NAPTP 2015 MLP Investor Conference
May 2015
Forward Looking Statements
This presentation contains forward‐looking statements. These statements discuss f...
JP Energy Partners LP (JPEP) Overview
• NYSE Listed: JPEP
• Formed in May 2010; IPO in October 2014
• JPEP is a publicly...
Well Positioned for 2015 and Beyond
Solid Position in Active Basins Fully Integrated Solution Solid Financial Position
Business Diversification
Cylinder Exchange 
Geographically Diversified Midstream Platform
Crude Oil Pipelines 
and Storage
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Diversified Offering From Upstream to Downstream
Integrated logistics solutions from the wellhead to the end‐user
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Growing, Fee‐Based Cash Flows with High Quality 
Customer Base
 Refined Products Terminals and Storage
– Fixed fees for...
Refined Products Terminals and Storage Growth
• Storage capacity of approximately 770,000 barrels from 
10 tanks
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Crude Oil Storage
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NGL Distribution and Sales
Limited Gross Margin Seasonality (2)Overview(1)
• NGL Distribution and Sales / NGL Transport...
NGL Distribution and Sales Economics
• Two primary businesses reduce seasonality 
• Propane Sales and Distribu...
Silver Dollar Anchored by Active Producers and 
Provides Access to Multiple End‐Markets
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Recent Project Updates
Silver Dollar Pipeline Reagan County Expansion
Project Overview
• Recently announced the expansion of the Silver Dollar...
Magellan Longhorn Interconnection
Project OverviewProject Overview
• In April, JP Energy executed an interconnection 
Southern Propane Acquisition
Project OverviewProject Overview
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Strong Equity Sponsorship
JP Energy Family Overview
JP Energy Partners has a strategic partnership with JP Development and 
Republic Midstream
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Financial Strategy
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Conservative Balance Sheet
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Fee Based, 47%
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Recent Financial Updates & Project Highlights
Q1 2015 
Q1 2015 
• Adj. EBITDA growth vs. prior year (+79%) ...
Financial Strategy
 Long term contracts for our crude oil pipelines
 Refined products and NGL segments offer diversif...
 Four unique but complementary business segments connecting upstream supply to 
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 Opportunit...
Q1 2015: Segment Performance
Adjusted EBITDA by SegmentAdjusted EBITDA by SegmentSegment Q1 Performance Drivers
Q1 2015: Operational Summary
Key Operational Data Q1 2015 Q1 2014
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Q1 2015: Balance Sheet & Liquidity
Strong Metrics, Access to CapitalStrong Metrics, Access to Capital
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Non‐GAAP Reconciliation – Adjusted EBITDA
2015 2014
Segment Adjusted EBITDA
Crude oil pipelines and storage 5,476$ 4,96...
Non‐GAAP Reconciliation – Distributable Cash Flow
March 31,
(in thousands)
Net cash provided by...
Consolidated Income Statement
Three Months Ended March 31,
2015 2014
(in thousands, except unit and per unit data)
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NAPTP 2015 MLP Investor Conference

NAPTP 2015 MLP Investor Conference
Published on: Mar 3, 2016
Published in: Investor Relations      

Transcripts - NAPTP 2015 MLP Investor Conference

  • 1. NAPTP 2015 MLP Investor Conference May 2015
  • 2. Disclaimers 2 Forward Looking Statements This presentation contains forward‐looking statements. These statements discuss future expectations, contain projections of results of operations or  of financial condition or state other forward‐looking information. These statements are based upon various assumptions, many of which are based,  in turn, upon further assumptions, including examination of historical operating trends made by the management of the Partnership. Although the  Partnership believes that these assumptions were reasonable when made, because assumptions are inherently subject to significant uncertainties  and contingencies, which are difficult or impossible to predict and are beyond its control, the Partnership cannot give assurance that it will achieve or  accomplish these expectations, beliefs or intentions. These forward‐looking statements involve risks and uncertainties. When considering these  forward‐ looking statements, you should keep in mind the risk factors and other cautionary statements in the Partnership’s 10‐K and other  documents on file with the Securities and Exchange Commission. The risk factors and other factors noted in the Partnership’s public filings could  cause the Partnership’s actual results to differ materially from those contained in any forward‐looking statement. This document includes certain non‐GAAP financial measures as defined under SEC Regulation G. A reconciliation of those measures to most directly  comparable GAPP measures is provided in the appendix to this presentation.  Non‐GAAP Measures Adjusted EBITDA is defined as net income (loss) plus (minus) interest expense (income), income tax expense (benefit), depreciation and amortization  expense, asset impairments, (gains) losses on asset sales, certain non‐cash charges such as non‐cash equity compensation and non‐cash vacation  expense, non‐cash (gains) losses on commodity derivative contracts (total (gain) loss on commodity derivatives less net cash flow associated with  commodity derivatives settled during the period) and selected (gains) charges and transaction costs that are unusual or non‐recurring and other  selected items that impact comparability.  We define distributable cash flow as Adjusted EBITDA less net cash interest paid, income taxes paid and maintenance capital expenditures.
  • 3. JP Energy Partners LP (JPEP) Overview 3 • NYSE Listed: JPEP • Formed in May 2010; IPO in October 2014 • JPEP is a publicly traded, diversified master  limited partnership with operations including:  • Crude Oil Pipelines and Storage • Refined Products Terminals and Storage • NGL Distribution and Sales • Crude Oil Supply and Logistics • JPEP Trading Summary (1) • Unit Price:  $13.34 • Units Outstanding: 36.4mm • Market Cap: $486mm • Current Yield:  9.7% ___________________________ 1. As of May 15, 2015 close. Assumes $1.30 annual distribution
  • 4. Well Positioned for 2015 and Beyond 4 Solid Position in Active Basins Fully Integrated Solution Solid Financial Position • Network of midstream  assets in core of Midland  Basin • Eagle Ford position  capitalizes on strong  fundamentals, drilling  activity • Mississippian Lime,  Granite Wash provide  drop‐down potential • Manage physical  movement of petroleum  products from  origination to  destination • Four complimentary  business segments  connecting upstream to  downstream • Natural hedge to  seasonality and  commodity price  changes • Large percentage of fee‐ based business • Low commodity price  sensitivity • Strong balance sheet • Strong sponsor with  drop‐down opportunities Enables Long‐Term Growth • Initiate drop‐downs • Execute on backlog of  organic growth  opportunities • Pursue potential  acquisitions • Execute pipeline  expansions
  • 5. Business Diversification
  • 6. Cylinder Exchange  (National) Geographically Diversified Midstream Platform 6 Crude Oil Pipelines  and Storage Crude Oil Supply  and Logistics Refined Products  Terminals and Storage NGL Sales, NGL Transportation
  • 7. Diversified Offering From Upstream to Downstream Integrated logistics solutions from the wellhead to the end‐user Crude Oil Producers Refiners Truck Pipeline Gathering Injection Station Pipeline Terminal/Storage/ Exchange Location Pipeline Refined ProductsNatural Gas Liquids Refineries OFS and  Agriculture Gas Stations Barge Common  Carrier Pipelines Tanker Storage Rail Diluent for Heavy  Crude Producers Refinery  Produced LPG Spec  Products Retail  Distributor Storage 7
  • 8. 8 Growing, Fee‐Based Cash Flows with High Quality  Customer Base  Refined Products Terminals and Storage – Fixed fees for throughput and storage – Fixed fees for blending services, injection of additives and ancillary  services, including product handling and transfer services – Rollup strategy and optimization  NGL Distribution and Sales – Recent acquisition of NGL truck services from JP Development with  fixed fees based on distance and volume transported  Crude Oil Pipelines and Storage – Fixed storage and throughput or minimum volume commitment  fees – Growing volumes in the Southern Wolfcamp from existing  contracted producers with long‐term fee‐based commitments – Pursuing additional customer acreage and MVC within JP Energy’s  capture area – Expansion of Silver Dollar Pipeline  Crude Oil Supply and Logistics – Crude oil trucking and “fee equivalent” lease gathering Focused on Growing Fee‐based Cash Flows NGL  Distribution  and Sales Refined  Products  Terminals  and Storage Crude Oil  Pipelines &  Storage 2014 Adjusted EBITDA Mix NGL Distribution  and Sales 28% Refined Products  Terminals and  Storage 19% Crude Oil Pipeline  and Storage 36% Crude Oil Supply  and Logistics 17%
  • 9. Refined Products Terminals and Storage Growth • Storage capacity of approximately 770,000 barrels from  10 tanks • Primarily supplied by the Explorer Pipeline • We own approximately six acres which can be used for  future expansion (~200,000 barrels additional storage  capacity) • Average throughput of ~19,500 barrels per day (1) Caddo Mills, Texas (Dallas) Terminals in Large Metropolitan Areas 9 • Storage capacity of approximately 550,000 barrels from  11 tanks • Supplied by the pipeline operated by Enterprise’s  Teppco Products Pipeline • Eight loading lanes with automated truck loading  equipment to minimize wait time • Average throughput of approximately ~44,400 barrels  per day (1) North Little Rock, Arkansas Provides steady, predictable cash flow with minimal maintenance capital  expenditures and fee‐based revenues ___________________________ 1. For year ended December 31, 2014.
  • 10. ‐50% ‐40% ‐30% ‐20% ‐10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% Jan‐87 Sep‐87 May‐88 Jan‐89 Sep‐89 May‐90 Jan‐91 Sep‐91 May‐92 Jan‐93 Sep‐93 May‐94 Jan‐95 Sep‐95 May‐96 Jan‐97 Sep‐97 May‐98 Jan‐99 Sep‐99 May‐00 Jan‐01 Sep‐01 May‐02 Jan‐03 Sep‐03 May‐04 Jan‐05 Sep‐05 May‐06 Jan‐07 Sep‐07 May‐08 Jan‐09 Sep‐09 May‐10 Jan‐11 Sep‐11 May‐12 Jan‐13 Sep‐13 May‐14 Jan‐15 TTM U.S Total Gasoline Sales by Refiner YoY Change TTM Average YoY Price Change • Revenues driven by product throughput • Lower commodity price stimulates demand  (graph below) • Storage opportunity as forward curve is entering  contango • Adding butane blending at our North Little Rock  facility • Strategic relationship with national customers Refined Products Terminals Economics 10 Overview Gasoline Consumption Inversely Correlated to Gasoline Prices (YoY Change in Consumption vs. Price)(1) Consistent Throughput (000s barrels) ___________________________ 1. EIA Data.  Final figure is for the month of February the latest available EIA data. 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 1Q13 2Q13 3Q13 4Q13 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15
  • 11. 0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 1Q13 2Q13 3Q13 4Q13 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 Crude Oil Storage 11 JP Energy Partners’ crude oil storage facility is located in Cushing,  Oklahoma, a key hub connecting production to the Gulf Coast Asset Highlights • Focused on operational storage with largest tanks in Cushing for  large crude movements or storage options (~3mm barrels aggregate  shell capacity) • Inbound connections with multiple pipelines and two‐way  interconnections with all the major storage facilities in Cushing • Annuity‐like, stable, fee‐based cash flow priced off capacity under  long term contracts (over 2yrs remaining) • Expect increased demand from recent changes in crude oil spot and  futures prices • The WTI forward curve has shifted from backwardation to  contango, making it more economical to store Recent Market Impact‐ Entering Contango(2) Consistent, Fee Based Crude Oil Storage Adjusted EBITDA(1) EIA Cushing Storage Volumes ___________________________ 1. 4Q14 Adjusted EBITDA excluding unusual items. 2. NYMEX Crude Oil WTI (CL) curve as of May 15, 2015. Unusual  Items $55 $60 $65 $70 $75 $80 $85 $90 $95 May‐15 Aug‐15 Nov‐15 Feb‐16 May‐16 Aug‐16 Nov‐16 Feb‐17 May‐17 Aug‐17 Nov‐17 Feb‐18 May‐18 Aug‐18 Nov‐18 Feb‐19 Crude Oil WTI ($/bbl) Futures Curve by Expiry Date Current One Year Ago
  • 12. NGL Distribution and Sales 12 Limited Gross Margin Seasonality (2)Overview(1) • NGL Distribution and Sales / NGL Transportation • Target growing demand for power generation and oilfield  service applications providing stable cash flows throughout  the year • Fixed fee business primarily in the Eagle Ford and Permian • Cylinder Exchange • 3rd largest propane cylinder exchange business in the U.S. • Established footprint in 48 states with a network of  ~21,100 customer locations • National footprint gives us capability to compete for large  volume national accounts and provide us with economies  of scale and significant cost savings • Maintain flexible market pricing to allow for margin optimization • Improve logistics and create synergies • Leverage scale by using freight and supply point optimization • Execute on organic growth by entering new major markets, and  expanding customer and other strategic relationships • Evaluation of new services / geographies • Industrial services • Continue to expand in the Western U.S. Growth Opportunities NGL Operations Cylinder Exchange Footprint Recent  Expansion Pinnacle Location PPE Central Ops PPE Depots PPE Production___________________________ 1. Cylinder Exchange location count of ~21,100 is as of March 31, 2015. 2. Adjusted gross margin and volumes are for Pinnacle Propane and Pinnacle Propane Express and exclude JP Liquids Transportation. 1Q13 2Q13 3Q13 4Q13 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 Propane Volume Adjusted Gross Margin
  • 13. NGL Distribution and Sales Economics 13 Overview • Two primary businesses reduce seasonality  • Propane Sales and Distribution business is winter  weighted, although decreasing seasonality due to  growth in industrial and oilfield services • Propane Cylinder Exchange business summer  weighted • Margins tend to expand as commodity prices fall • Longer dated sales contracts Limited Seasonality (1) ___________________________ 1. Based on adjusted gross margin for the year ended December 31, 2014.  Winter includes three months ending March 31, 2014 and December 31, 2014 , and summer includes the  three months ending June 30, 2014 and September 30, 2014. 2.     NYMEX Propane Non‐LDH Mt. Belvieu (OPIS) front month and NYMEX WTI Front Month through May 15, 2015. Mt. Belvieu ($/gal) Correlated With NYMEX WTI ($/bbl)(2) Winter, 54%Summer, 46% $0 $20 $40 $60 $80 $100 $120 $0.00 $0.20 $0.40 $0.60 $0.80 $1.00 $1.20 $1.40 $1.60 $1.80 12/4/13 1/4/14 2/4/14 3/4/14 4/4/14 5/4/14 6/4/14 7/4/14 8/4/14 9/4/14 10/4/14 11/4/14 12/4/14 1/4/15 2/4/15 3/4/15 4/4/15 5/4/15 NYMEX Propane Mt. Belvieu (OPIS) WTI NYMEX
  • 14. Silver Dollar Anchored by Active Producers and  Provides Access to Multiple End‐Markets JP Energy Partners’ crude oil pipeline system is base loaded by three  customers with over 350,000 contiguous acres in the Permian Basin 14 ~5 years  remaining on minimum volume  commitment ~9 years  remaining with  110,000 acre  dedication Major Customer A Major Customer B 10 years with 53,000 acreage  dedication Major Customer C Irion Reagan Crockett Upton Sterling Schleicher Tom Green Glasscock Pecos Midland JPE - Silver Dollar Pipeline Legend Reagan Lateral Station Future Station Stations Take Away Options Reagan Pipeline Rail Major Highways Counties UTM Zone 14 05/18/15 0 105 Miles Oxy Barnhart Station (Centurion Interconnect to Colorado City) Owens Station (Plains Interconnect to Midland) Midway Truck Station Future Truck Station Future Truck Station Truck Station Truck Station Magellan Barnhart Station (Longhorn Interconnect to E. Houston – Q3 2015)
  • 15. Silver Dollar Pipeline Continuing To Grow 15 Overview • Volume growth from the core of the Permian continues  in current oil price environment • Connection to Cline Shale immediately expanded  system capacity • Customers remain committed to developing Permian  acreage • Most stated break‐evens look to be in high‐$40s • Area producers expect year over year growth  despite declining rig counts • Substantial optionality with three connections • Oxy Cline Shale • Plains Owens • Magellan Longhorn • Trucking stations create synergies with Crude Oil  Supply and Logistics segment • Increases capture area of the system Volume Growth Accelerating 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000 20,000 22,000 24,000 26,000 28,000 30,000 4Q13 1Q14 2Q14 3Q14 4Q14 1Q15 Pipeline Volumes (Barrels Per Day)
  • 16. 16 Gathering Systems In the Lowest Cost Crude Oil Basins Core Assets in the Permian (Silver Dollar) and Eagle Ford (Republic Midstream ROFO)(1)(2) ___________________________ 1. Rounded Breakeven Estimates based on UBS research dated October 14, 2014. 2. JP Energy Partners has a ROFO for a 50% interest in Republic Midstream. JP Energy  Focus Areas Breakeven Price per Barrel Eagle Ford: $43.34 Midland North Wolfcamp: $52.56 Midland South Wolfcamp: $62.74 Delaware Bone Spring: $64.67 Bakken: $65.06 Niobrara: $72.75 Delware Wolfcamp: $74.86 Utica-Vertical: $78.16 Mississipian Lime: $85.54 Delware Avalon: $85.87 Anadako Basin: $88.83 N/A ________________ ____________________________
  • 17. Recent Project Updates
  • 18. 18 Silver Dollar Pipeline Reagan County Expansion Project Overview • Recently announced the expansion of the Silver Dollar  pipeline north into Reagan and Glasscock Counties • Expansion is base loaded by a 53,000 acre 10yr  dedication • Approximately 55 miles of pipeline with expected  completion date in the second half of 2015 Planned Expansion Strategic and Financial Rationale • Strategic Rationale • Expands the Silver Dollar Pipeline capture area  into the core of the Midland basin • New customer opportunities • Deploys breadth of midstream capabilities for  producer (pipeline, trucking, marketing) • Financial Rationale • Accretive project assuming only base load • Additional upside from new customers • Initially funded using revolving credit facility Planned Expansion Reagan Irion Crockett Sterling Glasscock Tom Green Silver Dollar Pipeline - Reagan Lateral Legend Reagan Lateral Station Future Station Stations Active Pipeline Reagan Lateral Rail Major Highways Oxy Barnhart Station (Centurion Interconnect to Colorado City) Owens Station (Plains Interconnect to Midland) Midway Truck Station Future Truck Station Future Truck Station Truck Station Truck Station Magellan Barnhart Station (Longhorn Interconnect to E. Houston – Q3 2015)
  • 19. 19 Magellan Longhorn Interconnection Project OverviewProject Overview • In April, JP Energy executed an interconnection  agreement with an affiliate of Magellan Midstream  Partners, L.P. (“Magellan”)  • The agreement connects our Silver Dollar Pipeline  System to Magellan’s Longhorn pipeline at Barnhart  Terminal in Crockett County, TX • Expected to be in service by the third quarter of 2015 Multiple Take‐Away OptionsMultiple Take‐Away Options Strategic and Financial RationaleStrategic and Financial Rationale • Strategic Rationale • Provide producers with a third take‐away option • Optionality helps producers find the most  attractive end markets and avoid  congestion at any given market • Provide producers with direct access from the  core of the Midland Basin to Houston end markets • Attractive selling point for current and future  potential customers Colorado City Houston Midland Plains Oxy Cline’s  Centurion Magellan  Longhorn Silver Dollar  Pipeline
  • 20. 20 Southern Propane Acquisition Project OverviewProject Overview • In April, JP Energy announced it entered into a definitive  agreement to acquire substantially all of the assets of  Southern Propane Inc. (“Southern”) for $14.9mm,  subject to certain adjustments • The transaction closed on May 8th • Southern Propane services mostly industrial and  commercial clients in the greater Houston area • Transaction was largely funded with cash from our  revolver as well as a ~267,000 unit issuance to the Seller Complementary FootprintComplementary Footprint Strategic and Financial RationaleStrategic and Financial Rationale • Strategic Rationale • Non‐heating degree day dependent  commercial/industrial propane gallons • Complementary footprint should reduce travel  times across busy Houston roads and increase  route density • Strengthen footprint in attractive Houston  Industrial market • Southern has displayed a strong growth profile • Financial Rationale • Immediately accretive • Southern storage tank • JPEP storage facilities
  • 21. Strong Equity Sponsorship
  • 22. JP Energy Family Overview 22 JP Energy Partners has a strategic partnership with JP Development and  Republic Midstream JP Development • Founded in July 2012 to support JP  Energy’s growth  • JP Development projects may be  dropped down to us – In February 2014, we completed  our first drop down valued at  $319 million • JP Development has extended us a  right of first offer (ROFO) for the five  years following the IPO on all of JP  Development’s current and future  assets JP Energy Partners • Founded in May 2010 to own,  operate, develop and acquire a  diversified portfolio of midstream  energy assets • Operations currently consist of four  business segments: – Crude Oil Pipelines and Storage – Crude Oil Supply and Logistics – Refined Products Terminals and  Storage – NGL Distribution and Sales Republic Midstream • Formed with $400 million  commitment from ArcLight to  design, build and operate a crude  gathering system for Penn Virginia in  the Eagle Ford shale – Managed by JPEP and American  Midstream – JPEP has a ROFO for 18 months  following the IPO for a 50%  interest in the joint venture
  • 23. Permian North Barnett Combo Play Eagle Ford Mississippian Lime Granite Wash Woodford Woodford Woodford-SCOOP Management & ArcLight have created near term drop‐down opportunities Crude Oil Drop‐Down Opportunities • ArcLight has demonstrated the ability to  invest broadly and profitably across the  energy industry • ArcLight has a substantial equity commitment  to JP Energy Partners / JP Development • Right of First Offer with JP Development &  Republic Midstream ArcLight Sponsorship 23 Great Salt Plains Pipeline • ~115 mile crude oil pipeline • Transports Mississippian Lime  supply to Cushing, Oklahoma • Ability to expand capacity from  27 Mbbls/d to 40 Mbbls/d Red River Pipeline • ~75 mile crude oil pipeline that  transports oil from N. Texas to  Garvin City, Oklahoma • Current capacity of 5 Mbbls/d Republic Midstream • 180‐mile crude oil gathering  system in Gonzales & Lavaca  counties, Texas • Central delivery point (“CDP”)  with storage and blending  capacity  • 30‐mile takeaway pipeline Potential Drop‐Downs
  • 24. Financial Strategy
  • 25. Available Liquidity ($mm)(1) Conservative Balance Sheet 25 Balance Sheet Management • Two major focuses for conservative balance sheet  management • Maintain considerable excess liquidity • ~$148mm as of March 31, 2015 • Target leverage lower than peer group • <3.5x Adjusted EBITDA target • IPO proceeds used to de‐lever the balance sheet Cost Control • Focused on disciplined growth capital expenditures • Spending on only the highest return and  most strategically significant projects • Continuing to review the cost structure  • Targeting best practices • Revisiting current processes  • Reviewing G&A expenses following  acquisition activity Credit Facility  Borrowings,  $110 Outstanding  Letters of Credit,  $17 Unused Credit  Facility Capacity,  $148 ___________________________ 1. As of March 31, 2015. Availability based on $275mm of commitments
  • 26. Fee Based, 47% Fixed  Margin , 10% Variable Margin,  43% Fee Based, 47% Fixed Margin, 3% Variable Margin,  49% Stable Cash Flows Business 26 2014 Adjusted EBITDA Mix(1) ___________________________ 1. Based on Adjusted EBITDA for the year ended December 31, 2014 2. Based on planned Adjusted EBITDA for the year ended December 31, 2015.  Includes 1Q15 actual results  Contract Description Crude Oil Pipelines &  Storage • Pipeline throughput fees • Crude Oil Storage fees Refined Products Terminals •  Throughput volume fees Crude Oil & NGL Trucking • Fee based trucking for third parties Fixed  Margin NGL Fixed Margin Product  Sales • NGL sales under fixed price contracts that are  financially hedged Crude Oil and NGL Supply &  Logistics • Typically back to back transactions at index‐ based prices creating fee equivalent gross  margin NGL Variable Margin  Product Sales • NGL sales at market prices Refined Products Sales • Product sales that vary with market prices Fee BasedVariable Margin 2015 Plan Adjusted EBITDA Mix(2)
  • 27. Recent Financial Updates & Project Highlights 27 Q1 2015  Recap Q1 2015  Recap • Adj. EBITDA growth vs. prior year (+79%) and sequentially (+26%1) • Q1 2015 distribution of $0.325/unit2, equivalent to MQD  • Distributable cash flow of $13.3 mm, equates to 1.1x coverage • Strong volume growth across segments from new/existing customers Recent  Project  Highlights Recent  Project  Highlights • Announced extension of Silver Dollar Pipeline into the core of the Midland Basin in  February • Executed agreement to connect Silver Dollar Pipeline to Magellan’s Longhorn  Pipeline in April • Completed immediately accretive $14.9 million acquisition of Southern Propane  assets in May 2015  Guidance 2015  Guidance • Reiterated 2015 Adjusted EBITDA guidance of $50‐60 million • Remain on track for Republic Midstream drop down in 2H 2015 • Forecast distribution coverage of 1.2x by Q4 2015 ___________________________ 1. Excludes $2.1 million of non‐recurring charges in Q4 2014 2. Paid May 14, 2015 to unitholders of record on May 7, 2015. Note: Guidance includes Silver Dollar extension into the Midland Basin. Guidance excludes Silver  Dollar interconnection with Magellan’s Longhorn Pipeline and the recent Southern Propane acquisition
  • 28. Financial Strategy 28  Long term contracts for our crude oil pipelines  Refined products and NGL segments offer diversification in mature markets  but with considerable growth opportunities  Near‐term organic growth projects already being pursued in existing  businesses  Strategic drop‐downs from JP Development and Republic Midstream could  further bolster growth  Remain open to acquisition opportunities that are strategic to the platform  Revolver has ~$148 million in availability  Target 3.5x leverage over the long‐term  Established risk management policies and procedures to monitor and  manage the market risks associated with commodity prices, counterparty  credit and interest rates  Commodity price exposure is minimized through fixed‐fee contracts or  margin‐based arrangements Maintain Stable  Cash Flows Comprehensive  Risk Management Commitment to  Financial  Flexibility Deliver Consistent  Distribution  Growth
  • 29. Summary 29  Four unique but complementary business segments connecting upstream supply to  downstream demand  Opportunity to seek further value chain integration  Diverse business mix provides natural hedge to seasonality and commodity price swings  JP Energy Partners and JP Energy Development have strategically developed and  acquired assets in the most profitable basins in North America  Truck locations managed dynamically to optimize returns of Crude Oil Supply and  Logistics and Crude Oil Pipelines segments  Limited direct commodity price exposure  57% fee or fixed margin planned 2015 Adjusted EBITDA  Owns over 50% of the LP units and approximately 71% of the GP  Experienced sponsor that is active in the market  Actively seeking to expand drop‐down inventory  Focused on financially responsible and conservative growth and cost containment  Revolver has ~$148 million in availability  Target 3.5x leverage over the long‐term Conservative  Balance Sheet Stable Cash Flows Diversified  Business Strategically  Located Crude  Assets Strong Equity  Sponsorship
  • 30. Appendix
  • 31. Q1 2015: Segment Performance 31 Adjusted EBITDA by SegmentAdjusted EBITDA by SegmentSegment Q1 Performance Drivers NGL  Distribution &  Sales • Higher NGL and refined product sales  • Increase in the average NGL and  refined products sales margin Crude Oil  Pipelines &  Storage • Significantly higher volumes following  4Q14 Silver Dollar expansion • Offset by decline in sales margin Crude Oil  Supply &  Logistics • Increased Permian Basin volumes  from 4Q14 Silver Dollar expansion • Partially offset by higher opex Refined  Products &  Terminals • Decrease due to lower prices on  product sales from blending  operations
  • 32. Q1 2015: Operational Summary 32 Key Operational Data Q1 2015 Q1 2014 YoY %  Change Crude oil pipeline throughput (bpd) 28,329 18,129 +56% Crude oil sales (bpd) 73,779 43,356 +70% Terminal and storage throughput (bpd) 63,787 61,619 +4% NGL and refined product sales (bpd) 6,524 5,619 +16%
  • 33. Q1 2015: Balance Sheet & Liquidity 33 Strong Metrics, Access to CapitalStrong Metrics, Access to Capital • Maintained conservative leverage of 2.9x ‒ Leverage ratio remains below peer  average and JPEP long‐term target of  ~3.5x • $148 million unused credit facility capacity1 • Strong interest coverage of 5.0x • Ample liquidity and balance sheet capacity  to support capital needs Available Liquidity ($mm)1Available Liquidity ($mm)1 Available debt capacity expected to fully support planned 2015 organic capex Credit Facility  Borrowings,  $110 Outstanding  Letters of Credit,  $17 Unused Credit  Facility Capacity,  $148 ___________________________ 1. As of March 31, 2015
  • 34. Non‐GAAP Reconciliation – Adjusted EBITDA 34 2015 2014 Segment Adjusted EBITDA Crude oil pipelines and storage 5,476$ 4,968$ Crude oil supply and logistics 1,982 695 Refined products terminals and storage 2,822 4,853 NGLs distribution and sales 12,098 5,252 Discontinued operations - 79 Corporate and other (7,189) (7,349) Total Adjusted EBITDA 15,189 8,498 Depreciation and amortization (11,339) (10,094) Interest expense (1,173) (3,259) Loss on extinguishment of debt - (1,634) Income tax (expense) benefit (22) 57 Loss on disposal of assets, net (130) (356) Unit-based compensation (431) (282) Total gain on commodity derivatives 771 135 3,192 (633) Non-cash inventory costing adjustment (2,915) - Transaction costs and other (2,477) (536) Discontinued operations - (484) Net income (loss) 665$ (8,588)$ Three months ended March 31, (in thousands) Net cash (receipts) payments for commodity derivatives settled during the period
  • 35. Non‐GAAP Reconciliation – Distributable Cash Flow 35 Three months ended March 31, 2015 (in thousands) Net cash provided by operating activities 3,440$ Depreciation and amortization (11,339) Derivative valuation changes 4,008 Amortization of deferred financing costs (227) Unit-based compensation (431) Loss on disposal of assets (130) Bad debt expense (467) Other non-cash items (71) Changes in assets and liabilities 5,882 Net income 665$ Depreciation and amortization 11,339 Interest expense 1,173 Income tax expense 22 Loss on disposal of assets, net 130 Unit-based compensation 431 Total gain on commodity derivatives (771) (3,192) Non-cash inventory costing adjustment 2,915 Transaction costs and other 2,477 Adjusted EBITDA 15,189$ Less: Cash interest paid, net of interest income 887 Maintenance capital expenditures 990 Distributable cash flow 13,312$ Less: Distributions 11,966 Amount in excess of distributions 1,346$ Distribution coverage 1.11x Net cash receipts (payments) for commodity derivatives settled during the period
  • 36. Consolidated Income Statement 36 Three Months Ended March 31, 2015 2014 (in thousands, except unit and per unit data) REVENUES: 231,917$ 341,005$ Gathering, transportation and storage fees 6,951 8,096 54,185 63,801 3,108 2,663 Other revenues 3,125 3,102 Total revenues 299,286 418,667 COSTS AND EXPENSES: Cost of sales, excluding depreciation and amortization 254,890 382,889 Operating expense 16,611 16,153 General and administrative 14,475 12,633 Depreciation and amortization 11,339 10,094 Loss on disposal of assets, net 130 356 Total costs and expenses 297,445 422,125 OPERATING INCOME (LOSS) 1,841 (3,458) OTHER INCOME (EXPENSE) Interest expense (1,173) (3,259) Loss on extinguishment of debt - (1,634) Other income, net 19 111 LOSS FROM CONTINUING OPERATIONS BEFORE INCOME TAXES 687 (8,240) Income tax (expense) benefit (22) 57 INCOME (LOSS) FROM CONTINUING OPERATIONS 665 (8,183) DISCONTINUED OPERATIONS - (405) NET INCOME (LOSS) 665$ (8,588)$ Crude oil sales NGL and refined product sales Refined products terminals and storage fees Net loss from discontinued operations

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