Pembina Pipeline Corporation berichtet über gute Ergebnisse im zweiten Quartal 2014 und führt die Wachstumspläne in allen Kernbereichen weiter aus

CALGARY, Alberta, August 19, 2014 /PRNewswire/ --

Sämtliche finanziellen Angaben erfolgen, soweit nicht anders angegeben, in Kanadischen Dollar. Diese Pressemitteilung enthält bestimmte zukunftsgerichtete Informationen und Aussagen, die auf aktuellen Erwartungen, Schätzungen, Hochrechnungen und Annahmen der Pembina Pipeline Corporation ("Pembina" oder das "Unternehmen") angesichts der Erfahrung des Unternehmens und seiner Wahrnehmung historischer Trends beruhen. Tatsächliche Ergebnisse können wesentlich von den in den zukunftsgerichteten Aussagen dieser Pressemitteilung gemachten Angaben abweichen. Weitere Informationen entnehmen Sie bitte dem Abschnitt "Zukunftsgerichtete Informationen und Aussagen" weiter unten sowie dem Lagebericht ("MD&A") für den Berichtszeitraum mit Abschluss zum 30. Juni 2014. Diese Pressemitteilung bezieht sich zudem auf finanzielle Kennzahlen, die nicht in den Grundsätzen ordnungsgemäßer Buchführung ("GAAP") definiert sind. Weitere Informationen zu den Kennzahlen, die nicht in den GAAP definiert sind, liefert der Abschnitt "Nicht-GAAP- und zusätzliche GAAP-Kennzahlen" weiter unten sowie der auf SEDAR unter http://www.sedar.com abrufbare Lagebericht ("MD&A").

Die Pembina Pipeline Corporation ("Pembina" oder das "Unternehmen" ) (TSX: PPL) (NYSE: PBA) hat heute bekanntgegeben, dass sie im zweiten Quartal 2014 ein gutes Betriebs- und Finanzergebnis erzielt hat.

        Finanzüberblick
                                                        Quartalsende zum  Halbjahresende zum
    (Millionen Dollar, außer wenn anders angegeben)          30. Juni          30. Juni
                                                            2014    2013      2014    2013

    Erträge                                                1.606   1.175     3.365   2.424
    Nettoumsatz(1)                                           360     295       807     610
    Operative Marge(1)                                       269     208       619     448
    Bruttogewinn                                             214     177       516     381
    Ergebnis                                                  77      93       224     184
    Ergebnis pro Stammaktie - unverwässert und verwässert
    (Dollar)                                                0,21    0,30      0,65    0,61
    EBITDA(1)                                                235     185       551     396
    Operativer Cashflow                                      155     151       416     383
    Operativer Cashflow je Stammaktie -
    unverwässert (Dollar)(1)                                0,48    0,49      1,30    1,27
    Bereinigter operativer Cashflow (1)                      191     150       455     352
    Bereinigter operativer Cashflow je
    Stammaktie - unverwässert (Dollar)(1)                   0,59    0,49      1,42    1,16
    Ausgewiesene Dividenden auf Stammaktien                  140     125       274     246
    Ausgewiesene Dividenden auf Vorzugsaktien                  7                13
    Dividende pro Stammaktie (Dollar)                       0,43    0,41      0,85    0,81
    Kapitalaufwendungen                                      298     223       585     360


    (1) Siehe "Nicht-GAAP- und zusätzliche GAAP-Kennzahlen"

"Während des 2. Quartals 2014 hat Pembina gute Finanzergebnisse erzielt. Im Mai haben wir uns zusätzliche 460 Millionen $ in neuen Kapitalprojekten gesichert und unsere Dividenden um 3,6 % gesteigert", sagt Mick Dilger, President und Chief Executive Officer von Pembina. "Unser bereinigter Cashflow konnte gesteigert werden, dank unserer laufenden Betriebstätigkeit sowie dem Abschluss der Phase-I-Erweiterungen in unserem konventionellen Pipelinegeschäft und der Inbetriebnahme unserer Saturn-I-Anlage. Durch unseren dritten Fraktionierturm am Standort Redwater, der während des Quartals angekündigt wurde, wird sich unsere Fraktionierungskapazität fast verdreifachen, sobald er in Betrieb genommen wird."

Herr Dilger fügte hinzu: "Zusätzlich zu unseren Finanzergebnissen für das Quartal, die nach den meisten Maßstäben Rekordergebnisse auswiesen, sowie den bisher positiven Resultaten bei unseren Bauprojekten bin ich äußerst erfreut über unsere guten Leistungen in Bezug auf Sicherheit. Wir haben bei unserem Bauprojekt in Redwater II über 100.000 unfallfreie Arbeitsstunden verzeichnet und Pembina hatte in den ersten sechs Monaten 2014 null Verletzungen, die zu Arbeitsausfällen geführt hätten; beides sind außerordentliche Leistungen."

Die Erträge haben sich im zweiten Quartal 2014 um 37 % auf 1,6 Milliarden $ erhöht; vergleichsweise dazu betrugen sie im selben Zeitraum des Vorjahres 1,2 Milliarden $ und 39 % im ersten Halbjahr dieses Jahres im Vergleich zum Vorjahr 2013. Der Nettoumsatz ist im Vergleich zu 295 Millionen $ im selben Zeitraum des Vorjahres im 2. Quartal 2014 um 22 % auf 360 Millionen $ gestiegen. Diese Erhöhung war auf eine starke Leistung im Midstream-Geschäft von Pembina infolge hoher Volumina und positiver Preisgestaltung sowie auf Erträge zurückzuführen, die durch neue Kapitalinvestitionen zustande kamen, nämlich in die Anlage Saturn I und in die Erweiterungen der konventionellen Pipelines für Rohöl, Kondensat und Erdgasflüssigkeiten ("NGLs") (die "Expansionen der Phase I"). Der bisherige Jahresertrag für 2014 belief sich auf 807 Millionen $, verglichen mit 610 Millionen $ für denselben Zeitraum von 2013. Die Erhöhung im Vergleich zum vorherigen Zeitraum war auf dieselben Faktoren zurückzuführen, die während des zweiten Quartals 2014 zu höheren Erträgen und Nettoumsätzen beigetragen haben.

Die Betriebsaufwendungen im zweiten Quartal 2014 betrugen 91 Millionen $ und blieben damit gegenüber dem zweiten Quartal 2013 unverändert, was durch den Zeitpunkt der integritätsbezogenen Ausgaben bedingt war. Während des Halbjahrs mit Abschluss zum 30. Juni 2014 betrugen die Betriebsaufwendungen 186 Millionen $; im Vergleich dazu betrugen sie im selben Zeitraum des Vorjahres 168 Millionen $. Die Erhöhung der Betriebsaufwendungen in der ersten Jahreshälfte 2014 war größtenteils auf neue Vermögenswerte im Servicebereich zurückzuführen, insbesondere im Rahmen der Phase-I-Erweiterungen im konventionellen Pipelinegeschäft der Gesellschaft und der Anlage Saturn I, die zum Geschäftsbereich der Gasdienstleistungen der Gesellschaft gehört.

Die operative Marge im zweiten Quartal 2014 betrug 269 Millionen $. Damit ist sie im Vergleich zu 208 Millionen $ im selben Zeitraum des Vorjahres um 29 % gestiegen. Die operative Marge für die ersten sechs Monate von 2014 betrug 619 Millionen $, im Vergleich zu 448 Millionen $ für denselben Zeitraum 2013. Diese Zunahmen waren primär eine Folge der gleichen Faktoren, die in den oben besprochenen Zeiträumen auch den Ertrag, den Nettoumsatz und die Betriebsaufwendungen beeinflusst haben.

Operative Abschreibungen und Amortisationen sind im Vergleich selben Zeitraum des Vorjahres mit 32 Millionen $ im zweiten Quartal 2014 auf 51 Millionen $ gestiegen. Diese Erhöhung war in erster Linie ein Ergebnis des Abgangs von Vermögenswerten im Wert von 13 Millionen $ in Bezug auf Lastwagen aus nicht zu den Kernbereichen gehörenden Geschäftsbereichen während des zweiten Quartals 2014 und das Wachstum der Vermögensbasis von Pembina seit dem vorherigen Zeitraum zurückzuführen. Im Halbjahr mit Abschluss zum 30. Juni 2014 betrugen die Abschreibung und die Amortisierung in den Betrieben 103 Millionen $ im Vergleich zu 74 Millionen $ in der ersten Jahreshälfte 2013, und zwar aus denselben Gründen, die bereits weiter oben angeführt worden sind.

Der höhere Ertrag und die höhere operative Marge trugen zu einem Bruttogewinn von 214 Millionen $ im zweiten Quartal und 516 Millionen $ in der ersten Jahreshälfte von 2014 bei; im Vergleich dazu betrugen sie in denselben Zeiträumen des Vorjahres 177 Millionen $ und 381 Millionen $. Dies entspricht Steigerungen von 21 % bzw. 35 %.

Im Quartal und im Halbjahr mit Abschluss zum 30. Juni 2014 hatte Pembina allgemeine und verwaltungsbezogene Aufwendungen (ohne Berücksichtigung der Abschreibung und Amortisierung des Unternehmens) in Höhe von 33 Millionen $ bzw. 68 Millionen $; im Vergleich dazu betrugen diese in denselben Zeiträumen des Vorjahres 23 Millionen $ bzw. 55 Millionen $. Diese Steigerungen resultierten vornehmlich aus der Einstellung neuer Mitarbeiter und Berater im Rahmen des Unternehmenswachstums von Pembina seit dem zweiten Quartal und der ersten Jahreshälfte von 2013 sowie höheren Ausgaben für kurzfristige und aktienbasierte Incentive-Programme infolge des höheren Aktienkurses der Gesellschaft. Jede Erhöhung des Aktienkurses um 1 $ entspricht einem Anstieg der jährlichen Kosten für das aktienbasierte Incentive-Programm von Pembina um ungefähr 1 Million $.

Der Netto-Finanzaufwand für das 2. Quartal 2014 betrug 50 Millionen $ im Vergleich zu 25 Millionen $ im 2. Quartal 2013. Während der ersten sechs Monate 2014 betrugen die Nettofinanzierungskosten 111 Millionen $, verglichen mit 76 Millionen $ im selben Zeitraum des Vorjahres. Die Gründe für die höheren Nettofinanzierungskosten waren in erster Linie eine Erhöhung des unrealisierten Verlustes in Bezug auf die Neubewertung des Umrechnungsmerkmals der umrechenbaren Schuldscheine des Unternehmens infolge der Erhöhung des Aktienkurses der Stammaktien von Pembina während des zweiten Quartals und der ersten Jahreshälfte von 2014 und die erhöhten Zinsaufwendungen im Zusammenhang mit der Ausgabe von vorrangigen, mittelfristigen, ungesicherten Schuldverschreibungen im Wert von 600 Millionen $ am 4. April 2014.

Der Ertragssteueraufwand für das 1. Quartal 2014 betrug 51 Millionen $, einschließlich tatsächlicher Steuern in Höhe von 15 Millionen $ und latenter Steuern in Höhe von 36 Millionen $. Im Vergleich dazu beliefen sich tatsächliche und latente Steuern in denselben Zeiträumen von 2013 auf 9 Millionen $ bzw. 23 Millionen $. Die tatsächlichen Steuern erhöhten sich im Laufe des Quartals infolge der vollen Ausnutzung bestimmter Steuerpools im Jahr 2013. Latente Ertragssteueraufwände resultieren aus der unterschiedlichen handels- und steuerrechtlichen Betrachtung von Aktiva und Passiva. Der Ertragssteueraufwand für das Halbjahr mit Abschluss zum 30. Juni 2014 betrug 107 Millionen $, einschließlich tatsächlicher Steuern in Höhe von 49 Millionen $ und latenter Steuern in Höhe von 58 Millionen $. Im Vergleich dazu beliefen sich tatsächliche und latente Steuern im selben Zeitraum von 2013 auf 13 Millionen $ bzw. 49 Millionen $.

Pembina erwirtschaftete im zweiten Quartal 2014 ein EBITDA von 235 Millionen $ im Vergleich zu 185 Millionen $ des zweiten Quartals von 2013 und in der ersten Jahreshälfte 2014 ein EBITDA von 551 Millionen $ im Vergleich zu 396 Millionen $ der ersten Jahreshälfte von 2013. Diese Zunahmen basieren vornehmlich auf einer verbesserten operativen Performance der Geschäftsbereiche von Pembina und Renditen aus neuen Anlagen, Erweiterungen und Dienstleistungen, wie weiter oben bereits angeführt wurde.

Der Unternehmensgewinn verringerte sich im zweiten Quartal 2014 auf 77 Millionen $ (0,21 $ je Stammaktie), während er im zweiten Quartal 2013 noch 93 Millionen $ (0,30 $ je Stammaktie) betrug. Trotz einer verbesserten operativen Marge verringerte sich der Gewinn aufgrund der höheren Aufwendungen für Ertragssteuern und Nettofinanzierungskosten sowie erhöhter Abschreibungen infolge von Abgängen von nicht zu den Kernbereichen gehörenden Lastwagen-bezogenen Vermögenswerten im Quartal mit Abschluss zum 30. Juni 2014, wie bereits weiter oben beschrieben wurde. Die Erträge beliefen sich in der ersten Jahreshälfte von 2014 auf 224 Millionen $ (0,65 $ pro Stammaktie) im Vergleich zu 184 Millionen $ (0,61 pro Stammaktie) während desselben Zeitraums des Vorjahres. Die Erhöhung im bisherigen Jahresverlauf war größtenteils durch die höhere operative Marge in der ersten Jahreshälfte 2014 im Vergleich zum selben Zeitraum im Jahr 2013 bedingt.

Der operative Cashflow belief sich für das zweite Quartal 2014 auf 155 Millionen $ (0,48 $ je Stammaktie) verglichen mit 151 Millionen $ (0,49 $ je Stammaktie) für den gleichen Zeitraum im Jahr 2013. Bedingt war dieser Anstieg vor allem durch eine verbesserte operative Performance und eine größere Verringerung des Nettoumlaufvermögens ohne Barmittel im Vergleich zum selben Zeitraum im Jahr 2013. Der operative Cashflow belief sich für das Halbjahr mit Abschluss zum 30. Juni 2014 auf 416 Millionen $ (1,30 $ je Stammaktie) verglichen mit 383 Millionen $ (1,27 $ je Stammaktie) für den gleichen Zeitraum des Vorjahres. Bedingt war dieser Anstieg im bisherigen Jahresverlauf vor allem durch eine verbesserte operative Performance und eine Verringerung des Nettoumlaufvermögens ohne Barmittel im Jahr 2014 im Vergleich zu einer nur leichten Erhöhung im Jahr 2013.

Der bereinigte operative Cashflow belief sich im zweiten Quartal 2014 auf 191 Millionen $ (0,59 $ je Stammaktie) im Vergleich zu 150 Millionen $ (0,49 $ je Stammaktie) für das zweite Quartal 2013. Der bereinigte operative Cashflow belief sich für das Halbjahr mit Abschluss zum 30. Juni 2014 auf 455 Millionen $ (1,42 $ je Stammaktie) verglichen mit 352 Millionen $ (1,16 $ je Stammaktie) für den gleichen Zeitraum des Vorjahres. Die Erhöhungen in den Quartals- und Halbjahres-Zeiträumen waren in erster Linie durch das höhere operative Cashflow bedingt, ungeachtet der erhöhten tatsächlichen Steueraufwendungen, der aktienbasierten Auszahlungsaufwendungen und der gebilligten Dividenden für Vorzugsaktien.

        Betriebsergebnis
                                                       Quartalsende zum  Halbjahresende zum
                                                            30. Juni            30. Juni
    (mbpd, soweit nicht anders angegeben)(1)             2014      2013      2014      2013

    Durchflussleistung konventionelle Pipelines           573       484       563       489
    Kontrahierte Kapazität Ölsand und Schweröl            880       870       880       870
    Durchschnittlich verarbeitetes Gasvolumen
    (mboe/d) netto Pembina(2)                              87        48        88        49
    Umsatz aus Midstream-NGL                              105        94       119       108
    Gesamtvolumen                                       1.645     1.496     1.650     1.516

    (1) mbpd = Tausend Barrel pro Tag
    (2) Durchschnittlich verarbeitetes Gasvolumen, umgerechnet von Millionen Kubikfuß
        pro Tag ("MMcf/d") auf mboe/d (Tausend Barrel Öläquivalent pro Tag) im
        Verhältnis 6:1.


                                               Quartal bis
                                                 30. Juni
                                   2014                       2013
                            Netto  Betriebsertrag      Netto  Betriebsertrag
    (Millionen $)        Ertrag(1)        Marge(1)  Ertrag(1)        Marge(1)

    Konventionelle
    Pipelines                 122              77        101              65
    Ölsande und Schweröl       48              33         51              33
    Gasdienstleistungen        39              26         28              17
    Midstream                 151             131        114              92
    Unternehmen                                 2          1               1
    Gesamt                    360             269        295             208

Fortsetzung der Tabelle

                                               Quartal bis
                                                 30. Juni
                                   2014                       2013
                            Netto  Betriebsertrag      Netto  Betriebsertrag
    (Millionen $)        Ertrag(1)        Marge(1)  Ertrag(1)        Marge(1)

    Konventionelle
    Pipelines                 239             154        197             126
    Ölsande und Schweröl      100              67         94              64
    Gasdienstleistungen        81              55         56              36
    Midstream                 387             340        262             220
    Unternehmen                                 3          1               2
    Gesamt                    807             619        610             448


    (1) Siehe "Nicht-GAAP- und zusätzliche GAAP-Kennzahlen"

• Die Finanz- und Betriebsergebnisse des zweiten Quartals und der ersten Jahreshälfte von 2014 für den Bereich konventionelle Pipelines liegen deshalb über denen der Vergleichszeiträume von 2013, weil im Dezember 2013 die Phase-I-Erweiterungen in Betrieb genommen wurden. Die verbesserten Erträge beider Zeiträume wurden allerdings durch höhere Betriebskosten im Zusammenhang vor allem mit der Pipelineintegrität sowie mit Umwelt- und Sicherheitsangelegenheiten, aufgrund Volumenwachstums und aufgrund der Phase-I-Erweiterungen teilweise neutralisiert. Durch die Phase-I-Erweiterungen hat sich die Kapazität der Peace-Pipeline für Schweröl und Kondensat um 40 mbpd erhöht. Die NGL-Kapazität der Peace-Pipeline und des Northern-System wuchs um 52 mbpd.
• Die Ergebnisse des zweiten Quartals für Ölsande und Schweröl blieben trotz des gesunkenen Nettoertrags aufgrund der niedrigeren durchlaufenden Betriebskosten von Jahr zu Jahr konsistent. Nettoumsatz und operative Marge für die Bereiche Ölsand und Schweröl haben sich in der 1. Jahreshälfte 2014 im Vergleich zum selben Zeitraum des Vorjahres verbessert. Zurückzuführen ist dies auf den Transport höherer Volumina durch die Nipisi-Pipeline während der Zeiträume von 2014. Ermöglicht wurde dies durch die Fertigstellung einer neuen Pumpstation für jenes System, die im 2. Quartal 2013 in Betrieb genommen worden ist.
• Die Finanz- und Betriebsergebnisse für die Gasdienstleistungen waren im zweiten Quartal und der ersten Jahreshälfte 2014 höher als in denselben Zeiträumen von 2013. Das lag vor allem an der neuen Anlage Saturn I mit ihrer Kapazität von 200 MMcf/Tag, die im Oktober 2013 in Betrieb genommen wurde, sowie den höheren Volumina und einer größeren Zuverlässigkeit der Flachschneid- und Tiefschneidanlagen des Unternehmens in Musreau, die höhere Verarbeitungsgebühren und eine Amortisierung des Betriebs ermöglichten.
• In Midstream waren die Gründe für die verbesserten Ergebnisse im zweiten Quartal und in der ersten Jahreshälfte von 2014 größtenteils der stärkere Propangasmarkt in ganz Nordamerika, der auf die längeren Perioden von überdurchschnittlich kaltem Wetter während des Winters zurückzuführen war, die höheren Verkaufsvolumina, größere Margen, zusätzliche Einnahmen aus gebührenpflichtigen Lagerdiensten in den Kavernen und verbesserte Serviceangebote.

Wachstumsprojekte-Update  

Am 12. Mai 2014 gab Pembina bekannt, dass sich das Unternehmen zusätzliche 460 Millionen $ für neue Investitionsprojekte gesichert hat, darunter für den 55 mbpd Propan-plus-Fraktionierturm ("RFS III") im bestehenden Franktionier- und Lagerkomplex von Redwater ("Redwater").

Die Anlage RFS III, die von mehreren langfristigen Take-or-Pay-Verträgen gestützt wird, wird der dritte Fraktionierturm im Redwater-Komplex von Pembina sein und wird vom Design und den bereits abgeschlossenen Bauarbeiten für den ersten und zweiten Fraktionierer ("RFS I" und "RFS II") von Pembina profitieren. Nach Ende des zweiten Quartals hat Pembina den Großteil der restlichen Kapazität des RFS III bereits unter Vertrag.

Mit der Hinzufügung von RFS III wird die Fraktionierkapazität von Pembina insgesamt 210 mbpd erreichen, wodurch der Redwater-Komplex der Gesellschaft zur größten Fraktionieranlage Kanadas wird. Bestimmte Komponenten von RFS III sind größer ausgelegt und der Standort ist so angelegt, um in der Zukunft Platz für einen Deethanisierer-Turm zu bieten, vorausgesetzt Pembina erhält den notwendigen kommerziellen Support, um so eine Expansion zu stemmen. Vorbehaltlich der Erteilung der aufsichts- und umweltbehördlichen Genehmigungen erwartet Pembina die Inbetriebnahme von RFS III für das dritte Quartal 2017.

Zusammen mit der Errichtung von RFS III plant Pembina außerdem die Errichtung von zwei neuen Pipeline-Abzweigungen in der Willesden-Green-Region in Süd-Zentral-Alberta, wofür Kosten von ungefähr 60 Millionen $ veranschlagt werden. Das Projekt, das durch langfristige Take-or-Pay-Verträge abgesichert ist, umfasst die Installation von rund 56 Kilometern einer neuen Hochdampfdruck-(HVP)-Pipeline und von 16 Kilometern einer Niedrigdampfdruck-(LVP)-Pipeline, zusammen mit der entsprechenden Infrastruktur. Die HVP-Pipeline wird mit der Brazeau-Pipeline von Pembina verbunden und wird dem Transport von Ethan-Plus-NGL vom Feld zur Belieferung der Region von Fort Saskatchewan dienen. Die LVP-Pipeline wird in das Pembina-System von Drayton Valley eingebunden und wird Kondensat in den Markt von Edmonton befördern. Vorbehaltlich der Erteilung der aufsichts- und umweltbehördlichen Genehmigungen erwartet Pembina die Inbetriebnahme beider neuen Abzweigungen für Mitte 2015. Infolge der Ethan-Plus-Abzweigung fällt eine zusätzliche Kapazität von 10 mbpd unter den Anwendungsbereich eines langfristigen Vertrages für die Fraktionierung im Redwater-Komplex von Pembina.

Im zweiten Quartal 2014 investierte Pembina ungefähr 289 Millionen $, um seine Wachstumsprojekte wie folgt voranzutreiben:

• Im Geschäftsbereich konventionelle Pipelines sind die Arbeiten im Rahmen der Phase-II-Rohöl-, Kondensat- und NGL-Erweiterungen ("Phase-II-Erweiterungen") fortgesetzt worden. In Bezug auf den Rohöl- und Kondensatanteil erwartet Pembina, dass das Projekt in technischer Hinsicht gegen Ende 2014 fertig sein und Anfang 2015 in Betrieb genommen werden wird. Vorbehaltlich der Erteilung der behördlichen Genehmigungen erwartet Pembina, dass der NGL-Bestandteil des Projekts Mitte 2015 in Betrieb sein wird.
• Die Gesellschaft hat am 6. August 2014 wie zuvor angekündigt, die Pipeline-Erweiterung zwischen Simonette und Fox Creek in Alberta in Betrieb genommen.
• Die Stakeholder-Konsultationen zur angekündigten Pipeline-Erweiterung der Phase III (die "Phase-III-Erweiterung") laufen weiter. Pembina erwartet, die entsprechenden Zulassungsanträge für das Projekt im 3. Quartal 2014 einreichen zu können. Vorbehaltlich der entsprechenden aufsichts- und umweltbehördlichen Genehmigungen sollte die Erweiterung entsprechend den Erwartungen von Pembina zwischen Ende 2016 und Mitte 2017 in Betrieb genommen werden können. In den nächsten Monaten wird das Unternehmen weiterhin daran arbeiten, weitere Pipeline-Transportzusagen von Kunden zu bekommen, während der Projektumfang weiterentwickelt und konkretisiert wird. Im Anschluss an das zweite Quartal hat sich Pembina bereits eine zusätzliche Zusage für eine Kapazität von ungefähr 20 mbpd im Rahmen eines langfristigen Vertrags gesichert. Alle weiteren Zusagen, die vor der Bestellung von Long-Lead-Ausrüstungen gemacht werden, würden dafür sprechen, die Ausbaukapazität der Phase-III-Erweiterung zu erhöhen.
• Das Unternehmen macht auch Fortschritte in Bezug auf seine zuvor angekündigten Pläne zur Ausweitung seiner Infrastruktur in die Gegend von Edson in Alberta. Das Unternehmen erwartet Ausgaben in Höhe von ungefähr 100 Millionen $ bis zur Fertigstellung der Arbeiten an den zwei Pipelines - einer neuen NGL-Pipeline und einer bestehenden Pipeline - zwischen Edson und der Kreuzung von Fox Creek/Windfall sowie für den Neubau eines Lastwagenterminals für den Transport von NGL und Kondensat in der Nähe von Edson. Die geschätzten Kapitalauslagen umfassen ungefähr 23 Millionen $ im Zusammenhang mit dem Erwerb einer Pipeline gemäß der Ankündigung vom November 2013. Pembina erwartet, dass die neue NGL-Pipeline eine Kapazität von ungefähr 50 mbpd haben wird. Die vorhandene Pipeline, die eine Kapazität von ungefähr 13 mbpd bietet, wird zu einer Nutzung für Kondensat überführt. Ein Teil dieser beiden Pipelines ist bereits durch langfristige Take-or-Pay-Verträge abgesichert. Vorbehaltlich der entsprechenden behördlichen Genehmigungen sollte die neue NGL-Pipeline entsprechend den Erwartungen von Pembina Anfang 2016 in Betrieb genommen und die andere Pipeline zum dedizierten Kondensattransport überführt und das Lastwagenterminal gegen Ende 2016 in Betrieb genommen werden können. Die Gesamtvolumina dieser Pipelines und des Lastwagenterminals werden die Kapazität der Phase-III-Erweiterung von Pembina von Fox Creek nach Edmonton in Alberta nutzen.
• In der Anlage des Unternehmens in Resthaven macht Pembina zurzeit weitere Fortschritte bei den Vor-Inbetriebnahme-Aktivitäten und hat zum aktuellen Zeitpunkt bereits 90 % der Bauarbeiten abgeschlossen. Das Unternehmen erwartet, die Anlage und die dazugehörigen Pipelines bis zum Ende des dritten Quartals 2014 in Betrieb nehmen zu können.
• Der Pembina-Betrieb in Midstream hat am 16. Juni 2014 ein neues Full-Service-Lastwagen-Terminal in der Gegend von Cynthia in Alberta in Betrieb genommen.
• Beim früher angekündigten RFS-II-Projekt von Pembina im Wert von 415 Millionen $ (einem zweiten 73-mbpd-Ethan-plus-Fraktionierturm am Pembina-Standort in Redwater) erreichte das Unternehmen im zweiten Quartal 2014 weitere Fortschritte beim Anlagenbau. Der Einkauf der Long-Lead-Ausrüstung ist praktisch abgeschlossen. Die Lieferung aller wichtigen Posten wird per Ende des 3. Quartals 2014 erwartet. Der technische Auftragnehmer ist seit April 2014 vor Ort tätig und zum jetzigen Zeitpunkt werden der Baustahl installiert und die Rohre verlegt. Das Projekt verläuft planmäßig und wird voraussichtlich im 4. Quartal 2015 in Betrieb gehen.

Finanzierungstätigkeit  

Am 4. April 2014 schloss Pembina sein Angebot von unbesicherten Schuldverschreibungen mittlerer Laufzeit in Höhe von 600 Millionen $ ab. Die Schuldverschreibungen werden zu einem festen jährlichen Zinssatz von 4,81 Prozent verzinst (halbjährlich ausbezahlt) und haben eine Laufzeit bis 25. März 2044. Die Gesellschaft verwendete einen Teil des Erlöses aus den Schuldverschreibungen dazu, am 7. April 2014 Kreditverbindlichkeiten in Höhe von 75 Millionen $ und am 16. Juni 2014 vorrangige nicht abgesicherte Schuldverschreibungen (Serie A) zu begleichen. Pembina beabsichtigt, den Rest unter anderem zur Finanzierung von Investitionsprojekten und für andere Unternehmenszwecke zu nutzen.

Telefonkonferenz und Webcast zum Ergebnis des zweiten Quartals 2014 

Pembina führt am Montag, dem 11. August 2014, um 8.00 Uhr MST (10.00 Uhr EST) eine Telefonkonferenz für interessierte Investoren, Analysten, Makler und Medienvertreter durch, bei der Details zum Ergebnis des zweiten Quartals 2014 besprochen werden. Die Telefonnummern zur Teilnahme an der Telefonkonferenz für die USA und Kanada lauten 647 427 7450 oder 888 231 8191. Eine Aufnahme der Telefonkonferenz wird bis zum 18. August 2014, 11.59 Uhr EST, abrufbar sein. Zum Abrufen der Aufnahme bitte die Telefonnummer 416 849 0833 oder 855 859 2056 wählen und das Passwort 41639054 eingeben.

Ein Live-Webcast der Telefonkonferenz ist auf der Pembina-Website (http://www.pembina.com) unter "Investor Centre, Presentation & Events" oder über den Direktlink http://event.on24.com/r.htm?e=742975&s=1&k=55D46AA972D970311CA2D1FF6454F2EB abrufbar. Kurz nach dem Telefonkonferenz wird für mindestens 90 Tage lang ein Audio-Archiv auf der Website gepostet.

Über Pembina  

Pembina Pipeline Corporation mit Sitz in Calgary ist ein führender Transport- und Midstream-Dienstleister, der seit 60 Jahren für die nordamerikanische Energiebranche tätig ist. Pembina besitzt und betreibt Pipelines für den Transport diverser kohlenwasserstoffhaltiger Flüssigkeiten, darunter konventionelles und synthetisches Erdöl, Schweröl und Ölsandprodukte, Kondensat (Verdünnungsmittel) und Erdgaskondensate, die im westlichen Kanada gefördert werden. Das Unternehmen besitzt und betreibt außerdem Anlagen zur Erdgasförderung und -verarbeitung sowie ein Infrastruktur- und Logistikgeschäft für Erdöl- und Erdgaskondensate. Mit seinen strategisch gelegenen Anlagen im Westen von Kanada und seiner Präsenz in Märkten für Erdgaskondensate im Osten von Kanada und den USA bietet Pembina auch im vollen Umfang Midstream- und Marketing-Dienstleistungen an, die sich über seine gesamte geschäftliche Tätigkeit erstrecken. Seine integrierten Vermögensanlagen und wirtschaftliche Aktivitäten ermöglichen es Pembina, Dienstleistungen anzubieten, die vom Energiesektor entlang der Kohlenwasserstoff-Wertschöpfungskette nachgefragt werden.

Zukunftsgerichtete Informationen und Aussagen  

Diese Pressemitteilung enthält bestimmte zukunftsgerichtete Informationen und Aussagen (zusammenfassend "zukunftsgerichtete Aussagen"), einschließlich zukunftsgerichteter Aussagen im Sinne der Safe-Harbor-Bestimmungen geltender Wertpapiergesetze, die auf aktuellen Erwartungen, Schätzungen, Hochrechnungen und Annahmen von Pembina angesichts der Erfahrung des Unternehmens und seiner Wahrnehmung historischer Trends beruhen. In dieser Pressemitteilung sind solche zukunftsgerichteten Aussagen an Formulierungen wie "terminiert", "wird", "erwartet", "plant", "geht davon aus", "beabsichtigt", "sollte", "schätzt" und ähnlichen Ausdrücken zu erkennen.  

Insbesondere enthält diese Pressemitteilung zukunftsgerichtete Aussagen in Bezug auf (Aufzählung nicht abschließend): Unternehmensstrategie von Pembina; zukünftige für die Stammaktien von Pembina beschlossen Dividendenzahlungen; Planung, Konstruktion, geschätzte Investitionsausgaben, Termine, erwartete Kapazitäten, inkrementelles Wachstum, Inbetriebnahmedaten, Rechte, Aktivitäten und Betrieb im Hinblick auf geplante neue Konstruktionen oder Erweiterungen bestehender Pipelines, Gas-Anlagen, Terminals, Lager- und Hub-Anlagen; und voraussichtliche Verwendung von Erträgen aus Finanzierungen.  

Zukunftsgerichtete Aussagen erfolgen auf der Grundlage bestimmter Annahmen des Unternehmens zum Zeitpunkt dieser Pressemitteilung. Diese Annahmen beinhalten (Aufzählung nicht abschließend): Förderungs- und Entwicklungsaktivität der Öl- und Gasindustrie; Erfolg der Betriebs- und Wachstumsprojekte von Pembina; aktuelle Rohstoffpreise und Währungskurse sowie die Fähigkeit von Pembina, sein derzeitiges Kreditrating zu halten; Verfügbarkeit von Kapital zur Finanzierung zukünftiger Aufwände für bestehende Anlagen und Projekte; Erwartungen im Hinblick auf die Teilnahme am Dividenden-Wiederanlageplan von Pembina; zukünftige Betriebskosten; geotechnische und Integritätskosten; dass Pembinas Wachstumsprojekte genehmigt und wie erwartet abgeschlossen werden; das alle notwendigen Verträge abgeschlossen werden können; dass alle erforderlichen aufsichts- und umweltbehördlichen Genehmigungen fristgemäß erhalten werden können; dass Drittparteien ihren Vertrag fristgemäß erfüllen; dass keine unvorhergesehenen Ereignisse eintreten, welche die Vertragserfüllung oder die Fertigstellung relevanter Anlagen verunmöglichen; dass keine unvorhergesehenen wesentlichen Kosten in Bezug auf die Anlagen entstehen, die dem Kunden nicht in Rechnung gestellt werden können; Zins- und Steuersätze; geltende regulatorische, steuerliche und umweltrechtliche Vorschriften und Bestimmungen; Erhalt operativer Margen; Höhe zukünftiger Verbindlichkeiten in Bezug auf umweltschädigende Störfälle; und die Verfügbarkeit einer entsprechenden Versicherungsdeckung im Rahmen der Versicherungspolicen von Pembina (einschließlich Betriebsunterbrechungsversicherung).  

Obwohl Pembina der Meinung ist, dass die in den zukunftsgerichteten Aussagen enthaltenen Erwartungen, wesentlichen Faktoren und Annahmen zum Zeitpunkt dieser Pressemitteilung vernünftig sind, kann nicht garantiert werden, dass sich diese Erwartungen, Faktoren und Annahmen als richtig erweisen werden. Zukunftsgerichtete Aussagen stellen keine Garantien für zukünftige Ergebnisse dar und sind abhängig von einer Reihe bekannter und unbekannter Risiken, einschließlich, jedoch nicht beschränkt auf: regulatorisches Umfeld und regulatorische Entscheidungen; Auswirkungen von Konkurrenten und konkurrierender Preisgestaltung; Arbeitskräftemangel und Materialengpässe; Verlass auf wichtige Branchenpartner, Allianzen und Vereinbarungen; Stärke und Betrieb der Erdöl- und Erdgasindustrie und mit ihr in Beziehung stehende Rohstoffpreise; Nichterfüllung oder Ausfall von Drittparteien in Bezug auf mit Pembina oder einem oder mehrerer ihrer Partner getroffenen Vereinbarungen; Handlungen von Regierungs- oder Regulierungsbehörden, einschließlich Änderungen des Steuerrechts und der steuerlichen Behandlung, Änderungen der Höhe von Lizenzgebühren oder strengere umweltrechtliche Regelungen; Fluktuationen bei Betriebsergebnissen; allgemein widrige Wirtschafts- und Marktbedingungen in Kanada, Nordamerika und andernorts, einschließlich Zinssatzänderungen, Kurschwankungen und sich verändernde Rohstoffpreise; und bestimmte andere Risiken, die von Zeit zu Zeit von Pembina unter http://www.sedar.com veröffentlicht werden. Diese Liste mit Risikofaktoren ist nicht als abschließend zu betrachten. 

Leser werden darauf hingewiesen, dass Ergebnisse aufgrund von Ereignissen oder Umständen wesentlich von Vorhersagen, Prognosen oder Hochrechnungen abweichen können. In dieser Pressemitteilung enthaltene zukunftsgerichtete Aussagen sind nur zum Datum dieser Pressemitteilung aktuell. Sofern nicht gesetzlich vorgeschrieben, ist Pembina nicht verpflichtet, in dieser Pressemitteilung enthaltene zukunftsgerichtete Aussagen öffentlich zu aktualisieren oder zu revidieren. Sämtliche in dieser Pressemitteilung gemachten zukunftsgerichteten Aussagen unterliegen ausdrücklich diesem Warnhinweis.  

Nicht-GAAP- und zusätzliche GAAP-Kennzahlen 

Pembina verwendet in dieser Pressemitteilung die Ausdrücke Nettoertrag, operative Marge, Ergebnis vor Zinsen, Steuern, Abschreibungen auf Sachanlagen und Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte (EBITDA), bereinigter operativer Cashflow sowie bereinigter operativer Cashflow je Aktie. Da Nicht-GAAP- und zusätzliche GAAP-Kennzahlen keine gemäß GAAP standardisierte Bedeutung haben, sind sie nicht mit ähnlichen Kennzahlen anderer Unternehmen vergleichbar. Daher ist es ist es aufgrund wertpapierrechtlicher Vorschriften notwendig, Nicht-GAAP- und zusätzliche GAAP-Kennzahlen eindeutig zu definieren, zu beschreiben und auf die jeweils passendste GAAP-Kennzahl überzuleiten. Soweit nicht anders angeben, werden diese Nicht-GAAP- und zusätzlichen GAAP-Kennzahlen auf konsistenter und periodischer Basis berechnet und kommuniziert. Bestimmte Ausgleichsposten können unter Umständen nur zu bestimmten Zeitpunkten relevant sein. Der Sinn von Nicht-GAAP- und zusätzlichen GAAP-Kennzahlen ist, zusätzliche nützliche Informationen für Investoren und Analysten bereitzustellen. Sie besitzen jedoch keine gemäß IFRS standardisierte Definition. Aus diesem Grund sollten diese Kennzahlen nicht isoliert betrachtet oder als Ersatz für Performance-Kennzahlen, die den IFRS-Vorgaben entsprechen, verwendet werden. Nicht-GAAP- und zusätzliche GAAP-Kennzahlen können durch andere Emittenten auf unterschiedliche Art und Weise berechnet werden. Investoren sollten beachten, dass diese Kennzahlen nicht als Alternative zu Nettogewinn, operativem Cashflow oder anderen Kennzahlen oder Finanzergebnissen, die gemäß GAAP als Indikator für die Leistung von Pembina gelten, zu verstehen sind. Weitere Informationen zu Nicht-GAAP- und zusätzlichen GAAP-Kennzahlen sowie Überleitungen zu anerkannten GAAP-Kennzahlen bietet der Lagebericht ("MD&A"), der bei SEDAR unter http://www.sedar.com abgerufen werden kann. 

Weitere Informationen:

Investor Relations
Scott Burrows, Vice President, Capital Markets
+1-403-231-3156
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