附录 99.2

2023 年第四季度财报电话会议 2024 年 2 月 16 日 Ammons 压缩机站 Appalachia Gathering System 第 2 阶段扩建 DT Midstream

安全港声明 本演示文稿包含的陈述，如果这些陈述 不是历史或当前事实的陈述，则构成 证券法下的 “前瞻性陈述”。这些 前瞻性陈述旨在提供管理层 当前对我们未来经营的预期或计划，以及 的财务业绩、业务前景、监管 程序的结果、市场状况以及其他事项，其依据是 我们认为合理的假设和我们目前获得的信息 。前瞻性陈述可以通过使用 “相信”、“预期”、“ ” 预期”、“计划”、“战略”、“前景”、“估计”、“ ” 项目、“目标”、“预期”、“将”、“应该”、“参见”、“展望”、“信心” 等词语来识别前瞻性陈述意思。但是， 没有这样的措辞、表达或陈述，并不意味着这些陈述不是 前瞻性的。特别是，与未来收益、现金流、经营业绩、 现金用途、税率和其他财务 业绩指标、未来行动、条件或事件、DT Midstream潜在的未来计划、战略或交易有关的明示或隐含陈述 ，以及 其他非历史事实的陈述，均为前瞻性陈述 。 前瞻性陈述不能保证未来的业绩 和条件，而是受多种假设、 风险和不确定性的约束，这些风险和不确定性可能会导致 的实际业绩与设想、预测、 估计或预算的业绩存在重大差异。许多因素可能会影响DT Midstream的前瞻性 声明，包括但不限于以下 ：总体经济状况的变化，包括 加息和相关的美联储 政策、潜在的经济衰退以及 通货膨胀对我们业务的影响；行业变化，包括整合、替代能源、技术 进步、基础设施限制和变革的影响竞争中； 全球供应链中断；第三方采取的行动 运营商、加工商、运输商和采集商；西南能源和其他第三方 方在我们运营区域的预期产量的变化；对天然气 收集、输送、储存、运输和供水 服务的需求； 消费者与替代和竞争 燃料价格相比天然气的供应和价格；我们成功及时实施 商业计划的能力；我们在 时间和预算内完成有机增长项目的能力；我们融资、完成或 的能力成功整合收购；债务和股权融资的价格和可用性 ；对我们现有和 任何未来信贷额度和契约的限制； 公司信息技术和运营技术 系统和实践在检测和防御不断变化的对美国关键基础设施的网络 攻击方面的有效性；修改有关网络安全和数据隐私的法律 以及任何网络安全 威胁或事件；运营危险，环境风险，以及 其他附带风险收集、储存和运输 天然气；地质和储层风险和注意事项； 自然灾害、恶劣天气条件、伤亡损失 和其他我们无法控制的事项； 疾病、流行病和流行病疫情的影响以及任何相关的经济 影响；地缘政治事件的影响，包括乌克兰和中东的 冲突；劳资关系和 d 市场，包括吸引、雇用和留住关键 员工和合同人员的能力；大量客户违约；变动 税收状况，以及税率和法规的变化； 遵守现有和 未来法律和政府法规（例如《通货膨胀减免法》）的影响和相关成本；环境法律、法规或 执法政策的变化，包括与 气候变化和温室气体排放有关的法律法规；开发 低碳商机和部署温室气体 减排技术的能力；变革在保险市场中，影响 成本以及承保水平和类型可用；商品价格变动的时机 和范围；我们 风险管理战略的成功；暂停、减少或 终止客户根据我们的商业 协议承担的义务；由于我们的设施或我们 业务所依赖的第三方设施设备中断或故障 造成的中断；未来诉讼的影响；以及我们的年度表格报告中描述的 风险截至 2023 年 12 月 31 日的 年度为 10 K，我们的报告和注册 声明不时提交与美国证券交易委员会共度时光。 以上因素清单并不详尽。新因素不时出现 。我们无法预测会出现哪些因素，或者 这些因素如何导致实际业绩与前瞻性陈述中陈述的 出现重大差异，请参阅我们通过表格 10 K向美国证券交易委员会提交的截至2023年12月31日的年度报告 以及向美国证券交易委员会提交的任何其他报告中 “风险因素” 部分下的讨论 。鉴于 的不确定性和风险因素可能导致我们的实际 业绩与任何前瞻性 陈述中包含的业绩存在重大差异，因此您不应过分依赖任何 前瞻性陈述。 任何前瞻性陈述仅代表作出 此类陈述之日。无论是由于新的 信息、后续事件还是其他原因，我们没有义务更新或修改我们的 前瞻性陈述，而且 明确表示不承担任何更新或修改我们的 前瞻性陈述的义务。DT 中游 2

DT 中游投资论文 纯天然气中游投资组合 ~ 65% 管道板块1；行业中最高 2 ~9 年合同期限3 无大宗商品敞口综合井口 市场服务 溢价股东回报显著调整后 EBITDA4 增长 5% 持续股息增长 7% 6 目标为 5-7% 长期调整后息税折旧摊销前利润和股息增长强劲的有机增长 大型项目待办事项资金来自现金流 可扩展资产满足不断增长的液化天然气出口需求执行 有形能源转型项目资产负债表实力 2024 年投资级信用评级的视线降低 杠杆率四年内无债务到期日7 千禧和矢量 DT Midstream 年度债务减免 1.代表 2023 年第四季度调整后息税折旧摊销前利润的百分比。 2。天然气管道占调整后息税折旧摊销前利润总额的百分比； 与美国中游同行（AM、ENLC、EP、ET、ETRN、 KMI、MPLX、OKE、TRGP、WES、WMB）的比较。3.总体投资组合加权 平均合约期限。4. 调整后息税折旧摊销前利润（非公认会计准则）与 附录中包含的净收益的定义和对账。5.代表 2022 年至 2023 年的年增长率。6. 代表从2021年（宣布的首次 股息）到2024年的复合年增长率。7.不包括循环 信贷额度 3

2023 年回顾 兑现我们的承诺，为未来做准备 实现了强劲的增长和财务业绩，超出了预期 提前按预算执行了增长投资 定位资产以满足不断增长的天然气需求先进能源 过渡平台 DT Midstream 4

2023 年回顾：财务业绩在关键指标上财务表现强劲 显著增长9.24亿美元调整后 EBITDA1 同比增长10％， 超过预期中点资本回报率增长7％每年 股息增长2 2.6倍股息覆盖率3 不可替代的 天然气管道投资组合 65% 管道板块出资4 行业中最高5 高效资本部署6.77亿美元 增长资本投资6.77亿美元 增长资本与预期中点相比6 7％ 强劲的 资产负债表上的 3.6 倍/4.1 倍/按比例的 杠杆率降低 0.3 倍自2021年以来的资产负债表上的债务 DT Midstream 1.附录中包含调整后息税折旧摊销前利润（非公认会计准则）与 净收益的定义和对账。2.代表 2021 年至 2023 年的 复合年增长率。3.截至2023年年度的股息覆盖率 。4.代表 2023 年第四季度 调整后息税折旧摊销前利润的百分比。5.与总部位于美国的中游同行 （AM、ENLC、EP、ET、ETRN、KMI、MPLX、OKE、TRGP、WES、WMB）相比。6. 增长资本反映了DT Midstream的总资本支出7.5亿美元减去客户的7300万美元现金出资 5

2023 年回顾：已完成增长投资有机增长项目提前投入使用并在 预算内 市场项目关键成就 先发优势墨西哥湾沿岸/液化天然气 LEAP 第 1 和第 2 阶段扩建（提前投入使用）+700 mmcf/d 产能定位 为需求增加做好准备 墨西哥湾沿岸/液化天然气蓝盟扩张 +400 mmcf/d 处理能力新增长平台俄亥俄州中西部 Utica （早期投入使用）初始干线投入使用解锁 阿巴拉契亚增长中西部/东北阿巴拉契亚采集系统 第 2 阶段扩展 +150 mmcf/D系统主线容量 增加关键出口容量 Midwest NEXUS 液压容量优化 +80 mmcf/D 容量 DT 中游 DT Midstream 6

2023 年回顾：执行有机增长 执行新的商业协议以服务关键需求市场 东北阿巴拉契亚采集系统第 3 阶段：增量 60 mmcf/d 干线容量 Tioga Gathering：增量 70 mmcf/d 容量俄亥俄州尤蒂卡采集系统：>200 mmcf/D 收集 骨干，支持新兴资源游戏 第四季度新增项目墨西哥湾沿岸蓝联盟地盘扩建：采用增量固定附加费的新收集 管道 Blue Union Carthage 区域连接：400 mmcf/D 供应互连 LEAPGillis 接入互连：10 bcf/d 与 Gillis Access 项目 DT Midstream 7 互连

实现独特且可预测的增长 强劲增长的往绩 历史调整后 EBITDA1（百万）9% 的复合年增长率 2020 年 720 美元 778 美元 2021 年 841 美元 924 2023 年相对增长 CAGR2 9% DT 中游 4% 同行平均水平3 定位良好的资产和 “要么接受要么付款” 合同结构持续提供一流的业绩 DT 中游 1。附录2中包含调整后息税折旧摊销前利润（非公认会计准则）与 净收益的定义和对账。2023年调整后的息税折旧摊销前利润基于 根据分析师对同行共识的估计 3.专注于 gas 的同行平均值（AM、ENLC、ETRN、KMI、TRP、WMB） 8

全年财务业绩 独特的财务增长 调整后 EBITDA1（百万）xx 分部占总额 +10% 814 美元 486 美元 58% 355 42% 2022 924 美元 581 63% 343 37% 2023 年管道收集 LEAP 扩张千年管道的所有权增加华盛顿 10 年存储率提高 东北地区的销量增加，但被哈萨克交易量的减少所抵消 Ynesville DT 中游 1.附录 9 中包含的调整后息税折旧摊销前利润（非公认会计准则）与 净收益的定义和对账

延续我们的独特增长记录 目标是长期调整后的息税折旧摊销前利润增长 5-7% （百万） +6% 930-980 美元 2024 年预期 980-1,040 美元 2025 年早期展望 长期增长率 差异化增长动力 13亿美元的有机增长项目积压有形能源转型项目资金充足，由长期合同支持的免费项目现金流没有大宗商品敞口 DT Midstream 1. EBITDA1附录 中包含的调整后息税折旧摊销前利润（非公认会计准则）与 净收益的定义和对账 10

承诺增长投资摘要 继续推进短周期增长投资 项目预计投入使用日期 海恩斯维尔 LEAP 管道扩建——第 2 阶段投入使用 Haynesville LEAP Gillis Access 互连 2024 年第二季度海恩斯维尔 LEAP 管道扩建——第 3 阶段 2024 年第三季度收集 阿巴拉契亚采集系统扩建——第 2 阶段在线 海恩斯维尔蓝盟扩建在役中 br} 俄亥俄州尤蒂卡采集系统——初步开发 2024 年第一季度海恩斯维尔蓝盟迦太基地区连接 2024 年第二季度阿巴拉契亚 Tioga Gathering扩建（全新）2025 年第二季度阿巴拉契亚采集系统扩建——第 3 阶段（全新）2025 年第二季度海恩斯维尔蓝联油井场扩建（全新）2025 年第二季度机上项目更新 LEAP 第 3 阶段目前已提前完成所有其他增长 投资按计划进行和预算 DT Midstream 11

2024 年增长资本支出 灵活的资本预算，资金全部来自现金流 增长资本支出（百万） ~100 美元承诺增长资本支出（事先披露） ~35 美元从 2023 年延期至 2024 年 95-125 美元 2023 年第四季度新增的增长项目分红后的现金流 70-115 美元极有可能（FID1 之前的项目） 资金完全来自现金流 300-3美元 75 2024 年指南2 灵活的短周期资本投资 两个地区都有新的、高增值的集会扩张项目 极有可能的项目预计将在今年晚些时候做出最终投资决定 任何多余的现金流都将用于减少债务 DT Midstream 1。最终投资决定 2.指导区间扣除约2000万美元的客户捐款 12

纪律性资本投资 自筹资金高增值有机增长项目 增长资本支出 （百万）2023 年 FID 前承诺初始指导 677 美元 2023 年实际值 677 美元1 300 美元至 375 美元 2025 年灵活的短周期资本投资 与 2024/2025 年相比的总承诺资本支出约为 3 亿美元将 众多增益性有机项目推向最终投资 决策目前预计，2025年的总体增长 投资水平将与2024年相似 DT Midstream 1。2023 年增长资本支出反映了 DT 中游资本总额支出 7.5亿美元减去客户的7300万美元现金捐款 2.指导区间是扣除约2,000万美元的客户捐款 13

规模庞大的有机项目待办事项 所有业务领域均有均衡的机会 管道 项目捐款状态 LEAP 第 1 阶段扩张 2023 年 8 月投入服务 LEAP Gillis Access 互连 2024 年第二季度开发中 LEAP 第 3 阶段扩张开发中 LEAP 第 4+ 阶段扩张 2025/26 Pre-FID NEXUS/管道发电互联 2026 FID 之前的 矢量扩展 2026 年 FID 之前的 Stonewall 扩展 2027 年 FID 之前 NEXUS 扩展 2027/28 FID 之前 千禧扩展 2028FID 之前 能源转型 项目捐款状况 路易斯安那州碳捕集与封存第 1 阶段 2026 年下半年 FID 之前 低碳燃料 2025/26 FID 前 路易斯安那州 CCS 第 2 阶段 2027 年 FID 之前 收集 项目捐款状态 2023 年 12 月在役阿巴拉契亚采集系统扩建——2024 年 1 月 2 日在役俄亥俄州尤蒂卡-2024 年第一季度初步开发部分 在役蓝盟迦太基地区连接 2024 年第二季度在 开发中 Tioga Gathering 扩建项目 2025 年第二季度开发中 Blue Union 井垫扩建第二季度2025 年阿巴拉契亚 采集系统扩建——第 3 阶段 2025 年第二季度开发中 Blue 联盟井垫扩建项目 2026 年 FID 前俄亥俄州尤蒂卡扩建 2025/26 FID 之前 Tioga buildout 2026/27 预期 2024-2027 年按细分市场划分的增长资本支出 60% 20% > 13亿美元有机增长项目积压，建成倍数为5-8倍 中游 14

股息增长 通过增加股息实现持续的资本回报 年化股息 （每股） 7% 的复合年增长率 2.40 2021 年实际 2.56 2023 年实际 2.76 2023 年实际 +7% 2.94 20241 财务政策旨在提供不断增长和持久的股息 计划每年将股息增长5-7％，与调整后的 EBITDA2 保持股息覆盖率一致 o3 高于我们的 2.0x 楼层 DT Midstream 1。2024 年第一季度董事会批准的年度股息（每股0.735美元）2. 附录3中包含的调整后息税折旧摊销前利润（非公认会计准则）与 净收益的定义和对账。股息覆盖率 比率表示可分配现金流除以年化 批准的季度股息。 附录中包含的 可分配现金流（非公认会计准则）与净收益的定义和对账 15

2024/2025 年指导摘要 （百万美元，每股收益除外）指南 2024 年调整后 EBITDA1 930-980 美元 2024 年营业收益2 335-375 美元 2024 年运营每股收益2 3.43 美元-3.83 美元 2024 年可分配现金流3 640-700 美元 2024 年资本支出4 330-415 美元增长资本 300 美元至 40 美元 2025 年调整后息税折旧摊销前利润（早期展望）980 美元-美国东部夏令时间 1,040 美元中游 1.附录2中包含调整后息税折旧摊销前利润（非公认会计准则）与 净收益的定义和对账。定义和 每股 股营业收益和营业收益（非公认会计准则）与本附录中列报的收益的对账； 每股收益根据约9,700万股已发行股票的平均股数计算——摊薄后3。附录4中包含可分配现金流（非公认会计准则）与净 收入的定义和 对账。包括对 股权法投资者的供款；指导区间是扣除约 2,000 万美元的 客户 的出资 16

Pure Play Natural Gas Midstream Portfolio 位于领先天然气盆地的综合管道平台为 成长中的市场提供服务 管道将世界一流的盆地连接到 约 900 英里的州际管道 管道与多条州际 管道互连 约 700 英里的州内管道 94 亿立方英尺的储气容量 收集资产为我们的管道供电 } 干气收集资产为马塞勒斯/尤蒂卡和 的 主要低成本产区不断增长的天然气产量提供服务海恩斯维尔约 800 英里的管道、119 个压缩机组、25.8 万马力和约 26 亿立方英尺/日的处理能力密歇根系统 加拿大安大略省 密歇根华盛顿州 10 号储存综合体 Bluestone Gathering 横向管道纽约矢量管道发电管道 UTICA SHALE Tioga 收集系统萨斯奎哈纳采集系统 新泽西千禧管道 HAYNSVILLE SHYNSVILLE SHYNSVILLE NEXUS 天然气输送管道 MARCELLUS SHALE 宾夕法尼亚州伯兹伯勒管道蓝盟收集系统俄亥俄州 俄亥俄州尤蒂卡系统德克萨斯州 LEAP 收集横向收集Stonewall 天然气收集横向管道阿巴拉契亚收集系统 马里兰州 路易斯安那州肯塔基州西弗吉尼亚州弗吉尼亚州 DT 中游资产液化天然气设施 正在开发中 DT 中游 17

多元化资产基础以强大的管道板块为支撑 行业中天然气管道资产贡献率最高 （占2023年调整后 EBITDA2 总额的百分比） 收集 37% 俄亥俄州尤蒂卡

高质量的现金流和客户 现金流由接受或付款合同和高 信贷质量的客户总收入贡献 （占2023年供款的百分比1） ~ 90% 的需求/MVC 或流动的气体2 客户信贷 （占2023年供款的百分比） （占2023年供款的百分比） 投资等级和 “后起之秀3” 带有信贷支持的非投资等级 DT 中游 1.反映基于公司资产总收入 贡献的非公认会计准则财务指标，包括DTM在合资企业2中的比例 权益。流动气体代表已探明的 已开发生产储量 (PDP) 3。包括西南 能源；预计与 切萨皮克能源公司合并后将达到投资级别 19

有望满足机上液化天然气出口需求 LEAP 走廊内约70亿立方英尺/日的液化天然气增长不受美国能源部许可的批准 预测的美国液化天然气出口能力增长1 (bcf/d) ~160 br/d 12.9 2023 17.3 4.4 12.9 2025 21.5 8.6 12.9 2029 28.5 4.1 0.5 11.0 11.0 2029 28.5 4.1 0.5 11.0 11.0 11.0 2029 28.5 4.1 0.5 11.0 11.0 11.0 11.0 12.9 2031 正在运营中（美国能源部批准）预先安装项目（美国能源部批准）预先安装（等待美国能源部批准） 液化天然气需求 LEAP 可以为 液化天然气项目提供服务 bcf/d 美国能源部批准2 投入运营 Sabine Pass 4.2 Cameron 2.1 Calcasieu Pass 1.4 科珀斯克里斯蒂 2.1 自由港 2.1 Cove Point 0.7 厄尔巴岛 0.3 共计 12.9 在建 Golden Pass 2.5 Plaquemines 第 1 阶段 2.8 亚瑟港第 1 阶段 1.9 科珀斯克里斯蒂第 3 阶段 1.4 里奥格兰德火车 1-3 共计 11.0 液化天然气项目 bcf/d 美国能源部批准2 预先的 Driftwood LNG 3.8 卡梅隆液化天然气列车 4 0.9 CP2 液化天然气 4.0 卡尔卡西厄山口设计增加 0.1 木兰液化天然气 1.2 查尔斯湖 2.3 萨宾 Pass 第 5 阶段 2.6 Plaquemines Design 增加 0.5 亚瑟港第 2 阶段 1.9 弗里波特火车 4 0.7 Delfin FLNG 1.8 科珀斯克里斯蒂火车 8-9 0.4 液化天然气需求增长总计 21.4 ~70 亿立方英尺/日LEAP 可以提供的服务目前正在建设中 DT Midstream 1。资料来源：伍德·麦肯齐北美天然气投资地平线 展望——2023年10月；美国能源部备忘录2。根据设施 首次出口的时间，可能需要延长美国能源部的许可证 20

需要新的海恩斯维尔外卖产能来满足液化天然气需求 LEAP 提供了风险较低、资本效率高的扩张机会， 证明了液化天然气需求的及时获得路易斯安那湾 海岸地区液化天然气产能增长1 与宣布的海恩斯维尔外卖 扩张相比 2 （自 2023 年起累计增长，bcf/d） 产能短缺风险 12 10 8 6 4 2 0 2023 2024 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 重大长期扩张机会 Golden Pass Calcasieu Pass 宣布外卖 Plaquemines Delfin 宣布外卖，但可能延期 PortArthur Sabine Pass DT Midstream 1.资料来源：伍德·麦肯齐北美天然气投资地平线 展望——2023年10月；不包括宣布的 Golden Pass 2的上线延迟。宣布的管道扩建 包括 LEAP 第 3 阶段、Energy Transfer Gulf Run、Momentum NG3 和 Williams LEG 21

LEAP 扩张潜力不断增强 市场基本面推动了对海恩斯维尔至 墨西哥湾沿岸管道容量的更大需求第三阶段 LEAP 扩建步入正轨 按预算将容量从 170 亿立方英尺/日增加到 19 亿立方英尺/日项目均包括循环和压缩组合 扩建以 的收付合同为支撑正在积极讨论更多 扩张资本效率高、风险较低的扩张为 提供了及时满足不断增长的液化天然气需求的渠道，第四阶段的目标是200-400 mmcf/d 扩张 LEAP 扩张潜力增加至约 40 亿立方英尺/日路易斯安那州 德克萨斯州 吉利斯中心 查尔斯湖液化天然气 亚瑟港萨宾山口液化天然气卡梅隆液化天然气公司 CP2 亨利枢纽 Plaquemines 卡尔卡西厄山口液化天然气 LEAP 容量 (bcf/d) 初始第 1 阶段扩张 2023 年 8 月 0.3 第 2 阶段扩建 2024 年 1 月 4 日第 3 阶段扩建 0.2 2024 年第三季度第四阶段扩建（FID 前）0.2-0.4 2025/2026 总计 2.1-2.3 扩张潜力 ~4 个 DTM 资产液化天然气设施 DTM 贸易厂投入运营 电力压缩正在开发中 DT 中游 22

路易斯安那州碳捕集与封存 CCS项目的严格方法 说明性碳捕集与封存过程 天然气处理设施设备从处理厂捕获二氧化碳 二氧化碳专用管道将超临界相二氧化碳输送到储存地点 永久封存 第一阶段第二阶段范围捕获设备、二氧化碳管道、压缩、 存储 br} 交易量（每年百万公吨）0.4 0.5 资本支出（百万）115-145 美元（2024 年至 2026 年期间）110-美元140（超过 2026/27） Build Multiple 5-8x 4-6x 预计在 2026 年下半年投入使用 2027 DT 中游 23

路易斯安那州碳捕集与封存 CCS项目的严格方法 项目时间表 2022年第四季度六类油井许可证申请进行了三维地震勘测 2023 年第二季度 V 级试验井许可证申请 2024 年上半年 V 级试验井 已获批准 V 级试验井当前阶段评估 V 类试验井结果 2024 年下半年最终投资决定 br} YE 2024 预计获批 VI 类油井许可证 2026 年下半年第一阶段项目预计投入使用 在我们做出最终投资决定之前尽量减少资本支出 有条不紊的项目开发方法 严谨的储存地点选择和利益相关者的参与 邻近二氧化碳源 有利的地质条件适合永久封存 当地社区和路易斯安那州国家资源部尽早参与关键开发活动 大量储存场地去风险 与当地地质学的第三方专家合作 评估了现有的井芯和测井数据 进行了三维地震调查 地层试井钻探目前正在进行中 利用超过 50 年的存储和管道开发与运营体验 DT 中游 24

资产负债表强劲，无短期债务到期日 预计2024年的投资级信用评级债务到期日概况 （十亿美元）长期债务未动用循环资金容量提取的循环余额 2024 2025 2026 1.0 $0.8 $0.2 2027 $0.4 2028 $1.1 2029 2030 1.0 2031 $0.6 2032 ~9亿美元流动性 3.0 6x/4.1x 资产负债表上/比例杠杆率1 BBB-/BB+ 高级有担保/无担保发行人评级 前景乐观惠誉评级 DT Midstream 1。截至 2023 年 12 月 31 日，过去十二个月的净负债调整后息税折旧摊销前利润 25

附录 DT 中游 26

俄亥俄州尤蒂卡系统初始干线建设已完成 总体施工进度提前 Vector Pipeline 华盛顿 10 号储存综合体 密歇根州直接进入优质市场宾夕法尼亚州 肯辛顿 俄亥俄州 DTM 初始重点区域伯尔尼 西弗吉尼亚州塞内卡 第三方加工厂 Utica Combo play 初始项目建设 新兴伴生气体资源项目 开发区 初始采集骨干容量大于 200 mmcf/D 容量 2023-2024 年 DTM 的预计 DTM 投资1约为1亿美元 ~5x 以满负荷运行率建造多个 Trunkline 建设于 2023 年 12 月完成；初始成交量 预计在 2024 年第一季度完成客户是一家大型投资级 生产商，其成本结构具有优势，其成本结构可观 矿产所有权占地面积约为 43 万英亩强大的商业 结构 长期合同、奉献和最低交易量承诺 ，以保护预期的项目量经济性将在18至24个月内增加未来重大发展的机会 潜在的大规模多年天然气采集buildout 与 DTM 下游资产（例如 NEXUS、Vector 和 W10 存储）整合，提供进入优质市场的机会 DT Midstream 1。DTM 的投资扣除了客户的捐款 27

DTM 资产与不断增长的需求息息相关 LEAP 提供 35 亿立方英尺/日的直接连接液化天然气市场 Carthage Hub Louisiana DTM 资产第三方管道 DTM 处理厂 ANR 液化天然气设施卡梅隆 正在建设中（美国能源部批准的克里奥尔步道 Pre-FID（美国能源部批准）TETCO Pre-FID（等待中）美国能源部批准) 田纳西天然气公司 Transco Venture Global Targa 德克萨斯州密西西比州 Gillis Hub 亚瑟港金山口液化天然气萨宾帕斯液化天然气联邦液化天然气 Calcasieu Pass CP2 卡梅隆液化天然气Driftwood LNG Magnolia 液化天然气湖 Charles LNG Henry Hub Plaquemines Delfin LNG 增加与海恩斯维尔系统的新连接，以支持美国能源部批准的现有 液化天然气接收站的互连能力为 250 亿立方英尺/日 与吉利斯接入项目 LEAP 互连 容量 (bcf/d) 液化天然气接收站的互连能力为 250 亿立方英尺/日 与 Gillis Access 项目 LEAP 互连 容量 (bcf/d) 液化天然气接收站/市场 Transco 0.5 工业/ 液化天然气走廊卡梅隆 0.25 卡梅隆液化天然气 克里奥尔步道 1.0 萨宾山口液化天然气 德克萨斯州东部 0.75 卡尔卡西厄山口液化天然气 0.1 工业 共计 260 亿立方英尺/日 TC Energy Gillis Access（2024 年第二季度）1.0 工业/液化天然气走廊 未来总计 36亿立方英尺/日 DT 中游 28

海恩斯维尔和阿巴拉契亚两个盆地的长期产量前景强劲 预计将在未来十年实现显著增长 历史产量 (bcf/d) 海恩斯维尔阿巴拉契亚 60 50 40 30 20 10 0 2018 2019 2021 2023 2024 DUC 库存1 海恩斯维尔 415 667 735 阿巴拉契亚 641 852 768 产量预测 (bcf/d) 海恩斯维尔阿巴拉契亚 + 18 bcf/d 49 15 34 2023 67 27 40 2033 DT 中游 1.已钻探但未完工 (DUC) 的油井数据反映了年底 的库存。资料来源：环境影响评估、标普全球大宗商品洞察和伍德 麦肯齐北美天然气投资展望——2023年10月 29

执行领先的 ESG 计划 MSCI ESG 评级 AA CCC B BB BB BBB A AA AA AA AAA 在中游同行中排名第二的摩根士丹利资本国际评级 继续推进路易斯安那州的 CCS 机会 通过战略伙伴关系推进 氢气开发机会 到 2050 年过渡到温室气体净零排放，包括到 2030 年减少 30% Social 总排放量增加 83% 自 2020 年以来的安全事故发生率使不同种族 领导层的比例翻了一番，每位员工的社区捐赠和志愿者时数处于领先地位在中游同行中 治理 独立和多元化的董事会长期激励计划与 股东总回报率挂钩摩根士丹利资本国际公司中游 尽可能高的治理 评级 (AA) DT Midstream 对任何摩根士丹利资本国际ESG Research LLC或其 附属公司（“MSCI”）数据的使用，以及摩根士丹利资本国际徽标、商标、 服务商标或名称索引的使用在本文中，不构成摩根士丹利资本国际对DT Midstream的 赞助、认可、推荐或推广。MSCI 服务和数据是 MSCI 或其信息提供商的财产，按 “原样” 提供， 不做任何担保。MSCI 名称和徽标是 MSCI 的商标或服务 标志。完整报告链接：2023 年企业可持续发展 报告 30

全年财务业绩 （百万，每股收益除外）2022 年 2023 年变化 调整后 EBITDA1 841 924 10% 管道板块 486 美元 581 20% 采集板块 355 美元 343 (3%) 营业收益2 339 美元 384 13% 可分配现金流3 $339 384 13% 可分配现金流3 $339 $384 13% 可分配现金流3 $339 $384 13% 可分配现金流3 $339 $384 13% 可分配现金流3 $339 $384 13% 可分配现金流3 $339 $384 13% } Growth Capital4 873 美元 6775 美元 22% 维护资本 22 美元 29 美元 DT 中游 1.本附录2中包含的调整后息税折旧摊销前利润（非公认会计准则）与 净收益的定义和对账。定义和 每股 股营业收益和营业收益（非公认会计准则）与附录中列报的收益的对账； 每股收益根据约9,700万股已发行股票的平均股数计算——摊薄 3.本附录4中包含的可分配现金流（非公认会计准则）与净 收入的定义和 对账。包括对 股权法被投资者的供款。5.增长资本反映了DT 中游资本 的总支出为7.5亿美元，减去客户的7300万美元现金捐款 31

季度财务业绩 （百万美元，每股收益除外）2023年第四季度调整后 EBITDA1 236美元239美元管道分部145美元156美元采集板块91美元83美元营业收益2 91美元121美元运营每股收益2 0.94美元1.24美元可分配现金流3 193美元159美元成长资本4 1565 美元1055美元维护资本11美元美国东部时间中游 1。本附录2中包含的调整后息税折旧摊销前利润（非公认会计准则）与 净收益的定义和对账。定义和 每股 股营业收益和营业收益（非公认会计准则）与附录中列报的收益的对账； 每股收益根据约9,700万股已发行股票的平均股数计算——摊薄 3.本附录4中包含的可分配现金流（非公认会计准则）与净 收入的定义和 对账。包括对 股权法被投资者的供款。5.增长资本反映了 DT 中游资本 总支出1.9亿美元，减去2023年第三季度客户的3,400万美元现金出资以及1.44亿美元的总资本支出 减去2023年第四季度客户的3,900万美元现金出资 32

2023 年第四季度财务业绩 调整后 EBITDA1（百万）xx 分部占总额的百分比 236 美元 145 61% 91 美元 2023 年第三季度 239 美元 156 65% 83 35% 2023 年第四季度收集管道 LEAP 第 1 阶段扩建的完整季度投入使用 第三季度管道合资企业和华盛顿 10 号仓储收入增加 Gathering 约 600 万美元的环境储备调整 2023 年东北地区销量的增加，被海恩斯维尔 DT Midstream 1 的销量减少所抵消。本附录中包含的调整后息税折旧摊销前利润（非公认会计准则）与 净收益的定义和对账 33

采集量摘要 海恩斯维尔吞吐量 (bcf/d) Blue Union Gathering 2023 年第一季度 1.63 2023 年第二季度 1.60 2023 年第四季度 1.56 生产者活动延期的影响东北吞吐量 (bcf/d) Susquehanna Gathering Appalachia Gathering 2023 年第一季度泰奥加集会 1.36 2023 年第二季度 1.39 第三季度 2023 年 1.39 2023 年第四季度 1.53 2023 年第四季度阿巴拉契亚集会季节性销量强劲增长 DT 中游 34

平衡伙伴关系治理结构 合资资产所有权运营商原始开发商独立管理的所有者管理 千禧管道公司有限责任公司 NEXUS SM 天然气输送 DT 中游斯通沃尔 DT 中游 52.5% TC Energy 47.5% DT 中游 50% DT 中游 40% Enbridge 40% Enbridge 60% DT Enbridge 60% DT Midstream 85% Antero Midstream 15% 平衡和公平的合作协议 FERC 资产的独立管理团队 借调 DTM 员工担任领导职务 保留根据需要承担运营职务的能力 根据需要提供共享企业服务 平衡投票权 DT Midstream 35

合资企业债务详情 Millennium and Vector DTM 的年度债务偿还比例份额 资产（DTM 所有权百分比）年终债务余额 2023 2025 年 NEXUS Pipeline (50%) 371 美元 371 美元千禧管道 (52.5%) 144 美元 129 美元 Vector Pipeline (40%) 31 美元 29 美元 26 美元利息支出 2023 2024 2025 年 14 美元 21 美元 21 美元 13 美元 11 美元 9 美元 2 美元 2 美元加权平均利率1 5.68% 5.80% 6.11% 到期日子弹，2028 年至 2035 年全部摊销 2032 年前全部摊销于 2034 年 DT Midstream 1.截至 2023 年 12 月 31 日的加权平均利率 36

非公认会计准则定义 调整后的息税折旧摊销前利润和可分配现金流（DCF）是非公认会计准则 衡量标准。调整后的息税折旧摊销前利润定义为扣除利息、税项、 折旧和摊销费用以及融资 活动亏损前的GAAP净收益 ，经进一步调整以包括我们在权益法投资方净收益中所占的比例份额（不包括利息， 税、折旧和摊销），为了排除某些 项，我们认为是非常规项目。我们认为，调整后的息税折旧摊销前利润 对我们和财务报表的外部用户了解我们的经营业绩和标的业务的持续业绩 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运营 业绩，不受下表 中列出的利息、税收、 折旧、摊销和非常规费用影响的影响。我们认为，调整后息税折旧摊销前利润的列报对投资者有意义 ，因为 分析师、投资者和我们行业的其他利益相关方经常使用调整后息税折旧摊销前利润的列报来评估公司的经营业绩，不考虑该指标计算中未包括的 个项目，每个公司可能存在很大差异，具体取决于 会计方法、资产账面价值、资本结构和 资产使用方法除其他因素外，是获得性的。我们 使用调整后的息税折旧摊销前利润按可报告的 细分市场评估我们的业绩，并作为战略规划和预测的基础。 可分配现金流 (DCF) 的计算方法是从权益法投资者的收益 、归属于非控股权益的折旧和摊销、现金利息支出、 维护资本投资（定义见下文）和现金税 中扣除利息支出、所得税支出、 折旧和摊销，然后再加上利息支出、所得税支出、 折旧和摊销 ，我们认为的某些项目 非常规股息和股息以及权益法 被投资方向归属于DT Midstream的净收益的分配。 维护资本投资定义为用于维护或保护资产或履行 合同义务但不会产生增量 收益的总资本 支出。我们认为，DCF是一种有意义的绩效衡量标准 ，因为它对我们和我们的财务 报表的外部用户在估算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 现金收益的能力很有用，可用于普通股分红、债务退休 或扩张资本支出等自由裁量用途。 调整后的息税折旧摊销前利润和差价合约不是根据 和公认会计原则计算的指标，应被视为对根据 和公认会计原则列报的经营业绩的补充而不是替代 。使用调整后的 息税折旧摊销前利润和差价合约作为业绩的衡量标准存在重大限制，包括 无法分析对我们的净收入或 亏损产生重大影响的某些经常性和 非经常性项目的影响。此外，由于调整后的息税折旧摊销前利润和差价合约不包括影响净收入的部分 但不是全部项目，且我们行业中不同公司对 的定义不同，因此调整后的 息税折旧摊销前利润和差额折旧摊销前利润不打算将归因于最具可比性的公认会计原则指标DT Midstream的净收益表示为 的经营业绩指标，不一定 可与类似名称的指标相提并论其他 公司。 未提供 预计的2023年全年归属于DT Midstream的净收益与 调整后息税折旧摊销前利润或差价合约的对账。我们不预测净收入，因为如果没有 不合理的努力，我们就无法确定地估计或预测净收入的 组成部分。扣除税款后，这些组成部分 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。所有这些组成部分都可能 对此类财务措施产生重大影响。目前， 管理层无法估计 这些项目对未来财报收益的总体影响（如果有）。因此， 我们无法为 调整后的息税折旧摊销前利润或差价合约提供相应的公认会计原则等值。 DT 中游 37

非公认会计准则定义 营业收益和每股营业收益是非公认会计准则 衡量标准运营收益信息的使用——经营 收益不包括非经常性项目、某些按市值计价的 调整和已终止的业务。DT Midstream管理层 认为，运营收益可以更有意义地代表公司持续经营的收益 ，并使用营业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使用营业收益来 根据预算衡量绩效，并向 董事会报告。 在本演示中，DT Midstream为未来 期间的营业收益提供了指导。 影响公司未来财报业绩的某些 项目很可能会被排除在经营业绩中。由于无法对 特定细列项目（即未来的非经常性项目、某些 按市值计价调整和已终止业务）提供可靠的预测，因此未提供与 可比未来时段报告收益的对账 。这些 项目可能会在不同时期之间波动很大，并可能 对报告的收益产生重大影响。DT 中游 38

非公认会计准则对账 报告的营业收益对账 截至2023年12月31日的三个月 2023 年 9 月 30 日报告的收益税前调整所得税 (1) 营业收益税前收益所得税 调整所得税 (1) 营业收益 （百万） 调整额 $-$-$- 归属于台达美中游的净收益 121 美元-$-$-$-$-$-$-$- 归属于台达美中游的净收益 $121 $-$-$121 91 美元-美元-91 美元截至 2023 年 12 月 31 日 年度 2022 年 12 月 31 日报告的收益税前调整所得税 (1) 营业收益报告的税前收益 调整所得税 (1) 营业收益 （百万） 州所得税调整 $-$-$ (25) A 权益法被投资商誉减值--7 B (1) 出售收益--(17) C 5 DT 中游净收益属性 384 美元-$-384 美元 370 美元 (10) $ (21) 339 美元 (1)) 不包括与税收相关的调整，所得税金额 是根据联邦和州所得税 合并税率计算的，同时考虑了相应 细分市场的适用司法管辖区和特定运营调整的可扣除性 调整密钥 A 州税率降低对递延所得税支出的影响 由于颁布的税收立法 B 权益法投资商誉 减值——记入权益法被投资者的收益 C 出售尤蒂卡页岩地区某些资产的收益- 计入资产（收益）亏损和减值净额。 DT 中游 39

非公认会计准则对账 摊薄后每股营业收益对账 (2) 截至2023年12月31日的三个月 2023 年 9 月 30 日报告的收益税前调整所得税 (1) 营业收益税前收益 调整所得税 (1) 营业收益 （每股） 调整 $-$-$-$- 归属于台达美中游的净收益 1.24 美元-$-1.24 美元 0.94 美元-$-$0.94 美元截至 2023 年 12 月 31 日 2023 年 12 月 31 日公布的收益税前调整所得税 (1) 营业收益税前报告的收益 调整所得税 (1) 营业收益 （每股） 州所得税调整 $-$-$-$ (0.26) A 权益法投资商誉减值--0.08 B (0.03) 出售收益--(0.17) C 0.05 DT Midstream 的净收益属性 $3.94$-$-$-3.94 美元 3.81$ (0.09) $ (0.24) $3.48 (1) 不包括与税收相关的调整，所得税金额 是根据联邦和州所得税 合并税率计算的，同时考虑了相应 细分市场的适用司法管辖区和可扣除性具体运营调整 (2) 每股金额除以加权平均已发行普通股 -稀释，如 合并运营报表 调整关键 A 州税率降低对递延所得税支出的影响 由于税收立法的颁布而产生的州税率降低对递延所得税支出 的影响 B 股权法投资商誉 减值——计入权益法被投资者的收益 C 收益出售尤蒂卡页岩地区的某些资产时- 计入资产（收益）亏损和减值净额。 DT 中游 40

非公认会计准则对账 归属于台达电中游的净收益与调整后息税折旧摊销前利润的对账 截至年度的三个月 2023 年 9 月 30 日 2023 年 12 月 31 日合并（百万） 归属于台达电中游的净收益 121 美元 91 美元 384 美元370 美元以上：利息支出 39 美元 38 美元 150 美元以上：所得税支出 2 33 104 100 美元加：折旧和摊销 49 46 182 170 Plus：融资活动亏损--13 Plus：权益法被投资者的息税折旧摊销前利润 (1) 74 70 286 217 Plus：对非盈利的调整例行项目 (2)--(10) 减：利息收入--(1) (3) 减去：权益法投资者的收益 (45) (41) (177) (150) 减：归属于非控股权益的折旧和摊销 (1) (1) (4) (3) 调整后的息税折旧摊销前利润 239 美元 236 美元 924 美元 841 美元 (1) 包括我们的权益法投资者在扣除利息、税项、折旧和摊销前的收益 中所占的份额，我们 将其称为 “息税折旧摊销前利润”。权益法被投资者的收益 与权益法 被投资者的息税折旧摊销前利润的对账如下：截至年度的三个月 2023 年 12 月 31 日 2023 年 9 月 30 日 2023 年 12 月 31 日（百万） 股票方法投资者的收益 45 美元 41 美元 177 美元 150 美元另外：归属于权益法被投资者的折旧和摊销 21 20 82 56 另外：归属于权益法被投资者的利息支出 8 9 27 11 来自权益法被投资者的息税折旧摊销前利润 74 美元 70 美元 286 美元 217 美元 (2) 调整后的息税折旧摊销前利润计算不包括在内我们 认为某些物品不合常规。在截至2022年12月31日的年度中， 对非例行项目的调整包括 出售尤蒂卡页岩地区某些资产的1700万美元收益， 部分被权益法投资方700万美元的商誉减值所抵消。DT 中游 41

非公认会计准则对账 归属于台达电中游的净收益与调整后的息税折旧摊销前利润管道板块的对账 截至年度的三个月 2023 年 9 月 30 日 2023 年 12 月 31 日 2023 年 12 月 31 日 Pipeline（百万） 归属于 DT 中游的净收益为 93 美元 64 美元 278 美元以上：利息支出 13 13 55 57 Plus：所得税支出 3 23 75 62 Plus：折旧及摊销 19 17 69 63 Plus：融资活动亏损---6 Plus：权益法被投资者的息税折旧摊销前利润 (1) 74 70 286 217 Plus：非盈利调整例行项目 (2)---7 减：利息收入--(1) (1) 减去：权益法投资者的收益 (45) (41) (177) (150) 减：归属于非控股权益的折旧和摊销 (1) (1) (4) (3) 调整后的息税折旧摊销前利润 156 美元 145 美元 581 美元 486 美元 (1) 包括我们的股份权益法投资者扣除利息、税项、折旧和摊销前的收益 ，我们 将其称为 “息税折旧摊销前利润”。权益法被投资者的收益 与权益法 被投资者的息税折旧摊销前利润的对账如下：截至年度的三个月 2023 年 12 月 31 日 2023 年 9 月 30 日 2023 年 12 月 31 日（百万） 股票方法投资者的收益 45 美元 41 美元 177 美元 150 美元另外：归属于权益法被投资者的折旧和摊销 21 20 82 56 另外：归属于权益法被投资者的利息支出 8 9 27 11 来自权益法被投资者的息税折旧摊销前利润 74 美元 70 美元 286 美元 217 美元 (2) 调整后的息税折旧摊销前利润计算不包括在内我们 认为某些物品不合常规。在截至2022年12月31日的年度中， 对非例行项目的调整包括 出售尤蒂卡页岩地区某些资产的1700万美元收益， 部分被权益法投资方700万美元的商誉减值所抵消。DT 中游 42

非公认会计准则对账 归属于台达电中游的净收益与调整后的息税折旧摊销前利润汇总分部的对账 截至年度的三个月 2023 年 9 月 30 日 2023 年 12 月 31 日收集（百万） 归属于台达电中游的净收益28美元 27 美元 106 美元142美元以上：利息支出 26 25 95 80 Plus：所得税支出 (1) 10 29 38 Plus：折旧和摊销 30 29 113 107 Plus：融资活动亏损---7 Plus：非例行项目的调整 (1)--(17) 减去：利息收入---(2) 调整后的息税折旧摊销前利润 83 美元 91 美元 343 美元 355 美元 (1) 调整后的息税折旧摊销前利润计算不包括我们 认为非常规的某些项目。截至2022年12月31日的财年， 对非常规项目的调整包括 出售尤蒂卡页岩地区某些资产的1700万美元收益 DT Midstream 43

非公认会计准则对账 归属于台达电中游的净收益与可分配现金流的对账 截至年度的三个月 2023 年 9 月 30 日 2023 年 12 月 31 日（百万） 归属于台达电中游的净收益为 121 美元 91 美元 384 美元以上：利息支出 39 38 150 137 加元：所得税支出 2 33 104 100 以上：折旧和摊销变量 49 46 182 170 Plus：融资活动亏损--13 Plus：对非常规项目的调整 (1)--(371) (17) 减去：权益法收益被投资者 (45) (41) (177) (150) 扣除：归属于非控股权益的折旧和摊销 (1) (1) (4) (3) 加：权益法被投资者的股息和分配 66 48 623 198 减：现金利息支出 (64) (7) (140) (125) 减：现金税 (1) (3) (22) (24) (24)) 减去：维护资本投资 (2) (7) (11) (29) (22) 可分配现金流 159 美元 193 美元 700 美元 647 美元 (1) 可分配现金流的计算不包括我们 认为非常规的某些项目。在截至2023年12月31日的年度中， 对非常规项目的调整包括3.71亿美元的NEXUS 融资分配。在截至2022年12月31日的年度中， 对非常规项目的调整包括 出售尤蒂卡页岩地区某些资产的1700万美元收益（2）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总资本支出 。 44

Non-GAAP Reconciliations Reconciliation of Net Income Attributable to DT Midstream to Adjusted EBITDA Year Ended December 31, 2021 December 31, 2020 Net Income Attributable to DT Midstream $ 307 $ 312 Plus: Interest expense 112 113 Plus: Income tax expense 104 116 Plus: Depreciation and amortization 166 152 Plus: EBITDA from equity method investees (1) 184 164 Plus: Adjustments for non-routine items (2) 39 (16) Less: Interest income (4) (9) Less: Earnings from equity method investees (126) (108) Less: Depreciation and amortization attributable to noncontrolling interests (4) (4) Adjusted EBITDA $ 778 $ 720 Includes share of our equity method investees' earnings before interest taxes, depreciation and amortization, which we refer to as "EBITDA." A reconciliation of earnings from equity method investees to EBITDA from equity method investees follows: Year Ended December 31, 2021 December 31, 2020 Earnings from equity methods investees $ 126 $ 108 Plus: Depreciation and amortization attributable to equity method investees 48 46 Plus: Interest expense attributable to equity method investees 10 10 EBITDA from equity method investees $ 184 $ 164 (2) Adjusted EBITDA calculation excludes certain items we consider non-routine. For the year ended December 31, 2021, adjustments for non-routine items included (i) $19 million loss on notes receivable and (ii) $20 million of separation related transaction costs. For the year ended December 31, 2020, adjustments for non-routine items included (i) $20 million post-acquisition settlement, partially offset by (ii) $4 million of separation related transaction costs. DT Midstream 45