نسخة معدلة من مكالمة جماعية أو عرض تقديمي ENLC 8-May-20 1:00 GMT

في خضم بيئة مليئة بالتحديات ، أعلنت EnLink عن نتائج قوية للربع الأول. لقد حققنا الأرباح المعدلة قبل احتساب الفوائد والضرائب والاستهلاك وإطفاء الدين بقيمة 260 مليون دولار ، والتي تتضمن نفقات بقيمة 6 ملايين دولار تتعلق بإنهاء الخدمة كجزء من تخفيض القوى العاملة لدينا ، وقد حققنا 44 مليون دولار من التدفق النقدي الحر الزائد.

بينما نتطلع إلى ما تبقى من عام 2020 ، يعلم الجميع أن الوباء تسبب في اضطراب كبير في الطلب على منتجات الطاقة. أدى الانهيار الأخير في أسعار النفط إلى تراجع حاد للغاية في إنتاج النفط الخام في جميع أنحاء الولايات المتحدة ، وسيكون لذلك تأثير مادي على الأحجام عبر أنظمتنا وبالتالي على الإيرادات التي تولدها EnLink هذا العام وربما العام المقبل.

نطاق النتائج المحتملة التي يمكن أن تتكشف لـ EnLink خلال عام 2020 واسع. بينما نتقدم إلى الأمام من خلال هذه المياه غير المخططة نحو حالة طبيعية جديدة ، من غير العملي بالنسبة لنا توفير الوضوح فيما يتعلق بتوقعات الأرباح الحجمية والقطاعية. في وقت لاحق ، سيناقش بن عددًا قليلاً من الحالات التي قمنا بتقييمها جنبًا إلى جنب مع التأثيرات عالية المستوى التي يمكن أن تحدثها هذه الحالات على مقاطعنا.

ما يمكنني مشاركته هو أننا نشهد حاليًا أرباح EBITDA المعدلة في حدود 950 مليون دولار إلى 1.025 مليار دولار للعام بأكمله. بالنظر إلى الافتراضات والسيناريوهات التي قمنا بتقييمها ومعرفة ما نعرفه اليوم ، فإن هذا المستوى من الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك وإطفاء الدين ، إلى جانب تخفيضات النفقات الرأسمالية والتوزيع التي قمنا بها حتى الآن ، سيولد تدفقات نقدية مجانية زائدة كبيرة في حدود 260 مليون دولار إلى 280 دولارًا مليون.

من خلال نظامنا الأساسي للأصول الذي يولد تدفقاً نقديًا فائضًا قويًا ، لدينا القدرة على إدارة الرافعة المالية بشكل فعال ونتوقع أن نكون دون مقياس ميثاقنا المالي الرئيسي وهو الدين 5.0x إلى EBITDA المعدل كما تم حسابه بواسطة تسهيلنا الائتماني.

بينما نتنقل خلال الأيام المقبلة ، تتضمن خطة التنفيذ لدينا 4 أولويات. الرقم الأول هو الحفاظ على القوة المالية. لقد اتخذنا عددًا من الخطوات الحاسمة خلال الربع الأول لتنفيذ هذه الأولوية. خفضنا توزيع الوحدة المشتركة بنسبة 67٪. نعتقد أن التوزيع على مستوى مستدام ، بالنظر إلى ما نعرفه عن بيئة التشغيل الحالية لدينا. قمنا بتخفيض برنامج النفقات الرأسمالية بنسبة 40٪ مقارنة بميزانيتنا الأصلية ، وسننفق 66٪ أقل هذا العام مقارنة بعام 2019. وسنستمر في تقييم كل دولار ننفقه ويمكن أن يخفض رأس المال بمقدار زيادة 50 مليون دولار تبعا لنشاط المنتج. لقد اتخذنا خطوات كبيرة لزيادة النفقات في أعمالنا ونتوقع توفير 100 مليون دولار في نفقات التشغيل والمصروفات العامة والإدارية مقارنة بمستويات 2019. يؤدي الجمع بين هذه الإجراءات إلى احتفاظ EnLink بما يقرب من 600 مليون دولار نقدًا خلال عام 2020 ، والتي سنستخدمها لضمان توفر السيولة الكافية لإدارة أعمالنا وإدارة الرافعة المالية بشكل فعال.

أولويتنا الثانية هي قيادة الكفاءة التنظيمية. تقوم فرقنا بعمل رائع في دمج التكنولوجيا بطرق جديدة وتبسيط عملياتنا الداخلية للتكيف مع مناخ الأعمال الجديد.

الأولوية الثالثة بالنسبة لنا هي تحسين ربحية أعمالنا الحالية. نحن نتحدى كيف ندير أعمالنا بكل طريقة ممكنة ونقلب كل حجر للعثور على الكفاءات التشغيلية والمدخرات الإضافية.

والأولوية الرابعة بالنسبة لنا هي وضع EnLink للمستقبل. لدينا أعيننا على ما ينتظر شركة EnLink في الوقت الذي تتعافى فيه الاقتصادات العالمية ويظهر مشهد الطاقة الجديد. سنستفيد من مراكزنا الرائدة في الأحواض المنتجة الرئيسية وفي سوق ساحل خليج لويزيانا. نحن نشهد مستوى متزايدًا من المشاركة في عدد من المشاريع منخفضة التكلفة وعالية العائد ، والتي تستهدف بشكل أساسي الكفاءات حول بصمة الأصول لدينا ، وما زلنا نرى فرصًا مقنعة على المدى الطويل في لويزيانا.

هذه لحظة حاسمة لشركات الطاقة ، وقد تحملت EnLink بنجاح دورات اقتصادية صعبة من قبل. مع التفاني المستمر لموظفينا وتنوع منصة الأصول الخاصة بنا ، نعتقد أن EnLink ستدير بفعالية خلال هذه الفترة ، مستفيدة من الفرص الفريدة التي توفرها بيئة التشغيل هذه ، وسوف نخرج أقوى من أي وقت مضى.

مع ذلك ، سوف أحولها إلى Ben لمناقشة تفاصيل عملياتنا.

————————————————– ——————————

بنيامين لامب ، EnLink Midstream، LLC – نائب الرئيس التنفيذي ومدير العمليات في EnLink Midstream Manager LLC [4]

————————————————– ——————————

شكرا ، باري ، وصباح الخير جميعا. كما ذكر باري ، كان لشركة EnLink الربع الأول القوي. حققت جميع الأقسام الأربعة أداءً جيدًا مع زيادة كميات الغاز الطبيعي البرمي لدينا بنسبة تزيد عن 20٪ مقارنة بالفترة نفسها من العام الماضي ، وزادت أحجام الغاز الطبيعي المسال في لويزيانا بنسبة 15٪ تقريبًا مقارنة بالوقت نفسه من العام الماضي.

كما تطرق باري أيضًا ، من الصعب التنبؤ بدقة بكيفية تأثير عملياتنا على ديناميكيات السوق المتطورة. نحن على اتصال دائم بعملائنا وأخذنا في الاعتبار مجموعة من افتراضات الحجم المتعلقة بالنشاط من أجل تطوير نظرة منقحة لعام 2020.

بينما أناقش نتائج الجزء الأول من عام 2020 ، سأوضح أيضًا كيف ننظر إلى كل جزء لبقية العام.

في العصر البرمي ، شهدنا نموًا قويًا في حجم الغاز الطبيعي عامًا بعد عام بسبب نشاط الحفر والانتهاء المتسق إلى حد ما على مدار الاثني عشر شهرًا الماضية على جانبي الحوض في ديلاوير وميدلاند. على العكس من ذلك ، شهدنا انخفاضًا في أحجام النفط الخام التي تم جمعها على أساس سنوي لأننا نخرج من أول عملية شراء في البرميان ونتوقع ألا نكون في هذا العمل بحلول نهاية الربع الثاني. نحن نختار الابتعاد عن عمليات الشراء الأولى الخام بسبب القدرة التنافسية الهائلة لهذا النوع من الأعمال وعدم القدرة على كسب العوائد التي نستطيعها في مكان آخر.

على الرغم من أحجام الغاز الطبيعي القوية خلال الربع الأول من عام 2020 ، انخفضت أرباحنا في قطاع البرمي بنسبة 16٪ على أساس سنوي. تأثر صافي الربح سلبًا بانخفاض أسعار الغاز الطبيعي والغاز الطبيعي المسال ولكن تم تعويضه جزئيًا بحوالي 2.5 مليون دولار من مكاسب التحوط المحققة التي تم الإبلاغ عنها في قطاع الشركات لدينا.

يصبح مصنع Tiger الخاص بنا جاهزًا للعمل كما كان مخططًا له خلال النصف الثاني من عام 2020. إن عمليات Tiger الخاصة بنا مدعومة بتطوير Exxon Coral Canyon ، وأكد عميلنا من جديد أن خطط Coral Canyon لم تتغير نتيجة لبيئة السوق. ومع ذلك ، نتوقع أن نرى نشاط توصيل بئر أقل بشكل ملحوظ في كل من أحواض ديلاوير وميدلاند. عمليا ، قامت جميع شركات المنبع في الحوض بتخفيض أو تأجيل النشاط استجابة للسوق.

مثل العديد من المشغلين في هذا المجال ، نتوقع أن يكون الربع الثاني من عام 2020 هو نهاية الدورة. من غير المعروف ما هي سرعة التعافي ، ونتوقع أن تكون جداول حفر المنتجين وإكمالهم مرنة نسبيًا لعدد من الأشهر القادمة.

وبالانتقال الآن إلى لويزيانا ، كان لدينا ربع قوي لأحجام الغاز الطبيعي المسال من خلال نظامنا ، بمتوسط ​​يزيد قليلاً على 190.000 برميل في اليوم ، وهو رقم قياسي بالنسبة لنا وهو أعلى بنسبة 15٪ من هذا الوقت من العام الماضي. تم الحفاظ على متوسط ​​حجم جمع الغاز الطبيعي ونقله بشكل جيد خلال الربع وكان ثابتًا تقريبًا مقارنة بالربع الأول من عام 2019. وكان متوسط ​​أحجام معالجة الغاز الطبيعي للربع أقل بشكل ملحوظ على أساس سنوي كجزء مهم من عملية المعالجة في إن ولاية لويزيانا انتهازية بطبيعتها وتعتمد على أسعار السلع لتحفيز المعالجة. لم تكن الاقتصاديات الجذابة لمعالجة الغاز الهزيل إلى حد ما التي نراها في لويزيانا موجودة خلال الربع الأول مقارنة بهذا الوقت من العام الماضي.

شهدت عملياتنا في وادي نهر أوهايو ربعًا جيدًا ، حيث زادت الأحجام بنسبة 16٪ على أساس سنوي. على الرغم من أن الأحجام كانت في معظمها قوية في الربع الأول من عام 2020 ، فقد انخفضت أرباح القطاع في لويزيانا بنسبة 5٪ تقريبًا على أساس سنوي. تم الضغط على النتائج المالية على وجه الخصوص من خلال التأثيرات على السوق من NGL ولكن تم تعويضها جزئيًا بحوالي 3 ملايين دولار من مكاسب التحوط المحققة التي تم الإبلاغ عنها في قطاع شركتنا. نتوقع انخفاضًا في براميل أسهم NGL المتدفقة من عملياتنا في برميان وأوكلاهوما لبقية عام 2020 ، ونركز على تحسين القيمة التي تم إنشاؤها بواسطة أصول التجزئة لدينا في مجموعة متنوعة من سيناريوهات الحجم. نتوقع أن تتأثر أنشطتنا في وادي نهر أوهايو بشكل كبير بسبب انخفاض عدد المصافي التي تحدث في تلك المنطقة. نتيجة لديناميكيات السوق هذه ، حجزنا 168 مليون دولار من انخفاض الأصول غير النقدية المتعلقة بأصول ORV خلال الربع الأول من عام 2020.

في مجال الغاز ، يسير مشروعنا Venture Global على الطريق الصحيح ، ونتوقع أن نكون مستعدين لتقديم الخدمة لمنشأة Calcasieu Pass للغاز الطبيعي المسال من Venture Global بحلول نهاية هذا العام. بشكل عام ، نتوقع أن يكون نشاط لويزيانا أقل ، وسيكون لدينا مزيد من الوضوح في الأشهر المقبلة فيما يتعلق بالتأثير المالي ذي الصلة.

بالانتقال الآن إلى أوكلاهوما ، شهدنا انخفاضًا طفيفًا في أحجام تجميع الغاز الطبيعي على أساس سنوي ، وانخفضت أحجام المعالجة على أساس سنوي بنسبة 5 – حوالي 6٪. شهدت أحجام النفط الخام زيادة قوية بنسبة 25٪ على أساس سنوي ، لكننا رأينا انخفاض نشاط منصة الحفر عن بصمتنا الخام ، ونتوقع انخفاض الأحجام طوال الفترة المتبقية من عام 2020. انخفضت أرباح القطاع لأوكلاهوما بنسبة 6٪ مقارنة بالعام الماضي. العام الذي كان مدفوعًا في المقام الأول بانخفاض حجم الغاز الطبيعي.

عندما نتراجع وننظر إلى عام 2020 ، نتوقع أن يكون نشاط المنتج محدودًا للغاية لبقية العام. لدينا دعم التدفق النقدي لعزل بعض الانخفاض في الحجم مع الحد الأدنى من مدفوعات عجز الحجم المتوقع في نطاق 60 مليون دولار إلى 65 مليون دولار. أيضا ، ذكر ديفون في مكالمة أرباحهم أنهم يتوقعون أن مشروعهم المشترك مع داو سيؤجل نشاط الحفر ، مما يؤجل أي نشاط لنا أيضًا. لا نتوقع أن ينتج أي تدفق نقدي خلال عام 2020 من هذا المشروع المشترك في توجيهنا الأصلي.

في الختام مع شمال تكساس ، شهدنا انخفاضًا في حجم الغاز الطبيعي على أساس سنوي في نطاق 4٪ إلى 6٪ كما هو متوقع. وبالمقارنة ، انخفضت أرباح القطاع على أساس سنوي بنسبة 2٪ تقريبًا حيث يواصل الفريق القيام بعمل رائع يركز على الكفاءات التشغيلية ومراقبة التكاليف. بينما نفكر في ما تبقى من عام 2020 في شمال تكساس ، لا نتوقع أي نشاط حفر. قد نرى أيضًا تأثيرات معتدلة في الحجم حيث يؤجل المنتجون الاستثمارات مثل عمليات الصيانة في بيئة الأسعار الحالية. نحن نعلم أيضًا أن مبيعات Devon إلى BKV قد تم تأجيلها حتى نهاية العام ، لكن Devon لا يزال يتوقع أن تنتهي الصفقة في الربع الرابع من عام 2020.

مع ذلك ، سأمررها إلى إريك لمناقشة تحديثنا المالي.

————————————————– ——————————

إريك ديفيد باتشيلدر ، EnLink Midstream، LLC – نائب الرئيس التنفيذي والمدير المالي لشركة EnLink Midstream Manager LLC [5]

————————————————– ——————————

شكراً لك يا Ben وصباح الخير جميعاً. كما ذكر كل من باري وبن ، قدمت EnLink الربع الأول القوي من عام 2020 ، محققة 260 مليون دولار من EBITDA المعدلة ، والتي تتضمن ما يقرب من 6 ملايين دولار من تكاليف الفصل المرتبطة بتخفيض القوى العاملة لدينا. كما حققت EnLink أيضًا 44 مليون دولار من التدفق النقدي الحر الزائد ، والذي نعرّفه على أنه التدفق النقدي القابل للتوزيع ناقصًا نفقات رأس المال الصافية للنمو إلى EnLink والتوزيعات لمالكي الوحدات العاديين لدينا.

انخفضت الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك والإطفاء للربع الأول من عام 2020 بشكل طفيف بنسبة 3٪ مقارنة بنفس الفترة من العام الماضي ، ويرجع ذلك أساسًا إلى 3 عوامل رئيسية. أولاً ، أثر انخفاض أسعار الغاز الطبيعي والغاز الطبيعي المسال على أرباح القطاع في قطاعي برميان ولويزيانا. ثانيًا ، شهدنا أحجامًا أقل في أوكلاهوما بسبب انخفاض نشاط المنتج وتأجيل اكتمال البئر. وثالثًا ، تكاليف الفصل المذكورة سابقًا.

بلغ الدين المعدل للربح قبل احتساب الفائدة والضريبة والاستهلاك وإطفاء الدين للربع الأول من 2020 4.6 ضعف كما تم حسابه من خلال تسهيلاتنا الائتمانية. ومع ذلك ، من المهم أن نلاحظ أننا خرجنا من الربع مع 195 مليون دولار من صافي النقد إلى EnLink في ميزانيتنا العمومية. عند احتساب هذه النقدية في متناول اليد ، فإن الدين إلى EBITDA المعدل هو 4.4x للربع الأول من عام 2020.

من أولويات شركة EnLink إدارة الرافعة المالية والحفاظ على السيولة ، خاصة في هذه البيئة. كما ذكر باري ، فقد اتخذنا خطوات مهمة على مدار الأشهر الأربعة الماضية للحفاظ على ما يقرب من 600 مليون دولار خلال عام 2020 لضمان الحفاظ على ميزانية عمومية قوية تسمح لنا بإدارة أعمالنا بشكل مستدام.

أولاً ، قللنا توزيع الوحدة المشتركة بنسبة 67٪. ثانيًا ، لقد خفضنا إجمالي نفقاتنا الرأسمالية بنسبة 66٪ مقارنة بعام 2019 ولدينا القدرة على تقليل رأس المال بما يصل إلى 50 مليون دولار اعتمادًا على مستويات نشاط المنتج. وثالثًا ، قمنا بتخفيض مصروفات التشغيل وكذلك المصروفات الإدارية والعمومية بنحو 100 مليون دولار أمريكي أو 10٪ من الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك والإطفاء المعدلة مقارنةً بعام 2019 من خلال خفض التكاليف بشكل كبير في كل مستوى من مستويات الشركة. تتكون هذه التكاليف البالغة 100 مليون دولار من حوالي 50 مليون دولار من وفورات التكلفة التي تم الإعلان عنها في نوفمبر والتي كانت مكونًا من 75 مليون دولار من المبادرات لزيادة EBITDA المعدلة ، بالإضافة إلى 50 مليون دولار إضافية من وفورات التكلفة التي حددناها في الربع الأول من عام 2020 لقد اتخذنا هذه القرارات الصعبة للتأكد من أننا ندير الرافعة المالية التي نقدمها أدنى من عقدنا المصرفي البالغ 5.0 أضعاف حتى إذا ساءت بيئة التشغيل وكانت وتيرة الانتعاش الاقتصادي أبطأ مما كان متوقعًا.

بإلقاء نظرة فاحصة على إجمالي نفقاتنا الرأسمالية ، فإن توقعاتنا الحالية لعام 2020 ، بما في ذلك كل من النمو ورأس مال الصيانة ، تتراوح بين 190 مليون دولار إلى 250 مليون دولار. كما أشار بن ، نتوقع أن ننفق ما يقرب من 60 مليون دولار هذا العام لإكمال مصنعنا لمعالجة الغاز الطبيعي تايجر في حوض ديلاوير ، والذي من المتوقع أن يبدأ تشغيله في النصف الثاني من العام. في لويزيانا ، نتوقع أن ننفق ما يقرب من 20 مليون دولار على مشروعنا Venture Global لربط نظام Bridgeline الخاص بنا في منشأة Calcasieu Pass للغاز الطبيعي المسال ، والتي هي قيد الإنشاء حاليًا. نتوقع إنفاق حوالي 30 مليون دولار على أنشطة الصيانة هذا العام عبر منصتنا. ومن المتوقع إنفاق معظم رأس المال المتبقي على توصيلات الآبار وجمع البنية التحتية.

بالنسبة للربع الأول من عام 2020 ، استثمرنا ما يقرب من 90 مليون دولار في المشاريع التي ذكرتها للتو ونتوقع أن ينخفض ​​إنفاقنا الرأسمالي كل ربع سنوي لبقية العام.

سأقضي الآن دقيقة في معالجة الجودة الائتمانية القوية لعملائنا والطبيعة القائمة على الرسوم لأعمالنا ، 90٪ من إيرادات الربع الأول من عام 2020 تم إنشاؤها من قبل أطراف مقابلة مع تصنيفات من الدرجة الاستثمارية أو أطراف قدمت الأمن لنا . تمثل أفضل 10 أطراف مناظرة لدينا 66٪ من إيراداتنا للربع الأول من عام 2020 ، و 90٪ من هؤلاء العملاء لديهم تصنيفات ائتمانية من الدرجة الاستثمارية مع 10٪ المتبقين الذين قدموا لنا الأمن. أخيرًا ، لدينا تعرض محدود لأسعار السلع الأساسية مباشرة حيث أن 90٪ تقريبًا من أعمالنا تخضع لعقود قائمة على الرسوم.

بعد ذلك ، سأناقش وجهة نظرنا بشأن إدارة المسؤولية. أفق الديون لدينا مواتٍ لأنه ليس لدينا أي استحقاقات سندات قريبة أو متوسطة الأجل وحوالي 35٪ من سنداتنا العليا تستحق خلال 20 عامًا أو أكثر. إن استحقاق ديننا التالي هو قرضنا لأجل 850 مليون دولار ، وهو واجب الدفع في ديسمبر 2021. وسنستمر في تقييم عدة خيارات لإعادة تمويل هذا القرض. كدعم ، نتوقع أن يكون لدينا مرونة مالية كافية بموجب اتفاقية الائتمان الدوارة الخاصة بنا لسداد القرض لأجل بالكامل والذي لن يكون له تأثير على مركز الرافعة المالية.

نحن لا نزال نركز بشدة على قوتنا المالية التي تتضمن الحفاظ على ميزانيتنا القوية القوية مع سيولة كافية لتشغيل أعمالنا بشكل مستدام والانضباط فيما يتعلق بتخصيص رأس المال لدينا إلى أعلى فرص العائد.

مع ذلك ، سأعيد المكالمة إلى باري لإبداء ملاحظات ختامية.

————————————————– ——————————

Barry E. Davis ، EnLink Midstream، LLC – رئيس مجلس الإدارة والرئيس التنفيذي لشركة EnLink Midstream Manager، LLC [6]

————————————————– ——————————

شكرا ايريك. بالأمس ، نشرنا أيضًا تقرير الاستدامة لعام 2019 ، والذي قمنا بتوسيعه لتوفير المزيد من البيانات والشفافية والمساءلة. لقد كانت EnLink شركة مستدامة منذ اليوم الأول حيث أن قيمنا الأساسية كانت دائمًا تضمن التزامنا بتوفير عمليات آمنة ومسؤولة وأخلاقية تحترم البيئة وتدعم الموظفين والمجتمعات وتقدم قيمة لمالكي الوحدات.

يسعدني مشاركة تقريرنا لعام 2019 معك والذي يمهد الطريق لزخم الاستدامة المستقبلي الذي نعتقد أنه يدعم نجاح أعمالنا بشكل عام.

قبل أن نفتح الدعوة إلى سؤال وجواب ، أود مرة أخرى أن أشكر فريق EnLink بأكمله على العمل الشاق والابتكار والتحمل الذي أظهروه خلال هذا الوقت الاستثنائي. لقد واصلنا تقديم خدمات رائعة لعملائنا بأمان أثناء اتخاذ قرارات صعبة والعمل لساعات طويلة لإنجاز ما يبدو وكأنه عمل لمدة عام في بضعة أشهر قصيرة فقط. إلى كل أصحاب المصلحة في EnLink ، من الموظفين إلى العملاء ، من مالكي الوحدات إلى حملة السندات ، شكرًا لك.

مع ذلك ، يمكنك الآن فتح المكالمة لطرح الأسئلة.

================================================== ==============================

أسئلة وأجوبة

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [1]

————————————————– ——————————

(تعليمات المشغل) سؤالنا الأول يأتي من Shneur Gershuni مع UBS.

————————————————– ——————————

Shneur Z. Gershuni ، بنك UBS الاستثماري ، قسم الأبحاث – المدير التنفيذي في مجموعة الطاقة والمحلل [2]

————————————————– ——————————

ربما تبدأ قليلا. لقد تحدثت عن 50 مليون دولار من المرونة في ميزانية CapEx الخاصة بك حاليًا. أعتقد أن سؤالي هنا هو أنه كما هو اليوم ، ستعتقد – في البيئة الحالية ، أنك تريد أن تكون التدفق النقدي الحر – قدر الإمكان من التدفق النقدي الحر إلى أقصى حد ممكن. ما هي احتمالات إنفاق هذا بالفعل بينما تتحدث إلى المنتجين الحاليين. ثم عند التفكير في ذلك ، بافتراض أنه لا ينفق وأن الجميع يعمل برأس مال صيانة بقدر ما يمكن للعين أن ترى من منظور المنتج ، ما هو سبب انخفاض معدل بصمة الأصول الخاصة بك؟ ما هو معدل التراجع في عام 21 إذا لم تستثمر أي رأس مال إضافي في الوقت الحالي ولم يقم المنتجون بذلك؟

————————————————– ——————————

بنيامين لامب ، EnLink Midstream، LLC – نائب الرئيس التنفيذي ومدير العمليات في EnLink Midstream Manager LLC [3]

————————————————– ——————————

يا Shneur ، إنه بن. سأبدأ ثم قد يرغب الآخرون في التوسع. 50 مليون دولار من مرونة CapEx الإضافية ، والتي هي بشكل أساسي مرتبطة بشكل جيد ورأس مال الضغط. وبالتالي فإن السؤال حول ما إذا كنا سننفقها أم لا ، سيكون مدفوعًا تمامًا بمستويات نشاط المنتج. هذا ما سنتطلع إليه هناك. فيما يتعلق بكيفية قراءة ذلك إلى المجلدات ، سأبتعد عن الدخول في ما سيبدو عليه عام 2021. ولكن من الواضح أنه كلما قل نشاط المنتجين ، قل إنفاق رأس المال بشكل متساوٍ ، وكمية أقل سنراها.

لقد تحدثنا – أعلم أنه كان هناك اهتمام بأحجام أوكلاهوما. تحدثنا في نهاية العام الماضي عن بعض السيناريوهات الحجمية ، بما في ذلك الحالة القصوى ، حيث لم نشهد أي نشاط في أوكلاهوما في عام 2020 ، وقلنا ذلك ، سيؤدي ذلك إلى انخفاض كبير في حجم المراهقين. لم تتغير وجهة نظرنا حول ذلك ، لذلك يمنحك فكرة في أوكلاهوما.

————————————————– ——————————

Barry E. Davis ، EnLink Midstream، LLC – رئيس مجلس الإدارة والرئيس التنفيذي لشركة EnLink Midstream Manager، LLC [4]

————————————————– ——————————

نعم ، Shneur ، هذا باري. واسمحوا لي فقط أن أضيف أن ذلك الجزء من 50 مليون دولار سيكون إدارة مشاريعنا الرأسمالية الجارية والأشياء التي يمكننا الاستمرار في القيام بها بالفعل لتقديم تلك المشاريع بتكلفة أقل أو أقل من التكلفة التي نتوقعها حاليًا. وهناك فرصة حقيقية لذلك في هذه البيئة. نحن نشهد انخفاض التكاليف. نحن نعمل بجد للغاية مع موردينا ، وتقوم فرقنا بعمل رائع في ذلك. لذا سنواصل القيام بذلك في المستقبل. ونأمل أنها لا تتحدث فقط عن مستوى النشاط ، ولكن أيضًا الطريقة التي يمكننا من خلالها توصيل الأشياء بتكلفة أقل مما كنا نستطيع بالأمس.

————————————————– ——————————

Shneur Z. Gershuni ، بنك UBS الاستثماري ، قسم الأبحاث – المدير التنفيذي في مجموعة الطاقة والمحلل [5]

————————————————– ——————————

أقدر اللون يا شباب. وأظن أن – نقطة سؤالي كانت أننا في هذا السيناريو المتطرف الآن ، للأسف. وأفترض أن الكثير من المرونة كانت مرتبطة بالصلات الجيدة ، والتي كانت نوعًا من السؤال. ربما يمكنك أن تشاركنا أيضًا معدلات الانخفاض في البرمي أيضًا في ظل ما بدا وكأنه سيناريو متطرف قبل عام ولكن أصبح حقيقة اليوم؟

————————————————– ——————————

بنيامين لامب ، EnLink Midstream، LLC – نائب الرئيس التنفيذي ومدير العمليات في EnLink Midstream Manager LLC [6]

————————————————– ——————————

نعم ، Shneur ، ليس لدي شيء يمكنني مشاركته معك في هذا الشأن. يمكنني أن أشير إليك مرة أخرى إلى ما تحدثنا عنه في أوكلاهوما والذي بالنظر إلى كل عدم اليقين الذي نواجهه اليوم ، لا يمكنني المضي قدمًا في مجلدات العصر البرمي.

————————————————– ——————————

Shneur Z. Gershuni ، بنك UBS الاستثماري ، قسم الأبحاث – المدير التنفيذي في مجموعة الطاقة والمحلل [7]

————————————————– ——————————

حسنا. عادل بما يكفي. ربما على …

————————————————– ——————————

Barry E. Davis ، EnLink Midstream، LLC – رئيس مجلس الإدارة والرئيس التنفيذي لشركة EnLink Midstream Manager، LLC [8]

————————————————– ——————————

شيء أخير ، Shneur. أريد أن أعود إلى تعليقك على عاصمة الصيانة. دعني أؤكد لك ولجميع أصحاب المصلحة أننا نقوم بما يجب القيام به من وجهة نظر صيانة رأس المال للحفاظ على النظم ، للحفاظ على سلامة جميع منشآتنا. ومع ذلك ، في بيئة مثل هذه ، هناك أشياء معينة يمكننا تأجيلها لأننا فقط لا نرى أن تشغيل المعدات أمر صعب ، إلخ. لذا مرة أخرى ، لقد أخذنا بعض التكاليف على ما ستصفه برأس مال الصيانة ، وسنستمر في العمل بجد على ذلك بينما نتطلع إلى كل طريقة ممكنة للحفاظ على النقد وإدارة ميزانيتنا العمومية وسيولتنا الجارية إلى الأمام.

————————————————– ——————————

Shneur Z. Gershuni ، بنك UBS الاستثماري ، قسم الأبحاث – المدير التنفيذي في مجموعة الطاقة والمحلل [9]

————————————————– ——————————

حسنا عظيم. وربما على الجانب الآخر هنا ، أعني ، الغاز الطبيعي يتصاعد وهكذا دواليك. هل ترى أي نشاط في تعرضك للغاز الجاف على الإطلاق أو على الأقل بعض المحادثات؟

————————————————– ——————————

Barry E. Davis ، EnLink Midstream، LLC – رئيس مجلس الإدارة والرئيس التنفيذي لشركة EnLink Midstream Manager، LLC [10]

————————————————– ——————————

نعم بالتأكيد. دعني أبدأ ذلك ، وسأقول أننا – ربما للمرة الأولى منذ فترة ، نشعر بالرضا عن التركيز الذي نركز عليه في مناطق الغازات. وبالتأكيد ، عندما نتطلع إلى تسعير الشريط المستقبلي ، هناك شيء يجب التفاؤل بشأنه مع أسعار الغاز التي تزيد عن 3 دولارات عند دخولك إلى شتاء – الشتاء القادم ، 2021.

نحن أيضًا – عندما ننظر إلى سيناريو العرض / الطلب للغاز الطبيعي مقابل النفط الخام ، فإن ما نراه هو تأثير أقل دراماتيكية على جانب الغاز ، وفي الواقع ، انتعاش سريع. نعتقد أننا سنعود إلى شيء يبدو وكأنه نوع طبيعي من الطلب 2019. وسوف نتوقع أن نرى بعض الانخفاضات في العرض على جانب الغاز مع الإنتاج المصاحب – مع إنتاج الغاز المصاحب مع النفط الخام. لذا نحن متفائلون بشأن سيناريوهات عرض / طلب الغاز وما يمكن أن يعنيه ذلك في شمال تكساس وأوكلاهوما وكذلك أسواقنا في لويزيانا.

————————————————– ——————————

Shneur Z. Gershuni ، بنك UBS الاستثماري ، قسم الأبحاث – المدير التنفيذي في مجموعة الطاقة والمحلل [11]

————————————————– ——————————

حسنا. وربما سؤال أخير. إريك ، لقد أحضرت القرض لأجل 21 والخيارات التي تبحث عنها. لقد اشتريت أيضًا القليل من الديون خلال الربع ، ولكن ليس كثيرًا حقًا. مجرد محاولة لفهم نوع الاستراتيجية الآن. هل يجب عليك التعامل مع ’21؟ وهذا يبقيك خارج السوق لشراء الدين لأن تداول دينك مخفض إلى حد ما في هذه المرحلة الآن. مجرد محاولة فهم الخيارات التي تفكر فيها وكيف تزن نوعًا ما من التعامل مع السيولة مقابل حقيقة أنه يمكنك إلى حد كبير اختيار الكثير من دينك في سن المراهقة المنخفضة من حيث العائد إلى الأسوأ في الوقت الحالي ؟؟؟

————————————————– ——————————

إريك ديفيد باتشيلدر ، EnLink Midstream، LLC – نائب الرئيس التنفيذي والمدير المالي لشركة EnLink Midstream Manager LLC [12]

————————————————– ——————————

نعم ، Shneur ، شكرا. إنه سؤال عظيم. ومن الواضح أنك ضربت كل أنواع الرافعات التي نفكر فيها والأشياء التي نديرها. ولكن إذا نظرت إلى وتيرة CapEx الخاصة بنا وتوليد التدفق النقدي المجاني للأعمال ، فإننا ننهي إنفاق برنامج Tiger. وبالتالي فإن التدفق النقدي للجزء الأول من العام ، كان الربع الأول حوالي 44 مليون دولار ، وتمكنا من الاستفادة من بعض ظروف السوق في ذلك الوقت وإعادة شراء مبلغ صغير من الديون. مع قيامنا بتوليد المزيد من التدفق النقدي على مدار العام ، سنقوم بتقييم جميع الفرص لاستخدام ذلك وتخصيص ذلك لأعلى عائد أثناء إدارة السيولة. أعتقد أنه عندما نفكر في الجزءين من الميزانية العمومية الأكثر أهمية الآن ، فمن المؤكد أنها النفوذ والسيولة. والخطوات التي اتخذناها لإنشاء مبلغ كبير من النقد في الأرباع الثلاثة المقبلة ستساعدنا في إدارة كل ذلك. وقد يتضمن بعض ذلك عمليات إعادة شراء الديون الانتهازية وأيضًا إدارة خلال الدورة بطريقة يمكننا من خلالها الاستمرار في إدارة الأعمال.

————————————————– ——————————

Shneur Z. Gershuni ، بنك UBS الاستثماري ، قسم الأبحاث – المدير التنفيذي في مجموعة الطاقة والمحلل [13]

————————————————– ——————————

هل قمت بإعادة شراء الديون منذ انتهاء الربع؟

————————————————– ——————————

إريك ديفيد باتشيلدر ، EnLink Midstream، LLC – نائب الرئيس التنفيذي والمدير المالي لشركة EnLink Midstream Manager LLC [14]

————————————————– ——————————

لقد فعلنا القليل ، نعم.

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [15]

————————————————– ——————————

سؤالنا التالي يأتي من كولتون بين مع تيودور.

————————————————– ——————————

كولتون ويستبروك بين ، تيودور ، بيكرينغ ، هولت وشركاه للأوراق المالية ، قسم البحوث – مدير Midstream Research [16]

————————————————– ——————————

على توفير 100 مليون دولار من التكلفة المتوقعة للعام بأكمله ، هل يمكنك فقط إخبارنا بالمكان الذي تعمل فيه اليوم؟ ربما إلى أي درجة شهد Q1 الفوائد من التخفيضات حتى الآن؟

————————————————– ——————————

Barry E. Davis ، EnLink Midstream، LLC – رئيس مجلس الإدارة والرئيس التنفيذي لشركة EnLink Midstream Manager، LLC [17]

————————————————– ——————————

نعم كولتون ، هذا باري. اسمحوا لي أن أبدأ ذلك وأقرّ ، مرة أخرى ، بالعمل الرائع الذي قمنا به. عندما تنظر إلى هيكل التكلفة عبر الشركة ، فقد أخذنا حوالي 20٪ من التكلفة الإجمالية من مصروفات التشغيل و G&A. بشكل عام ، إنها أكبر من ذلك. عندما تنظر إلى ذلك كنسبة مئوية من الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك وإطفاء الدين ، فقد أخذنا ما يقرب من 10٪ من الأرباح قبل الفوائد والضرائب والاستهلاك وإطفاء الدين ، وأضفناها مرة أخرى على أنها خفض التكلفة. عمل رائع ، عمل مؤلم ، لكننا قمنا بما يجب علينا القيام به. نعتقد أننا رأينا فائدة ذلك – الكثير من ذلك في الربع الأول. وهكذا عندما تفكر في معدل الجري للمضي قدمًا ، سيزداد قليلاً بقدر التأثير الصافي لذلك خلال الربع الثاني وما بعده. لكن بالتأكيد ، حصلنا على الكثير منها في الربع الأول. يمكنك أن ترى ذلك في البيانات المالية في OpEx و G&A.

————————————————– ——————————

كولتون ويستبروك بين ، تيودور ، بيكرينغ ، هولت وشركاه للأوراق المالية ، قسم البحوث – مدير Midstream Research [18]

————————————————– ——————————

فهمتك. ثم أفهم الصعوبة هنا ، ولكن مع تأجيل مؤشر داو ، ديفون JV وتنتهي صلاحية MVC في نهاية العام ، هل لديك أي أفكار أولية حول مسار أرباح أوكلاهوما العام المقبل؟

————————————————– ——————————

بنيامين لامب ، EnLink Midstream، LLC – نائب الرئيس التنفيذي ومدير العمليات في EnLink Midstream Manager LLC [19]

————————————————– ——————————

نعم كولتون ، إنه بن. سنبقى بعيدًا عن الوصول إلى عام 2021 بخلاف الاعتراف بأننا نربط MVC بمبلغ يتراوح بين 60 مليون دولار و 65 مليون دولار – ونحن فقط لتذكير الجميع ، لم نتوقع أبدًا مساهمة في عام 2020 من Devon ، Dow JV. لذلك لا تغيير في هذا العام.

————————————————– ——————————

Barry E. Davis ، EnLink Midstream، LLC – رئيس مجلس الإدارة والرئيس التنفيذي لشركة EnLink Midstream Manager، LLC [20]

————————————————– ——————————

The only thing I’d take it up a little bit and just say that I think Devon and Dow both would be optimistic about the potential for that joint venture seeing the additional strength even since the time as they signed that. When you look at longer term gas prices, I don’t see any lack of conviction on their part to do this in time.

————————————————– ——————————

Colton Westbrooke Bean, Tudor, Pickering, Holt & Co. Securities, Inc., Research Division – Director of Midstream Research [21]

————————————————– ——————————

Understood. And just a final one. It sounds like the updated guidance assumes a pretty sharp drop in ORV activity. Historically, I think that business was tied to Antero, and they’ve said that they have not had to shut-in to date. So is the assumed drop, is that associated more with base declines? Or are you guys assuming a degree of curtailment there as well?

————————————————– ——————————

Benjamin D. Lamb, EnLink Midstream, LLC – Executive VP & COO of EnLink Midstream Manager LLC [22]

————————————————– ——————————

Yes, Colton, it’s Ben. So Antero is certainly a piece of it, but by no means the majority. So in that business, we have gas compression customers, Antero and one other. We have condensate stabilization, again, Antero and one other. We have the pipeline. We have the first purchase business. We have a terminal business on the river. And the simple fact is we make money as product moves in that basin. And given that’s a fairly small refining market that has been hit harder by run cuts faster than most others, we expect to see less product moving in that area. Having said that, it’s only about $10 million of segment profit. So it’s a small business for us. But I would say of all of our businesses, it was the one that felt the impact of the market conditions the fastest.

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [23]

————————————————– ——————————

Our next question comes from TJ Schultz with RBC Capital Markets.

————————————————– ——————————

Torrey Joseph Schultz, RBC Capital Markets, Research Division – Co-Head & MD of Master Limited Partnership Franchise [24]

————————————————– ——————————

Just first, what level of curtailments and shut-ins? And for what duration are you assuming in the low end and high end of your new EBITDA guidance range?

————————————————– ——————————

Benjamin D. Lamb, EnLink Midstream, LLC – Executive VP & COO of EnLink Midstream Manager LLC [25]

————————————————– ——————————

Yes. TJ, I’m not going to talk necessarily about the both ends, but what I would say is within the range that we’ve provided, we’ve allowed for something greater than what we are seeing today. So I were to go around the horn and say, what are we seeing today, in Oklahoma, we’re seeing a curtailment that approaches 10% on a volume basis. In West Texas on the gas systems, we’ve been fairly fortunate we have not seen a 10% curtailment in field gas. It’s more like 5%. We’ve seen some additional curtailment though in West Texas from our midstream onload customers as opposed to wellhead gas, which is just a secondary impact as they see less volume, they want to send us less. And we’ve seen a bit more pronounced impact on the Chickadee system, crude gathering systems. It’s more like in the 20% to 30% range.

We could see a curtailment of that scale continue for a number of months and still be within the range. So we feel like the range incorporates an appropriate level of conservatism given everything that we know today.

————————————————– ——————————

Torrey Joseph Schultz, RBC Capital Markets, Research Division – Co-Head & MD of Master Limited Partnership Franchise [26]

————————————————– ——————————

Okay. And then lower equity NGL barrels flowing into the fracs, you mentioned ways to optimize your capacity. Just what are some of the options available that you are considering?

————————————————– ——————————

Benjamin D. Lamb, EnLink Midstream, LLC – Executive VP & COO of EnLink Midstream Manager LLC [27]

————————————————– ——————————

Yes, TJ, so as we’ve said for a while now, remind folks that we are not entirely dependent upon equity barrels for NGL supply. So we have a portfolio of supply, both our plants in Oklahoma and the Permian and even to some extent in North Texas and third-party supply, which is a variety of customers. At the same time, downstream, we have a range of frac options. So we have the fracs that we own, wholly own in Louisiana. We have our 50,000 barrels of space in Gulf Coast Fractionators. That’s a joint venture. We also have a couple of term fractionation deals with other midstream companies.

So what we do on a month-to-month and really now a day-to-day basis is we assess where do we make the most money by sending those barrels. In general, sending the barrels to Louisiana and keeping the Louisiana fracs relatively full, that’s usually the answer, not always. But what we will do every month, every day is make sure that we have the right recipe for maximizing margin on the day. And that may mean taking our third-party frac deals to contractual minimums. It may mean preferring Louisiana over GCF. It will be dictated to some extent by the strength of purity markets in the relative — in the different geographies.

————————————————– ——————————

Torrey Joseph Schultz, RBC Capital Markets, Research Division – Co-Head & MD of Master Limited Partnership Franchise [28]

————————————————– ——————————

Okay. Got it. Just lastly, a follow-up on some of the discussion around the optimism on the gas side. Just generally, has that materialized through to any more kind of recent discussions with customers in the stack? And do you have any expectation that the Dow JV would spud this year?

————————————————– ——————————

Benjamin D. Lamb, EnLink Midstream, LLC – Executive VP & COO of EnLink Midstream Manager LLC [29]

————————————————– ——————————

Yes. TJ, it’s Ben. I don’t think that Dow JV will spud this year because I think that Devon, like every other upstream company in the space, is really focused on managing capital and liquidity through 2020, so I don’t expect to see that. More broadly, though, I agree with Barry that I think the commodity price environment, as you look out in time a bit, is more supportive today of that kind of activity than it was — frankly, than it was precrisis. And I think that there are other companies in the stack as they consider their opportunity set in the stack versus their opportunity set in perhaps some oilier basins. I do believe that people are considering what the — a range of scenarios for what future commodity prices could hold. And what that might mean for activity. In some cases, it could mean some activity coming back to the stack.

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [30]

————————————————– ——————————

(Operator Instructions) Our next question comes from Gabe Moreen with Mizuho.

————————————————– ——————————

Gabriel Philip Moreen, Mizuho Securities USA LLC, Research Division – MD of Americas Research [31]

————————————————– ——————————

Two-fold question on the Permian. One, in terms of the crude gathering exit, can you just remind us in terms of what the expected impact is on profitability? Will that start showing up maybe in the back half of the year in terms of the additional margin? And is there also any working capital benefit there?

And then I’m just curious in terms of the Tiger plant, just what the expected utilization there? Are there wells behind that plant waiting to be completed, kind of waiting on that plant at this point? So I’m just curious, what the outlook is for utilization upfront?

————————————————– ——————————

Benjamin D. Lamb, EnLink Midstream, LLC – Executive VP & COO of EnLink Midstream Manager LLC [32]

————————————————– ——————————

؛

Gabe, it’s Ben. So on the Permian, we’ve already seen the impact in profitability from our pending exit of the first purchase business. It’s gotten so competitive in this environment that it got to the point we really weren’t making money. And so when you look at the segment profit for crude, you’ve already had that impact. I’d also go ahead and take the opportunity to point out that when you look at the sequential segment profit in Permian crude, in addition to that impact, there’s also a $1 million to $2 million risk management transaction, where we realized the negative side of it in the first quarter, but we’ll realize the positive side of it in Q2, so it’s a bit artificially depressed in Permian crude.

Over on the Tiger plants, we don’t have wells waiting on the plant. What we have is a customer with an active drilling program running 4 rigs today on our dedicated acreage. And we’ve received assurances from that customer that they don’t have any intention to change their plans this year or next year on that dedicated acreage. And so that’s why we have the confidence to continue going forward with the plant.

————————————————– ——————————

Gabriel Philip Moreen, Mizuho Securities USA LLC, Research Division – MD of Americas Research [33]

————————————————– ——————————

And then if I could ask a follow-up question on some of the elective processing in Louisiana on those straddle plants. Ethane has obviously been bouncing around a lot here. It seems like there’s a viewpoint that additional ethane barrels will need to be extracted going forward here? Can you just talk about that and your Louisiana plants and whether anything is embedded in your guidance for that and the margin upside potential there, too, sorry.

————————————————– ——————————

Benjamin D. Lamb, EnLink Midstream, LLC – Executive VP & COO of EnLink Midstream Manager LLC [34]

————————————————– ——————————

Yes, Gabe. I would say there’s not much embedded there on Louisiana processing. Today, you’re right, live on the 8th of May, ethane is $0.20 or $0.21. Where at the end of last month, it was $0.11 or $0.12, and so the economics for processing have improved. And so as the year goes on, we may see some benefits from that, but we certainly, in developing our outlook, we’re not counting on that to happen.

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [35]

————————————————– ——————————

Our next question comes from Jeremy Tonet with JP Morgan.

————————————————– ——————————

Jeremy Bryan Tonet, JP Morgan Chase & Co, Research Division – Senior Analyst [36]

————————————————– ——————————

Just wanted to start off with the corporate segment. The $19 million there was a bit higher than what we were expecting and what we’ve seen in recent quarters. And so I was just wondering if there’s kind of hedge gains going through there? Or what was happening in that segment exactly?

————————————————– ——————————

Benjamin D. Lamb, EnLink Midstream, LLC – Executive VP & COO of EnLink Midstream Manager LLC [37]

————————————————– ——————————

Yes. Let me start, Jeremy, and then Eric may want to expand on it. You’re right. We recognize — realized hedges in the corporate segment. And so if you look at Page 11 of the quarterly report and you look at the segments, I think I can help you understand the trajectory of some of that and the way it rolls through corporate. So one place I’m going to point you to is Permian gas, where you see a quarter-over-quarter 1Q ’20 over 4Q ’19 a slight decline in segment profit. That is driven by our exposure to POP contracts and the fact that we had weak NGL prices in the quarter. There is a $2.5 million realized hedge sitting in that corporate segment that you’re talking about that offsets a portion of that. So if you were to add that $2.5 million back to the 1Q ’20 Permian gas segment profit, it’s line with 4Q ’19 and that’s just telling you that the volumetric increase we saw was offset by the unhedged portion of the commodity exposure.

Second thing I’d point you to is in Louisiana NGL. We had an $8 million noncash mark-to-market — negative mark-to-market on NGL inventory that is embedded in that $49.1 million segment profit. And that was driven by the very rapid decline in NGL prices. So just as an example, natural gasoline at the end of 2019 was at $1.24 when we mark-to-market for the quarter, it was at $0.36.

Now there is some inventory hedging that we do against that, and there’s a $3 million to $4 million realized derivative, again, sitting over in corporate that offsets a piece of that, but you don’t see it here in the segment analysis.

————————————————– ——————————

Eric David Batchelder, EnLink Midstream, LLC – Executive VP & CFO of EnLink Midstream Manager LLC [38]

————————————————– ——————————

Yes, nothing to add. I think, Ben hit it. It’s that realized activity that, for accounting purposes, goes through corporate.

————————————————– ——————————

Jeremy Bryan Tonet, JP Morgan Chase & Co, Research Division – Senior Analyst [39]

————————————————– ——————————

Got it. That’s helpful. And I think the curtailment question has been asked a couple of different ways, but I’m not sure if you guys kind of talked about what level of duration of curtailments was kind of baked into the guide, the lower end or the upper end, or what you could say there?

————————————————– ——————————

Benjamin D. Lamb, EnLink Midstream, LLC – Executive VP & COO of EnLink Midstream Manager LLC [40]

————————————————– ——————————

Yes. I would describe it as we could see a level of curtailments similar to what we’re seeing today, which we believe will be the trough. Recognizing there’s plenty of uncertainty in the world, we believe this will be the trough. We could see this level of curtailment continue for a few months and still be within the range. So we feel like the range is appropriately conservative.

————————————————– ——————————

Jeremy Bryan Tonet, JP Morgan Chase & Co, Research Division – Senior Analyst [41]

————————————————– ——————————

Got it. That makes sense. And just a theoretical question here, I guess. I was looking at the stock comp expense and the $9 million there in just thinking at these share price levels versus where it’s been before, kind of the dilution ticks up a bit more. Just wondering if there’s any thought of changing that to cash or anything else on that. Just given the level of dilution with the current unit price?

————————————————– ——————————

Barry E. Davis, EnLink Midstream, LLC – Chairman & CEO of EnLink Midstream Manager, LLC [42]

————————————————– ——————————

Yes, Jeremy, this is Barry. And I think you’re hitting on something that’s important for maybe to take the opportunity to point out, and that is the exposure that we, as a team. And I think it’s across the entire team of EnLink is very much compensated with stock-based comp. And for our executive team, roughly 80% of our compensation is tied to the performance of the business and the majority of that being in the form of stock-based compensation. So we think it’s been appropriate for the past, and we’ll continue to look at it. But that really speaks to the issue that you’re pointing out.

————————————————– ——————————

Jeremy Bryan Tonet, JP Morgan Chase & Co, Research Division – Senior Analyst [43]

————————————————– ——————————

Okay. Just maybe a follow-up there. What are the key metrics it’s tied to? Because it looks like it’s remained relatively unchanged over the past 3 — several quarters here.

————————————————– ——————————

Barry E. Davis, EnLink Midstream, LLC – Chairman & CEO of EnLink Midstream Manager, LLC [44]

————————————————– ——————————

Yes. The metrics that we use are, first of all, relative stock performance relative TSR for our long-term incentive and also distributable cash flow per unit, and we effectively have targets for distributable cash flow per unit that are tied into the LTI. On the short-term incentive, it is also a distributable cash flow per unit and an EBITDA performance. And so — and then there are also various metrics throughout our operations that we have tied into the short-term incentive, so you should see fluctuations. Unfortunately, the way we accrue that in the stock-based comp is a little bit more consistent than what we’re actually seeing in terms of the value that is accruing to the employees because the accrual is based on the original grant value.

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [45]

————————————————– ——————————

This concludes our question-and-answer session. I would like to turn the conference back over to Barry Davis for any closing remarks.

————————————————– ——————————

Barry E. Davis, EnLink Midstream, LLC – Chairman & CEO of EnLink Midstream Manager, LLC [46]

————————————————– ——————————

Thank you, Sarah, for facilitating the call this morning, and thank everyone for being on the call today and for your participation.

As always, we appreciate your continued interest and investment in EnLink, and we look forward to updating you with our second quarter results in August. We wish you all well and stay healthy. Have a great day.

————————————————– ——————————

المشغل أو العامل [47]

————————————————– ——————————

The conference is now concluded. Thank you for attending today’s presentation. You may now disconnect.