2022年第四季度收益电话会议 2023年2月16日DTMidstream

安全港声明 本演示文稿中包含的声明在一定程度上不是历史或当前事实的声明， 根据证券 法律构成“前瞻性声明”。这些前瞻性陈述旨在根据我们认为合理的假设和目前可获得的信息， 提供管理层对我们 未来经营和财务业绩、业务 前景、监管程序结果、市场 状况和其他事项的当前预期或计划。 前瞻性陈述可以通过使用 词来识别，例如“相信”、“预期”、“预期”、“计划”、“ ”战略，“展望”、“估计”、“项目”、“目标”、“预期”、“将会”、“应该”、“看到”、“指导”、“展望”、“自信”和其他含义相似的词语。 然而，没有这样的词语、表达或陈述，并不意味着这些陈述不具有前瞻性。特别是，与未来收益、现金流、经营结果、现金使用、税率和其他财务业绩衡量指标、未来行动、条件或事件、中游可能的未来计划、战略或交易有关的明示或暗示的 陈述，以及其他不是历史事实的陈述，都是前瞻性陈述。 前瞻性陈述不保证未来的结果和条件，而是受到许多 假设、风险、以及可能导致实际 未来结果与预期、预计、估计或预算的结果大相径庭的不确定性。许多 因素可能会影响DT中游公司的前瞻性陈述，包括但不限于： 总体经济状况的变化, 包括： 利率上升和通货膨胀对我们业务的影响；我们行业的竞争状况；全球供应链中断；第三方 运营商、加工商、运输商和采集商采取的行动；西南能源和我们经营区域内其他 第三方预期产量的变化；对天然气收集、传输、储存、运输和供水服务的需求 ；与替代燃料和竞争燃料的价格相比，消费者获得天然气的情况和价格；来自相同和替代能源的竞争；我们成功实施业务计划的能力；我们按时和按预算完成有机增长项目的能力；我们融资、完成或成功整合收购的能力；债务和股权融资的价格和可用性；我们现有和未来任何信贷安排和契约的限制 ；能源效率和技术趋势； 关于网络安全和数据隐私的法律变化，以及 任何网络安全威胁或事件；运行危险， 环境风险，以及与天然气收集、储存和运输有关的其他风险；环境法律、法规或执行政策的变化，包括与气候变化和温室气体排放有关的法律法规；自然灾害、不利天气条件、人员伤亡损失和其他我们无法控制的事项；疾病、流行病和流行病的爆发的影响，以及任何相关的经济影响；俄罗斯和乌克兰之间持续的冲突，包括由此导致的 商品价格波动和基于网络的攻击风险； 劳资关系和市场，包括吸引, 聘用和保留关键员工和合同 人员；大型客户违约；税收状况的变化， 以及税率和法规的变化； 开发低碳商机和部署 温室气体减排技术的能力； 现有和未来的法律和政府法规的影响； 保险市场的变化对成本的影响以及可获得的保险水平和类型； 商品价格变化的时间和程度；暂停、减少或终止我们的客户在我们的商业协议下的义务；由于我们的设施或我们业务所依赖的第三方设施的设备中断或故障造成的中断 ；未来诉讼的影响 ；从DTE Energy剥离 DT Midstream(“剥离”)作为免税分销的资格 ；根据协议分配DTE Energy的税收属性，该协议管辖剥离后DTE和DT Midstream在所有税务问题上的 各自的权利、责任和义务；以及我们在截至2022年12月31日的10-K表格年度报告 以及我们不时向美国证券交易委员会提交的报告和注册声明中描述的风险。 以上因素列表并非详尽无遗。新因素 不时出现。我们无法预测可能出现的因素 或这些因素如何导致实际结果与前瞻性陈述中陈述的结果有实质性差异， 请参阅我们截至2022年12月31日的年度报告中“风险因素”部分的讨论 , 向美国证券交易委员会提交的10-K表格和向美国证券交易委员会提交的任何其他报告 。鉴于 可能导致我们的实际结果与任何前瞻性声明中包含的结果大不相同的不确定性和风险因素，您不应 过度依赖任何前瞻性声明。 任何前瞻性声明仅说明做出此类声明的日期。我们没有义务 更新或更改我们的前瞻性陈述，也不承担任何义务，无论是由于 新信息、后续事件还是其他原因。 2

DTMidstream投资论文 清理资产、清理资产负债表、清洁故事 为关键市场提供服务的两个最好的干气盆地中的整合资产 海恩斯维尔/阿巴拉契亚干气重点 整合资产足迹提供井口到市场 服务 直接服务于不断增长的液化天然气出口需求 高度收缩的现金流 致力于持久且不断增长的股息的长期按需付费合同 没有直接的商品风险敞口 强大的资产负债表，低杠杆 自筹投资计划 没有重大的短期债务到期日 低杠杆率和不断下降的杠杆率 成熟的环境、社会和治理领导力 执行能源转型项目 承诺到2030年减排30%，到2050年净减排 C-Corp治理 3

2022年回顾 超出我们的财务计划 净收入3.7亿美元 8.3亿美元调整后EBITDA1美元6.47亿美元可分配现金流2+7%的股息增长巩固了未来增长 将飞跃扩大90%，达到1.9 bcf/d 将阿巴拉契亚地区的采集量扩大20% 将Millennium Pipeline的所有权增加到52.5% 整个资产组合的合同延期 推进我们的ESG议程 首期可持续发展报告 为CCS3项目申请了VI类许可 获得了客户服务4定义的最高排名。调整后的EBITDA (非GAAP)与附录2中所列净收入的对账。 附录中所列可分配现金流(非GAAP)的定义和对账 3.碳捕获和封存 4.Mastio 第8版全行业中游客户价值/忠诚度基准研究的63名参与者中评级最高的公司4

超过我们的2022年财务计划 继续保持强劲业绩的记录 原始指导 实际 调整后EBITDA1(百万) 季度股息(每股) 可分配现金流2(百万) $710-$750$768 2021+8% $770-$810$830 2022$0.60 2021+7% $0.64 2022$500-$550$596 2021+9% $575-$625$647 2022 1.调整后EBITDA (非GAAP)与附录2所列净收入的定义和对帐。 附录 5所列可分配现金流(非公认会计原则)的定义和对账

2022年第四季度财务业绩 管道部门增长至总业务的61% 调整后EBITDA1(百万)，xx部门占总业务的百分比 +10% $207$115 56% $92 44% $227$139 61% $88 39% Q3 2022 Q4 2022正在收集管道 管道 千年管道收购带来的第四季度收益 管道合资企业的强劲短期收入， Leap和W10存储收集 阿巴拉契亚收集的较高容量被Susquehanna收集较低的容量所抵消 Blue Union处理设施的计划维护停机 1.调整后EBITDA (非GAAP)的定义和对账至附录6所列的净收入

采集量创历史新高 签约扩建项目实现了产量增长 海恩斯维尔吞吐量 (bcf/d) 1.55 1.57 1.53 1.66 1.70 Q4 2021 Q1 2022 Q2 2022 Q3 2022 Q4 2022海恩斯维尔 在新产能的推动下，Blue Union的产量增加 东北产能1(bcf/d)Susquehanna Gathering阿巴拉契亚聚集 Tioga Gathering 1.37 1.34 1.28 1.35 1.35 Q4 2021 Q1 20222022年第2季度2022年第3季度2022年第四季度东北地区 阿巴拉契亚采集地的增长被Susquehanna采集区较低的产量所抵消 1.不包括密歇根州采集区 7

强劲的财务前景 调整后的EBITDA1(百万美元) +9%复合年增长率 $770-$810$880-$920$920-$970 2022原始指引2023更新指引2024早期展望 季度股息 (每股) +8% $0.64$0.69 2022 2023实际情况 可分配现金流2(百万) +8% $575-$625$625-$675 2022原始指引2023 1.调整后EBITDA的定义和对帐 (非公认会计原则)计入附录2所列净收入。 附录所列可分配现金流量 (非公认会计原则)的定义和对账

独特的调整后EBITDA增长 到2024年的增长由合同投资支撑 调整后EBITDA1(百万) +9%复合年增长率 $770-$810$880-$920$920-$970+$1,500万美元来自早期展望 2022年原始指导2023年更新指导2024早期 展望 跨管道和收集细分市场的显著增长 在海恩斯维尔和阿巴拉契亚都有价值增值的扩张项目，具有长期合同现金流，且没有直接的商品风险敞口 1.调整后EBITDA (非公认会计准则)的定义和对账至附录9所列净收入

增加股息8% 通过增加股息来增强股东总回报 增加季度股息 (每股) +7%+8% $0.60$0.64$0.69 2021年实际2022年实际合同现金流支持增加8%股息2023年第一季度每股0.69美元的股息财务政策是 以保持持久且不断增长的股息~2.4x股息 覆盖率高于2.0x计划与现金流相称的股息增长 } 1.股息覆盖率代表2023年可分配的现金流指引除以年化批准的季度股息 。10

保持资产负债表实力和财务灵活性 致力于实现投资级信用评级 强大的流动性 ~6.9亿美元的可用流动资金 10亿美元承诺的左轮手枪 高度收缩的现金流 ~90%的2022年总收入1来自MVC/Demand费用和 流动的Gas2平均投资组合签约期限为9年 无直接商品风险 低杠杆 3.8倍杠杆率3致力于4倍的长期杠杆率上限 管道合资企业为 项目融资提供了选择 无近期债务到期日 2027年之前无债务到期日7年加权平均债务到期日 资本结构包括递减拨备 1.包括我们未合并的合资企业产生的收入的比例份额2.流动的 天然气代表已探明的已开发生产储量 3.代表过去12个月的净债务调整后的EBITDA，包括公司 信贷协议中定义的调整。截至2022年12月31日的杠杆率11

更新的长期资本展望 纪律严明的资本投资方法以提供股东价值 五年资本展望 (数十亿) 股权价值创造 $1.2-$1.7增量现金流$1.7-$2.2成功部署或承诺约8亿美元 致力于有机增长项目 2021-2025年原始指导2023-2027年指导 更新的五年资本展望支持长期价值 创造 强劲的有机增长项目积压 自我资金 去杠杆化降至最低3倍 12

2023年资本投资指导 2023年重大建设活动由 签约项目支持 资本投资指导 (百万美元)增长1维护 $605-$690$30-$40$575-$650 2023年指导 资本投资由长期按需支付的协议支持所有项目都在按期进行，预算正在进行中 海恩斯维尔和阿巴拉契亚都有建设项目 海恩斯维尔和阿巴拉契亚都有建设项目的早期采购 设备和服务的早期采购降低了项目成本 1.资本增长包括对权益法的贡献 投资对象13

增长项目摘要 跨地区和业务部门的完全签约增长投资 签约增长投资 项目投入使用日期状态 管道扩建-2023年第一季度海恩斯维尔跨越管道扩建-第二阶段2024季度在轨海恩斯维尔跨越管道扩建-第三阶段2024季度在轨 正在收集阿巴拉契亚收集系统扩建-第二阶段第四季度2023在轨海恩斯维尔蓝联扩建2022-2024季度已完成/在轨项目有重大的按需付费协议支持，将跃升90%至1.9 Bcf/d 500 MMcf/d采集量和400 MMcf/d处理扩展 Blue Union将阿巴拉契亚采集线的主线容量提高20%14

我们现有业务范围内强劲的有机机会 资产2023-2027商业焦点概述 管道 Leap积极讨论将海恩斯维尔不断增长的供应与不断增长的液化天然气需求连接起来 石墙积极与现有和新客户讨论扩展机会，为东海岸液化天然气和墨西哥湾沿岸市场提供递增的阿巴拉契亚管道外卖 Nexus代管道互联新供应 连接；水力优化提供俄亥俄州 通往Nexus Supply Millennium的工业走廊通道 最近完成了潜在扩张的开放季节 机会，通过压缩扩张聚集使更多供应进入纽约和新英格兰市场 Blue Union积极讨论收集和处理 服务于现有客户不断增长的生产的 扩张机会；逐步扩展以连接阿巴拉契亚地区的新客户 阿巴拉契亚地区聚集积极讨论 进一步扩展服务于现有客户不断增长的产量 Tioga积极讨论全面开发 支持未开发区域的新钻探活动 能源转型 碳捕获和封存继续推动 路易斯安那州CCS机会走向最终投资决策 永久隔离DTM处理资产中的二氧化碳； 以45Q税收抵免为基础的新项目开发 利用强大的专业知识在新地区推进CCS 氢先进氢枢纽项目概念与 战略合作伙伴一起确定和推进开发 商业化氢运输、存储和生产的机会 15

完全收缩的Leap扩展至1.9 bcf/d 通过资本效益满足不断增长的LNG出口需求 扩建 海恩斯维尔/路易斯安那州墨西哥湾沿岸 DTM资产 DTM处理厂 LNG设施 蓝联扩建建设 正在开发的新电动压缩设备 运营 正在开发中的 收缩的Leap能力(bcf/d) 投入使用 当前1.0阶段1扩建0.3 Q4 2023阶段2扩建0.4 Q1 2024阶段3扩建3 0.22024年总计1.9个全面扩展机会3.0，将跃升90%，从1.0 Bcf/d提高到1.9 Bcf/d 资本效率，低风险扩展提供了及时的LNG需求 获取不断增长的LNG需求项目包括循环和压缩的组合 原始锚定合同的5年期限延长500MMcf/d证明了强大的市场支持 井口到水的通道通往不断增长的LNG 出口市场正在积极进行的商业讨论 下一阶段的扩张飞跃可以扩展到~3 bcf/d 16

路易斯安那州碳捕获和封存 推进我们的能源转换平台 路易斯安那州CCS项目区 利用来自DTM拥有的处理设施的二氧化碳 DTM资产 运营DTM处理厂 在建DTM处理厂 利用我们强大的专业知识和综合资产 平台构建新的压缩、针对近端地质储存的二氧化碳管道和捕获设备 每层年产能超过100万吨的地层于2022年11月向美国环保署提交的第六类油井许可证申请将与各机构合作，以在2023年上半年完成 进一步的地下表征 具有上行潜力的可持续投资 支持碳中性“从井口到水”的服务提供 减少DTM的排放状况 45Q税收抵免完全支持经济 增加第三方二氧化碳的潜力17

附录 DT中游

指导摘要 (百万美元，不包括每股收益)指导 2023调整后EBITDA1$880-$920营业利润2$340-$356营业EPS2$3.50-$3.66可分配现金流3$625-$675资本支出$605-$690增长资本4$575-$650调整后EBITDA$30-$40 2024(早期展望)$920-$970 1.调整后EBITDA (非GAAP)与本附录所列净收入的定义和对账。 营业收益和每股营业收益(非GAAP)与本附录中报告的收益的定义和对账每股收益的计算基于平均约9700万股流通股的计算 稀释后 3.本附录4.可分配现金流(非公认会计原则)的定义和对账.增长资本 包括对权益法投资对象的贡献 19

大宗商品周期的持续增长记录 DTM现金流高度收缩，没有直接商品敞口 历史调整后EBITDA1增长 (百万) +20%复合年增长率 2013 2015 2016 2017 2017 2018 2020 2021 2022天然气价格下降周期天然气价格下降周期 1.本附录20中包含的调整后EBITDA (非公认会计原则)的定义和对账

强劲的海恩斯维尔生产展望 海恩斯维尔钻机数量保持在历史最高水平； 预计到2030年海恩斯维尔钻机数量将经历强劲增长 90 80 70 60 50 40 30 20 2018 2019 2020 2021 2022 2023海恩斯维尔产量预测 (bcf/d) +10 B1c0f/d 11 21 2021 2030来源：标普全球商品洞察，Wood Mackenzie 北美天然气10年投资展望- 2022年10月

服务于高度经济资源区 DTM的资产定位于新的钻井成本供应曲线 新钻井供应曲线2023-20251盈亏平衡 $4.00$3.50$3.00$2.50$2.00$1.50$1.00$0.50$0.00$0.00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 16 17 18 19 20 21 22 23 24抵消产量下降和满足新需求所需的年度新供应 DTM资产资源区 Blue Union/Leap AGS/Stonewall SGC/Blustone Tioga Gathering 其他 伴生天然气 新钻探供应(bcf/d) 1.包括地区差异 来源：Wood Mackenzie North America Gas 10年投资 Horizon Outlook-2022年10月

DTM资产正在支持不断增长的液化天然气出口需求DTM 资产目前提供了大约2 bcf/d的液化天然气出口终端，并处于有利地位，可以满足不断增长的需求 Cove Point LNG 墨西哥湾沿岸液化天然气走廊 正在开发的液化天然气设施 正在运营的 美国液化天然气出口能力1(bcf/d) +14 bcf/d ~9 bcf/d 2022年至2022年2023年2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Sabine Pass Cameron Calcasieu Pass Golden Pass Plaquemines LA Fast Port Arthur Delfin Cove Point Corpus Christi 自由港 厄尔巴岛 来源：Wood Mackenzie North America Gas 10年 投资视野展望-2022年10月2.较2022年10月的年平均水平增长

财务业绩 截至12个月 (百万，不包括每股收益)2022年12月31日2022年12月31日2022年12月31日2021调整后EBITDA1$227$207$830$768管道段$139$115$475$407收集段$88$92$355$361营业利润2$91$88$339$336营业EPS2$0.93$0.90$3.48$3.46可分配现金流3$140$186$647$596增长资本4$711$112$873$117维护资本$7$8$22$34 1.调整后EBITDA (非公认会计原则)与本附录2所列净收入的定义和对帐本附录所列每股营业收益(非公认会计准则)与报告收益之比。每股收益的计算基于 约9700万股流通股的平均数量 稀释后 3.本附录4.可分配现金流(非公认会计原则)的定义和对帐。增长资本 包括对权益法投资对象的贡献 24

非GAAP定义 调整后EBITDA和可分配现金流量(DCF)是 非GAAP衡量指标 调整后EBITDA定义为扣除利息、税项、折旧和摊销费用以及融资损失前可归因于DT Midstream的GAAP净收入 ，进一步调整为包括我们在权益法投资净收入中按比例 份额 (不包括税、折旧和摊销)，并排除我们认为非常规项目。我们相信 调整后的EBITDA对于我们和我们的财务报表的外部用户了解我们的经营业绩和基础业务的持续业绩 很有用 因为它使我们的管理层和投资者能够更好地了解我们的实际经营业绩 不受下表 中所列利息、税项、折旧、摊销和非常规费用的影响。我们认为，调整后EBITDA的列报对投资者具有 意义，因为它经常被我们 行业的分析师、投资者和其他相关方用来评估公司的经营业绩 ，而不考虑计算此类衡量标准时排除的项目，这些衡量标准可能因会计方法、资产账面价值、资本结构和收购资产的方法等因素而因公司而异。我们使用调整后的EBITDA 按可报告部门评估我们的业绩，并将其作为战略规划和预测的 基础。 可分配现金流量(DCF)是通过减去可归因于非控股权益的权益法投资收益、折旧和摊销、现金 利息支出、维护资本投资(定义如下)和利息支出的现金税金，再加上利息支出和所得税支出计算得出的, 折旧和摊销，我们认为非常规和股息的某些项目，以及从权益法被投资人分配到DT Midstream的净收益 。维护资本投资 定义为用于 维护或保存资产或履行不产生增量收益的合同 义务的资本支出总额。我们 相信DCF是一项有意义的业绩衡量指标，因为 我们和财务报表的外部用户在估计我们的资产在偿还债务、缴纳现金 税和进行维护资本投资后 产生现金收益的能力时，它是有用的，这些 可以用于诸如普通股股息等可自由支配的目的，债务报废或扩展资本支出。 调整后的EBITDA和DCF不是根据公认会计原则计算的措施，应被视为对 的补充，而不是根据公认会计原则列报的经营业绩的替代。使用调整后的EBITDA和DCF作为衡量 业绩的指标有很大的局限性，包括无法分析对我们的净收益或亏损有实质性影响的某些经常性和非经常性项目的影响。此外，由于调整后的EBITDA和DCF排除了一些(但不是全部)影响净收入的项目，并且由我们行业的不同公司以不同的方式定义，因此调整后的EBITDA和DCF 不打算代表可归因于最具可比性的GAAP衡量标准DT Midstream的净收入, 作为经营业绩的指标 ，与其他公司报告的类似名称指标不一定具有可比性。 未提供可归因于DT Midstream的净收入与预计2022年全年的调整后EBITDA或DCF的对账 。我们不预测净收入，因为我们不能在没有不合理的努力的情况下， 确定地估计或预测净收入的组成部分。这些组成部分(扣除税后)可能包括但不限于资产减值和其他费用、资产剥离成本、收购成本或会计原则的变化。所有这些 组件都可能对此类财务 措施产生重大影响。目前，管理层无法估计这些项目对未来 期间报告收益的总体影响(如果有的话)。因此，我们无法 为调整后的EBITDA或DCF提供相应的GAAP等价物。 25

非GAAP定义 营业收益和每股营业收益为 非GAAP计量 营业收益信息的使用-营业收益 不包括非经常性项目、某些按市价计价的调整和非持续经营。DT Midstream 管理层认为，运营收益为公司持续运营的收益提供了更有意义的 表现，并将运营收益作为与分析师和投资者进行外部沟通的主要业绩衡量标准。在内部，DT Midstream使用 运营收益来衡量预算业绩，并使用 向董事会报告。 在本演示文稿中，DT Midstream为 未来的运营收益提供指导。可能会将影响公司未来期间报告业绩的某些 项目排除在经营业绩之外。未提供与未来报告的可比期间收益的对账 ，因为无法 提供对特定项目(即，未来非经常性项目、某些按市价计价的调整和停产运营)的可靠预测。这些项目可能会 在不同时期出现显著波动，并可能对报告的收益产生重大影响。26

非GAAP对账 对报告的营业收益进行对账 截至3个月 9月30日， 2022 2022报告税前收益调整所得税(1) 营业收益报告税前收益 调整所得税(1)营业收益 (百万) 宾夕法尼亚州所得税调整$-$(25)A 权益法投资对象商誉减值7 B(1)-- DT Midstream可归因于净收益$85$7$(1) $91$113$(25)$88截至12月31日的年度 2022 2021报告税前收益调整所得税(1) 营业收益报告税前收益 调整所得税(1)营业收益 (百万) 宾夕法尼亚州所得税调整$-$(25)A$-$- 权益法投资受让人商誉减值7B(1)-- 销售收益(17)C5-- 交易成本--20D(5) 亏损应收票据--19E(5) 可归因于DT Midstream的净收入$370$(10) $(21)$339$307$39$(10)$336(1)不包括与税收有关的调整，所得税金额是根据联邦和州的综合所得税税率计算的 考虑到适用的司法管辖区 各自的区段和具体的 营业调整调整关键 宾夕法尼亚州税率降低对递延 所得税支出B权益法投资商誉的影响 权益法减值-在权益法收益中记录 投资C出售Utica页岩地区的某些资产的收益-记录在资产(收益)损失和减值中, 净额 D与DT分离有关的交易成本 中游--记入运维E亏损 投资于尤蒂卡页岩地区某些资产的应收票据-记入资产(收益)损失和 减值，净额27

非GAAP对账 对报告的每股摊薄营业收益的对账(2) 截至2022年9月30日的三个月 2022年公布的税前收益调整所得税(1) 报告的税前收益 调整所得税(1)营业收益 (每股) 宾夕法尼亚州所得税调整$-$(0.26)A 权益法被投资人商誉减值0.08亿(0.03) -- 可归因于DT Midstream的净收益$0.88$0.08$(0.03)$0.93$1.16$-$(0 26)$0.9截至 12月31日，2022年12月31日，2021(3) 报告税前收益调整所得税(1) 营业收益报告税前收益 调整所得税(1)营业收益 (每股) 宾夕法尼亚州所得税调整$-$(0.26)A$-$- 权益法被投资人商誉减值0.08B(0.03) -- 销售收益(0.17)C 0.05- 交易成本--0.20D(0.05) 应收票据亏损--0.20E(0.05) DT Midstream的净收入$3.81$(0.09)$(br}$(0.24)$3.48$3.16$0.40$(0.10)$3.46 (1)不包括与税收相关的调整，所得税的金额是根据联邦和州的合并所得税税率计算的 考虑到适用的司法管辖区 各自的分部和特定的营业调整的扣除额(2)每股金额除以 加权平均未摊销普通股，如 在合并经营报表中所述 (3)由于预期与DTE Energy分离，截至6月30日发行和发行的股票, 9,670万人中的2,021人被视为已发行和未偿还 计算的历史每股收益 调整关键字 宾夕法尼亚州税率降低对递延 所得税费用B权益法投资的商誉 减值-记录在权益法收益中 投资C出售尤蒂卡页岩地区的某些资产-记录在资产(收益)损失和 减值中，净额 D与DT分离有关的交易成本 中游--记入运维E亏损 投资于尤蒂卡页岩地区某些资产的应收票据-记入资产(收益)损失和 减值，净额28

非GAAP调整 将DT Midstream的净收入调整为调整后的EBITDA 截至本年度的三个月 2022年9月30日2022年12月31日2021年可归因于DI Midstream的净收入$85$113$370$307加上：利息支出38 35 137 112加上：所得税支出35 7 100 104加上：折旧和摊销44 42 170 166加上：融资活动损失--13- 加上：权益法被投资人的EBTDA(1)63 48 206 174加上：非常规项目的调整(2)7-(10)39减去：利息收入(1)(1)(3)(4){br减去：权益法被投资人的收益(43)(36) (150)(126) 减去：非控股权益的折旧和摊销(1)(1)(3)(4) 调整后的EBITDA$227$207$830$768(1)包括权益法被投资人的税前收益份额 ，折旧和摊销，我们将其称为“EBTDA”。权益法投资对象的收益与权益法投资对象的EBTDA的对账如下： 截至截至年度的三个月 2022年12月31日，2022年9月30日，2022年12月31日，2021年12月31日(百万美元) 权益法投资对象的收益$43$36$150$126加上：权益应占折旧和摊销 权益法投资对象20 12 56 48 EBTDA$63$48$206$174(2)调整后的EBITDA计算不包括我们 认为的非常规项目。截至2022年12月31日的三个月，非常规项目的调整包括 权益法投资对象商誉减值700万美元。 截至2022年12月31日的年度，非常规项目的调整包括出售尤蒂卡页岩地区的某些资产获得的1,700万美元收益, 通过700万美元的权益法投资商誉减值部分抵消 。截至2021年12月31日的年度，非常规项目的调整包括1,900万美元的应收票据亏损 和2,000万美元的分离相关交易成本 。29

非GAAP对账 将DT Midstream的净收入对账至调整后的EBITDA管道段 截至本年度的三个月 2022年9月30日2022年12月31日2021年管道(百万) 可归因于DT Midstream的净收入$58$70$228$178加上：利息支出16 15 57 51加上：所得税支出22 5 62 62针：折旧和摊销17 15 63 63针：融资活动损失--6- 加：权益法被投资人的EBTDA(1)63 48 206 174加：非常规项目的调整(2)7-7 10减：利息收入-(1)(1)(1) 减：股权收益方法被投资人(43)(36) (150)(126) 减去：非控股权益折旧和摊销(1)(1)(3)(4) 调整后EBITDA$139$115$475$407(1)包括权益法被投资人税前收益的份额 ，折旧和摊销，我们将其称为“EBTDA”。权益法投资对象的收益与权益法投资对象的EBTDA的对账如下： 截至截至年度的三个月 2022年12月31日，2022年9月30日，2022年12月31日，2021年12月31日(百万美元) 权益法投资对象的收益$43$36$150$126加上：权益应占折旧和摊销 权益法投资对象20 12 56 48 EBTDA$63$48$206$174(2)调整后的EBITDA计算不包括我们 认为的非常规项目。截至2022年12月31日的三个月和年度，非常规项目的调整包括700万美元的权益法被投资商誉减值。截至2021年12月31日的年度，非常规项目的调整包括1,000万美元与分离相关的交易成本。30个

非GAAP对账 将DT Midstream的净收入对账至调整后的EBITDA收集部门 截至本年度的三个月 2022年9月30日2022年12月31日2021年Gathering(百万) DT Midstream的净收入$27$43$142$129加上：利息支出22 20 80 61加上：所得税支出13 2 38 42加上：折旧和摊销27 27 107 103加上：融资活动的损失--7- 加上：非常规项目的调整(L)--(17)29减去：利息收入(1)-(2)(3) 调整后的EBITDA$88$92$355$361(1)调整后的EBITDA计算不包括我们认为非常规项目。截至2022年12月31日的年度，非常规项目的调整包括出售尤蒂卡页岩地区的某些资产带来的1,700万美元的 收益。 截至2021年12月31日的年度，非常规项目的调整包括1,900万美元的应收票据亏损和1,000万美元的与分离相关的交易 成本。31

Non-GAAP Reconciliations Reconciliation of Net Income Attributable to DT Midstream to Distributable Cash Flow Three Months Ended Year Ended December 31, 2022 September 30, 2022 December 31, 2022 December 31, 2021 (millions) Net Income Attributable to DT Midstream $85 $113 $370 $307 Plus: Interest expense 38 35 137 112 Plus: Income tax expense 35 7 100 104 Plus: Depreciation and amortization 44 42 170 166 Plus: Loss from financing activities - - 13 - Plus: Adjustments for non-routine items (l) - - (17) 39 Less: Earnings from equity method investees (43) (36) (150) (126) Less : Depreciation and amortization attributable to noncontrolling interests (1) (1) (3) (4) Plus: Dividends and distributions from equity method investees 70 40 198 138 Less: Cash interest expense (66) (4) (125) (103) Less: Cash taxes (15) (2) (24) (3) Less : Maintenance capital investment (2) (7) (8) (22) (34) Distributable Cash Flow $140 $186 $647 $596 (1) Distributable Cash Flow calculation excludes certain items we consider non-routine. For the year ended December 31, 2022, adjustments for non-routine items included a $17 million gain on sale of certain assets in the Utica shale region. For the year ended December 31, 2021, adjustments for non-routine items included a $19 million loss on notes receivable and $20 million of separation-related transaction costs. (2) Maintenance capital investment is defined as the total capital expenditures used to maintain or preserve assets or fulfill contractual obligations that do not generate incremental earnings. 32