Fonte immagine: The Motley Fool.
Trasferimento di energia (E.T 0,38%)
Chiamata sugli utili del quarto trimestre 2022
15 febbraio 2023, 16:30 ET
Contenuti:
- Osservazioni preparate
- Domande e risposte
- Chiama i partecipanti
Osservazioni preparate:
Operatore
Buongiorno e benvenuti alla teleconferenza sugli utili del quarto trimestre e dell’intero anno 2022 di Energy Transfer. Tutti i partecipanti saranno in modalità di solo ascolto. [Operator instructions] Dopo la presentazione di oggi, ci sarà l’opportunità di porre domande. [Operator instructions] Si prega di notare che questo evento è in fase di registrazione.
Vorrei ora affidare la conferenza a Tom Long, co-CEO. Per favore prosegui.
Tom Lungo — Co-Amministratore Delegato
Grazie, operatore, e buon pomeriggio a tutti, e benvenuti al bando sugli utili del quarto trimestre 2022 di Energy Transfer. Oggi sono anche raggiunto da Mackie McCrea e altri membri del senior management team che sono qui per aiutarti a rispondere alle tue domande dopo le nostre osservazioni preparate. Spero che tu abbia visto il comunicato stampa che abbiamo pubblicato questo pomeriggio, così come le diapositive pubblicate sul nostro sito web. Come promemoria, rilasceremo dichiarazioni previsionali ai sensi della Sezione 21E del Securities Exchange Act del 1934.
Queste dichiarazioni si basano sulle nostre convinzioni attuali, nonché su alcune ipotesi e informazioni attualmente a nostra disposizione e sono discusse in modo più dettagliato nel nostro modulo 10-K per l’intero anno conclusosi il 31 dicembre 2022, che prevediamo di presentare questo venerdì, 17 febbraio. Farò anche riferimento all’EBITDA rettificato e al flusso di cassa distribuibile, o DCF, che sono entrambi misure finanziarie non GAAP. Troverai una riconciliazione delle nostre misure non GAAP sul nostro sito web. Vorrei iniziare oggi esaminando i nostri risultati finanziari.
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Per l’intero anno 2022, abbiamo generato un EBITDA rettificato di 13,1 miliardi di dollari, che riflette la crescita continua nel 2021 ed è un record di partnership. Il DCF attribuibile ai partner di Energy Transfer, come rettificato, è stato di $ 7,4 miliardi, il che ha comportato un flusso di cassa in eccesso dopo le distribuzioni di circa $ 4,4 miliardi. Su base sostenuta, abbiamo avuto DCF in eccesso di circa $ 2,4 miliardi, dopo distribuzioni di $ 3,1 miliardi e capitale di crescita di circa $ 1,9 miliardi. Operativamente, abbiamo spostato volumi record in tutti i nostri segmenti per l’anno conclusosi nel 2022, inclusi volumi record sui nostri sistemi di trasporto midstream intrastatali e NGL legacy, nonché attraverso i nostri frazionatori a Mont Belvieu.
Inoltre, nel 2022 abbiamo esportato una quantità record di NGL dal nostro terminal olandese e prevediamo che le nostre esportazioni continueranno a crescere nel 2023. Osservando i risultati del quarto trimestre 2022, siamo stati lieti di segnalare un altro trimestre forte durante il quale abbiamo generato EBITDA rettificato consolidato di $ 3,4 miliardi, in aumento di oltre il 20% rispetto al quarto trimestre del 2021. Il DCF attribuibile ai partner, come rettificato, è stato di $ 1,9 miliardi rispetto a $ 1,6 miliardi per il quarto trimestre del 2021. Ciò ha comportato un eccesso di liquidità flusso dopo le distribuzioni di circa $ 965 milioni.
Su base sostenuta, abbiamo avuto DCF in eccesso di circa $ 360 milioni dopo distribuzioni di $ 945 milioni e capitale di crescita di circa $ 605 milioni. Il 25 gennaio abbiamo annunciato una distribuzione in contanti trimestrale di $ 0,35 per unità ordinaria o $ 1,22 su base annua. Questa distribuzione rappresenta un aumento del 75% rispetto al quarto trimestre del 2021 e del 15% rispetto al terzo trimestre del 2022. Con questo recente aumento, abbiamo ripristinato il nostro livello di distribuzione al livello della prima metà del 2020.
Apprezziamo molto i nostri investitori azionari che ci hanno supportato negli ultimi due anni e più, poiché abbiamo lavorato diligentemente per ridurre la nostra leva finanziaria e migliorare la stabilità finanziaria della partnership. Questo ci consentirà di capitalizzare meglio le opportunità che porteranno al futuro successo della partnership e di tutti i nostri stakeholder. I futuri aumenti della distribuzione saranno valutati su base annuale bilanciando i trasferimenti di energia, gli obiettivi di leva finanziaria, le opportunità di crescita e i potenziali riacquisti di unità. Al 31 dicembre 2022, la liquidità totale disponibile nell’ambito delle nostre linee di credito revolving era di circa 4,2 miliardi di dollari.
E anche se non stiamo parlando direttamente per conto delle agenzie di rating, sulla base dei nostri calcoli interni, siamo ora all’interno dell’intervallo del rapporto di leva finanziaria target da quattro a quattro e mezzo in base ai nostri calcoli dei rapporti di leva finanziaria delle agenzie di rating. Passiamo ora ai nostri risultati per segmento per il quarto trimestre. Inizierò con NGL e prodotti raffinati. L’EBITDA rettificato è stato di 928 milioni di dollari rispetto ai 739 milioni di dollari dello stesso periodo dello scorso anno.
Tale variazione è dovuta principalmente ai maggiori margini di trasporto, frazionamento e servizi di terminale e alla rilevazione di plusvalenze sulle scorte di NGL coperte. I volumi di trasporto di NGL sui nostri gasdotti interamente di proprietà e in joint venture sono aumentati a un record di 2 milioni di barili al giorno rispetto a 1,9 milioni di barili al giorno per lo stesso periodo dell’anno scorso. Questo aumento è dovuto principalmente ai maggiori volumi dalle regioni Permian e Eagle Ford, nonché ai nostri gasdotti NGL che consegnano al nostro terminal olandese. E i nostri volumi medi frazionati stabiliscono un nuovo record di partnership, con una media di 962.000 barili al giorno rispetto agli 895.000 barili al giorno del quarto trimestre del 2021.
Infatti, durante il quarto trimestre del 2022, la produzione di frazionamento in un solo giorno al Mont Belvieu ha raggiunto per la prima volta nella storia della nostra partnership più di 1 milione di barili. I volumi delle esportazioni di NGL hanno superato significativamente le esportazioni del quarto trimestre e dell’intero anno 2021, guidate dalle esportazioni record di etano e GPL dal Nederland Terminal. Ciò è stato determinato principalmente dalla seconda tranche del contratto sui satelliti entrata in vigore il 1 luglio, che ha raddoppiato gli impegni di volume rispetto al termine iniziale. Nel 2022, abbiamo caricato quasi 43 milioni di barili di etano dai Paesi Bassi.
E per l’intero anno 2023, prevediamo di caricare più di 60 milioni di barili. In totale, continuiamo a esportare più NGL di qualsiasi altra società o paese, con la nostra percentuale di esportazioni mondiali di NGL che rimane a circa il 20% del mercato mondiale. Per il midstream, l’EBITDA rettificato è stato di 632 milioni di dollari rispetto ai 547 milioni di dollari del quarto trimestre del 2021. Ciò è dovuto principalmente all’aumento del throughput in tutte le nostre regioni operative, nonché all’acquisizione delle attività di Enable nel dicembre 2021 e di Woodford Express attività nel settembre del 2022.
I volumi di gas raccolti hanno raggiunto un record di 19,4 milioni di MMBtu al giorno rispetto ai 14,8 milioni di MMBtu al giorno dello stesso periodo dell’anno scorso. Escludendo Enable e Woodford Express, i volumi di gas raccolti sui nostri asset legacy sono aumentati dell’8% rispetto allo stesso periodo dell’anno scorso. Per il nostro segmento del greggio, l’EBITDA rettificato è stato di 571 milioni di dollari rispetto ai 533 milioni di dollari dello stesso periodo dello scorso anno. Questi risultati sono stati guidati dal miglioramento delle prestazioni del nostro sistema di gasdotti per il greggio del Texas, dall’aumento della produttività presso i nostri terminal della costa del Golfo, da un maggiore utilizzo della raffineria e da una maggiore domanda di esportazione, nonché dall’aggiunta delle attività Enable nel dicembre 2021.
I volumi di trasporto del petrolio greggio sono aumentati a 4,3 milioni di barili al giorno rispetto ai 3,8 milioni di barili al giorno dello stesso periodo dello scorso anno. Ciò è stato determinato da maggiori volumi sui nostri sistemi di gasdotti del Texas e sul gasdotto Bayou Bridge, dall’aggiunta delle attività Enable, nonché dalla messa in servizio del collegamento Ted Collins e dei gasdotti Cushing South. Nel nostro segmento interstatale, l’EBITDA rettificato è stato di 494 milioni di dollari rispetto ai 397 milioni di dollari del quarto trimestre del 2021. Ciò è dovuto principalmente all’aumento dei ricavi di trasporto legati a volumi e tariffe contrattuali più elevati su molti dei nostri gasdotti, nonché all’aggiunta di Enable beni interstatali.
I volumi sono aumentati del 33% rispetto allo stesso periodo dello scorso anno e l’utilizzo su molti dei nostri gasdotti interstatali, tra cui Trunkline, Tiger, FGT, Southeast Supply Header e Rover rimane elevato. E per il nostro segmento intrastatale, l’EBITDA rettificato è stato di 433 milioni di dollari rispetto ai 274 milioni di dollari del quarto trimestre dello scorso anno. Ciò è dovuto principalmente alle maggiori opportunità di ottimizzazione della pipeline e dell’archiviazione, alle commissioni più elevate sugli asset nell’Haynesville, nonché all’aggiunta degli asset Enable. L’utilizzo del nostro sistema HPL rimane forte a causa dell’aumento della domanda per il nostro gas da asporto e il nostro sistema di gasdotti RIGS continua a fluire alla capacità o quasi a causa dell’aumento dell’attività nell’Haynesville.
Ora esaminiamo i recenti sviluppi sui nostri progetti di crescita in corso. Inizierò con un aggiornamento sul nostro progetto Lake Charles LNG. La domanda globale di GNL è rimasta forte poiché la sicurezza energetica è emersa come un tema chiave per il GNL. Inoltre, Stati Uniti
i produttori di gas naturale hanno mostrato un crescente interesse a impegnare una parte della loro produzione in accordi di vendita a lungo termine ai prezzi del gas naturale europeo e asiatico o dell’indice del GNL. Consideriamo questi due fattori come fattori chiave per garantire ulteriori accordi di prelievo di GNL a lungo termine. Il mercato del GNL lungo la costa del Golfo è attualmente estremamente competitivo. Dato questo livello di concorrenza, per raggiungere il FID ci vuole più tempo di quanto inizialmente previsto, ma siamo ottimisti sul fatto che porteremo questo progetto al FID.
Continuiamo a fare progressi su tutti gli aspetti del progetto e stiamo lavorando duramente per iscrivere più clienti e condivideremo ulteriori informazioni non appena saranno disponibili. Passando ai nostri terminali di esportazione Nederland e Marcus Hook, nel novembre 2022, abbiamo completato il dragaggio a Marcus Hook per aumentare la profondità in uno dei nostri moli a 42 piedi, il che ci consentirà di caricare completamente i VLEC in questo stock in futuro. Inoltre, abbiamo recentemente completato uno studio FEED su un potenziale progetto di espansione presso il nostro Nederland Terminal, che ci fornirebbe ulteriore capacità di esportazione NGL. Attualmente stiamo valutando i prossimi passi e speriamo di fornire maggiori dettagli su questa opportunità nel prossimo futuro.
Prevediamo inoltre di approvare un progetto di ottimizzazione presso Marcus Hook che aggiungerebbe capacità di refrigerazione e stoccaggio di etano incrementale. La domanda di NGL, sia negli Stati Uniti che dai clienti esteri, continua ad aumentare. Siamo fermamente convinti che ci sarà una crescita significativa della domanda internazionale per molti anni a venire. Successivamente, la costruzione del nostro Frac 8 continua come previsto e prevediamo che sarà in servizio nel terzo trimestre del 2023.
Questa aggiunta porterà la nostra capacità totale di frazionamento di Mont Belvieu a circa 1,15 milioni di barili al giorno. Inoltre, durante il quarto trimestre, abbiamo portato in linea una nuova caverna di stoccaggio a Mont Belvieu con una capacità di circa 3 milioni di barili, che supporta la nostra continua crescita della purezza presso i frac, nonché la crescita presso le nostre banchine in Olanda. Ciò porta la nostra capacità totale di stoccaggio sotterraneo di NGL a Mont Belvieu a circa 60 milioni di barili. Nel Permiano, a dicembre, abbiamo messo in servizio il nostro impianto di lavorazione Grey Wolf da 200 milioni di piedi cubi al giorno, che sta già accelerando più rapidamente del previsto.
Come promemoria, questo impianto, che si trova nel bacino del Delaware, è supportato da nuovi impegni e dalla crescita dei contratti con i clienti esistenti. Continua la costruzione dell’impianto dell’orso, il nostro impianto di lavorazione da 200 milioni di piedi cubi al giorno nel bacino del Delaware. Questo impianto rimane nei tempi previsti per essere in servizio nel secondo trimestre del 2023. Inoltre, continuiamo a valutare la necessità e la potenziale tempistica di aggiungere un altro impianto di lavorazione nella regione.
Per quanto riguarda l’asporto del Permiano, abbiamo anche recentemente completato i lavori di ammodernamento e snellimento del nostro gasdotto Oasis, che ha aggiunto almeno 60.000 Mcf incrementali al giorno di capacità di asporto dal bacino del Permiano. A dicembre abbiamo inoltre messo in servizio l’oleodotto Gulf Run. Gulf Run, che è un gasdotto interstatale da 42 pollici con una capacità di 1,65 miliardi di piedi cubi al giorno, fornisce trasporto di gas tra la nostra rete di gasdotti a monte e dallo scisto di Haynesville per la consegna alla costa del Golfo che collega alcune delle regioni produttrici di gas naturale più prolifiche negli Stati Uniti con il mercato delle esportazioni di GNL, nonché molti mercati lungo la costa del Golfo.
È supportato da un impegno di 20 anni per 1,1 Bcf al giorno da Golden Pass LNG e abbiamo recentemente concluso una stagione aperta non vincolante su Gulf Run a causa della crescente domanda dei produttori. Siamo rimasti soddisfatti dei risultati della stagione aperta e sono in corso discussioni con i clienti, che probabilmente richiederanno strutture aggiuntive oltre il progetto iniziale di 1,65 Bcf al giorno. Stiamo già utilizzando una parte significativa della capacità della Zona 1 su Gulf Run e abbiamo aggiunto ulteriori impegni dei clienti attraverso la Zona 2, che viene consegnata nella nostra pipeline Trunkline. Oltre a questi progetti in corso, continuiamo a valutare e discutere con i clienti in merito a una serie di altri progetti a lungo termine che potrebbero fornire forti ritorni e un significativo vantaggio per la nostra attività.
Rimaniamo ottimisti sulla possibilità di portare questi progetti a FID e non vediamo l’ora di condividere eventuali aggiornamenti significativi su questi potenziali progetti al momento opportuno. Sul fronte delle energie alternative, continuiamo a fare progressi nel nostro progetto di cattura e stoccaggio del carbonio con CapturePoint. Ciò è correlato ai nostri impianti di lavorazione della Louisiana settentrionale. Il permesso di classe 6 per il sequestro è stato depositato da CapturePoint presso l’EPA nel giugno del 2022.
Recentemente abbiamo anche eseguito una lettera di intenti con Oxy relativa all’hub Magnolia di Oxy ad Allen Parish, Louisiana, a nord del complesso industriale di Lake Charles. In base alla lettera di intenti, Energy Transfer e Oxy stanno lavorando insieme per ottenere impegni a lungo termine di CO2 dai clienti industriali nell’area di Lake Charles, Louisiana. Se questo progetto raggiungerà il FID, Energy Transfer costruirà un gasdotto di CO2 per collegare i clienti al sito di sequestro di Oxy ad Allen Parish, in Louisiana. Oxy ha depositato domande per due pozzi di iniezione di Classe 6 nel 2021.
Oxy è un’azienda leader nel settore CCS e siamo lieti di collaborare con loro per la riuscita di questo progetto. Inoltre, stiamo valutando numerose opportunità per catturare e utilizzare o immagazzinare la CO2 nei nostri sistemi. Ora esaminiamo la nostra spesa in conto capitale per la crescita. Per l’intero anno del 31 dicembre 2022, Energy Transfer ha speso circa 1,9 miliardi di dollari in progetti di crescita organica, principalmente nei segmenti midstream, interstatali e NGL e prodotti raffinati, esclusi SUN e USA Compression capex.
Per l’intero anno 2023, prevediamo che le spese in conto capitale per la crescita saranno comprese tra $ 1,6 miliardi e $ 1,8 miliardi, che saranno spesi principalmente nei prodotti raffinati NGL midstream e nei segmenti interstatali. Questo capitale comprende progetti che affronteranno la crescente domanda come il frac a Mont Belvieu, l’impianto di lavorazione delle barre nel bacino del Permiano, progetti di compressione e ottimizzazione su condutture esistenti, nuova capacità di trattamento nell’Haynesville, ulteriore raccolta e sviluppo della compressione nel Permiano, migliori efficienze e lavori di riduzione delle emissioni, nonché spese preliminari relative a progetti di cattura del carbonio. Inoltre, questo numero include una piccola quantità di capitale che è stata spostata dal 2022 al 2023 a causa delle esigenze di temporizzazione del progetto in servizio. Una parte significativa della nostra spesa in conto capitale per il 2023 è costituita da progetti che dovrebbero essere online e contribuire al flusso di cassa entro la fine del 2023 con rendimenti molto interessanti.
Ora per la nostra guida EBITDA rettificato per il 2023, data la continua domanda nazionale e internazionale dei nostri prodotti e servizi, la capacità della nostra attività di base di operare attraverso vari cicli di mercato, nonché le nostre prospettive di mercato per l’anno, prevediamo che il nostro EBITDA rettificato essere compreso tra $ 12,9 miliardi e $ 13,3 miliardi. La nostra attività continua a fornire flussi di cassa stabili e opportunità di ottimizzazione ed espansione. E nel 2023, prevediamo un aumento dell’utilizzo in tutti i nostri segmenti principali. Con l’attuale curva a termine dei prezzi e degli spread delle materie prime, la nostra guida non presuppone gli stessi vantaggi al rialzo dei prezzi e degli spread che abbiamo sperimentato nel 2022.
Come risultato del nostro impegno a rafforzare il nostro bilancio per tutto il 2022, siamo entrati nel 2023 in una posizione finanziaria molto più forte e prevediamo di mantenere il nostro intervallo obiettivo di leva finanziaria da quattro a quattro volte e mezzo. Continueremo a porre l’accento sul flusso di cassa allocato strategicamente in modo da posizionarci al meglio per migliorare ulteriormente la nostra flessibilità finanziaria e sfruttare gli investimenti in progetti di crescita ad alto rendimento e restituire valore ai detentori di quote. Rimaniamo fiduciosi sul futuro del nostro settore e sulla crescente domanda mondiale di petrolio greggio, gas naturale e liquidi di gas naturale e prodotti raffinati. Mentre cerchiamo ulteriori modi per affrontare la domanda esistente e nuova per i nostri prodotti, continueremo a perseguire progetti di crescita strategica che migliorano la nostra base patrimoniale esistente e generano rendimenti interessanti come parte della nostra strategia di allocazione del capitale.
Questo conclude le nostre osservazioni preparate. Operatore, apri la fila per la nostra prima domanda.
Domande e risposte:
Operatore
Inizieremo ora la sessione di domande e risposte. [Operator instructions] In questo momento, faremo una pausa momentanea per assemblare il nostro elenco. La prima domanda viene da Jeremy Tonet con JP Morgan.
Per favore prosegui.
Tom Lungo — Co-Amministratore Delegato
Jeremy, potresti essere disattivato.
Jeremy Tonet — JP Morgan — Analista
Oh, perdonami.
Operatore
Jeremy, la tua linea ora è attiva.
Jeremy Tonet — JP Morgan — Analista
Sì, buon pomeriggio. È utile riattivare l’audio. Grazie. Forse solo per iniziare qui, voglio andare al Permiano e ottenere pensieri di alto livello come lo vedi per quanto riguarda le esigenze di base e logistiche e l’asporto del gas Permiano è stato al centro dell’attenzione.
E abbiamo visto la volatilità dei prezzi Waha. Mi chiedo solo cosa significhi per ET quest’anno. Cosa c’è di incorporato nella guida? Ma soprattutto, immagino, a lungo termine, come vedi in base all’evoluzione aggressiva e alle opportunità future per ET lungo queste linee, in particolare per quanto riguarda i possibili tempi per lo sviluppo di Warrior?
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Ehi, Jeremy, questo è Mackie. Sì. Voglio dire, pensiamo al bacino del Permiano, probabilmente uno dei bacini più prolifici del mondo. Adoriamo guardare le mappe perché, come sapete, abbiamo gasdotti interstatali e intrastatali che arrivano in ogni direzione e fuori da quell’area, inclusi tre gasdotti NGL e poi, ovviamente, una significativa capacità di gasdotto attraverso lo stato.
Come sapete e tutti sanno in questa chiamata, c’è stata una crescita significativa dei volumi di gas naturale fuori dal Permiano. Ci sono state espansioni. Continuano ad esserci espansioni di compressione sul 42 pollici in costruzione. E poi in questo periodo l’anno scorso, abbiamo dato il via a Warrior e abbiamo iniziato a prendere slancio e continuiamo ad avere slancio.
Quindi, non sappiamo quando verrà annunciato il prossimo progetto in uscita dal bacino del Permiano. Crediamo che sarà nostro quando accadrà. Solo un rapido aggiornamento su quei volumi. Abbiamo contratto dal 25% al 30% circa di ciò di cui abbiamo bisogno per ottenere FID su Warrior.
Stiamo parlando con un altro almeno dal 50% al 60% di ciò che sarebbe necessario. È un processo lento basato su ciò che hai appena detto, quando hai spread negativi dove Waha è stato superiore a [Inaudible] e/o hai pochi centesimi di margine. È difficile fare affari. Ma certamente, nei prossimi tre o quattro anni, oltre a ciò che è già stato ampliato e costruito, ci sarà bisogno di un’altra linea.
E se ce n’è uno, crediamo che sarà nostro.
Jeremy Tonet — JP Morgan — Analista
Fatto. Questo è davvero utile. E poi guardando l’altro lato del gas, a valle, un significativo sviluppo di GNL in arrivo sulla costa del Golfo, in particolare in Louisiana nel corso del decennio qui, e sembra che voi ragazzi abbiate abbastanza il posizionamento del gasdotto in Louisiana lì per supportare Quello. Ma mi chiedo solo, sembra che questi esportatori stiano cercando la diversità dell’offerta oltre l’Haynesville e forse anche una sorta di maggiore connettività nel Texas e nel Permiano.
Mi chiedo solo come vedi questo svolgersi nel tempo e quali opportunità potrebbero presentare ET.
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Sì, solo un tema comune che direi in tutto questo su ogni domanda. Penso che ho appena chiesto, perbacco, guarda una mappa del gasdotto e guarda cosa può fare il trasferimento di energia spostando i volumi sulla costa del Golfo, in particolare sulla Louisiana. Dopo aver acquistato ad aprile, ora ne abbiamo tre – mi dispiace, quattro tubi da 42 pollici nel nord della Louisiana. Abbiamo collegamenti da Carthage a Perryville e ora con Gulf Run.
Ci colleghiamo quasi alla costa del Golfo e ad altri gasdotti. Quindi, siamo così, ben posizionati sia per alimentare il nostro progetto GNL che dovremmo portarlo a FID. Ma per quanto riguarda questo, anche i nostri risultati, stiamo vedendo che i volumi si fanno strada da North Marcellus a [Inaudible] e Trunkline e attraverso tutto il nostro sistema di gasdotti fino alla costa del Golfo già per vedere la crescente domanda di GNL. Quindi, siamo così, ben posizionati e piuttosto entusiasti del pieno utilizzo e persino delle espansioni dei nostri sistemi in tutto il sud.
Jeremy Tonet — JP Morgan — Analista
Fatto. È utile. Lo lascio lì. Grazie.
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Grazie.
Operatore
La nostra prossima domanda viene da Brian Reynolds di UBS. Per favore prosegui.
Brian Reynolds — UBS — Analista
Ciao, buon pomeriggio a tutti. Forse per iniziare solo con la guida. Implica una sorta di crescita limitata anno dopo anno in base alla presentazione in cui si espongono alcuni punti e prese con il calo delle materie prime compensato dalla crescita del volume. Quindi, ero solo curioso di sapere se potresti semplicemente disimballare le ipotesi di base forse intorno al mazzo delle materie prime e poi anche solo una visione di alto livello sulla crescita del Permiano e di Haynesville per aiutarci a quadrare la guida.
Grazie.
Tom Lungo — Co-Amministratore Delegato
Puoi scommetterci, Brian, questo è Tom Long. Davvero, quando guardi al 2022, ovviamente, è stato di nuovo un grande anno per noi con i risultati che ti stiamo dando in questo momento. Ma quando guardi davvero i volumi, se ricordi, abbiamo iniziato l’anno con la nostra guida da circa $ 11,8 miliardi a $ 12,2 miliardi, quando l’hai guardata. E poi abbiamo visto i prezzi iniziare a salire nel corso dell’anno con il conflitto che si è verificato in Ucraina.
Ma allo stesso modo, quando siamo arrivati al primo trimestre e alla nostra chiamata del primo trimestre, abbiamo parlato delle opportunità di ottimizzazione che il nostro gruppo operativo è stato in grado di raggiungere. E abbiamo detto che era probabilmente da $ 225 milioni a $ 250 milioni. Quindi, ci ha dato un vero colpo al braccio, così come nei prezzi. E mentre continuiamo nel corso dell’anno, se confrontassi i risultati del 2022, con quello che abbiamo nella guida per il 2023, probabilmente avrai circa $ 400 milioni a $ 600 milioni che provenivano proprio da, quello che chiamiamo il prezzo e gli spread che abbiamo visto.
Quindi, l’ultima parte della tua domanda, penso, per quanto riguarda le ipotesi, stiamo praticamente usando la curva in avanti. Restiamo un po’ in mezzo al fairway. E questo è un po’ come andare avanti dal ’22 al ’23. Ma puoi vedere, ancora una volta, tra i numeri che ti ho dato lì per il primo trimestre e poi i prezzi per l’intero anno, potresti – si spera, che ti dia un po’ di ponte su dove siamo.
Quindi, siamo molto entusiasti di ciò che siamo riusciti a ottenere con i vari progetti o le varie risorse che stanno arrivando online che continuiamo a vedere, così come i volumi. Quindi, siamo ovviamente molto entusiasti di poterti dare numeri da $ 12,9 miliardi a $ 13,3 miliardi.
Brian Reynolds — UBS — Analista
Grande. Apprezzo il feedback. Forse come mio follow-up, apprezzo un po ‘di colore sulle osservazioni preparate intorno a Lake Charles LNG, forse impiegando un po’ più tempo del previsto. Curioso se puoi Parliamo solo un po’ di più, uno, solo dell’interesse azionario nei progetti; due, all’appalto termale.
Sembra che, in generale, sia molto difficile definire il GNL in qualsiasi ambiente. E infine, qualsiasi aggiornamento sul provider EPC. Immagino che nel contesto più ampio, ci si concentri solo sui rendimenti per questo progetto rispetto, immagino, solo a perseguire questo progetto solo per portare valore al sistema a valle? Grazie.
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Ehi, Brian, questo è di nuovo Mackie. E hai colpito nel segno, ci è voluto più tempo di quanto avessimo previsto. È estremamente competitivo là fuori. La necessità di gas naturale per molti anni a venire è là fuori.
Ci sono clienti internazionali in tutto il mondo che cercano forniture, in particolare forniture di gas affidabili e più economiche negli Stati Uniti, ma è estremamente competitivo. E siamo delusi dal fatto che non siamo più avanti nella registrazione dei clienti. Ma anche mentre parliamo, abbiamo Tom Mason e il suo team che sono in realtà laggiù per un incontro di due settimane con i clienti, alcuni dei quali erano in fondo alla strada per concludere nuovi affari, che sicuramente renderanno pubblici. Quindi, stiamo lavorando sodo su quel fronte.
Abbiamo il nostro bel da fare per noi. Riteniamo ancora di avere il miglior progetto per una serie di motivi, soprattutto con la possibilità di alimentarlo da So, molti bacini diversi. Quindi, ne siamo ancora molto entusiasti. Sul fronte EPC, abbiamo ricevuto alcuni dei nostri costi nei prossimi 60-90 giorni, li perfezioneremo.
Metteremo una specie di – per ottenere una migliore comprensione di qualsiasi rischio e mitigazione di tali rischi. Ma in realtà, il nostro obiettivo in questo momento è ottenere i clienti. E abbiamo fatto un grande sforzo su questo, e rimaniamo ancora ottimisti sul fatto che lo porteremo a FID.
Brian Reynolds — UBS — Analista
Grande. Apprezzo la chiamata lì. Lo lascio lì. Goditi la serata.
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Grazie.
Operatore
La nostra prossima domanda viene da Michael Blum con Wells Fargo. Per favore prosegui.
Michael Blum — Bene Fargo Securities — Analista
Grazie. Buon pomeriggio a tutti. Quindi, forse voglio solo parlare di – iniziare con l’allocazione del capitale per il 2023. Tom, nelle tue osservazioni preparate, sembri indicare che la riduzione dell’indebitamento continua ad essere una priorità.
Quindi, mi chiedo se stai pensando di voler spingere verso l’estremità inferiore di quell’obiettivo di leva da quattro a quattro e mezzo? E poi come dovremmo pensare al tasso di crescita dei dividendi nel 2023? E poi qualcosa sui riacquisti? Grazie.
Tom Lungo — Co-Amministratore Delegato
Sì, buon pomeriggio, Michael. Inizierò con questo. Quando lo guardi davvero, siamo stati assolutamente più che contenti, se vuoi, che siamo stati in grado di riportare le distribuzioni fino a $ 1,22. Davvero, quando guardi molti dei tagli alla distribuzione che sono stati fatti quell’anno, siamo molto orgogliosi di ciò che siamo stati in grado di ottenere.
Penso che probabilmente siamo uno dei pochi che siamo in grado di riportarlo ai livelli pretagliati. Quindi, quando guardi davvero l’allocazione, lo faremo – l’hai formulato bene. Probabilmente continueremo a mantenere molta flessibilità finanziaria e un po ‘di polvere secca, il che significa che lo manterremo all’estremità inferiore di quel quattro o quattro e mezzo. Quindi, continueremo a concentrarci sul ridurlo fino al rapporto di leva finanziaria.
Quando guardi davvero ai progetti di capitale di cui abbiamo parlato qui, so che iniziamo con questo numero di capex di dove siamo. Continueremo a esaminare le acquisizioni. E quindi, quando ti concentri su questo e vedi dove siamo in qualche modo – cosa abbiamo fatto nel 2022 con alcune delle acquisizioni di tipo più piccolo, da $ 1,6 miliardi a $ 1,8 miliardi non include nulla che potrebbe arrivare solo sul fronte del consolidamento. Quindi, stanzieremo dollari per la continua crescita dell’azienda.
E poi terzo, esamineremo il ritorno del capitale ai detentori di quote, e questo valuterà i livelli di distribuzione. Come ho detto nel tipo di osservazioni preparate, esamineremo quella distribuzione più su base annuale. Non ci sono molte altre indicazioni a questo punto che forniremo in questo momento. Ma continueremo a esaminare possibili riacquisti di unità.
Quindi, li mettiamo entrambi nello stesso capitale di ritorno per i detentori di quote. Ma è così che la penso in sintesi, rispondendo alla tua domanda.
Michael Blum — Bene Fargo Securities — Analista
OK. Grande. Grazie per quello. E poi volevo anche solo chiederti della tua attività di stoccaggio del gas.
Mi chiedo se puoi semplicemente parlare in generale delle tendenze che stai vedendo nei tassi di archiviazione e poi ricordarci semplicemente qual è la durata media dei tuoi contratti di archiviazione e quanta capacità commerciale hai. Grazie.
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Ehi, Mike, questo è Mackie. Sì, abbiamo un totale di circa 150 Bcf in tutto il paese di stoccaggio. Quindi, il tipo medio di struttura di stoccaggio è leggermente diverso. Siamo stati in grado di portare a termine negli ultimi cinque o sei mesi alcuni accordi relativi allo stoccaggio con il trasporto verso alcune centrali elettriche in Texas e in Oklahoma.
Quello che è successo con Yuri ha in qualche modo svegliato alcune persone, ed è quello che abbiamo pubblicizzato per un po’. Se non blocchi l’addebito della domanda o prenoti lo spazio dallo storage e per la capacità della pipeline, potresti trovarti nei guai quando i tempi sono stretti. Quindi, abbiamo avuto successo. Alcuni di questi accordi durano da tre a cinque anni.
Molti dei nostri contratti di stoccaggio possono durare anche un anno o due. Non entrerò in molti dettagli per motivi di concorrenza, ma abbiamo un’ampia varietà di clienti e un’ampia esigenza di guida. E poi, ovviamente, qualunque sia la capacità del commerciante disponibile. Abbiamo un team di ottimizzazione che sfrutta tale valore quando si presentano tali opportunità.
Michael Blum — Bene Fargo Securities — Analista
Va bene. Grazie mille.
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Grazie.
Operatore
La nostra prossima domanda viene da Marc Solecitto con Barclays. Per favore prosegui.
Marc Solecitto — Barclays — Analista
Grazie. Buon pomeriggio. Forse solo per iniziare, chiedendoti se potresti condividere i tuoi ultimi pensieri su una potenziale valuta C-Corp. E se quel qualcosa che potrebbe essere sul tavolo qui nel 2023.
Tom Lungo — Co-Amministratore Delegato
Sì, Mark, questo è Tom Long. Abbiamo un team che ci sta lavorando. Immagino che il modo in cui ti direi è che stiamo impiegando un bel po ‘di tempo a valutarlo. E ci sentiamo abbastanza bene per il 2023 probabilmente.
Faremo un po’ di attenzione nel fornire una guida là fuori in questo momento. Ma è qualcosa che pensiamo ancora abbia molto senso e stiamo impiegando molto tempo ma non può davvero guidarti più vicino di così.
Marc Solecitto — Barclays — Analista
No, lo apprezzo. E poi tornando a quando hai annunciato la transazione Enable, credo che nel momento in cui hai fatto riferimento all’opportunità di integrare leggermente alcune di quelle risorse G&P con le tue risorse frac della Costa del Golfo nel tempo. Quindi, mi chiedevo se potessi darci un aggiornamento in merito. Stiamo iniziando a vederlo qui nel 2023? È ancora un po’ più datato?
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Ehi, Mark, questo è Mackie. Permettetemi di scomporlo un po’. Con le risorse Enable, alcune delle cose che siamo stati in grado di fare, ad esempio, nel Panhandle e nell’Oklahoma occidentale, siamo stati in grado di chiudere un paio di impianti più piccoli e spostarli con margini molto più elevati, risparmiando molti costi operativi con rendimenti migliori. Quindi, ci sono state alcune sinergie lì.
Ci sono state anche sinergie nel collegare alcuni dei gasdotti abilitati, ad esempio, la Louisiana settentrionale alle nostre strutture di trasporto, alcuni dei loro gasdotti interstatali. E poi per quanto riguarda il collegamento dei punti tra l’Oklahoma e la costa del Golfo, sì, avremo la stragrande maggioranza dei liquidi che sono il portellone del crio abilitato che verrà consegnato ai nostri frazionatori quando quei contratti scadranno tra un paio d’anni .
Marc Solecitto — Barclays — Analista
Fatto. Apprezza il tempo.
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Grazie.
Operatore
La prossima domanda arriva da John Mackay con Goldman Sachs. Per favore prosegui.
Giovanni Mackay — Goldman Sachs — Analista
EHI. Grazie per il tempo. Lo apprezzo. Forse volevo solo parlare un po’ di Haynesville.
So che l’hai toccato in un paio di altre domande Finora. Ma sii curioso di sentire la tua opinione su come appare il bacino dato dove sono andati i prezzi del gas, tipo di cosa stai pensando per la crescita del bacino in generale e cosa potrebbe significare forse per la tua impronta di raccolta in particolare e forse per l’opportunità di ottenere più contratti in Gulf Run?
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Ehi, John, sono di nuovo Mackie. Sì, l’ho menzionato un minuto fa. Abbiamo tre tubi intrastatali da 42 pollici, uno intrastatale da 42 pollici più altri tubi. Colleghiamo il trasporto a Cartagine a Perryville.
Ora siamo collegati da Haynesville al nostro sistema Trunkline a Golden Pass. Quindi, siamo così, ben posizionati. Le riserve ci sono. Abbiamo una forte opinione su dove il prezzo del gas scenderà al di sotto di $ 2 dove continueranno a trivellare? Non lo sappiamo, ma sappiamo che questi pozzi arrivano a $ 50.000 o $ 60.000 al giorno.
Non hai bisogno di un prezzo del gas molto alto per giustificare la perforazione di quelli. Non abbiamo avuto grandi indicazioni di rallentamento. In effetti, stiamo aggiungendo una significativa capacità di trattamento nel nord della Louisiana. Quindi, crediamo che le riserve per lì cresceranno e gran parte di quel volume colpirà il nostro sistema.
Giovanni Mackay — Goldman Sachs — Analista
Va bene. È utile. Grazie. Forse solo un follow-up sulla guida capex.
Abbiamo parlato un po’ dei potenziali progetti di debottigliamento delle esportazioni NGL. Solo che non era chiaro. È nell’attuale guida alla crescita? O è qualcosa che vedremmo di più nel ’24? E poi più in generale, non sto cercando di fissarti sul numero del ’24, ma il livello di capex del ’23 è una specie di tasso di esecuzione ragionevole a cui pensare ora che molti dei progetti più grandi sono stati lanciati?
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Inizierò questo e poi forse Tom può proseguire. Ma sì, il nostro [Inaudible] espansione e la nostra potenziale espansione a Marcus Hook, quelli non sono nei nostri numeri di riferimento. Tuttavia, come abbiamo accennato nell’ultima chiamata e lo siamo stati per un po’, ci espanderemo, accadrà. Non saresti sorpreso se annunciassimo qualcosa entro la prossima chiamata.
abbiamo i volumi per giustificarlo. Stiamo solo cercando di prendere la decisione più prudente se espandere prima Nederland, espandere prima Marcus Hook o con alcuni dei successi e dei negoziati [Inaudible] in corso, espandiamo entrambi? Quindi, questo è un aspetto molto positivo della nostra attività. Siamo cresciuti enormemente negli ultimi cinque o sei anni. Ci auguriamo che il mondo abbia un desiderio insaziabile di NGL.
Pensiamo che crescerà per molti, molti anni a venire e crediamo che giocheremo un ruolo più importante di chiunque altro nel settore nel soddisfare tale domanda. Quindi, prevediamo di fare alcuni annunci in un futuro abbastanza prossimo sull’espansione della nostra capacità di esportazione.
Tom Lungo — Co-Amministratore Delegato
E John, vado avanti e salto anch’io qui. Questo è Tom Long. Per quanto riguarda la seconda parte della tua q domanda lì. Come puoi vedere, abbiamo fornito una guida da $ 1, 6 miliardi a $ 1, 8 miliardi per un’azienda delle nostre dimensioni, probabilmente puoi anche apprezzare che abbiamo molte opportunità.
Quindi, questo è davvero il numero con cui stiamo iniziando l’anno qui sulla base dei progetti che abbiamo identificato, ma abbiamo parlato di questi altri progetti, e tu hai affermato correttamente che sono — gli altri progetti che non devono essere FID , non stiamo includendo in questo. Quindi, man mano che arrivano nel corso dell’anno, parleremo di più di quelli che potrebbero avere un impatto su quel numero. Ma penso che l’altra cosa su cui assicurarti di rimanere concentrato dal punto di vista del capex sia che non include alcune delle piccole opportunità di tipo M&A. Quindi, gran parte di questo capitale di crescita sono progetti in questo momento che sono fatture piuttosto brevi.
Otteniamo buoni rendimenti, ottimi rendimenti su di loro. E allo stesso tempo, otteniamo buoni rendimenti in conto capitale su di loro in un periodo di tempo più breve, diciamo, meno di 12 mesi. Quindi, continueremo a concentrarci sul fare le cose che devono rafforzare l’azienda e continuare a farla crescere. E così, ti aspetteresti molto di più con il capex che stiamo osservando, quindi.
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Ehi, John, questo è Mackie. Aggiungi anche un’altra cosa. Tieni presente che abbiamo creato un franchising lassù. Siamo l’unica azienda in grado di trasportare la crescita del GPL.
Siamo l’unica azienda in grado di trasportare attraverso i gasdotti la crescita di etano, abbiamo la capacità di aumentare la nostra capacità di etano di tre volte rispetto a quella che stiamo spostando oggi. Possiamo più che raddoppiare la nostra capacità di GPL. Quindi, quando parliamo di espansione a Marcus Hook, avremo un buon tasso di rendimento decente su quel capitale di espansione e quindi pochissimo capitale per, diciamo, le stesse stazioni di pompaggio per utilizzare la capacità esistente che è già nel terreno.
Giovanni Mackay — Goldman Sachs — Analista
Va bene. È fantastico. Davvero chiaro. Apprezza tutto il colore.
Operatore
La nostra prossima domanda viene da Jean Ann Salisbury con Bernstein. Per favore prosegui.
Jean Ann Salisbury — AllianceBernstein — Analista
CIAO. Quanto prevedi che Gulf Run possa scorrere fisicamente fino a quando Golden Pass non sarà online? E vieni pagato per tutti i contratti oggi anche prima?
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Ciao, Jean Ann, sono di nuovo Mackie. Quel contratto ha un cliente base di Golden Pass. Sì, hanno iniziato a essere oneri per la domanda nella prima parte di quest’anno, che in realtà sarebbero aumentati un po ‘più tardi nel corso dell’anno. E utilizzeremo pienamente quella pipeline il più possibile.
Credo che flussiamo quasi fino a 0,5 Bcf al giorno, in realtà volumi fisici oltre alle spese di domanda che stiamo ricevendo da Golden Pass. Ed è nostra aspettativa che quella squadra continui a riempire quel tubo e che ogni parte della capacità sia disponibile fino a quando non inizierà a essere utilizzata da Golden Pass. Come sapete, probabilmente si tratta di 1,65 Bcf di capacità che possiamo facilmente espandere.
Jean Ann Salisbury — AllianceBernstein — Analista
Sì. Ciò ha senso. E poi pensi che Lake Charles e il progetto petchem siano in qualche modo dipendenti l’uno dall’altro in termini di quota che sei disposto a prendere? Solo ipoteticamente, se uno di loro dovesse definitivamente non raggiungere la FID, ciò aumenterebbe il tuo appetito per prendere una quota maggiore dell’altro, o li consideri completamente indipendenti?
Tom Lungo — Co-Amministratore Delegato
Sì. Questo è Tom Long. Prima intervengo qui. Li consideriamo indipendenti.
Non sono nello stesso dialogo che guardiamo. In altre parole, il nostro desiderio è quello di continuare a guardare al mercato per tutto il prodotto che trattiamo. E così, quando inizi a guardare petchem, inizi a guardare al GNL, inizi a dover iniziare a guardare i vantaggi a monte che vediamo. E pensiamo che entrambi su base autonoma.
Avrebbe senso — o non li porteremo al FID, ma sono indipendenti.
Jean Ann Salisbury — AllianceBernstein — Analista
Grande. Questo è tutto per me. Grazie.
Operatore
La nostra prossima domanda viene da Chase Mulvehill con Bank of America. Per favore prosegui.
Insegui Mulvehill — Bank of America Merrill Lynch — Analista
Ehi, buon pomeriggio a tutti. Quindi, immagino, una domanda veloce sul segmento midstream. Ovviamente, ha fatto un grande passo indietro nel quarto trimestre, probabilmente di più, in relazione ai POP. Ma potresti parlare di quanto nel quarto trimestre rifletteva davvero il tipo di prezzo spot delle materie prime rispetto a quale ulteriore svantaggio potresti avere mentre ti muovi con prezzi delle materie prime più bassi? E mi rendo conto che stai usando la striscia come guida, ma stai solo cercando di capire e livellare le cose [Inaudible] al quarto trimestre.
Tom Lungo — Co-Amministratore Delegato
Sì. Questo è Tom Long. Sono quei contratti POP. Chase, l’hai azzeccato per quanto riguarda il modo in cui l’hai descritto.
Ma l’area midstream è l’area che abbiamo fatto: quando guardi al 2022, abbiamo goduto di molti dei prezzi delle materie prime più alti durante l’anno e l’abbiamo visto. E questo è probabilmente uno dei segmenti che continuiamo a guardare quando forniamo la guida per il 2023 che riguarda molto i prezzi. Ora ricorda, stiamo ancora usando quella curva in avanti per il 2023, ed è quello che ci siamo fatti dentro. Ma rimaniamo ancora molto ottimisti sui volumi e su ciò che stiamo vedendo, e ovviamente cattureremo tutto il valore possibile per continuare a far crescere quel segmento.
Insegui Mulvehill — Bank of America Merrill Lynch — Analista
OK. Ha senso. E probabilmente hai uno sguardo decente alla domanda di petchem. E se stiamo iniziando a vedere i primi segni di, immagino, un minimo della domanda di petchem – potenzialmente un aumento nella metà posteriore o forse pensi che sia più ’24.
Quindi, sarei curioso di sapere cosa ne pensi della domanda di petchem e se vedi quel tipo di fondo nel breve termine e forse salirai man mano che entriamo nella metà posteriore di [Inaudible]
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Chase, abbiamo iniziato a perderti. Posso rispondere se non lo chiedo di nuovo. Ma come tutti sanno, abbiamo un team che sta lavorando diligentemente su un progetto davvero unico, probabilmente uno dei progetti più flessibili che siano mai stati realizzati al mondo, e ci troviamo in un momento difficile. Siamo in un ciclo molto negativo.
Non c’è davvero uno spread simile a quello che sta accadendo sul nostro Warrior, dove non c’è proprio uno spread, ed è difficile convincere l’azienda a impegnarsi. Tuttavia, stiamo dialogando con diversi partner azionari, i quali prenderanno entrambi una parte significativa del rendimento. E pensiamo che sia un progetto ad un certo punto, arriveremo al FID. È un tempismo difficile in questo momento in base al tipo di dove si trovano i crack spread.
Ma per il tuo punto, è un ciclo e forse da – tutti inizieranno a vedere forse entro l’ultima parte del 2024, inizieremo a vedere il lato positivo di quel ciclo. E così, mentre ci addentriamo nel ’23, più in profondità quest’anno, siamo ottimisti sul fatto che avremo più slancio e, si spera, lo porteremo al FID.
Insegui Mulvehill — Bank of America Merrill Lynch — Analista
OK. Perfetto. Lo girerò.
Operatore
La nostra prossima domanda viene da Colton Bean con Tudor, Pickering, Holt. Per favore prosegui.
Fagiolo Colton — Tudor, Pickering, Holt and Company — Analista
Buon pomeriggio. Quindi, tornando a Gulf Run, hai menzionato la deliverability attraverso la Zona 2 e la Trunkline. Penso che il team abbia precedentemente esaminato l’estensione del capolinea oltre gli inizi per aggiungere la connettività a valle. Puoi semplicemente aggiornarci su dove ti trovi su quel progetto e cosa devi vedere per andare avanti?
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Puoi scommetterci, Colton. Questo è di nuovo Mackie. Abbiamo avuto una stagione aperta qualche tempo fa, non molto tempo fa, ma l’anno scorso, ed è stato un grande successo per quanto riguarda la domanda. Quindi, stiamo guardando un sacco di cose.
Non ci vuole molto tubo per scendere per collegare la nostra società affiliata a FGT, il che aiuterebbe alcuni di quei clienti. Ovviamente stiamo anche cercando di estenderlo potenzialmente fino al lago Charles. Possiamo aggiungere solo compressione e aggiungere un Bcf o potrebbe significare quel loop in quella pipeline e costruire un intero nuovo 42 pollici, non solo fino a Trunkline ma anche, siamo in Florida e in altri gasdotti interstatali. Quindi, man mano che i volumi crescono da Haynesville, poiché i clienti cercano più gas, non solo lungo la costa del Golfo della Louisiana e fino alla Florida, ci aspettiamo alcune espansioni significative del sistema Gulf Run.
Fagiolo Colton — Tudor, Pickering, Holt and Company — Analista
Grande. E poi Mackie, tornando all’espansione dell’esportazione NGL, puoi semplicemente inquadrare per noi l’ambito che stai guardando, a Nederland e Marcus Hook? Voglio dire, stai osservando quella refrigerazione incrementale, principalmente la nascita? Sto solo cercando di avere un’idea del capitale totale che potrebbe essere richiesto.
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Entrambi. Ci sono diversi percorsi che questo potrebbe prendere. Ma in generale, entrambe le espansioni in questo momento sarebbero di 70.000 barili al giorno. Ciò includerebbe sia la refrigerazione che i serbatoi sia a Nederland che a Marcus Hook.
Fagiolo Colton — Tudor, Pickering, Holt and Company — Analista
Grande. Grazie.
Operatore
La nostra prossima domanda viene da Michael Cusimano con Pickering Energy. Per favore prosegui.
Michele Cusimano — Pickering Energy Partners — Analista
Ehi, buon pomeriggio a tutti. Avrei solo un paio di domande di chiarimento, se possibile. Innanzitutto, sul commento che hai fatto, Tom, sugli aumenti della distribuzione. So che hai detto che cercherete tutti di aumentarli ogni anno.
È giusto presumere che qui siamo a un livello stabile fino a gennaio del ’24?
Tom Lungo — Co-Amministratore Delegato
Li valuteremo sempre ogni trimestre quando la distribuzione sarà approvata dal consiglio. Ma volevamo assicurarci di aver comunicato allo Street che il nostro obiettivo era arrivare a $ 1,22. Siamo ovviamente molto, molto contenti di vederlo con un rapporto di copertura doppio quando guardi al quarto trimestre è ciò a cui mi riferisco. Ma è qualcosa che probabilmente torneremo al tipo di valutazioni normali su base annuale.
Chiaramente, quando guardi – ancora una volta, guardo l’allocazione del capitale del debito, continuo a ridurre il debito. Ma anche, questi progetti di cui stiamo parlando, so di averlo già detto in precedenza in questa chiamata, ma continueremo a guardare a questi buoni progetti per continuare a rafforzare l’azienda. Ma è davvero più su base annuale che esamineremo un tipo di valutazione su dove siamo, quindi.
Michele Cusimano — Pickering Energy Partners — Analista
OK. Sì. No, è molto chiaro. E poi anche per chiarire il commento midstream di prima.
Ci sono stati benefici compensati simili in altri segmenti dal basso, forse come realizzazioni POP nel midstream? Immagino che il segmento intrastatale abbia beneficiato di un Waha inferiore, ecc., Che ci fossero alcuni punti e prese in tutto il franchising?
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Questo è Mackie. Un po’ difficile rispondere a questa domanda. Ma se rifletti e guardi i nostri risultati, come abbiamo detto, in ogni segmento, abbiamo raggiunto record. Quindi, sì, poiché il midstream potrebbe essere diventato un po ‘più stretto e il POP potrebbe non essere così forte o forse dirigersi quest’anno, questo è un po’ il vantaggio del trasferimento di energia.
Siamo così diversificati in tutti i diversi aspetti, incluso l’NGL a midstream per i nostri gasdotti interstatali e intrastatali. E così, ad esempio, abbiamo raggiunto volumi record in alcuni dei nostri gasdotti nell’intrastate, così come in altri nostri sistemi di gasdotti. Quindi certo, ci sono compensazioni quando alcuni dei nostri segmenti potrebbero avere difficoltà un po ‘come midstream. Certamente, questo è compensato molte volte forse dalla nostra attività grezza o dalla nostra attività NGL.
Michele Cusimano — Pickering Energy Partners — Analista
OK. Fatto. È utile.
Tom Lungo — Co-Amministratore Delegato
OK. Mi dispiace. hai un’altra domanda?
Michele Cusimano — Pickering Energy Partners — Analista
È utile. Questo è tutto per me. Sì.
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
OK.
Operatore
Questo conclude la nostra sessione di domande e risposte. Vorrei rimandare la conferenza a Tom Long per eventuali osservazioni conclusive.
Tom Lungo — Co-Amministratore Delegato
Scommetti. Ancora una volta, grazie a tutti voi per esservi uniti a noi oggi. Un altro grande anno che abbiamo consegnato, e saremmo negligenti se non pensassimo a tutti i membri del team di Energy Transfer per aver realizzato un altro grande anno e per riportare il nostro bilancio dove deve essere, la nostra flessibilità finanziaria. Non è successo solo per caso o per caso.
Quindi, un enorme complemento all’intero team di Energy Transfer, e possiamo ringraziare tutti voi abbastanza per il vostro continuo supporto, e non vediamo l’ora di parlare con tutti voi nel prossimo futuro.
Operatore
[Operator signoff]
Durata: 0 minuti
Partecipanti alla chiamata:
Tom Lungo — Co-Amministratore Delegato
Jeremy Tonet — JP Morgan — Analista
Mackie McCrea — Chief Operating Officer e Chief Commercial Officer del Gruppo
Brian Reynolds — UBS — Analista
Michael Blum — Bene Fargo Securities — Analista
Marc Solecitto — Barclays — Analista
Giovanni Mackay — Goldman Sachs — Analista
Jean Ann Salisbury — AllianceBernstein — Analista
Insegui Mulvehill — Bank of America Merrill Lynch — Analista
Fagiolo Colton — Tudor, Pickering, Holt and Company — Analista
Michele Cusimano — Pickering Energy Partners — Analista
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