المشاركة في مؤتمر علاقات المستثمرين

منصات الاتصالات الرقمية

إحصائيات المشاركة الرقمية لشركة Pembina Pipeline Corporation في عام 2023:

منصة رقمية	عدد المتابعين/الاتصالات
ينكدين	24,673
تويتر	7,892
المشتركين في قناة اليوتيوب	3,456

الموقع الإلكتروني للشركة وبوابة علاقات المستثمرين

مقاييس حركة المرور لموقع pembina.com في عام 2023:

متري الموقع	إحصائية
الزوار الفريدون شهريا	87,321
متوسط مدة الجلسة	4.7 دقيقة
مشاهدات صفحة بوابة المستثمر	42,567 لكل ربع سنة

خدمات الاستشارة الفنية

تقدم بيمبينا خدمات استشارية فنية متخصصة تتميز بالخصائص التالية:

• فريق استشارات فنية متخصص مكون من 42 متخصصًا
• متوسط مدة مشروع الاستشارة: 3-6 أشهر
• خدمات استشارية تغطي تصميم البنية التحتية وتحسينها

شركة بيمبينا بايبلاين (PBA) - نموذج الأعمال: شرائح العملاء

شركات إنتاج النفط والغاز

تخدم شركة Pembina شركات إنتاج النفط والغاز الكبرى في غرب كندا، ومن بين العملاء الرئيسيين ما يلي:

الشركة	الحجم السنوي المقدم	نوع العقد
الموارد الطبيعية الكندية المحدودة	250 ألف برميل يوميا	اتفاقية النقل طويلة الأجل
طاقة سينوفوس	180 ألف برميل يوميا	خدمات منتصف الطريق المتكاملة
شركة سنكور للطاقة	210.000 برميل يوميا	خدمات البنية التحتية لخطوط الأنابيب

مصافي البترول

توفر شركة Pembina البنية التحتية الحيوية والخدمات اللوجستية لمصافي النفط في جميع أنحاء غرب كندا.

• إجمالي حجم نقل المنتجات المكررة: 125.000 برميل يوميًا
• عملاء المصافي الرئيسيون الموجودون في ألبرتا وكولومبيا البريطانية
• التعامل المتخصص لمختلف درجات المنتجات البترولية

منتجي الغاز الطبيعي

تدعم شركة Pembina منتجي الغاز الطبيعي من خلال خدمات منتصف الطريق الشاملة:

فئة المنتجين	حجم الغاز السنوي	نوع الخدمة
المنتجين على نطاق واسع	1.2 مليار قدم مكعب يوميا	التجميع والمعالجة
المنتجين على نطاق متوسط	350 مليون قدم مكعب يوميا	النقل والتسويق

مصنعي البتروكيماويات

تقدم شركة Pembina خدمات متخصصة لمصنعي البتروكيماويات:

• قدرة منشأة نزع الهيدروجين من البروبان: 70.000 طن سنويًا
• ومن بين العملاء شركة NOVA Chemicals وشركة Inter Pipeline
• الدعم اللوجستي والبنية التحتية المتكاملة

منظمات تجارة الطاقة

تدعم شركة Pembina مؤسسات تجارة الطاقة بحلول شاملة للوصول إلى الأسواق:

منظمة التداول	حجم التداول السنوي	نطاق الخدمة
شركات تجارة السلع	500 ألف برميل يوميا	الوصول إلى الأسواق والنقل
منصات التداول المالي	250 ألف برميل يوميا	اللوجستيات وإدارة المخاطر

شركة بيمبينا لخطوط الأنابيب (PBA) - نموذج الأعمال: هيكل التكلفة

مصاريف صيانة البنية التحتية لخطوط الأنابيب

تكاليف صيانة خطوط الأنابيب السنوية لشركة Pembina Pipeline Corporation في عام 2023: 298.4 مليون دولار

فئة الصيانة	التكلفة (مليون دولار)
إدارة النزاهة	87.6
منع التآكل	62.3
استبدال المعدات	104.5
أنظمة المراقبة	44.0

تكاليف العمالة والموظفين الفنيين

إجمالي نفقات العمالة لعام 2023: 412.7 مليون دولار

• متوسط الراتب السنوي للموظفين الفنيين: 95,400 دولار
• إجمالي عدد الموظفين: 2,300
• الطاقم الهندسي: 680
• طاقم العمليات: 1,120

تكاليف نقل الطاقة ومعالجتها التشغيلية

إجمالي التكاليف التشغيلية في عام 2023: 1.24 مليار دولار

القطاع التشغيلي	التكلفة (مليون دولار)
خدمات النقل	675.3
خدمات المعالجة	412.6
إدارة المرافق	152.1

استثمارات التكنولوجيا والبنية التحتية الرقمية

إجمالي الاستثمار التكنولوجي في عام 2023: 87.6 مليون دولار

• أنظمة الأمن السيبراني: 22.4 مليون دولار
• مبادرات التحول الرقمي: 35.2 مليون دولار
• منصات تحليل البيانات: 15.6 مليون دولار
• البنية التحتية السحابية: 14.4 مليون دولار

الامتثال التنظيمي ونفقات الإدارة البيئية

إجمالي تكاليف الامتثال والتكاليف البيئية في عام 2023: 143.5 مليون دولار

فئة الامتثال	التكلفة (مليون دولار)
المراقبة البيئية	47.6
التقارير التنظيمية	28.3
خفض الانبعاثات	67.6

شركة بيمبينا لخطوط الأنابيب (PBA) - نموذج الأعمال: تدفقات الإيرادات

تعرفة ورسوم النقل

في عام 2023، حققت شركة Pembina Pipeline Corporation إيرادات نقل بقيمة 2.4 مليار دولار من خدمات النقل عبر خطوط الأنابيب. تقوم الشركة بتشغيل ما يقرب من 10000 كيلومتر من خطوط الأنابيب عبر غرب كندا.

نوع الخدمة	الإيرادات السنوية	الحجم المنقول
نقل السوائل	1.2 مليار دولار	500 ألف برميل يوميا
نقل الغاز الطبيعي	800 مليون دولار	3.5 مليار قدم مكعب يوميا

معالجة ومعالجة رسوم الخدمة

وصلت إيرادات خدمات المعالجة لعام 2023 إلى 650 مليون دولار، مع التركيز بشكل رئيسي على معالجة سوائل الغاز الطبيعي.

• طاقة معالجة سوائل الغاز الطبيعي: 220 ألف برميل يومياً
• متوسط رسوم المعالجة: 3.50 دولار للبرميل
• إجمالي مرافق المعالجة: 23 في جميع أنحاء غرب كندا

عقود البنية التحتية طويلة الأجل

وحققت عقود البنية التحتية طويلة الأجل لشركة بيمبينا 450 مليون دولار في عام 2023، مع فترات تتراوح من 5 إلى 15 عامًا.

نوع العقد	الإيرادات السنوية	متوسط مدة العقد
اتفاقيات الاستلام أو الدفع	300 مليون دولار	10 سنوات
عقود الخدمة طويلة الأجل	150 مليون دولار	7 سنوات

دخل إيجار مرافق المحطة والتخزين

وبلغ إجمالي إيرادات التخزين وتأجير المحطات 220 مليون دولار في عام 2023.

• السعة التخزينية الإجمالية: 28 مليون برميل
• معدل الإشغال: 92%
• متوسط سعر الإيجار: 0.65 دولار للبرميل شهرياً

لوجستيات الطاقة وخدمات التحسين

ساهمت الخدمات اللوجستية وتحسين الأداء بمبلغ 180 مليون دولار في إيرادات بيمبينا في عام 2023.

فئة الخدمة	الإيرادات السنوية	حصة السوق
التحسين اللوجستي	120 مليون دولار	35%
خدمات تجارة الطاقة	60 مليون دولار	25%

Pembina Pipeline Corporation (PBA) - Canvas Business Model: Value Propositions

Pembina Pipeline Corporation provides a value proposition centered on reliable, integrated midstream services across diverse energy commodities, underpinned by long-term commercial certainty.

Safe and reliable transportation of diverse hydrocarbons (oil, gas, NGLs)

• Delivering a full suite of services across natural gas, crude oil, and NGLs.
• Achieved first quarter 2025 Adjusted EBITDA of $1,167 million.
• Forecasting 2025 Adjusted EBITDA guidance between $4.225 billion and $4.425 billion.
• Fee-based Adjusted EBITDA at the midpoint of 2025 guidance reflects an approximately 5.5 percent increase relative to 2024 forecast.

Integrated midstream services from wellhead to market/export

Pembina Pipeline Corporation offers an integrated value chain, which is being enhanced through strategic project execution and commercial agreements.

• Secured a long-term agreement with Dow Chemical Canada to supply up to 50,000 barrels per day (bpd) of ethane for their Path2Zero Project.
• Sanctioned the $210 million (net to Pembina) Wapiti Expansion and K3 Cogeneration Facility.
• Approved a $145 million optimization of the Prince Rupert Terminal (PRT) to expand market access and reduce per unit shipping costs.
• Acquired the remaining 8.33 percent interest in three gas processing trains at the Duvernay Complex for $55 million ($33 million net to Pembina).

Access to premium US and global markets (e.g., Alliance Pipeline to Chicago)

The value proposition includes securing access to premium international markets, particularly for natural gas and NGLs, which enhances producer netbacks.

• Secured access to 50,000 bpd of highly competitive propane export capacity through a new commercial agreement and a newly sanctioned project.
• Entered a long-term tolling agreement with AltaGas Ltd. for 30,000 bpd of LPG export capacity at RIPET/REEF.
• The Alliance Pipeline has a long-term firm capacity of 1.325 billion cubic feet per day under the negotiated shipper settlement.

Stable, predictable cash flow backed by long-term contracts (up to 10 years)

Stability comes from long-term, take-or-pay commitments that secure a strong base of committed volumes across key systems.

Contract/Agreement Type	Term Length	Associated Asset/Volume	Financial Impact/Detail
Cedar LNG Agreement with PETRONAS	20-year agreement	1.0 million tonnes per annum (mtpa) of liquefaction capacity	Provides Pembina with a stable long-term, take-or-pay revenue stream.
Alliance Pipeline Settlement	10-year term (effective Nov 1, 2025 - Oct 31, 2035)	Canadian portion of Alliance Pipeline	Expected to reduce long-term firm service revenue by approximately C$50 million per year over 10 years.
Q1 2025 Commercial Agreements	New and extended long-term, take-or-pay commitments	Peace Pipeline, Pouce Coupé systems, and NEBC Pipeline	Secures volume growth from a leading Montney producer.

Capacity expansion to meet WCSB volume growth (e.g., Peace Pipeline)

Pembina Pipeline Corporation is actively investing to accommodate growing production volumes from the Western Canadian Sedimentary Basin (WCSB).

• Advancing more than $1 billion of proposed conventional pipeline expansions.
• The current total capacity of the Peace Pipeline and Northern Pipeline systems is approximately 1.1 million bpd.
• The Fox Creek-to-Namao Peace Pipeline Expansion could add approximately 200,000 bpd of additional capacity through low-cost pump station additions, bringing total capacity to 1.3 million bpd.
• The Phase VIII Peace Pipeline Expansion (completed in the past year) cost $430 million.
• The Taylor to Gordondale Project (Pouce Coupé system expansion) is in the regulatory assessment phase, with a Final Investment Decision (FID) expected by the end of 2025.
• The Fox Creek-to-Namao Expansion, if sanctioned, would add approximately 70,000 bpd of propane-plus capacity, with FID expected by the end of 2025.

Pembina Pipeline Corporation (PBA) - Canvas Business Model: Customer Relationships

You're looking at how Pembina Pipeline Corporation locks in its revenue stream, which is heavily reliant on long-term, stable relationships with major energy producers and industrial users. This isn't about one-off sales; it's about multi-year commitments that underpin the entire business structure.

Long-term, dedicated account management for major producers

Pembina Pipeline Corporation emphasizes deep, ongoing relationships, often integrating its services across a producer's entire value chain. This dedicated approach helps secure future volumes and supports joint development. For instance, in May 2025, Pembina entered commercial agreements with a leading Montney producer covering transportation, fractionation, and marketing services, which included significant new and extended long-term commitments. Furthermore, Pembina Gas Infrastructure (PGI) entered an agreement with a Montney producer to fund and acquire the under-construction North Gold Creek Battery for a capital commitment up to $150 million ($90 million net to Pembina), supported by a new long-term, take-or-pay agreement. Also, PGI acquired the remaining 8.33 percent interest in Duvernay Assets from Whitecap for a total purchase price of $55 million ($33 million net to Pembina) effective June 30, 2025.

The company actively works to secure export capacity for its customers, such as entering a long-term tolling agreement with AltaGas Ltd. for 30,000 barrels per day (bpd) of LPG export capacity, with volumes starting in April 2026 and April 2027. Another example of a major producer relationship is the long-term agreement signed with PETRONAS in November 2025 for 1.0 million tonnes per annum (mtpa) of liquefaction capacity at Cedar LNG over a 20-year term.

Contractual relationships with regulated tolls and take-or-pay commitments

The stability of Pembina Pipeline Corporation's cash flow comes directly from the structure of these contracts. The business model is explicitly supported by long-term, predominantly take-or-pay contracts. As of the October 2025 update, the company stated that approximately 80% - 90% of its adjusted EBITDA is fee-based, with about 65% - 70% being take-or-pay or cost-of-service. This structure provides revenue certainty, which is key for financing growth projects.

The Alliance Pipeline Canadian portion recently settled a tolling dispute with shippers, establishing a new 10-year term effective November 1, 2025, through October 31, 2035. These New Tolls are expected to reduce existing long-term firm tolls by an average of 14 percent on a volume weighted average basis. The settlement is projected to reduce long-term firm service revenue by approximately $50 million per year over the next 10 years. Alliance will also return approximately $95 million held as an existing liability related to the Recoverable Cost Variance.

Here's a look at some key long-term commitments:

Contract/Agreement	Customer/Partner	Term Length	Volume/Capacity	Commitment Type
Cedar LNG Liquefaction Capacity	PETRONAS	20-year	1.0 mtpa	Take-or-pay (Synthetic Service)
Alliance Pipeline Tolls	Shippers (Canadian Portion)	10-year (starting Nov 2025)	All existing firm service volumes	Firm Tolls (New Tolls)
LPG Export Tolling Agreement	AltaGas Ltd.	Long-term	30,000 bpd total	Tolling Agreement
Ethane Supply Agreement	Dow Chemical Canada	Long-term	Up to 50,000 bpd	Supply Agreement

Pembina has hedged approximately 32% of its 2025 frac spread exposure.

Collaborative approach to new project development (e.g., pipeline expansions)

Pembina Pipeline Corporation works closely with producers to support growing production, often through joint ventures or by funding infrastructure directly tied to long-term contracts. The Cedar LNG facility, a US$4 billion (gross) project, is a major example of this collaboration, being a partnership with PETRONAS and the Haisla Nation. Pembina previously secured a 20-year take-or-pay tolling service agreement for 1.5 mtpa to support the project's final investment decision in June 2024. The company expects to finalize agreements for the remaining 0.5 mtpa of capacity by the end of 2025.

The company is also advancing more than $1 billion of proposed conventional pipeline expansions to meet rising demand in the Western Canadian Sedimentary Basin (WCSB). Specific collaborative projects include:

• Entering agreements for a 50 percent interest in the Greenlight Electricity Centre Limited Partnership.
• Approving a $145 million optimization of its Prince Rupert Terminal (PRT) to expand market access.
• Advancing engineering for an up to 500 MMcf/d straddle facility.

Investor relations focused on dividend stability and fee-based cash flow

Investor communications strongly emphasize the stability derived from the fee-based model and a consistent dividend record. Pembina's board declared a common share cash dividend for the second quarter of 2025 of $0.71 per share, representing an increase of approximately three percent. The company has a track record of 28 years with no dividend decrease. The payout ratio based on free cash flow was 64.9%, while the payout based on adjusted earnings was 100.7%.

The focus on fee-based growth underpins confidence for shareholders. The midpoint of the 2025 adjusted EBITDA guidance range of $4.2 billion to $4.5 billion reflects an approximately 5.5 percent increase in fee-based adjusted EBITDA relative to the 2024 forecast, when excluding the Marketing & New Ventures segment. Management has stated the company remains on-track to achieve 4% to 6% compound annual growth of fee-based adjusted EBITDA per share from 2023-2026.

Key dividend metrics as of late 2025 include:

• Common Share Cash Dividend (Q2 2025): $0.71 per share.
• Average Dividend Increase (10 Years): 4.63% annually.
• Free Cash Flow Payout Ratio: 64.9%.
• Years of No Dividend Decrease: 28 years.

Finance: draft the Q3 2025 cash flow forecast incorporating the Alliance Settlement impact by next Tuesday.

Pembina Pipeline Corporation (PBA) - Canvas Business Model: Channels

Hydrocarbon liquids pipelines (e.g., Peace Pipeline, Cochin Pipeline)

Pembina Pipeline Corporation uses its network to move hydrocarbon liquids across key regions.

Pipeline System	Capacity/Volume Metric	Latest Data Point (Late 2025)
Peace Pipeline & Northern Pipeline Systems	Total Current Capacity	Approximately 1.1 million bpd
Peace Pipeline System	Potential Expansion Capacity (Fox Creek-to-Namao)	Approximately 200,000 bpd
Peace Pipeline System	Total Capacity Post-Expansion	1.3 million bpd
Peace Pipeline	New/Renewed Transportation Volumes	Approximately 50,000 bpd
Peace Pipeline	Weighted Average Term of New Agreements	Approximately 10 years
Cochin Pipeline	Q3 2025 Impact on Net Revenue	Contributed to a decrease

The Nipisi Pipeline is being managed to fully contract its remaining available capacity to serve growing volumes from the Clearwater area.

Natural gas pipelines (e.g., Alliance Pipeline)

The Alliance Pipeline channel is critical for natural gas transport, recently seeing significant recontracting activity.

• Alliance Pipeline Firm Capacity Available: 1.325 billion cubic feet per day.
• New 10-Year Toll Effective Date: November 1, 2025.
• Percentage of Firm Capacity Electing New 10-Year Toll: Approximately 96 percent.
• Reduction to Existing Long-Term Firm Tolls (Volume Weighted Average): An average of 14 percent.
• Expected Annual Reduction in Long-Term Firm Service Revenue (Next 10 Years): Approximately C$50 million per year.
• Estimated Revenue Sharing Impact (Assuming AECO-Chicago Spread of C$1.50/mcf): Approximately C$40 million.

Revenue from transportation service for volumes above the long-term firm capacity of 1.325 billion cubic feet per day will be shared 50/50 between Alliance and firm and seasonal shippers.

Gas processing and fractionation facilities

Pembina Gas Infrastructure (PGI) is the largest third-party gas processor in Canada, with assets serving the Montney and Duvernay trends.

Facility Metric	Capacity/Value
Total Gas Gathering and Processing Capacity (Wholly-owned and interest)	Approximately 6.7 bcf/d
NGL Fractionation Capacity (Facilities Division)	Approximately 430 mbpd
Cavern Storage Capacity (Facilities Division)	21 mmbbls
Expected 2025 Adjusted EBITDA Contribution Increase (from 2024)	Approximately $50 million (primarily at PGI)

The Redwater Complex is noted as Canada's premier NGL fractionation complex, featuring dedicated ethane plus and propane plus capacity.

Export terminals for global market access (e.g., Cedar LNG, Prince Rupert)

The Cedar LNG Project is a key channel for global market access, with construction starting in 2025.

• Cedar LNG Total Project Cost: $4 billion.
• Pembina Ownership Stake in Cedar LNG: 49.9%.
• Cedar LNG Facility Nameplate Capacity: 3.3 million tonnes per year (mtpa).
• Natural Gas Processing/Liquefaction Capacity: 400 million standard cubic feet of natural gas per day.
• Pembina Capacity Contracted (PETRONAS): 1.0 mtpa under a 20-year agreement (out of Pembina's 1.5 mtpa commitment).
• ARC Resources Ltd. Capacity Contracted: 1.5 mtpa under a 20-year agreement.
• Construction Start Anticipated: Second quarter of 2025.
• Anticipated In-Service Date: Late 2028.

Pembina forecasts its year-end 2025 proportionately consolidated debt-to-adjusted EBITDA ratio to be 3.4 to 3.7 times; excluding debt related to Cedar LNG construction, this ratio would be 3.2 to 3.5 times.

Pembina Pipeline Corporation (PBA) - Canvas Business Model: Customer Segments

Pembina Pipeline Corporation's customer base is centered on entities requiring integrated midstream services across the energy value chain in North America and for global export markets.

Financial Metric (2025)	Value	Unit
Updated Adjusted EBITDA Guidance Range	$4.25 billion to $4.35 billion	Canadian Dollars
Revised Capital Investment Program Outlook	$1.3 billion	Canadian Dollars
Fee-based Adjusted EBITDA Growth (2023-2026 CAGR Target)	four to six percent	per share

Upstream energy producers in the WCSB (crude oil, natural gas, NGLs)

These producers rely on Pembina Pipeline Corporation for gathering, processing, and transportation services to move their product from the wellhead to market.

• Forecasted physical volume growth on conventional systems is aligned with mid-single digit volume growth expected in the WCSB.
• Revenue volume growth reflects certain customers growing into their contractual take-or-pay commitments.
• Higher contracted and interruptible volumes and higher tolls on conventional pipelines are expected to contribute approximately $80 million to 2025 adjusted EBITDA relative to 2024 guidance midpoint.
• Pembina has successfully recontracted substantially all volumes available for renewal under contracts expiring in 2025 and 2026.

Midstream processors and marketers

This segment includes entities that process and market the commodities, often utilizing Pembina Pipeline Corporation's facilities and marketing services.

• The full year impact of higher ownership of Alliance Pipeline following the 2024 transaction is expected to contribute approximately $70 million to 2025 adjusted EBITDA.
• A higher contribution from gas processing assets is anticipated, primarily at PGI due to higher volumes and impacts from announced transactions with Veren Inc.
• Pipelines segment reported adjusted EBITDA of $646 million for the second quarter of 2025.
• Pipelines segment reported adjusted EBITDA of $630 million for the third quarter of 2025.
• Lower firm tolls on the Cochin Pipeline are noted due to recontracting in July 2024.

Petrochemical manufacturers requiring ethane and propane supply

Pembina Pipeline Corporation supports petrochemical operations through NGL services, including fractionation and supply agreements.

Pembina Pipeline Corporation has secured significant export capacity to serve these customers:

Propane/LPG Service	Capacity	Status/Agreement
Propane Export Capacity Access	50,000 barrels per day (bpd)	New commercial agreement and newly sanctioned project.
Prince Rupert Terminal (PRT) Optimization	20,000 bpd	Approved $145 million optimization.
AltaGas Tolling Agreement (RIPET/REEF)	30,000 bpd	Long-term tolling agreement for LPG export capacity.

Global energy buyers via export facilities (e.g., LNG customers)

These customers are served through Pembina Pipeline Corporation's export infrastructure, connecting WCSB supply to international markets.

• Projects are in development related to optimization of the Prince Rupert Terminal to allow for the use of larger vessels.
• The Dow Supply Agreement is a key development related to future projects.
• Third-party projects supporting West Coast LNG Exports have an estimated capacity of approximately 2.8 to 4.9 bcf/d of natural gas feedstock.

You're looking at the core revenue drivers for Pembina Pipeline Corporation's fee-based business, which is targeted for four to six percent compound annual growth of fee-based adjusted EBITDA per share from 2023-2026.

Finance: review contract renewal impact on Q4 2025 revenue projections by end of month.

Pembina Pipeline Corporation (PBA) - Canvas Business Model: Cost Structure

The Cost Structure for Pembina Pipeline Corporation is heavily weighted toward maintaining its extensive asset base and funding significant future growth initiatives. This structure is characterized by high fixed costs necessary to ensure safe and reliable operations across its network.

High fixed costs for pipeline and facility integrity and maintenance represent a non-negotiable component of the operating structure. For instance, non-recoverable sustaining capital expenditure for the remainder of 2025 is designated to be approximately $35 million to support safe and reliable operations, as noted in the Q3 2025 update. Also, higher integrity spend in the Facilities Division contributed to an increase to operating expenses in the third quarter of 2025.

Significant capital expenditures for growth projects (e.g., RFS IV, Peace expansions) drive substantial cash outlay. Pembina Pipeline Corporation revised its outlook for its 2025 capital investment program to $1.3 billion. Future capital expenditures for the remainder of 2025 were estimated to be approximately $225 million as of the Q3 2025 report. Specific project costs contributing to this include:

• RFS IV anticipated total cost is approximately $500 million.
• The Phase VIII Peace Pipeline Expansion estimated project cost was $430 million.
• The Wapiti Expansion was approved with an expected cost of $140 million net to Pembina.

Operating expenses, including power and environmental compliance, fluctuate based on operational needs and market prices. In the third quarter of 2025, operating expenses saw increases due to higher transportation costs and higher integrity spend, though this was partially offset by lower recoverable power costs resulting from a lower power pool price during the period.

The company manages its financing costs by targeting a specific leverage level. Pembina Pipeline Corporation is forecasting a year-end proportionately consolidated debt-to-adjusted EBITDA ratio of 3.4 to 3.7 times for 2025. If the debt related to the Cedar LNG project is excluded, this ratio would be 3.2 to 3.5 times. The interest expense on debt is a direct function of the outstanding debt required to fund the capital program, which is set against the projected 2025 Adjusted EBITDA guidance range of $4.25 billion to $4.35 billion.

Here is a snapshot of key 2025 financial metrics relevant to the cost structure context:

Financial Metric	2025 Guidance/Actual (Q3 YTD)	Unit
2025 Adjusted EBITDA Guidance Range (High End)	4.35 Billion	CAD
2025 Capital Investment Program (Total)	1.3	Billion
Remaining 2025 Capital Expenditures (Estimate)	225 Million	CAD
Anticipated 2025 Income Tax Expense Range (Low End)	415 Million	CAD
Year-End Debt-to-Adjusted EBITDA Target (Upper End)	3.7	Times
Q3 2025 Adjusted EBITDA	1,034 Million	CAD

The total capital expenditures for the nine months ended September 30, 2025, reached $549 million. This compares to $713 million in capital expenditures for the same nine-month period in 2024.

Pembina Pipeline Corporation (PBA) - Canvas Business Model: Revenue Streams

You're looking at how Pembina Pipeline Corporation generates its cash flow, which is heavily weighted towards stable, long-term contracts. Honestly, for a midstream player, this is what you want to see-less exposure to volatile commodity prices and more reliance on steady service fees.

The core of Pembina Pipeline Corporation's revenue comes from fee-for-service transportation and processing tolls. This forms the majority of their earnings power, giving you that predictable cash flow stream. This is the bedrock of their business model.

Here's a quick look at the key financial targets for 2025, based on the latest figures:

Metric	Value
2025 Adjusted EBITDA Guidance Range	$4.25 billion to $4.35 billion
Forecasted Marketing & New Ventures Contribution (Midpoint)	$550 million
Fee-Based Adjusted EBITDA Growth (2023-2026 CAGR)	4 to 6 percent
Fee-Based Adjusted EBITDA Growth (vs. 2024 Forecast Midpoint)	Approximately 5.5 percent increase

The commodity sales and marketing margins from the Marketing & New Ventures segment provide an important, though less stable, component. For 2025, the midpoint of the overall guidance range anticipates a contribution of $550 million from this segment. This segment's contribution is what frames the lower and upper ends of the total guidance range, as it is more sensitive to commodity prices and the US/Canadian dollar exchange rate.

You can see the focus on the stable side of the business through their growth targets. Pembina remains on-track to achieve four to six percent compound annual growth of fee-based adjusted EBITDA per share from 2023-2026. Excluding the marketing segment, the midpoint of the 2025 guidance reflects an approximately 5.5 percent increase in fee-based adjusted EBITDA compared to the forecast for 2024. That's solid, low-to-mid single-digit growth driven by infrastructure assets.

The stability you're looking for is locked in through long-term contracts, which often include take-or-pay contract revenue provisions. This means customers commit to paying for a certain volume or capacity regardless of whether they use it all, which is key for volume and price stability.

We see this stability reflected in recent contract actions:

• New transportation agreements on the Peace Pipeline secured renewals and additions totaling approximately 50,000 barrels per day (bpd) with a weighted average term of approximately 10 years.
• The long-term contractual profile for Alliance Pipeline was strengthened, with shippers electing a new 10-year toll on approximately 96 percent of the firm capacity available.
• Revenue volume growth on conventional pipelines and gas processing assets is expected to be lower than physical volume growth as certain customers expand into their contractual take-or-pay commitments in 2025.
• New long-term take-or-pay agreements support infrastructure funding, such as an agreement tied to a Montney producer for an under-construction battery and additional infrastructure, backed by a new long-term take-or-pay agreement.

These long-term, fee-based arrangements are what drive the predictable cash flow that supports the dividend and debt repayment plans.