文件假的--12-31Q320190001276187P1YP5YP5Y00012761872019-01-012019-09-3000012761872019-11-0100012761872019-09-3000012761872018-12-3100012761872018-07-012018-09-3000012761872018-01-012018-09-3000012761872019-07-012019-09-300001276187美国-公认会计原则：OilAndGasMenger2019-07-012019-09-300001276187美国-公认会计原则：OilAndGasRefiningandMarketingMembers2019-01-012019-09-300001276187ET：NGLSalesMember2018-01-012018-09-300001276187ET：精炼产品2019-01-012019-09-300001276187美国-公认会计原则：OilAndGasMenger2018-01-012018-09-300001276187ET：精炼产品2018-01-012018-09-300001276187美国-公认会计原则：OilAndGasRefiningandMarketingMembers2018-01-012018-09-300001276187ET：NGLSalesMember2019-01-012019-09-300001276187美国-公认会计原则：NaturalGasMidStreamMembers2019-01-012019-09-300001276187美国-公认会计原则：NaturalGasMidStreamMembers2019-07-012019-09-300001276187ET：NGLSalesMember2019-07-012019-09-300001276187美国-GAAP：ProductAndServiceOtherMembers2019-07-012019-09-300001276187美国-公认会计原则：NaturalGasMidStreamMembers2018-01-012018-09-300001276187美国-GAAP：ProductAndServiceOtherMembers2018-01-012018-09-300001276187ET：NGLSalesMember2018-07-012018-09-300001276187美国-公认会计原则：OilAndGasRefiningandMarketingMembers2019-07-012019-09-300001276187美国-公认会计原则：OilAndGasMenger2018-07-012018-09-300001276187美国-GAAP：ProductAndServiceOtherMembers2018-07-012018-09-300001276187ET：精炼产品2019-07-012019-09-300001276187美国-公认会计原则：NaturalGasMidStreamMembers2018-07-012018-09-300001276187美国-公认会计原则：OilAndGasRefiningandMarketingMembers2018-07-012018-09-300001276187美国-公认会计原则：OilAndGasMenger2019-01-012019-09-300001276187美国-GAAP：ProductAndServiceOtherMembers2019-01-012019-09-300001276187ET：精炼产品2018-07-012018-09-3000012761872018-04-012018-06-300001276187美国-公认会计原则：GeneralPartnerMembers2018-01-012018-03-3100012761872018-01-012018-03-310001276187ET：非控制性兴趣--成员2018-04-012018-06-3000012761872018-06-300001276187美国-公认会计原则：有限伙伴成员2018-04-012018-06-300001276187Et：系列-可转换的预测单位-成员2018-04-012018-06-300001276187ET：非控制性兴趣--成员2018-01-012018-03-3100012761872017-12-310001276187美国-公认会计原则：GeneralPartnerMembers2018-07-012018-09-300001276187ET：非控制性兴趣--成员2018-07-012018-09-300001276187美国-公认会计原则：有限伙伴成员2018-07-012018-09-300001276187美国-公认会计原则：有限伙伴成员2018-01-012018-03-310001276187美国-公认会计原则：GeneralPartnerMembers2018-04-012018-06-300001276187Et：系列-可转换的预测单位-成员2018-07-012018-09-300001276187ET：非控制性兴趣--成员2017-12-310001276187Et：系列-可转换的预测单位-成员2017-12-310001276187Et：系列-可转换的预测单位-成员2018-06-300001276187美国-公认会计原则：GeneralPartnerMembers2017-12-310001276187Et：系列-可转换的预测单位-成员2018-01-012018-03-310001276187ET：非控制性兴趣--成员2018-03-3100012761872018-03-310001276187Et：系列-可转换的预测单位-成员2018-09-300001276187美国-公认会计原则：有限伙伴成员2017-12-310001276187ET：非控制性兴趣--成员2018-09-300001276187美国-公认会计原则：GeneralPartnerMembers2018-03-310001276187美国-公认会计原则：有限伙伴成员2018-03-3100012761872018-09-300001276187美国-公认会计原则：有限伙伴成员2018-09-300001276187Et：系列-可转换的预测单位-成员2018-03-310001276187ET：非控制性兴趣--成员2018-06-300001276187美国-公认会计原则：GeneralPartnerMembers2018-06-300001276187美国-公认会计原则：有限伙伴成员2018-06-300001276187美国-公认会计原则：GeneralPartnerMembers2018-09-3000012761872019-01-012019-03-310001276187美国-公认会计原则：GeneralPartnerMembers2019-09-300001276187美国-公认会计原则：有限伙伴成员2019-04-012019-06-300001276187美国-公认会计原则：GeneralPartnerMembers2019-01-012019-03-310001276187美国-公认会计原则：GeneralPartnerMembers2019-07-012019-09-300001276187美国-公认会计原则：有限伙伴成员2019-07-012019-09-300001276187us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-03-310001276187us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-07-012019-09-300001276187ET：非控制性兴趣--成员2019-09-300001276187美国-公认会计原则：有限伙伴成员2019-06-300001276187ET：非控制性兴趣--成员2018-12-310001276187ET：非控制性兴趣--成员2019-04-012019-06-300001276187us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-01-012019-03-3100012761872019-04-012019-06-300001276187美国-公认会计原则：GeneralPartnerMembers2019-04-012019-06-300001276187ET：非控制性兴趣--成员2019-01-012019-03-310001276187ET：非控制性兴趣--成员2019-07-012019-09-300001276187us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-04-012019-06-300001276187美国-公认会计原则：GeneralPartnerMembers2018-12-310001276187美国-公认会计原则：有限伙伴成员2019-01-012019-03-310001276187美国-公认会计原则：有限伙伴成员2019-09-300001276187美国-公认会计原则：有限伙伴成员2019-03-310001276187美国-公认会计原则：GeneralPartnerMembers2019-03-310001276187美国-公认会计原则：有限伙伴成员2018-12-310001276187ET：非控制性兴趣--成员2019-03-310001276187美国-公认会计原则：GeneralPartnerMembers2019-06-300001276187us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-09-300001276187us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2018-12-310001276187us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-06-3000012761872019-03-3100012761872019-06-300001276187ET：非控制性兴趣--成员2019-06-3000012761872019-01-010001276187美国-公认会计原则：会计标准更新2016022019-01-010001276187Et：SunocoLPMengerET：ETEMergerMenger2018-10-012018-12-310001276187ET：ETEMergerMenger美国-公认会计原则：GeneralPartnerMembers2018-10-012018-12-310001276187Et：SunocoGPMengerET：ETOMengerET：ETEMergerMenger2018-10-012018-12-310001276187Et：SunocoLPMengerET：ETOMengerET：ETEMergerMenger2018-10-012018-12-310001276187et:EnergyTransferLNGExportLLCETCrudeOilTerminalsLLCETCIllinoisLLCMemberET：ETEMergerMenger2018-10-012018-12-310001276187e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4217：美元Xbrli：股票iso 4217：美元Xbrli：股票Xbrli：纯ET：MMBtuET：桶ET：BBLET：兆瓦ET：蒲式耳
美国
证券交易委员会
华盛顿特区20549
形式10-Q
(第一标记)
|
| |
☒ | 依据1934年证券交易所ACT第13或15(D)条提交的季度报告 |
终了季度(一九二零九年九月三十日)
或
|
| |
☐ | 依据1934年证券交易所ACT第13或15(D)条提交的过渡报告 |
委员会档案编号1-32740
能量传递LP
(其章程所指明的注册人的确切姓名)
|
| | |
特拉华州 | | 30-0108820 |
(州或其他司法管辖区成立为法团或组织) | | (国税局雇主识别号码) |
韦斯特切斯特路8111号, 600套房, 达拉斯, 得克萨斯州 75225
(主要行政办公室地址)(邮政编码)
(214) 981-0700
(登记人的电话号码，包括区号)
用支票标记说明登记人(1)是否已提交1934年“证券交易法”第13条或第15(D)节要求在过去12个月内提交的所有报告(或要求登记人提交此类报告的较短期限)，(2)在过去90天中一直受到这类申报要求的限制。是 ý/.¨
通过检查标记说明注册人是否以电子方式提交了条例S-T(本章第232.405节)规则第四零五条规定提交的每一份交互数据文件(或要求注册人提交此类文件的期限较短)。是 ý/.¨
通过检查标记表明注册人是大型加速备案者、加速备案者、非加速备案者、较小的报告公司还是新兴的成长型公司。参见“外汇法案”第12b-2条规则中“大型加速备案者”、“加速申报人”、“较小报告公司”和“新兴增长公司”的定义。
|
| | | | |
大型加速箱 | ý | | 加速过滤器 | ☐ |
非加速滤波器 | ¨ | | 小型报告公司 | ☐ |
| | | 新兴成长型公司 | ☐ |
如果是新兴成长型公司，请用支票标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守“外汇法”第13(A)条规定的任何新的或经修订的财务会计准则。¨
用复选标记表明注册人是否为空壳公司(如“交易法”第12b条第2款所规定)。☐ /.ý
根据该法第12(B)条登记的证券：
|
| | | | |
每一班的职称 | | 交易符号 | | 注册的每个交易所的名称 |
公用单位 | | 内皮素 | | 纽约证券交易所 |
在…2019年11月1日，登记人2,626,996,383公用单位未完成。
表格10-q
能源转移有限公司及其子公司
目录
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第一部分-财务资料 | |
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项目1.财务报表(未经审计) | |
| |
合并资产负债表 | 1 |
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综合业务报表 | 3 |
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综合收益报表 | 4 |
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合并权益表 | 5 |
| |
现金流动合并报表 | 7 |
| |
合并财务报表附注 | 8 |
| |
项目2.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析 | 46 |
| |
项目3.市场风险的定量和定性披露 | 70 |
| |
项目4.管制和程序 | 72 |
| |
第二部分-其他资料 | |
| |
项目1.法律程序 | 73 |
| |
第1A项.危险因素 | 73 |
| |
项目6.展品 | 74 |
| |
签名 | 76 |
前瞻性陈述
本报告讨论的某些事项，以及能源转让有限公司(前称能源转让股权，L.P.)的某些陈述。(“能源转移”、“伙伴关系”或“ET”)，在关于该伙伴关系的专题介绍中，定期发布新闻稿和关于能源转移管理的某些口头声明，其中包括前瞻性发言。这些前瞻性陈述被确定为与历史或当前事实无关的任何陈述。使用“预期”、“项目”、“预期”、“计划”、“目标”、“预测”、“估计”、“打算”、“继续”、“相信”、“可能”、“意志”等词语的陈述有助于识别前瞻性陈述。尽管伙伴关系及其一般伙伴认为，这种前瞻性陈述是基于合理的假设和当前对未来事件的预期和预测，但不能保证这些假设、预期或预测将被证明是正确的。前瞻性陈述受到各种风险、不确定因素和假设的影响.如果出现这些风险或不确定性中的一个或多个，或者如果基本假设被证明是不正确的，伙伴关系的实际结果可能与前瞻性报表中的预期、估计或表达、预测、预测或预期的结果大不相同，因为决定这些结果的许多因素都会受到难以预测和管理层无法控制的不确定性和风险的影响。关于风险、不确定性和假设的更多讨论，见“第一部分-第1A项”。风险因素“伙伴关系关于表10-K的年度报告”2018年12月31日向证券交易委员会提交2019年2月22日及“第II部-1A项。“本季度报告表10-Q”中的危险因素。
定义
以下是能源工业中常用的某些缩略语和术语的清单，全文如下：
|
| | | |
| /d | | 每天 |
| | | |
| 奥西 | | 累计其他综合收入(损失) |
| | | |
| BBtu | | 十亿英国热单位 |
| | | |
| BTU | | 英国热单位，气体公司用来将气体体积换算成其热当量的一种能量测量方法，从而计算实际的能量含量。 |
| | | |
| 清洁发展机制 | | CDM资源管理有限公司和CDM环境和技术服务有限公司，集体 |
| | | |
| 柑橘类 | | 柑橘，有限责任公司，拥有100%的FGT股份。 |
| | | |
| 司法部 | | 美国司法部 |
| | | |
| 环境保护局 | | 美国环保署 |
| | | |
| 等Sunoco | | ETC Sunoco控股有限公司(前身为Sunoco，Inc.) |
| | | |
| 伊藤 | | 能源转移业务，L.P.(前能源转移伙伴，L.P.) |
| | | |
| ETP GP | | 能源转移伙伴GP，L.P.，ETO的普通合伙人 |
| | | |
| ETO系列A优选单元 | | ETO 6.250%系列A固定浮动汇率累积可赎回永久优选机组 |
| | | |
| ETO系列B优选机组 | | ETO 6.625%B系列固定浮动汇率累积可赎回永久优选机组 |
| | | |
| ETO系列C优选机组 | | ETO 7.375%C系列固定浮动汇率累积可赎回永久优选机组 |
| | | |
| ETO系列D优选单元 | | ETO 7.625%D系列固定浮动汇率累积可赎回永久优选机组 |
| | | |
| ETO系列E优选单元 | | ETO 7.600%E系列固定浮动汇率累积可赎回永久优选机组 |
| | | |
| “外汇法” | | 1934年“证券交易法” |
| | | |
| FEP | | Fayetteville速递管道有限公司 |
| | | |
| FERC | | 联邦能源管理委员会 |
| | | |
| FGT | | 佛罗里达输气公司 |
| | | |
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| | | |
| GAAP | | 美利坚合众国普遍接受的会计原则 |
| | | |
| IDRs | | 激励分配权 |
| | | |
| 查尔斯湖液化天然气 | | 查尔斯湖液化天然气公司 |
| | | |
| 利波 | | 伦敦银行同业拆借利率 |
| | | |
| MBbls | | 千桶 |
| | | |
| MEP | | 中洲快运管道有限责任公司 |
| | | |
| MTBE | | 甲基叔丁基醚 |
| | | |
| NGL | | 天然气液体，如丙烷、丁烷和天然汽油 |
| | |
| 尼美克斯 | | 纽约商品交易所 |
| | | |
| OSHA | | 联邦职业安全与健康法 |
| | |
| 场外 | | 场外 |
| | | |
| 盘柄 | | 潘拉伯东方管道有限公司 |
| | |
| 帕斯 | | 费城能源解决方案公司 |
| | | |
| 摄政 | | 摄政能源伙伴有限公司 |
| | | |
| 钻机 | | 摄政州际煤气有限公司 |
| | | |
| 罗孚 | | 罗孚管道有限责任公司 |
| | | |
| 证交会 | | 证券交易委员会 |
| | | |
| 塞姆群 | | 赛姆集团公司 |
| | | |
| 系列A可转换优选单元 | | ET系列A型敞篷车首选机组 |
| | | |
| 苏人解 | | Sunoco管道L.P. |
| | | |
| Sunoco LP系列A优选单元 | | Sunoco LP系列A级优先单元以前由ET持有 |
| | | |
| Sunoco R&M | | Sunoco(R&M)，LLC(原名Sunoco，Inc.)(R&M) |
| | | |
| 西南气 | | 盘式储气罐有限责任公司(D.b.a.)西南储气库公司) |
| | | |
| 横贯西部 | | 环球管道公司 |
| | | |
| 中继线 | | Trunkline天然气公司 |
| | | |
| 美援 | | 美国压缩合作伙伴 |
| | | |
| 美国空军优先部队 | | USAC系列A型优选机组 |
第一部分-财务资料
项目1.财务报表
能源转移有限公司及其子公司
合并资产负债表
(百万美元)
(未经审计)
|
| | | | | | | |
| 2019年9月30日 | | 2018年12月31日 |
资产 | | | |
流动资产： | | | |
现金和现金等价物 | $ | 211 |
| | $ | 419 |
|
应收账款净额 | 4,368 |
| | 4,009 |
|
应收相关公司帐款 | 166 |
| | 111 |
|
盘存 | 1,814 |
| | 1,677 |
|
应收所得税 | 109 |
| | 73 |
|
衍生资产 | 56 |
| | 111 |
|
其他流动资产 | 342 |
| | 350 |
|
流动资产总额 | 7,066 |
| | 6,750 |
|
| | | |
财产、厂房和设备 | 84,033 |
| | 79,776 |
|
累计折旧和耗损 | (14,864 | ) | | (12,813 | ) |
| 69,169 |
| | 66,963 |
|
| | | |
未合并附属公司的预付款和投资 | 2,992 |
| | 2,642 |
|
租赁使用权资产净额 | 889 |
| | — |
|
其他非流动资产净额 | 1,089 |
| | 1,006 |
|
无形资产，净额 | 5,781 |
| | 6,000 |
|
善意 | 4,870 |
| | 4,885 |
|
总资产 | $ | 91,856 |
| | $ | 88,246 |
|
能源转移有限公司及其子公司
合并资产负债表
(百万美元)
(未经审计)
|
| | | | | | | |
| 2019年9月30日 | | 2018年12月31日 |
负债和权益 | | | |
流动负债： | | | |
应付帐款 | $ | 3,519 |
| | $ | 3,493 |
|
应付相关公司的帐款 | 32 |
| | 59 |
|
衍生负债 | 181 |
| | 185 |
|
经营租赁流动负债 | 57 |
| | — |
|
应计及其他流动负债 | 3,234 |
| | 2,918 |
|
当前到期的长期债务 | 14 |
| | 2,655 |
|
流动负债总额 | 7,037 |
| | 9,310 |
|
| | | |
长期债务，减去当期到期日 | 46,840 |
| | 43,373 |
|
非流动衍生负债 | 360 |
| | 104 |
|
非流动经营租赁负债 | 807 |
| | — |
|
递延所得税 | 3,133 |
| | 2,926 |
|
其他非流动负债 | 1,138 |
| | 1,184 |
|
| | | |
承付款和意外开支 |
| |
|
可赎回的不可控制的利益 | 499 |
| | 499 |
|
| | | |
公平： | | | |
有限合伙人： | | | |
普通大学 | 20,962 |
| | 20,606 |
|
普通合伙人 | (4 | ) | | (5 | ) |
累计其他综合损失 | (40 | ) | | (42 | ) |
合伙人资本总额 | 20,918 |
| | 20,559 |
|
非控制利益 | 11,124 |
| | 10,291 |
|
总股本 | 32,042 |
| | 30,850 |
|
负债和权益共计 | $ | 91,856 |
| | $ | 88,246 |
|
能源转移有限公司及其子公司
综合业务报表
(百万美元，单位数据除外)
(未经审计)
|
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | 九个月结束
九月三十日 |
| 2019 | | 2018 | | 2019 | | 2018 |
收入： | | | | | | | |
成品油销售 | $ | 4,311 |
| | $ | 4,777 |
| | $ | 12,514 |
| | $ | 12,980 |
|
原油销售 | 3,971 |
| | 3,844 |
| | 11,842 |
| | 11,344 |
|
NGL销售 | 1,723 |
| | 2,870 |
| | 6,121 |
| | 7,461 |
|
收集、运输和其他费用 | 2,466 |
| | 1,781 |
| | 6,768 |
| | 4,878 |
|
天然气销售 | 822 |
| | 1,026 |
| | 2,549 |
| | 3,112 |
|
其他 | 202 |
| | 216 |
| | 699 |
| | 739 |
|
总收入 | 13,495 |
| | 14,514 |
| | 40,493 |
| | 40,514 |
|
费用和开支： | | | | | | | |
产品销售成本 | 9,890 |
| | 11,093 |
| | 29,607 |
| | 31,681 |
|
营业费用 | 806 |
| | 784 |
| | 2,406 |
| | 2,280 |
|
折旧、损耗和摊销 | 784 |
|
| 750 |
| | 2,343 |
| | 2,109 |
|
销售、一般和行政 | 173 |
| | 184 |
| | 499 |
| | 515 |
|
减值损失 | 12 |
| | — |
| | 62 |
| | — |
|
费用和支出共计 | 11,665 |
| | 12,811 |
| | 34,917 |
| | 36,585 |
|
营业收入 | 1,830 |
| | 1,703 |
| | 5,576 |
| | 3,929 |
|
其他收入(费用)： | | | | | | | |
利息费用，扣除已资本化的利息 | (579 | ) | | (535 | ) | | (1,747 | ) | | (1,511 | ) |
未合并附属公司的收益权益 | 82 |
| | 87 |
| | 224 |
| | 258 |
|
债务清偿损失 | — |
| | — |
| | (18 | ) | | (106 | ) |
利率衍生工具的损益 | (175 | ) | | 45 |
| | (371 | ) | | 117 |
|
其他，净额 | 57 |
| | 41 |
| | 99 |
| | 97 |
|
所得税支出前的持续经营收入 | 1,215 |
| | 1,341 |
| | 3,763 |
| | 2,784 |
|
持续经营的所得税费用(福利) | 54 |
| | (52 | ) | | 214 |
| | 6 |
|
持续业务收入 | 1,161 |
| | 1,393 |
| | 3,549 |
| | 2,778 |
|
停业造成的损失，扣除所得税后的损失 | — |
|
| (2 | ) | | — |
| | (265 | ) |
净收益 | 1,161 |
| | 1,391 |
| | 3,549 |
| | 2,513 |
|
减：可归因于非控制利益的净收入 | 317 |
| | 1,008 |
| | 931 |
| | 1,412 |
|
减：可赎回非控制权益的净收益 | 12 |
| | 12 |
| | 38 |
| | 24 |
|
归于伙伴的净收入 | 832 |
| | 371 |
| | 2,580 |
| | 1,077 |
|
系列A可转换首选Unitholers的收益利息 | — |
| | — |
| | — |
| | 33 |
|
普通合伙人对净收入的兴趣 | 1 |
| | 1 |
| | 3 |
| | 3 |
|
有限合伙人对净收入的兴趣 | $ | 831 |
| | $ | 370 |
| | $ | 2,577 |
| | $ | 1,041 |
|
每个有限合伙人单位的持续业务收入： | | | | | | | |
基本 | $ | 0.32 |
| | $ | 0.32 |
| | $ | 0.98 |
| | $ | 0.94 |
|
稀释 | $ | 0.32 |
| | $ | 0.32 |
| | $ | 0.98 |
| | $ | 0.94 |
|
每个有限合伙人单位的净收入： | | | | | | | |
基本 | $ | 0.32 |
| | $ | 0.32 |
| | $ | 0.98 |
| | $ | 0.93 |
|
稀释 | $ | 0.32 |
| | $ | 0.32 |
| | $ | 0.98 |
| | $ | 0.93 |
|
能源转移有限公司及其子公司
综合收入报表
(百万美元)
(未经审计)
|
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | 九个月结束
九月三十日 |
| 2019 | | 2018 | | 2019 | | 2018 |
净收益 | $ | 1,161 |
| | $ | 1,391 |
| | $ | 3,549 |
| | $ | 2,513 |
|
其他综合收入，扣除税后： | | | | | | | |
可供出售证券的价值变动 | — |
| | 2 |
| | 8 |
| | — |
|
与养恤金和其他退休后福利计划有关的精算收益(损失) | (3 | ) | | — |
| | 7 |
| | (2 | ) |
未合并附属公司其他综合收入的变化 | (4 | ) | | 2 |
| | (13 | ) | | 9 |
|
| (7 | ) | | 4 |
| | 2 |
| | 7 |
|
综合收入 | 1,154 |
| | 1,395 |
| | 3,551 |
| | 2,520 |
|
减：可归因于非控制利益的综合收入 | 317 |
| | 1,012 |
| | 931 |
| | 1,419 |
|
减：可赎回非控制权益的综合收入 | 12 |
| | 12 |
| | 38 |
| | 24 |
|
可归属伙伴的综合收入 | $ | 825 |
| | $ | 371 |
| | $ | 2,582 |
| | $ | 1,077 |
|
能源转移有限公司及其子公司
合并权益表
为九结束的几个月2019年9月30日和2018
(百万美元)
(未经审计)
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 普通大学 | | 一般合作伙伴 | | 奥西 | | 非控制利益 | | 总成本 |
余额，2018年12月31日 | $ | 20,606 |
| | $ | (5 | ) | | $ | (42 | ) | | $ | 10,291 |
| | $ | 30,850 |
|
分发给合作伙伴 | (799 | ) | | (1 | ) | | — |
| | — |
| | (800 | ) |
分配给非控制利益 | — |
| | — |
| | — |
| | (425 | ) | | (425 | ) |
非控股权出资 | — |
| | — |
| | — |
| | 140 |
| | 140 |
|
出售附属公司的非控制权益 | — |
| | — |
| | — |
| | 93 |
| | 93 |
|
其他综合收入，扣除税后 | — |
| | — |
| | 8 |
| | — |
| | 8 |
|
其他，净额 | 17 |
| | — |
| | — |
| | 12 |
| | 29 |
|
净收益(不包括可赎回的非控制权益) | 869 |
| | 1 |
| | — |
| | 297 |
| | 1,167 |
|
2019年3月31日结余 | 20,693 |
| | (5 | ) | | (34 | ) | | 10,408 |
| | 31,062 |
|
分发给合作伙伴 | (799 | ) | | (1 | ) | | — |
| |
|
| | (800 | ) |
分配给非控制利益 | — |
| | — |
| | — |
| | (388 | ) | | (388 | ) |
发放单位 | 51 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 51 |
|
非控股权出资 | — |
| | — |
| | — |
| | 66 |
| | 66 |
|
发放现金的附属单位 | — |
| | — |
| | — |
| | 780 |
| | 780 |
|
其他综合收入，扣除税后 | — |
| | — |
| | 1 |
| | — |
| | 1 |
|
其他，净额 | 50 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 50 |
|
净收益(不包括可赎回的非控制权益) | 877 |
| | 1 |
| | — |
| | 317 |
| | 1,195 |
|
2019年6月30日结余 | 20,872 |
| | (5 | ) | | (33 | ) | | 11,183 |
| | 32,017 |
|
分发给合作伙伴 | (800 | ) | | — |
| | — |
| | — |
| | (800 | ) |
分配给非控制利益 | — |
| | — |
| | — |
| | (457 | ) | | (457 | ) |
发放单位 | 49 |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 49 |
|
非控股权出资 | — |
| | — |
| | — |
| | 72 |
| | 72 |
|
其他综合损失，扣除税后 | — |
| | — |
| | (7 | ) | | — |
| | (7 | ) |
其他，净额 | 10 |
| | — |
| | — |
| | 9 |
| | 19 |
|
净收益(不包括可赎回的非控制权益) | 831 |
| | 1 |
| | — |
| | 317 |
| | 1,149 |
|
2019年9月30日结余 | 20,962 |
| | (4 | ) | | (40 | ) | | 11,124 |
| | 32,042 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 系列A可转换优选单元 | | 普通大学 | | 一般合作伙伴 | | 非控制利益 | | 总成本 |
结余，2017年12月31日 | $ | 450 |
| | $ | (1,643 | ) | | $ | (3 | ) | | $ | 31,176 |
| | $ | 29,980 |
|
分发给合作伙伴 | — |
| | (265 | ) | | (1 | ) | | — |
| | (266 | ) |
分配给非控制利益 | — |
| | — |
| | — |
| | (893 | ) | | (893 | ) |
再投资 | 58 |
| | (58 | ) | | — |
| | — |
| | — |
|
回购的附属单位 | (6 | ) | | (98 | ) | | — |
| | 80 |
| | (24 | ) |
印发的附属单位 | — |
| | 1 |
| | — |
| | 19 |
| | 20 |
|
非控股权出资 | — |
| | — |
| | — |
| | 229 |
| | 229 |
|
其他综合收入，扣除税后 | — |
| | — |
| | — |
| | 1 |
| | 1 |
|
会计原则变化引起的累积效应调整 | — |
| | — |
| | — |
| | (54 | ) | | (54 | ) |
其他，净额 | (4 | ) | | 26 |
| | — |
| | (23 | ) | | (1 | ) |
净收益 | 21 |
| | 341 |
| | 1 |
| | 126 |
| | 489 |
|
2018年3月31日 | 519 |
| | (1,696 | ) | | (3 | ) | | 30,661 |
| | 29,481 |
|
分发给合作伙伴 | — |
| | (265 | ) | | (1 | ) | | — |
| | (266 | ) |
分配给非控制利益 | — |
| | — |
| | — |
| | (900 | ) | | (900 | ) |
再投资 | 57 |
| | (57 | ) | | — |
| | — |
| | — |
|
回购的附属单位 | (1 | ) | | (21 | ) | | — |
| | 22 |
| | — |
|
印发的附属单位 | — |
| | — |
| | — |
| | 469 |
| | 469 |
|
非控股权出资 | — |
| | — |
| | — |
| | 89 |
| | 89 |
|
其他综合收入，扣除税后 | — |
| | — |
| | — |
| | 2 |
| | 2 |
|
收购USAC | — |
| | — |
| | — |
| | 832 |
| | 832 |
|
系列A可转换优先单元转换 | (589 | ) | | 589 |
| | — |
| | — |
| | — |
|
其他，净额 | 2 |
| | 2 |
| | (1 | ) | | 40 |
| | 43 |
|
净收益 | 12 |
| | 342 |
| | 1 |
| | 278 |
| | 633 |
|
2018年6月30日 | — |
| | (1,106 | ) | | (4 | ) | | 31,493 |
| | 30,383 |
|
分发给合作伙伴 | — |
| | (353 | ) | | (1 | ) | | — |
| | (354 | ) |
分配给非控制利益 | — |
| | — |
| | — |
| | (949 | ) | | (949 | ) |
印发的附属单位 | — |
| | — |
| | — |
| | 449 |
| | 449 |
|
非控股权出资 | — |
| | — |
| | — |
| | 120 |
| | 120 |
|
其他综合收入，扣除税后 | — |
| | — |
| | — |
| | 4 |
| | 4 |
|
其他，净额 | — |
| | 2 |
| | — |
| | 11 |
| | 13 |
|
净收益(不包括可赎回的非控制权益) | — |
| | 358 |
| | 1 |
| | 1,008 |
| | 1,367 |
|
2018年9月30日 | $ | — |
| | $ | (1,099 | ) | | $ | (4 | ) | | $ | 32,136 |
| | $ | 31,033 |
|
能源转移有限公司及其子公司
现金流量表
(百万美元)
(未经审计)
|
| | | | | | | |
| 九个月结束
九月三十日 |
| 2019 | | 2018 |
经营活动 | | | |
净收益 | $ | 3,549 |
| | $ | 2,513 |
|
业务活动提供的净收入与现金净额的对账： | | | |
停业造成的损失 | — |
| | 265 |
|
折旧、损耗和摊销 | 2,343 |
| | 2,109 |
|
递延所得税 | 191 |
| | 1 |
|
存货估价调整 | (71 | ) | | (50 | ) |
非现金补偿费用 | 85 |
| | 82 |
|
减值损失 | 62 |
| | — |
|
债务清偿损失 | 18 |
| | 106 |
|
关于未获奖励的分配 | (27 | ) | | (36 | ) |
未合并附属公司的收益权益 | (224 | ) | | (258 | ) |
非合并附属公司的分发 | 254 |
| | 220 |
|
其他非现金 | 33 |
| | (80 | ) |
经营资产和负债的净变动，扣除收购的影响 | (247 | ) | | 423 |
|
经营活动提供的净现金 | 5,966 |
| | 5,295 |
|
投资活动 | | | |
出售附属公司非控股权的现金收益 | 93 |
| | — |
|
收购USAC的现金收入，扣除收到的现金 | — |
| | 461 |
|
为所有其他购置支付的现金，扣除收到的现金后 | (7 | ) | | (233 | ) |
资本支出，不包括建筑期间使用的股本资金备抵 | (4,181 | ) | | (5,175 | ) |
用于帮助建筑费用的捐款 | 63 |
| | 95 |
|
对未合并附属公司的捐款 | (481 | ) | | (13 | ) |
未合并附属公司超过累积收益的分配 | 40 |
| | 62 |
|
出售其他资产所得收益 | 55 |
| | 40 |
|
其他 | (5 | ) | | — |
|
用于投资活动的现金净额 | (4,423 | ) | | (4,763 | ) |
筹资活动 | | | |
借款收益 | 18,125 |
| | 22,126 |
|
偿还债务 | (17,247 | ) | | (23,323 | ) |
发放现金的附属单位 | 780 |
| | 1,390 |
|
非控股权出资 | 278 |
| | 438 |
|
分发给合作伙伴 | (2,300 | ) | | (886 | ) |
分配给非控制利益 | (1,270 | ) | | (2,742 | ) |
分配给可赎回的非控制权益 | — |
| | (12 | ) |
共同单位的附属回购 | — |
| | (24 | ) |
债务发行成本 | (114 | ) | | (188 | ) |
其他，净额 | (3 | ) | | 13 |
|
用于筹资活动的现金净额 | (1,751 | ) | | (3,208 | ) |
已停止的业务 | | | |
经营活动 | — |
| | (480 | ) |
投资活动 | — |
| | 3,207 |
|
包括待出售流动资产在内的现金变动 | — |
| | 11 |
|
已终止业务的现金和现金等价物净增额 | — |
| | 2,738 |
|
现金和现金等价物增加(减少) | (208 | ) | | 62 |
|
现金和现金等价物，期初 | 419 |
| | 336 |
|
现金和现金等价物，期末 | $ | 211 |
| | $ | 398 |
|
能源转移有限公司及其子公司
合并财务报表附注
(除单位数据外，表格美元和单位数额以百万计)
(未经审计)
组织
在此提交的合并财务报表包含能源转移有限公司及其子公司(“伙伴关系”、“我们”或“ET”)的结果。提到“母公司”意味着能源转让有限公司在一个独立的基础上。
2018年10月，我们完成了ETO与ET全资子公司在一个单位对单位的交易所(“能源转移合并”)的合并。在该项交易中，Eto Unitholers(ET及其附属公司除外)收到1.28ETO的每个公共单位的ET公共单位。能源转让合并结束后，能源转让伙伴公司被更名为能源转移业务L.P.此外，能源转让股权公司被更名为能源转让有限公司，其共同单位于2018年10月19日在纽约证券交易所以“ET”代码进行交易。
在能源转让合并结束之前，还发生了以下情况：
| |
• | ETO中的IDR被转换为 1,168,205,710 ETO共同单位； |
| |
• | 这个 ETO的普通合伙人权益被转换为非经济普通合伙人权益，ETO发行。 18,448,341 ETO通用单元到ETP GP； |
| |
• | ET贡献2,263,158Sunoco LP公共单位以ETO交换2,874,275ETO共同单位和100百分比有限责任公司在Sunoco gp lc有限责任公司的权益，Sunoco lp的唯一普通合伙人，以及Sunoco lp的所有idr，作为交换条件。42,812,389ETO共同单位； |
| |
• | ET贡献12,466,912代表有限合伙人在USAC和100百分比有限责任公司在美国的股份有限公司压缩gp，有限责任公司是USAC的普通合伙人，以ETO作为交换条件。16,134,903ETO共同单位；以及 |
| |
• | ET贡献100百分比有限责任公司对查尔斯湖液化天然气和a60百分比有限责任公司对能源转移LNG出口、LLC、ET原油码头、LLC和等伊利诺伊州有限责任公司(集体，“查尔斯湖液化天然气和其他”)的利益，以换取ETO37,557,815共同单位。 |
在能源转移合并之后，伙伴关系的现金流基本上都来自与其对ETO的投资有关的分配，ETO的现金流量来自其子公司，包括ETO对Sunoco LP和USAC的投资。母公司的主要现金需求是支付一般和行政费用、偿债要求和分配给其合作伙伴。母公司专用的资产不能用于支付ET子公司的债务和其他义务。
我们的财务报表反映了下列应报告的部分：
•州内运输和储存;
•州际运输和储存;
•中流;
•NGL和成品油运输和服务;
•原油运输和服务;
•对Sunoco LP的投资;
•对USAC的投资；和
•公司和其他机构，包括：
提出依据
本表格10-Q所载的未经审计的财务资料是在与伙伴关系关于表10-K的年度报告所载经审计的合并财务报表相同的基础上编制的。2018年12月31日，提交给证券交易委员会2019年2月22日。伙伴关系管理层认为，这种财务信息反映了按照公认会计原则公平列报财务状况和这些中期业务结果所需的所有调整。公司间的所有项目和交易已在合并中消除。根据证券交易委员会的规则和条例，通常列入根据公认会计原则编制的年度合并财务报表的某些信息和脚注披露被省略。
在此提出的ET合并财务报表包括以下方面的业务结果：
| |
• | 我们的受控子公司，能源转移业务，L.P.(“ETO”)；及 |
| |
• | ETP GP和能源转让伙伴，L.L.C。(“ETP有限责任公司”)，ETP GP的普通合伙人。 |
我们的子公司在某些管道中也拥有不同的不可分割的利益。这些管道的所有权结构是对资产不可分割的权益的所有权，而不是合伙企业、有限责任公司、合资企业或其他形式实体的所有权。每个业主分别控制营销和发票，每个业主对他们自己的客户可能发生的任何损失、损害或伤害负责。因此，我们对这些实体的利益适用比例合并。
某些上期数额也已重新分类，以符合本期列报方式。这些改叙对净收入或总股本没有影响。
估计数的使用
未经审计的合并财务报表是按照公认会计原则编制的，其中包括使用管理层提出的影响合并财务报表之日所报告的资产、负债、收入、支出和或有资产和负债披露数额的估计数和假设。虽然这些估计数是根据管理层对当前和预期未来事件的现有知识作出的，但实际结果可能与这些估计数不同。
会计政策的变化
采用租赁会计准则
2016年2月，财务会计准则委员会(“FASB”)发布了第2016-02号“会计准则更新”(“ASU”)，租约(主题842)修订了FASB会计准则编纂(ASC)，并引入了主题842(租约)。该伙伴关系于2019年1月1日通过了ASC主题842(“主题842”)，该专题对2018年12月15日或之后开始的中期和年度报告期生效。专题842要求各实体在资产负债表上确认任期超过一年的所有租约的租赁资产和负债，包括业务租赁，这些租赁历来没有按照先前的标准记录在资产负债表上。
为了通过主题842，该伙伴关系确认，截至2019年1月1日，对期初资产负债表进行了累计的跟踪调整，涉及到截至该日存在的某些租约。在允许的情况下，我们没有为了比较的目的对我们的合并财务报表进行追溯性修改。该标准的采用对我们的综合资产负债表产生了重大影响，但对我们的综合业务报表、综合收入或现金流量没有影响。由于采用，我们记录了额外的净使用权(“ROU”)租赁资产和约为租赁负债。 $888百万和$888百万，截至2019年1月1日。此外，我们还更新了业务流程、系统和内部控制，以支持新标准下正在进行的报告要求。
为通过议题842，伙伴关系在标准范围内选出了在过渡指导下允许的一揽子实际权宜之计。这个权宜之计使我们无须重新评估现有合约是否载有租约、现有租约的租契类别及现有契约的初始直接成本。除了一揽子切实可行的权宜之计外，该伙伴关系还选择不将与期限少于12个月的租约有关的数额资本化，使用投资组合方法确定贴现率，不将非租赁部分与租赁部分分开，也不将事后发现的内容适用于活跃的租赁群体。
2019年1月1日对期初资产负债表所作的累积效应调整如下：
|
| | | | | | | | | | | |
| 截至2018年12月31日的余额 | | 因专题842(租约)而应作的调整 | | 2019年1月1日结余 |
资产： | | | | | |
不动产、厂房和设备，净额 | $ | 66,963 |
| | $ | (1 | ) | | $ | 66,962 |
|
租赁使用权资产净额 | — |
| | 889 |
| | 889 |
|
负债： | | | | | |
经营租赁流动负债 | $ | — |
| | $ | 71 |
| | $ | 71 |
|
应计及其他流动负债 | 2,918 |
| | (1 | ) | | 2,917 |
|
当前到期的长期债务 | 2,655 |
| | 1 |
| | 2,656 |
|
长期债务，减去当期到期日 | 43,373 |
| | 6 |
| | 43,379 |
|
非流动经营租赁负债 | — |
| | 823 |
| | 823 |
|
其他非流动负债 | 1,184 |
| | (12 | ) | | 1,172 |
|
与租赁会计有关的其他披露内容载于附注13.
善意
该伙伴关系的州际运输和储存部门拥有拥有和经营天然气储存资产的西南天然气。由于对这些资产的储存需求减少，该伙伴关系在截至2019年9月30日的三个月内对西南煤气的资产进行了中期减值测试。 $12百万 与西南煤气有关，主要是由于预计未来收入和现金流量减少。没有发现合伙公司其他资产的其他损失。该伙伴关系使用收益法估算西南煤气的公允价值。收益法是以未来现金流的现值为基础的，这是根据我们的长期财务预测得出的，并且需要重要的假设，除其他外，包括贴现率和最终价值。
Sunoco LP零售商店和房地产销售
2018年1月23日，Sunoco LP根据与7-11公司的收购协议完成了资产处置。(“7-11交易”)。作为7-11交易的结果，先前取消了对Sunoco LP零售地点的汽车燃料批发销售被报告为向第三方批发汽车燃料销售。此外，这种销售的相关应收账款不再从伙伴关系的综合资产负债表中抹去，而是记作应收账款。
与7-11交易有关，Sunoco LP公司与7-11和SEI燃料(统称“经销商”)签订了一份日期为2018年1月23日的分销商汽车燃料协议(“供应协议”)。供应协议包括15年的燃料供应安排.在2018年1月1日至2018年1月22日期间，Sunoco LP记录了对随后被出售给7-11家网站的销售。 $199百万, 在合并过程中被消除了。Sunoco LP收到了7-11的贸易应收款付款。 $1.0十亿和$2.9十亿 为 三个月和九个月结束 2019年9月30日分别$1.0十亿和$2.6十亿为三个月和九个月结束 2018年9月30日，分别在出售结束后。
该伙伴关系的结论是，它符合会计要求报告财务状况，经营结果和现金流量的Sunoco有限公司的零售撤资作为停止的业务。
没有与已停止的行动有关的行动的结果 三个月和九个月结束 2019年9月30日. 与已停止的行动有关的行动的结果 三个月和九个月结束终结2018年9月30日 情况如下：
|
| | | | | | | |
| 截至2018年9月30日止的三个月 | | 截至2018年9月30日止的9个月 |
收入 | $ | — |
| | $ | 349 |
|
| | | |
费用和开支 | | | |
产品销售成本 | — |
| | 305 |
|
营业费用 | — |
| | 61 |
|
折旧、损耗和摊销 | — |
| | — |
|
减值损失 | — |
| | — |
|
销售、一般和行政 | — |
| | 7 |
|
费用和支出共计 | — |
| | 373 |
|
营运损失 | — |
| | (24 | ) |
利息费用，净额 | — |
| | (2 | ) |
债务及其他方面的损失 | — |
| | (20 | ) |
其他，净额 | — |
| | (61 | ) |
在所得税支出前停业造成的损失 | — |
| | (107 | ) |
所得税费用 | 2 |
| | 158 |
|
停业造成的损失，扣除所得税后的损失 | $ | (2 | ) | | $ | (265 | ) |
因ET引起的所得税支出(福利)前停业经营造成的损失 | $ | — |
| | $ | (10 | ) |
现金和现金等价物包括手头的所有现金、活期存款和原始期限不超过三个月的投资。我们认为现金等价物包括短期、高流动性的投资，这些投资很容易转换成已知数量的现金，而且价值变动的风险很小。到目前为止，该伙伴关系的资产负债表不包括任何数额可观的限制性现金2019年9月30日或2018年12月31日.
我们把现金存款和临时现金投资放在高信用质量的金融机构。有时，我们的现金和现金等价物可能没有保险或存款帐户超过联邦存款保险公司的保险限额。
业务活动现金流动中业务资产和负债的净变化(减去收购的影响)构成如下：
|
| | | | | | | |
| 九个月结束
九月三十日 |
| 2019 | | 2018 |
应收账款 | $ | (353 | ) | | $ | 155 |
|
应收相关公司帐款 | (36 | ) | | 64 |
|
盘存 | (66 | ) | | 78 |
|
其他流动资产 | 14 |
| | (19 | ) |
其他非流动资产净额 | (127 | ) | | (25 | ) |
应付帐款 | 25 |
| | (234 | ) |
应付相关公司的帐款 | (37 | ) | | (110 | ) |
应计及其他流动负债 | 129 |
| | 422 |
|
其他非流动负债 | (103 | ) | | 24 |
|
衍生资产和负债净额 | 307 |
| | 68 |
|
经营资产和负债的净变动，扣除收购的影响 | $ | (247 | ) | | $ | 423 |
|
非现金活动如下：
|
| | | | | | | |
| 九个月结束
九月三十日 |
| 2019 | | 2018 |
非现金投融资活动： | | | |
应计资本支出 | $ | 1,202 |
| | $ | 1,059 |
|
附属共同单位交易造成的损失 | — |
| | (125 | ) |
为换取新的租赁负债而获得的租赁资产 | 73 |
| | — |
|
非现金融资活动： | | | |
分销再投资 | $ | 100 |
| | $ | — |
|
A系列可转换优先单元转换为通用单元 | — |
| | 589 |
|
清单包括以下内容：
|
| | | | | | | |
| 2019年9月30日 | | 2018年12月31日 |
天然气、天然气和精制产品 | $ | 900 |
| | $ | 833 |
|
原油 | 510 |
| | 506 |
|
备件和其他 | 404 |
| | 338 |
|
总库存 | $ | 1,814 |
| | $ | 1,677 |
|
我们利用商品衍生品来管理与其天然气库存相关的价格波动。指定套期保值库存公允价值的变化记录在我们的综合资产负债表上的库存中，以及在我们的综合业务报表中销售的产品成本。
根据我们和我们的附属公司目前获得的借款利率估计数，这些贷款的条件和平均到期日相同，我们的综合债务债务的公允价值和账面总额。2019年9月30日都是$50.7910亿美元和$46.85十亿分别。截至2018年12月31日的总公允价值和账面金额
我们的合并债务是$45.06十亿和$46.03十亿分别。我们的合并债务的公允价值是根据相应债务用于类似负债的可观测投入进行的二级估值。
在我们的综合资产负债表中，我们有大宗商品衍生品和利率衍生品，它们作为公允价值的资产和负债入账。我们通过使用尽可能高的投入“水平”来确定资产和负债的公允价值。一级输入是活跃市场中相同资产和负债的可观察报价。我们认为，以适当交易所公布的价格为结算经纪进行的有价证券和商品衍生工具的估值，为一级估值。二级投入是对类似资产和负债可观察到的投入。我们认为，直接与第三方签订的场外商品衍生品是2级估值，因为这些衍生品的价值是在类似交易的交易所中报价的。此外，我们认为，我们的期权交易通过我们的清算经纪人是有二级投入，因为活动水平的这些合同在交易所交易。我们认为，我们的利率衍生品估值作为主要投入，即libor曲线，是基于欧洲美元期货活跃交易所在与未来利率互换结算同期的报价基础上得出的。三级输入是不可观测的。在九个月结束 2019年9月30日, 不转移是在公允价值层次结构中的任何级别之间进行的。
下表汇总按公允价值计算的香港金融资产及负债的公允价值毛额。2019年9月30日和2018年12月31日根据用于得出公允价值的投入：
|
| | | | | | | | | | | |
| | | 公允价值计量
(一九二零九年九月三十日) |
| 公允价值共计 | | 一级 | | 2级 |
资产： | | | | | |
商品衍生产品： | | | | | |
天然气： | | | | | |
基础互换-红十字与红新月联会/纽约MEX | $ | 27 |
| | $ | 27 |
| | $ | — |
|
挥杆互换-红十字与红新月联会 | 5 |
| | — |
| | 5 |
|
固定互换/期货 | 44 |
| | 44 |
| | — |
|
远期实物合同 | 5 |
| | — |
| | 5 |
|
权力： | | | | | |
向前 | 21 |
| | — |
| | 21 |
|
期货 | 4 |
| | 4 |
| | — |
|
NGL-前进/互换 | 529 |
| | 529 |
| | — |
|
成品油-期货 | 1 |
| | 1 |
| | — |
|
粗-远期/互换 | 43 |
| | 43 |
| | — |
|
商品衍生产品总额 | 679 |
| | 648 |
| | 31 |
|
其他非流动资产 | 29 |
| | 19 |
| | 10 |
|
总资产 | $ | 708 |
| | $ | 667 |
| | $ | 41 |
|
负债： | | | | | |
利率衍生工具 | $ | (528 | ) | | $ | — |
| | $ | (528 | ) |
商品衍生产品： | | | | | |
天然气： | | | | | |
基础互换-红十字与红新月联会/纽约MEX | (54 | ) | | (54 | ) | | — |
|
挥杆互换-红十字与红新月联会 | (9 | ) | | — |
| | (9 | ) |
固定互换/期货 | (29 | ) | | (29 | ) | | — |
|
远期实物合同 | (2 | ) | | — |
| | (2 | ) |
权力： | | | | | |
向前 | (14 | ) | | — |
| | (14 | ) |
期货 | (5 | ) | | (5 | ) | | — |
|
选项-呼叫 | (1 | ) | | (1 | ) | | — |
|
NGL-前进/互换 | (479 | ) | | (479 | ) | | — |
|
成品油-期货 | (3 | ) | | (3 | ) | | — |
|
粗-远期/互换 | (1 | ) | | (1 | ) | | — |
|
商品衍生产品总额 | (597 | ) | | (572 | ) | | (25 | ) |
负债总额 | $ | (1,125 | ) | | $ | (572 | ) | | $ | (553 | ) |
|
| | | | | | | | | | | |
| | | 公允价值计量
(2018年12月31日) |
| 公允价值合计 | | 一级 | | 2级 |
资产： | | | | | |
商品衍生产品： | | | | | |
天然气： | | | | | |
基础互换-红十字与红新月联会/纽约MEX | $ | 42 |
| | $ | 42 |
| | $ | — |
|
挥杆互换-红十字与红新月联会 | 52 |
| | 8 |
| | 44 |
|
固定互换/期货 | 97 |
| | 97 |
| | — |
|
远期实物合同 | 20 |
| | — |
| | 20 |
|
权力： | | | | | |
向前 | 48 |
| | — |
| | 48 |
|
期货 | 1 |
| | 1 |
| | — |
|
选项-呼叫 | 1 |
| | 1 |
| | — |
|
NGL-前进/互换 | 291 |
| | 291 |
| | — |
|
成品油-期货 | 7 |
| | 7 |
| | — |
|
粗-远期/互换 | 1 |
| | 1 |
| | — |
|
商品衍生产品总额 | 560 |
| | 448 |
| | 112 |
|
其他非流动资产 | 26 |
| | 17 |
| | 9 |
|
总资产 | $ | 586 |
| | $ | 465 |
| | $ | 121 |
|
负债： | | | | | |
利率衍生工具 | $ | (163 | ) | | $ | — |
| | $ | (163 | ) |
商品衍生产品： | | | | | |
天然气： | | | | | |
基础互换-红十字与红新月联会/纽约MEX | (91 | ) | | (91 | ) | | — |
|
挥杆互换-红十字与红新月联会 | (40 | ) | | — |
| | (40 | ) |
固定互换/期货 | (88 | ) | | (88 | ) | | — |
|
远期实物合同 | (21 | ) | | — |
| | (21 | ) |
权力： | | |
|
| |
|
|
向前 | (42 | ) | | — |
| | (42 | ) |
期货 | (1 | ) | | (1 | ) | | — |
|
NGL-前进/互换 | (224 | ) | | (224 | ) | | — |
|
成品油-期货 | (15 | ) | | (15 | ) | | — |
|
粗-远期/互换 | (61 | ) | | (61 | ) | | — |
|
商品衍生产品总额 | (583 | ) | | (480 | ) | | (103 | ) |
负债总额 | $ | (746 | ) | | $ | (480 | ) | | $ | (266 | ) |
用于计算单位基本收入和稀释收入的收入和加权平均单位的核对如下：
|
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | 九个月结束
九月三十日 |
| 2019 | | 2018 | | 2019 | | 2018 |
持续业务收入 | $ | 1,161 |
| | $ | 1,393 |
| | $ | 3,549 |
| | $ | 2,778 |
|
减：可归因于非控制利益的持续业务收入 | 317 |
| | 1,010 |
| | 931 |
| | 1,667 |
|
减：可赎回非控制权益的净收益 | 12 |
| | 12 |
| | 38 |
| | 24 |
|
持续经营所得，扣除非控制利益 | 832 |
| | 371 |
| | 2,580 |
| | 1,087 |
|
减：A系列可转换首选Unitholers对收入的兴趣 | — |
| | — |
| | — |
| | 33 |
|
减：普通合伙人对收入的兴趣 | 1 |
| | 1 |
| | 3 |
| | 3 |
|
有限责任合伙人可持续经营所得收入 | $ | 831 |
| | $ | 370 |
| | $ | 2,577 |
| | $ | 1,051 |
|
每个有限责任合伙人单位持续经营的基本收入： | | | | | | | |
加权平均有限合伙人单位 | 2,624.9 |
| | 1,158.2 |
| | 2,621.9 |
| | 1,117.7 |
|
每个有限合伙人单位持续经营的基本收入 | $ | 0.32 |
| | $ | 0.32 |
| | $ | 0.98 |
| | $ | 0.94 |
|
每个有限合伙人单位停业的基本收入(损失) | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | (0.01 | ) |
每个有限责任合伙人单位持续经营的稀释收益： | | | | | | | |
有限责任合伙人可持续经营所得收入 | $ | 831 |
| | $ | 370 |
| | $ | 2,577 |
| | $ | 1,051 |
|
分布对A系列可转换首选Unitholers的稀释效应 | — |
| | — |
| | — |
| | 33 |
|
有限合伙人可从持续经营中获得的稀释收益 | $ | 831 |
| | $ | 370 |
| | $ | 2,577 |
| | $ | 1,084 |
|
加权平均有限合伙人单位 | 2,624.9 |
| | 1,158.2 |
| | 2,621.9 |
| | 1,117.7 |
|
A系列可转换优选单元的稀释效应 | — |
| | — |
| | — |
| | 40.5 |
|
未归属单位奖励的稀释效应 | 10.6 |
| | — |
| | 11.0 |
| | — |
|
加权平均有限合伙人单位，假定未归属单位奖励的稀释效应 | 2,635.5 |
| | 1,158.2 |
| | 2,632.9 |
| | 1,158.2 |
|
每个有限合伙人单位持续经营的稀释收益 | $ | 0.32 |
| | $ | 0.32 |
| | $ | 0.98 |
| | $ | 0.94 |
|
每个有限合伙人单位停业经营的稀释收益(损失) | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | (0.01 | ) |
母公司负债
ET定期贷款机制
2019年1月15日，ET根据其高级担保定期贷款协议全额偿还了所有未偿还的借款，随后终止了定期贷款协议。关于期限贷款协议的终止，担保合伙某些系列未清高级票据的担保品是根据适用于此类高级票据的契约条款释放的。
附属负债
ET-ETO高级债券交易所
2019年2月，ETO开始提议将ET所有尚未发行的高级票据换成ETO发行的高级票据(“ET-ETO高级票据交换”)。 97% ET的高级债券已被投标并接受，几乎所有的交易所都于2019年3月25日结算。在交易所之后，截至2019年9月30日仍未投标但仍未结清的ET高级债券如下：
•$52百万合计本金7.50%高级说明应于2020年到期；
•$5百万合计本金4.25%高级说明到期2023年；
•$23百万合计本金5.875%到期日期为2024年的高级票据；以及
•$44百万合计本金5.50%高级音符到期2027年。
与交易所有关，ETO大约发行了 $4.21十亿 下列高级债券的总本金：
•$1.14十亿 合计本金 7.50% 高级说明-应于2020年提交;
•$995百万 合计本金 4.25% 高级票据到期2023年;
•$1.13十亿 合计本金 5.875% 高级票据到期2024年；和
•$956百万 合计本金 5.50% 高级票据到期日期2027年.
高级票据是根据1933年“证券法”(经修订)注册的。ETO公司可以随时或不时根据与高级票据有关的契约条款及相关的契约补充条款，赎回部分或全部高级票据。高级债券的本金在到期时支付，利息每半年支付一次.
高级票据与ETO的现有和未来的高级债务在支付权上是平等的，对未来的次级债务ETO可能产生的任何次级债务的偿付权也是优先的。每个系列的票据最初将由我们的子公司Sunoco后勤合作伙伴运营有限公司在高级无担保的基础上保证我们的其他长期债务的全部和无条件的保证。对每一批票据的担保与Sunoco后勤合作伙伴业务有限公司现有和未来的所有高级债务，包括其高级票据，在支付权利上都是平等的。
ETO高级债券发行及赎回
2019年1月，ETO发表了下列高级说明：
•$750百万美元 合计本金 4.50% 高级票据到期2024年;
•$1.5010亿美元 合计本金 5.25% 高级票据到期2029年；和
•$1.7510亿美元 合计本金 6.25% 高级票据到期2049年.
高级票据是根据1933年“证券法”(经修订)注册的。ETO公司可以随时或不时根据与高级票据有关的契约条款及相关的契约补充条款，赎回部分或全部高级票据。高级债券的本金在到期时支付，利息每半年支付一次.
高级票据与ETO的现有和未来的高级债务在支付权上是平等的，对未来的次级债务ETO可能产生的任何次级债务的偿付权也是优先的。每个系列的票据最初将由我们的子公司Sunoco后勤合作伙伴运营有限公司在高级无担保的基础上保证我们的其他长期债务的全部和无条件的保证。对每一批票据的担保与Sunoco后勤合作伙伴业务有限公司现有和未来的所有高级债务，包括其高级票据，在支付权利上都是平等的。
这个$3.9610亿美元 发行所得的净收益用于向ET提供公司间贷款(ET用于全额偿还其定期贷款)，用于一般合伙目的，并在到期时赎回以下所有资产：
•伊藤氏 $400百万美元 合计本金 9.70% 高级债券将于2019年3月15日到期;
•伊藤氏 $450百万美元 合计本金 9.00% 高级债券应于2019年4月15日到期；和
•潘汉特氏 $150百万美元 合计本金 8.125% 高级债券应于2019年6月1日到期.
高级债券赎回
在2019年6月，潘汉迪的 $150百万 合计本金 8.125% 高级债券到期，并根据附属机构贷款协议偿还与ETO。
巴肯高级债券发行
2019年3月，达科他州Access公司的全资子公司中西部连接器资本有限公司(MidwestConnector Capital Company LLC)发行了以下与Bakken管道相关的高级债券:
•$650百万 合计本金 3.625% 高级票据到期2022年;
•$1.00十亿 合计本金 3.90% 高级票据到期2024年；和
•$850百万 合计本金 4.625% 高级票据到期2029年.
这个 $2.48十亿 在出售所得的净收益中，全部用于偿还Bakken信贷机制的所有未清款项，该机制被终止。
Sunoco LP高级债券发售
2019年3月，Sunoco LP发行 $600百万 合计本金 6.00% 高级债券到期2027年私人配售给合资格的买家。此次发行的净收益被用于偿还Sunoco LP在其信贷安排下的部分现有借款。2019年7月，Sunoco LP公司完成了以基本相同的条件将这些票据兑换成注册票据的工作。
USAC高级债券发行
在2019年3月，USAC发布了 $750百万美元 合计本金 6.875% 高级无担保票据到期2027年私人配售给符合条件的买家。此次发行的净收益用于偿还USAC在其信贷安排下的部分现有借款，并用于一般合作目的。
信贷设施及商业票据
ETO定期贷款
2019年10月17日，Eto签订了一项定期贷款信贷协议，规定$2十亿三年期贷款信贷安排。根据定期贷款协议借款将于2022年10月17日到期，可用于周转资金和一般合伙用途。定期贷款协议将无担保，并将由我们的子公司，Sunoco物流合作伙伴业务L.P担保。
定期贷款协议下的借款将按照Eto的选择，以欧元美元利率或基准利率计算利息，并提供适用的保证金。与利率相关的适用保证金和适用利率依据的是分配给ETO高级、无担保、非信贷强化的长期债务的信用评级。
ETO五年信贷安排
Eto的循环信贷贷款(“ETO五年信贷贷款”)允许无担保的借款最多可达 $5.0010亿美元 并于2023年12月1日到期。Eto五年期信贷机制包含手风琴功能，在此基础上，总承付款额可增加至 $6.0010亿美元 在特定条件下。
截至 (一九二零九年九月三十日)，Eto五年期信贷额度 $2.61十亿未偿还的借款，$2.15十亿其中是商业票据。可供日后借入的款额如下： $2.32十亿 在考虑到信用证后 $77百万。截至2005年12月31日未付总额的加权平均利率 (一九二零九年九月三十日) 曾. 2.77%.
ETO 364日设施
Eto的364天循环信贷贷款(“Eto 364天贷款”)允许无担保的借款最多可达 $1.00十亿 并于2019年11月29日到期。 截至 (一九二零九年九月三十日)，Eto 364天设施 不 未偿借款。
Sunoco LP信贷机制
Sunoco LP维护 $1.5010亿美元 循环信贷工具(“Sunoco LP信贷工具”)，于2023年7月到期。截至 (一九二零九年九月三十日)，Sunoco LP信贷机构 $154百万美元 未偿还借款和 $8百万美元 在……里面
备用信用证。截至 (一九二零九年九月三十日), 苏诺科 $1.3410亿美元在Sunoco LP信贷机制下的可用性。截至2005年12月31日未付总额的加权平均利率 (一九二零九年九月三十日)曾.4.04%.
USAC信贷机制
USAC维持 $1.6010亿美元 循环信贷设施(“USAC信贷机制”)，可能进一步增加 $400百万，在2023年4月到期。截至(一九二零九年九月三十日)，USAC信贷机构 $395百万美元 未偿还借款和 不 未付信用证。截至 (一九二零九年九月三十日)，USAC $1.2110亿美元 在符合适用的财务契约的情况下，可获得的借款能力 $410百万美元 在USAC信贷机制下。截至2005年12月31日未付总额的加权平均利率 (一九二零九年九月三十日)曾.4.73%.
遵守我们的公约
我们遵守了与我们各自的信贷协议有关的所有要求、测试、限制和契约。(一九二零九年九月三十日).
合伙公司子公司的某些可赎回的非控制权权益在合并资产负债表上被反映为夹层股权。可赎回的不可控制的利益2019年9月30日包括(1)$477百万与美援委优先单位有关，下文和(Ii)$22百万与ETO的一家合并子公司的非控股股东有关，后者有权将其权益出售给ETO。
美国空军优先部队
2018年，USAC发布了500,000USAC优先在私人配售单位的价格为$1,000按USAC优选单位计算的总收益总额$500百万.
美国空军优先单位有权获得相当于$24.375美援会首选单位，但在某些有限的情况下可增加。美国空军首选单位将有一个永久的期限，除非转换或赎回。
事件期间ET公共单位的变化。九个月结束 2019年9月30日情况如下：
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| 截至2019年9月30日止的9个月 |
共同单位数，期初 | 2,619.4 |
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与分配再投资计划有关的共同单位 | 7.1 |
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根据股权激励计划和其他方式发放的普通股 | 0.5 |
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共同单位数，期末 | 2,627.0 |
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公平分配计划
2017年3月，该合伙公司就其普通股在市场上的发行达成了一项股权分配协议，其总发行价可达$1十亿。截至2019年9月30日，已经有了不根据股权分配协议出售普通股。
ET回购计划
在九个月结束 2019年9月30日，ET没有在其目前的回购计划下回购任何ET公共单位。截至2019年9月30日, $936百万仍可根据目前的计划进行回购。
ET再投资计划
在九个月结束 2019年9月30日、分布$100百万在分销再投资计划下进行再投资。截至2019年9月30日，总共33百万根据现有的再投资计划，公共单位仍可根据现有的登记说明发放。
附属股权交易
ETO优选单元
截至2019年9月30日和2018年12月31日，Eto的优秀首选单位包括950,000ETO系列A优选单元，550,000 伊藤 B系列优先单元，18,000,000ETO系列C优选机组和17,800,000ETO系列D优先单元。截至2019年9月30日，Eto的优秀首选单位还包括32,000,000ETO系列E优选单元。
ETO系列E级优先股发行
2019年4月，ETO发布 32百万 其 7.600%ETO系列E优选单元，价格为$25 每单位，包括 4百万美元根据承销商选择购买更多的首选单位，ETO系列E优选单元。ETO系列E优先股发行的总收入总额为$800百万, 包括 $100百万美元承销商行使他们的选择权。净收益用于偿还ETO的5年期信贷机制下的未清款项，并用于一般合伙目的。
ETO系列E优选单元的分布将从原始发行日期累计到2024年5月15日(但不包括)，按以下费率计算7.600%每年声明的清算优先权$25。2024年5月15日及以后，ETO系列E优选单元上的分布将占总分配数的一定百分比$25变现优惠，相当于三个月期libor的年浮动利率，按季计算，另加5.161%每年。ETO系列E优先单元可在2024年5月15日或之后按Eto的选择赎回，赎回价格为$25每个ETO系列E优先单位加一个数额，等于所有累计和未付的分配给(但不包括)赎回日期。
Sunoco LP股权分配计划
为九个月结束 2019年9月30日，Sunoco LP发行不在其市场股票分配计划下的额外单位。截至2019年9月30日, $295百万美元根据目前有效的股权分配协议，仍可使用Sunoco有限公司的共同单位。
USAC B级转换
2019年7月30日，6,397,965 USAC B级单位由伙伴关系转换成 6,397,965 在USAC中代表有限合伙人利益的共同单位。这些共同单位将参加美援委今后宣布的任何分发。
USAC分销再投资计划
在九个月结束 2019年9月30日、分布$0.7百万在USAC再投资计划下进行再投资，导致发行了大约44,605美国空军公共部队。
母公司现金分配
之后宣布和/或支付的分发 2018年12月31日 情况如下：
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季度结束 | | 记录日期 | | 付款日期 | | 率 |
(2018年12月31日) | | (一九二九年二月八日) | | (一九二九年二月十九日) | | $ | 0.3050 |
|
(一九二零九年三月三十一日) | | 2019年5月7日 | | 2019年5月20日 | | 0.3050 |
|
2019年6月30日 | | (2019年8月6日) | | (2019年8月19日) | | 0.3050 |
|
2019年9月30日 | | (2019年11月5日) | | (2019年11月19日) | | 0.3050 |
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ETO现金分配
之后由ETO声明和/或支付的分发2018年12月31日情况如下：
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
结束期 | | 记录日期 | | 付款日期 | | 系列A (1) | | 系列B (1) | | 系列C | | 系列D | | 系列E(2) |
2018年12月31日 | | 2019年2月1日 | | 2019年2月15日 | | $ | 31.25 |
| | $ | 33.125 |
| | $ | 0.4609 |
| | $ | 0.4766 |
| | $ | — |
|
2019年3月31日 | | 2019年5月1日 | | 2019年5月15日 | | — |
| | — |
| | 0.4609 |
| | 0.4766 |
| | — |
|
2019年6月30日 | | 2019年8月1日 | | 2019年8月15日 | | 31.25 |
| | 33.125 |
| | 0.4609 |
| | 0.4766 |
| | 0.5806 |
|
2019年9月30日 | | 2019年11月1日 | | 2019年11月15日 | | — |
| | — |
| | 0.4609 |
| | 0.4766 |
| | 0.4750 |
|
(1)
(2)
Sunoco LP现金分布
之后Sunoco LP声明和/或支付的分发 2018年12月31日 情况如下：
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| | | | | | | | |
季度结束 | | 记录日期 | | 付款日期 | | 率 |
2018年12月31日 | | 2019年2月6日 | | 2019年2月14日 | | $ | 0.8255 |
|
2019年3月31日 | | 2019年5月7日 | | 2019年5月15日 | | 0.8255 |
|
2019年6月30日 | | 2019年8月6日 | | 2019年8月14日 | | 0.8255 |
|
2019年9月30日 | | 2019年11月5日 | | 2019年11月19日 | | 0.8255 |
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USAC现金分配
之后由USAC宣布和/或支付的分发 2018年12月31日 情况如下：
|
| | | | | | | | |
季度结束 | | 记录日期 | | 付款日期 | | 率 |
2018年12月31日 | | 2019年1月28日 | | 2019年2月8日 | | $ | 0.5250 |
|
2019年3月31日 | | 2019年4月29日 | | 2019年5月10日 | | 0.5250 |
|
2019年6月30日 | | 2019年7月29日 | | 2019年8月9日 | | 0.5250 |
|
2019年9月30日 | | 2019年10月28日 | | 2019年11月8日 | | 0.5250 |
|
累计其他综合收入(损失)
下表列出了AOCI的组成部分，除税收外：
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| | | | | | | |
| 2019年9月30日 | | 2018年12月31日 |
可供出售的证券 | $ | 10 |
| | $ | 2 |
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外币换算调整 | (5 | ) | | (5 | ) |
与养恤金和其他退休后福利有关的精算损失 | (41 | ) | | (48 | ) |
对未合并附属公司的投资，净额 | (4 | ) | | 9 |
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AOCI总额，税后净额 | $ | (40 | ) | | $ | (42 | ) |
合伙企业的实际税率与法定税率不同，主要是因为合伙企业的收入在合伙企业一级不受美国联邦和大多数州所得税的约束。
等等，Sunoco历来在其联邦和州所得税申报表中将某些政府奖励款项列为应纳税收入。关于ETC Sunoco 2004年至2011年等情况，Sunoco向国内税务局提交了修订后的报表(“国税局”)，将这些政府奖励款项排除在联邦应税收入之外。国税局驳回了修订后的申报表等，Sunoco就这一问题向联邦索赔法院(“CFC”)提出了申诉。2016年11月，CFC
判决反对ETC Sunoco，联邦巡回法院于2018年11月1日确认了CFC的裁决。苏诺科于2018年12月17日向联邦巡回法院提交了一份请求重审的请愿书，但于2019年1月24日被驳回。苏诺科于2019年5月24日向美国最高法院提交了一份诉状，要求调遣令，以审查联邦巡回法院对CFC裁决的确认。政府于2019年7月24日提交了对ETC Sunoco请愿书的答复。2019年10月，最高法院驳回了与2004年至2009年有关的申诉。从2010年到2011年，国税局正在延期。由于诉讼的不确定性，备用协议 $530百万 以前为待决的退款要求全额设立，这一问题的应收款项和准备金已记入资产负债表。在最高法院于2019年10月驳回请愿后，应收账款和准备金被撤销，对伙伴关系的财务状况或业务结果没有任何影响。
FERC程序
在2019年1月16日发布的命令中，FERC根据“天然气法”第5条启动了对Panhandle现行费率的审查，以确定Panhandle目前收取的费率是否公正和合理，并将此事提交听证会。2019年8月30日，潘汉德根据“天然气法”第4条提出了一般费率诉讼。2019年10月1日的命令合并了“天然气法”第5节和第4节的程序。合并诉讼的听证会定于2020年8月举行，初步裁决预计在2021年年初作出。
根据“天然气法”第5条，联邦燃气管理委员会于2019年2月19日发布命令，启动了对西南天然气现有费率的审查，以确定西南天然气目前的收费标准是否公正合理，并将此事提交听证会。西南天然气公司于2019年5月6日提交了一份成本和收入研究报告。2019年7月10日，西南天然气公司在第5款的诉讼中提出了解决方案，和解方案得到了委员会审判人员和所有活跃方的支持或不反对。在日期为2019年10月29日的命令中，FERC批准了已提交的和解协议，对收入没有实质性影响。
此外，2018年11月30日，海洋罗宾根据“天然气法”第4条提出了一项费率诉讼。2019年7月22日，海洋罗宾在第4节程序中提出了解决方案，该解决方案得到了委员会审判工作人员和所有积极当事方的支持或不反对。在2019年10月17日的命令中，FERC批准了和解文件，对收入没有实质性影响。
承诺
在正常的业务过程中，ETO根据长期合同购买、加工和销售天然气，并签订长期运输和储存协议。这类合同包含行业中惯用的条款。ETO认为，这些协议的条款在商业上是合理的，不会对其财务状况或经营结果产生重大不利影响。
ETO的合资协议要求它们按比例向其未合并的附属公司提供资金。这些捐款将取决于其未合并的附属公司的资本要求，例如为资本项目提供资金或偿还长期债务。
我们有某些不可取消的权利(行)承诺，这需要固定的付款，或者在我们选择的放弃或在未来的不同日期到期。下表为所附业务报表所列业务费用中的行费用：
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| | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | 九个月结束
九月三十日 |
| 2019 | | 2018 | | 2019 | | 2018 |
行费用 | $ | 5 |
| | $ | 5 |
| | $ | 17 |
| | $ | 18 |
|
PES炼油厂火灾与破产
我们大约拥有一个7.4%在费城拥有一家炼油厂的PES公司的非经营性权益。此外，该伙伴关系根据商业合同向PES提供物流服务，Sunoco LP历史上一直从PES购买精制产品。2019年6月，炼油厂发生爆炸和火灾。
2019年7月21日(“请愿日期”)，PES控股有限责任公司及其七家子公司(统称为“债务人”)向美国特拉华州破产法院提出自愿请求，要求根据以下规定寻求救济：
美国破产法第11章，由于费城炼油厂发生爆炸和火灾。Debtors宣布打算暂时停止炼油厂的运作，Debtors们也拖欠了$75百万应付合伙的附属公司的票据。截至2019年9月30日，合伙公司尚未记录与应收票据有关的估值津贴，因为管理层尚无法确定破产情况下票据的可收性。
此外，伙伴关系的子公司在炼油厂出售给PES时保留了某些环境补救责任。截至2019年9月30日，该伙伴关系已通过其全资拥有的自保保险公司为这些环境补救责任提供资金，该公司根据精算确定的此类索赔的估计，将这些负债列入下文“环境补救”项下讨论的环境负债总额中。伙伴关系今后可能有必要记录更多的环境补救负债；然而，管理层目前无法估计这类额外负债。
PES根据“破产法”第365节拒绝了合伙公司的某些商业合同；然而，破产对合伙企业的商业合同和相关收入损失(临时或永久性)的影响目前尚不清楚，因为债务人表示打算用保险索赔所得重建炼油厂，同时对其资产和业务进行出售程序。此外，Sunoco有限公司已经成功地获得替代供应品，以取代PES损失的燃料量，而且预计不会对其未来的业务产生任何实质性影响。
诉讼和意外开支
我们可不时参与在正常经营过程中因业务运作而引起的诉讼及申索。天然气和原油是易燃易燃的。在运输、储存或使用这些物品时，可能会造成严重的人身伤害和重大财产损失。在正常的经营过程中，我们有时会因产品责任、人身伤害和财产损害的实际和惩罚性赔偿而受到威胁或被指定为被告。我们维持责任保险与保险公司的金额和保险范围和免赔额管理认为是合理和谨慎的，这是业界普遍接受的。然而，不能保证现行的保险保护水平将继续以合理的价格提供，或保证这些水平将仍然足以保护我们不受与产品责任、人身伤害或财产损害有关的物质开支的影响。
达科塔通道
2016年7月25日，美国陆军工兵部队(“USACE”)向达科他州通道，LLC(“达科塔通道”)颁发许可证，两次穿越北达科他州密苏里河。美国国际开发署还发放地役权，允许管道穿越靠近密苏里河的美国国际开发署拥有的土地。2016年7月27日，常设岩苏部落(“SRST”)向美国哥伦比亚特区地区法院(“法院”)提起诉讼，对USACE提出质疑，并对这些许可的合法性提出质疑，并声称违反了“国家历史保护法”(“NHPA”)。SRST还寻求一项初步的强制令，在案件未决期间撤销USACE的许可，法院于2016年9月9日驳回了这一禁令。达科塔通道介入了此案。夏延河苏部落(“CRST”)也进行了干预。SRST根据SRST和CRST与美国之间的条约以及关于使用政府财产的法规提交了一份经修正的申诉，并增加了索赔。
2017年2月，作为对总统备忘录的回应，陆军部向达科他州提供了一项地役权，允许输油管道穿越奥赫湖。CRST提出了一项初步禁令和临时限制令(“TRO”)，以阻止管道的运行，但该动议被驳回，并根据CRST的宗教权利提出索赔。
2017年6月，SRST和CRST修订了其申诉，纳入了宗教自由和其他诉求。此外，Oglala Sioux和Yankton Sioux部落(统称为“部落”)已提出相关诉讼，以阻止建造达科他州接入管道项目。这些诉讼已合并到SRST发起的诉讼中。部落的几个成员也介入诉讼，声称与四个部落提出的主张重叠。
2017年6月14日，法院就SRST和CRST关于部分即决判决的动议和USACE关于部分即决判决的交叉动议作出裁决。法院的结论是，美援署没有违反对部落的信托义务，并普遍遵守了“清洁水法”、“河流和港口法”、“矿物租赁法”、“国家环境政策法”(“国家环境政策法”)和其他相关法规规定的义务；然而，法院将三个离散问题发回美国环境行政法院，以进一步分析和解释根据其中某些法规作出的先前裁定。
2017年11月，Yankton Sioux Tribe(“YST”)提出部分即决判决，主张与法院在2017年6月14日关于CRST和SRST类似动议的裁决中已经提起诉讼并作出裁决的主张类似。耶斯特争论
美援署、鱼类和野生动物管理局违反了“国家环境政策法”、“矿产租赁法”、“河流和港口法”以及YST的条约和信托权，当时政府授予了管道所需的许可证和地役权。
2017年12月4日，法院对还押期间管道的继续运作规定了三个条件。首先，达科他州必须保留一个独立的第三方，以审查其遵守关于其地役权的条件和条例的情况，并评估管道的完整性威胁。评估报告已提交法院。第二，法院指示达科他州继续与部落和美援署合作，修订和最后确定穿越奥赫湖的管道部分的紧急溢油应对规划。达科他州人事部向法院提交了修订后的计划。第三，法院指示达科他州在还押期间提交双月一次的报告，披露与Oahe湖交叉口两侧阀门之间的管道段有关的某些检查和维护信息。第一次和第二次报告分别于2017年12月29日和2018年2月28日提交法院。
2018年2月8日，法院向CRST提交了一份议案，要求“强制进行有意义的还押磋商”。SRST随后就“澄清还押程序和还押条件”提出了类似动议。这些动议要求法院下达命令，指示美援署如何进行还押候审的额外审查。达科他州通道和美援署都反对这两项动议。2018年4月16日，法院驳回了这两项动议。
2018年3月19日，法院驳回了YST关于部分即决判决的动议，转而对YST的动议中提出的主张给予了有利于达科他州通道和USACE的判决。法院的结论是，YST公司的NHPA索赔没有意义，因为管道的建设已经完成，政府的审查过程没有违反“国家环境法”或YST援引的各项条约。
2018年5月3日，最高法院命令美国国际开发署在2018年6月8日前提交一份状况报告，通知国际刑事法院何时将完成还押程序。2018年6月8日，美国国际开发署提交了一份状况报告，声明他们将在2018年8月10日前完成还押程序。2018年8月7日，美国国际开发署通知法院，他们需要在2018年8月31日之前完成还押程序。2018年8月31日，美援署通知法院说，它已完成还押程序，并确定法院发回的三个问题已得到正确裁决。2018年10月1日，美国国际开发署(USACE)编制了一份详细的还押分析文件，支持这一决定。部落和某些个人请求法院准许他们修改申诉，对还押程序和美援署关于还押的决定提出质疑。
2019年1月3日，法院批准了部落提出的补充其对还押程序提出的申诉的请求，但被告后来有权辩称，这种补充可能过于宽泛，法律不允许。2019年1月10日，法院驳回了Oglala Sioux部落关于修改其申诉以扩大其还押前主张之一的动议。
2019年1月17日，司法部代表美国国际开发署(USACE)采取行动，鉴于司法部拨款不足，决定中止诉讼。部落和个人原告反对这一要求。2019年1月28日，美国国际开发署(USACE)撤销了这项动议，因为司法部的拨款已经恢复。法院第二天批准了这项动议。
2019年1月31日，美援署通知法院，它向所有各方提供了还押的行政记录。2019年2月27日，四个部落提交了一份联合动议，对记录的完整性提出质疑。USACE部分地反对这项动议，而达科他州的Access则完全反对。
2019年5月8日，法院就原告提出的完成行政记录的动议发布了一项命令，要求各方提交补充资料，以便法院能够确定哪些文件(如果有的话)应该添加到记录中。在当事方提交补充资料后，法院于2019年6月11日发布命令，决定将哪些文件添加到记录中。原告于2019年8月16日提出即决判决动议，被告于2019年10月9日提出反对和交叉动议。简报会定于2019年11月20日结束。
虽然我们认为待决的诉讼不太可能停止或暂停输油管的运作，但我们不能保证这一结果。能源转移无法决定何时或如何解决这些诉讼，也无法确定它们对达科他州接入项目可能产生的影响。
贝尔韦山事件
2016年6月26日，位于得克萨斯州贝尔韦山孤星NGL有限责任公司(Lone Star NGL LLC)附近的另一家运营商设施上的油气储存井经历了过度加压，导致地下释放。地下释放导致孤星南航站楼起火，并损坏了孤星南站和北站的储存井。这些设施已恢复正常运作，但孤星的一口储存井除外。孤星
目前仍在量化其所受损失和持续损害的程度，并已经并将继续要求赔偿这些损失。
MTBE诉讼
ETC Sunoco和Sunoco(R&M)(统称“Sunoco”)是指控MTBE污染地下水的诉讼中的被告。原告，国家一级的政府实体，主张产品责任，滋扰，侵入，疏忽，违反环境法，和/或欺骗性商业实践索赔。原告寻求赔偿损害赔偿，在某些情况下还要求自然资源损害、禁令救济、惩罚性赔偿和律师费。
截至 2019年9月30日，Sunoco是 五 案件，包括马里兰州和罗德岛州各提出的一宗案件、宾夕法尼亚州的一宗和波多黎各联邦的两宗。最近的波多黎各行动是一个附带案件，声称在最初的波多黎各行动中，有更多的网站受到损害。马里兰州和宾夕法尼亚州联邦提起的诉讼也将Eto、ETP Holdco公司和Sunoco Partners营销与终端公司L.P.列为被告。(“SPMT”)。
在其他情况下，可以合理地实现损失；但是，我们无法估计可能的损失或超过应计数额的损失范围。对一个或多个MTBE案例的不利决定可能对发生任何此类不利决定的时期内的业务结果产生重大影响，但这种不利的决定很可能不会对伙伴关系的综合财务状况产生重大的不利影响。
摄政合并诉讼
据称，摄政联盟者在达拉斯和特拉华州的州和联邦法院提起诉讼，声称与摄政-Eto合并(“摄政合并”)有关。除一宗摄政合并相关的诉讼外，其他所有诉讼都已被驳回。2015年6月10日，据称是摄政联盟的Adrian Dieckman(“Dieckman”)代表摄政集团有限公司、摄政GP LLC、ET、ETO、ETP GP和摄政董事会成员向特拉华州法院提起集体诉讼(“摄政合并诉讼”)。
“摄政合并诉讼”指称，摄政合并违反了摄政合伙协议，因为摄政冲突委员会的组成不适当，摄政合并没有得到善意或公正的批准。2016年3月29日，特拉华州法院批准了被告驳回全部诉讼的动议。迪克曼上诉了。2017年1月20日，特拉华州最高法院推翻了法院的判决。2017年5月5日，原告提交了一份经修正的经核实的集体诉讼申诉。被告随后于2017年5月19日提出动议，要求驳回经修正的申诉，并提出暂缓发现号的动议。2018年2月20日，法院发布命令，部分批准和部分驳回驳回请求的动议，驳回对除“摄政案”和“摄政案被告”(“摄政被告”)以外的所有被告的申诉。2018年3月6日，摄政时期的被告提交了他们对原告经修正的集体诉讼申诉的答复。2019年4月26日，法院批准了Dieckman关于阶级认证的动议。2019年5月14日，“摄政”案的被告提出了一项动议，要求即决判决，理由是Dieckman的指控失败，因为摄政被告在批准摄政合并时依据了他们的财务顾问的建议。同样在2019年5月14日，Dieckman提出了一项部分即决判决的动议，除其他外，争辩说摄政的冲突委员会没有适当的组成。2019年10月29日，法院批准原告的即决判决动议，认为摄政没有成立一个有效的冲突委员会，以致摄政未能满足与合并有关的特别批准安全港, (2)发出一份委托书，该委托书不具有重大误导性，以致摄政公司未能满足统一银行批准与合并有关的安全港。法院驳回了被告的即决判决动议，该动议认为被告出于诚意批准了合并，因为他们依赖一家投资银行的公平意见。法院认为，被告在投票赞成合并时是否确实依赖摩根大通的公平意见，存在着这一事实问题。目前审判定于2019年12月10日至16日进行。
摄政被告不能预测合并诉讼的结果，也不能预测在本申请之日以后可能提起的诉讼；也不能预测解决合并诉讼所需的时间和费用。摄政被告认为，摄政合并诉讼没有法律依据，并打算对此和其他可能与摄政合并有关的案件进行有力的辩护。
企业产品合作伙伴、有限责任公司和企业产品经营有限责任公司诉讼
2014年1月27日，ETO开始对企业产品合作伙伴、L.P.和企业产品运营有限责任公司(总称“Enterprise”)和Enbridge(美国)公司进行审判，结果对ETO作出了有利于ETO的判决，该判决包括以下内容： $319百万美元 补偿性损害赔偿和 $595百万美元 陪审团还认为
ETO欠企业 $1百万美元 根据偿还协议。2014年7月29日，初审法院作出了有利于ETO的最终判决，并判给ETO。 $536百万美元, 由补偿性损害赔偿、财产分配和判决前利息构成的。初审法院还命令ETO有权收回判决后的利息和法院的费用，企业无权在其反诉中获得任何净赔偿。企业向上诉法院提交了上诉通知。2017年7月18日，上诉法院发布了意见，推翻了初审法院的判决。Eto要求向上诉法院重审的动议被驳回。2017年11月27日，Eto向德克萨斯州最高法院提交了一份请求复审的请愿书。2018年6月8日，德克萨斯州最高法院下令对案情进行简报。2019年6月28日，德克萨斯州最高法院批准了Eto的复审请求，并于2019年10月8日听取了口头辩论。各方现在正在等待一项决定。
威廉斯提起的诉讼或针对他提起的诉讼
2016年4月6日，威廉姆斯公司。(“Williams”)向特拉华州地方法院(“第一次特拉华州威廉斯诉讼”)提出对ET和LE GP的申诉。除其他外，Williams要求：(A)撤销伙伴关系A系列可转换优先股(“发行”)的发行；(B)撤销作为发行的一部分于2016年3月8日通过的对ET伙伴关系协议的修正案。
2016年5月3日，ET和LE GP在第一次特拉华威廉姆斯诉讼中提出了答复和反诉。反诉一般认为，威廉姆斯重大违反了ET-Williams合并协议(“合并协议”)规定的义务，(A)阻止ET完成A系列可转换优先股的公开发行，除其他外，包括拒绝允许Williams的独立注册公共会计师事务所提供必要的审计师同意，以便列入公开发行登记声明；(B)在德克萨斯州达拉斯县地区法院就沃伦先生的发行问题提起诉讼，德克萨斯州法院后来根据合并协议的论坛-选择条款驳回了这一诉讼。
2016年5月13日，威廉姆斯向特拉华州高等法院(“法院”)提起第二次诉讼，起诉ET和LGP，并增加了能源转让公司LP、ETE GP公司、LLC和能源转让权益GP有限责任公司(统称为“被告”)(“第二次特拉华威廉斯诉讼”)。一般而言，Williams指称被告违反了合并协议，原因是：(A)没有利用商业上合理的努力从Latham&Watkins LLP(“Latham”)获得关于“国内收入法”第721条的税务意见(“721意见”)；(B)违反“国内收入法”第721条的合并协议中的陈述和保证；(C)采取行动，据称拖延了SEC宣布就合并提交的表格S-4(“表格S-4”)生效。一般来说，Williams要求法院：(A)发布一项关于ET违反合并协议的宣告性判决；(B)禁止ET终止合并协议，理由是它未能获得721项意见；(C)禁止ET终止合并协议，理由是交易未在截止日期之前完成；(D)迫使ET终止合并或采取各种其他平权行动。
ET在第二次特拉华威廉斯诉讼中提出了答复和反诉。除先前提出的反诉外，et称Williams重大违反了合并协议，除其他外，包括：(A)修改或限定了Williams董事会就合并向其股东提出的建议；(B)未能向ET提供实质性信息，以便列入与合并有关的表格S-4；(C)未能为合并融资提供便利；(D)未尽其合理的最大努力来完成合并；(E)违反了“合并协议”的论坛选择条款。除其他事项外，ET要求在2016年6月28日之后，如果莱瑟姆无法在2016年6月28日或之前发表721份意见书，它可以有效终止合并协议。
经过2016年6月20日和21日为期两天的审判，法院在第二次特拉华州威廉斯诉讼案中对威廉姆斯的指控做出了胜诉，并发布了一项声明性判决，认为由于莱瑟姆无法提供所需的721意见，ET可能在2016年6月28日之后终止合并。法院还驳回了Williams提出的禁令救济请求。法院没有就Williams提出的与签发书或ET的反诉有关的申诉作出裁决。威廉姆斯于2016年6月27日向特拉华州最高法院提交了上诉通知。威廉姆斯于2016年9月16日提交了一份修改后的申诉，并要求$410百万终止费，被告提出修改后的反诉和肯定抗辩。作为回应，威廉姆斯提出了一项动议，要求驳回被告经修正的反诉，并打击被告的某些肯定抗辩。
2017年3月23日，特拉华州最高法院确认了最高法院对2016年6月审判的裁决，因此，威廉姆斯承认$10十亿损害赔偿要求被取消抵押品赎回权，尽管$410百万终止费用索赔仍待处理。
2017年12月1日，法院发布了一份备忘录意见，批准威廉姆斯提出的部分驳回和部分驳回威廉姆斯的动议。2018年4月16日，法院驳回了ET的动议，即法院决定部分驳回威廉斯的动议。目前正在进行发现，目前将于2020年6月进行一次试验。
被告不能预测第一次特拉华州威廉斯诉讼、第二次特拉华州威廉姆斯诉讼的结果，也不能预测在本文件提交之日之后可能提出的任何诉讼；被告也不能预测解决这些诉讼所需的时间和费用。被告认为威廉姆斯的主张毫无根据，并打算对他们进行有力的辩护。
与发行有关的统一诉讼
2016年4月12日，两名据称的工会成员(连同原告切斯特县雇员退休基金(“原告”))在特拉华州Chester县雇员退休基金(“原告”)向特拉华州Chancery法院提起集体诉讼，包括ET、le GP、Kelcy Warren、John McReynolds、Marshall McCrea、Matthew Ramsey、Ted Collins、K.Rick Turner、William Williams、Ray Davis和Richard Brannon(统称为“被告”)。另一个所谓的EU公司，切斯特县雇员退休基金，后来加入了发行诉讼。
原告声称此次发行违反了ET合伙协议的多项条款。原告除其他外，寻求初步和永久的禁令救济，即：(A)阻止ET向A系列可转换优先股的持有者发放股票；(B)使ET于2016年3月8日通过的合伙协议修正案无效，该修正案是发行A系列可转换优先股(“发行”)的一部分。
2016年8月29日，原告提交了一份经修订的综合申诉，除上述禁令救济外，还要求全班范围内据称因发放而造成的损害赔偿。
这件事于2018年2月19日至21日在格拉斯科克副总理面前进行了审判。庭审后的争论于2018年4月16日举行。在2018年5月17日的一份审后意见中，最高法院裁定，其中一项规定违反了ET的合伙协议，但没有造成任何损害。法院驳回了原告提出的禁令救济请求，并拒绝判给损害赔偿或任何其他形式的救济。原告随后提出了一项请求$8.5百万在被告的律师费和费用中，被告反对。2019年5月6日，法院作出了与2018年5月审判后意见一致的命令和最终判决。$4.5百万在律师费和费用方面，还批准了原告的阶级认证申请。
2019年6月5日，原告向特拉华州最高法院提交了上诉通知，其中包括2018年5月17日的备忘录意见和2019年5月6日的命令和最终判决。原告于2019年7月22日提交开审状，被告于2019年8月21日提交答辩状，原告于2019年9月5日提交答辩状。该案将于2019年11月13日在特拉华州最高法院进行口头辩论。
被告不能预测这一上诉的结果或在本申请日期之后可能提起的任何诉讼；被告也不能预测解决这一诉讼所需的时间和费用。被告认为原告的主张是没有根据的，并打算对他们进行有力的辩护。
罗孚
2017年11月3日，俄亥俄州和俄亥俄州环境保护局(“俄亥俄环境保护局”)对路虎和Pretec定向钻探公司(“Pretec”公司)提起诉讼，要求大约恢复原状。 $2.6百万 在民事处罚中，据称所欠和某些禁令救济与许可的遵守有关。拉尼定向钻探公司，Atlas Trenchless，LLC，Mears集团公司，D&G定向钻井公司。D/B/a D&G定向钻井有限责任公司和B&T定向钻探公司。(与罗孚和Pretec合称的“被告”)分别于2018年4月17日和2018年7月18日被列为被告。
俄亥俄州环保局称，被告向俄亥俄州水域非法排放了数百万加仑的钻井液，造成污染和水质恶化，被告还伤害了斯塔克县的原始湿地。俄亥俄环境保护局进一步指控，被告通过向俄亥俄州水域排放含有沉积物的暴雨水的形式造成了俄亥俄州水域的退化，罗孚违反了其静水许可证，因为排放的污染物含量超过了允许的水平，而且没有对污水进行适当的取样或监测，以获取所需的参数，或报告这些据称的违规行为。罗孚和其他被告提出了几项驳回申请，俄亥俄州环保局提出了反对动议。国家对这些动议的反对于2018年10月12日提出。罗孚和其他被告于2018年11月2日提交了答辩状。2019年3月13日，法院批准了罗孚和其他被告提出的驳回所有指控的动议。2019年4月10日，俄亥俄州环保局提交了一份上诉通知。俄亥俄州环保局的上诉目前正等待第五地区上诉法院审理。简报会于2019年8月结束，口头辩论定于2019年11月5日举行。
2018年1月，俄亥俄州环保局致函FERC，表达了对在水平定向钻井(HDD)作业中钻井液流失的担忧，这是罗孚管道建设的一部分。罗孚于2018年1月24日向联邦应急委员会(FERC)发出回应，并表示，除其他外，正如俄亥俄州环保局所承认的那样，罗孚正在按照规定的程序开展钻井作业，这些程序已得到联邦应急委员会的批准，并得到俄亥俄州环保局的审查。此外,
虽然人类发展和发展行动跨越的资源与2017年4月无意中释放钻井液的资源相同，但2018年的钻探自最初的穿越以来已重新设计。俄亥俄环保局担心钻井液会使湿地中的生物失去氧气。然而，罗孚现在已经对该网站进行了全面补救，俄亥俄州环保局同意这一事实。罗孚的建设现在已经完成，管道已经完全投入使用。
八佑桥
2018年1月11日，环保团体和一个行业协会在美国路易斯安那州中区法院对USACE提起诉讼。原告声称，USACE颁发许可证，授权通过Atchafaraya盆地(“盆地”)建造Bayou桥管道，违反了“国家环境政策法”、“清洁水法”和“河流和港口法”。他们要求地区法院撤销这些许可证，并要求在美国国际开发署(USACE)纠正其决策过程中的所谓缺陷之前，通过盆地建设该项目。ETO通过其子公司BayouBridge管道LLC(“BayouBridge”)于2018年1月26日进行了干预。2018年3月27日，BayouBridge提交了对申诉的答复。
2018年1月29日，原告提出了初步禁令的申请。美国地方法院法官谢利·迪克于2018年1月30日否认了该禁令，但随后于2018年2月23日批准了初步禁令。2018年2月26日，BayouBridge提交了上诉通知和暂缓执行2018年2月23日初步强制令的动议。2018年2月27日，迪克法官发表了一项意见，澄清了她2018年2月23日的初步禁制令，并拒绝了巴尤大桥2018年2月26日提出的关于继续维持原状的动议。2018年3月1日，巴尤大桥向地区法院提交了新的上诉通知和暂缓执行2018年2月27日初步强制令的动议。2018年3月5日，地区法院驳回了2018年3月1日关于维持2018年2月27日命令的动议。
2018年3月2日，BayouBridge提出了一项动议，要求在第五巡回法院暂缓执行初步禁令。2018年3月15日，第五巡回法院批准暂缓执行禁令，等待上诉，并认为Bayou Bridge“很可能因其声称地区法院滥用酌处权下达初步禁令而胜诉。”就上诉的是非曲直进行了口头辩论，即地区法院是否错误地于2018年4月30日在第五巡回法院下达初步禁令。地区法院暂缓审理案情，等待第五巡回法院作出裁决。2018年5月10日，地区法院暂停诉讼，等待第五巡回法院作出裁决。2018年7月6日，第五巡回法院撤销了初步禁令，并将案件发回地区法院。建筑工程正在进行中。
2018年8月14日，原告请求法庭许可修改他们的申诉，对美国国际开发署(USACE)将路易斯安那州快速评估方法应用于巴尤大桥许可证的申请提出“适用”质疑。2018年9月18日，被告提出反对动议。2018年9月18日，原告提出一项动议，要求对美国国际开发署(USACE)对输油管道一旦投入运行后的漏油风险进行分析的问题作出部分即决判决。2018年11月6日，法院认为原告的动议为时过早。
在2018年10月2日的日程安排会议上，USACE同意提交原告原始申诉的行政记录，它已经这样做了。对记录完整性的质疑已向法院作了简要介绍，目前正等待法院审理。在2018年10月18日的会议上，法院还安排了对原告原始申诉的即决判决简报，简报定于2019年年底结束。
2018年12月28日，迪克法官发布了一项关于路易斯安那州中部地区的一般命令，将美国作为当事方的所有民事事项暂时搁置。尽管颁布了一般性命令，但在2019年1月11日，原告过早地就其“国家环境政策法”和“清洁水域法”提出了一项要求即决判决的动议。
2019年1月23日，原告提出了第二项初步禁令申请，其依据是涉嫌违反许可证的行为，但法院后来予以否认。2019年2月11日，法院驳回了原告2018年8月14日提出的允许修改他们申诉的动议。
2019年2月14日，迪克法官下令暂停所有即决判决简报，直到法院对质疑行政记录完整性的动议作出裁决。迪克法官还命令，一旦对这些动议作出裁决，将允许当事各方在必要时更新其已提交的任何即决判决摘要，并要求法院设定新的简报截止日期。
2019年4月26日，原告提出一项动议，要求重新考虑迪克法官2019年2月14日发布的暂缓即决判决简报的命令。被告于2019年5月6日提出异议。
2019年5月14日，迪克法官发布命令，否认未决的记录动议和原告要求重新审议2019年2月14日命令的动议。
2019年5月22日，迪克法官在电话会议上确定了简易判决简报的时间表。原告于2019年7月8日提出要求即决判决的动议，被告于2019年8月9日提出反对和交叉动议。简报会现在结束，动议已提交法庭。
革命
2018年9月10日，在宾夕法尼亚州海狸县中心镇常春藤巷附近的天然气集输管道革命管道上发生了一次管道泄漏和火灾(“事故”)。没有人员受伤，但作为预防措施，当地居民被疏散。宾夕法尼亚州环境保护部(PADEP)和宾夕法尼亚公共事业委员会(PUC)正在调查这起事件。2018年10月29日，PADEP发布了一项合规令，要求我们的子公司ETC东北管道有限责任公司(“等东北”)停止现场的所有土壤扰动活动(除非有必要修理和维护现有的最佳管理做法(“BMPs”)并暂时稳定扰动地区)，在现场实施和(或)维持侵蚀和泥沙BMP，确定干扰的限制，查明和报告所有不符合规定的地区，并提交最新的侵蚀和泥沙控制计划、临时稳定计划和更新的建设后暴雨管理计划。“遵守令”的范围已经扩大，包括向国家环境保护局披露据称违反环境许可证的情况，这些活动涉及建筑和建筑后的各种活动，以及沿“公约”规定的恢复义务。 42-革命路线的一英里。美国东北航空公司向宾夕法尼亚州环境听证会委员会提出了对“合规令”的上诉。
在2019年2月8日，PADEP向宾夕法尼亚州联邦法院提交了一份执行合规令的请愿书。法院于2019年2月14日发布命令，要求在2019年3月12日或之前提交对请愿书的答复，并定于2019年3月26日开庭审理。在2019年3月12日，东北地区答复了请愿。东北地区和东北地区已就“遵守令”中提出的问题达成了一项规定的命令，排除了举行听证会的必要性。联邦法院于2019年3月26日批准了规定的命令。2019年2月8日，联邦环境保护署还对我们或我们的任何子公司根据州水法对宾夕法尼亚州的任何项目提出的任何批准/许可申请或许可证修改，签发了许可证。该伙伴关系于2019年3月11日向宾夕法尼亚州环境听证会委员会提出了对该许可证的上诉。2019年5月14日，PADEP发布了一项关于对河流和湿地的影响的合规令。该伙伴关系于2019年6月14日就“溪流和湿地合规令”提出上诉。2019年8月5日，东北和伙伴关系收到传票，要求提供与革命管道和事件有关的文件和信息。ETC东北和合伙公司于2019年9月4日对传票提出上诉。
伙伴关系在这些呼吁的待决期间继续与民主与发展伙伴合作解决这些问题。
宾夕法尼亚州总检察长办公室已开始对这一事件进行调查，美国宾夕法尼亚州西区检察官已发出联邦大陪审团传票，要求提供与这一事件有关的文件。目前尚不清楚这些调查的范围。
宾夕法尼亚切斯特县调查
2018年12月，切斯特县地区检察官致函该伙伴关系，称该伙伴关系和相关实体正在调查与水手东管道有关的“潜在犯罪”。
随后，此事被提交给宾夕法尼亚州切斯特县的一个调查大陪审团。作为大陪审团程序的一部分，自2019年4月和8月以来，该伙伴关系共收到了41份大陪审团传票，寻求切斯特州调查大陪审团所要求的各种文件和记录。2019年9月24日，切斯特县地方检察官向合伙公司发出意向通知，表示如果某些条件得不到补救，它打算采取减排行动。伙伴关系打算在禁止的期限内对意向通知作出反应。
宾夕法尼亚州特拉华县调查
2019年3月11日，特拉华州地方检察官办公室(“特拉华州D.A.”)他宣布，特拉华州检察官办公室和宾夕法尼亚州总检察长办公室应特拉华州检察官办公室的请求，正在对特拉华州Mariner East管道的建设和相关活动的刑事不当行为进行调查。该伙伴关系尚未对正在调查的具体行为进行评估。调查正在进行中。虽然该伙伴关系将与调查合作，但它打算针对这些指控大力为自己辩护。
其他诉讼及意外开支
我们或我们的子公司是业务附带的各种法律程序和/或监管程序的一方。对于每一件此类事项，我们评估案件的优点、我们对此事的风险敞口、可能的法律或结算策略、不利结果的可能性以及保险的可得性。如果我们确定某一特定事项的不利结果是可能发生并可以估计的，我们就应承担或有义务，以及与意外事故有关的任何预期的可收回保险金额。2019年9月30日和2018年12月31日，应计金额约为$61百万美元和$55百万与这些或有债务有关的综合资产负债表分别反映在我们的资产负债表上。随着获得新的信息，我们的估计可能会改变。这些变化的影响可能对我们在一段时间内的业务结果产生重大影响。
无法肯定地预测这些事项的结果，也无法保证某一事项的结果不会导致支付该事项未计的数额。此外，我们可以根据事实和情况的变化或预期结果的变化，在解决某一特定意外情况之前修订应计数额。目前，我们无法估计可能的损失或超过应计数额的一系列可能损失。
2018年4月25日，经2018年4月30日修正的州参议员安德鲁·迪尼曼(AndrewDiniman)向临市委正式提出了对苏人解的临时紧急救济(“申诉”)的申诉和请愿书。具体而言，申诉指称：(1)西怀特兰镇(“该镇”)的水手东管道(“ME1”、“ME2”或“ME2x”)提供的服务和设施不合理、不安全、不充分，除其他原因外，还不足以选择一条不适当和不安全的路线穿过市镇人口稠密的地区，其中包括住房、学校和基础设施，并在建设过程中因乡镇地质不稳定而造成不经意的返回和沉井；(2)苏人解没有警告公众管道的危险；(Iii)ME2和ME2x的建造增加了现有ME1管道损坏的风险；(Iv)ME1、ME2和ME2x不是公用设施。基于这些指控，迪尼曼参议员的申诉通过一项命令寻求紧急救济：(1)禁止在镇区建造ME2和ME2x；(2)禁止ME1的运作；(3)替代(1)和(2)禁止建造ME2和ME2x以及ME1的运作，直至苏人解充分评估这些管道及其所在的地质条件、充分性、效率、安全和合理性为止；(4)要求苏人解向公众公布对这些管道的完整管理计划和风险分析；和(V)发现这些管道不是公用事业设施。简言之，如果获得救济，将继续暂停ME1的运行，并暂停在该镇进一步建造ME2和ME2x。
继2018年5月7日和10日的听证会之后，行政法法官Elizabeth H.Barnes(“ALJ”)于2018年5月24日发布命令，批准迪尼曼参议员提出的临时紧急救济请求，并要求苏人解关闭ME1，停止在镇内建造ME2和ME2x，并要求苏丹人民解放军提供各种信息，并在镇内进行各种岩土和地球物理研究。ALJ的命令立即生效，苏人解遵守了命令，关闭了ME1的服务，停止了ME2和ME2x镇的所有建设。ALJ的命令自动被证明是对临市局的一个重大问题。临市委于2018年6月15日(继2018年6月14日的一次公开会议之后)发布了一份意见和命令，部分推翻了该命令，并部分确认了ALJ的命令。临时市政局的意见和命令使苏人解得以恢复在ME1上的服务，但在向临市局提交以下三种资料之前，继续关闭ME2和ME2X的建筑：(1)检查和测试规程；(2)全面应急计划；(3)雇员和承包商的安全培训课程。苏人解于2018年6月22日提交了所需资料。2018年7月2日，参议员迪尼曼和干预者对此做出了回应。苏人解还须提供一份宣誓书，说明民防部队已就在该镇建造ME2和ME2x发出适当的批准，然后重新在该镇内建造ME2和ME2x地点。苏人解提交了所有必要的宣誓书。2018年8月2日，临时市政局发布命令，取消了该镇内8个已颁发必要环境许可证的地区中的4个地区的ME2和ME2x的建设暂停。随后, 在临市局为余下的四个地盘中的两个发出修改许可证后，临市局亦取消了该两个地盘的建筑工程暂停期。也是在2018年8月2日，临市局批准了其先前的行动，即对提交宾夕法尼亚州联邦法院的中间上诉进行批示表决，这是参议员迪尼曼是否有资格追究这一问题的法律问题。苏人解提交了一份请愿书，要求准许就这一地位问题提出上诉。迪尼曼参议员和干预者反对这份请愿书。
英联邦法院的简报已经完成。2019年6月3日，联邦法院听取了关于迪尼曼参议员是否有地位的辩论。2019年9月9日，联邦法院发表了一项裁决，认为迪尼曼参议员既没有个人身份，也没有代表地位。联邦法院的命令将此案发回临市局，解除临时紧急禁令并驳回申诉。迪尼曼参议员尚未就这一裁决提出上诉。
此前，在2019年3月29日，苏人解按照既定程序向临时市政局提交了一份补充宣誓书，要求临时市政局取消对该镇剩余工作地点之一的ME2建造暂停。-绍恩路。同一天，参议员迪尼曼提交了一封反对苏人解请求的信，辩称联邦法院暂停所有诉讼程序的命令禁止临时市政局批准解除在Shoen路的ME2建设。鉴于联邦法院9月9日的意见，临市局于2019年9月19日解除了禁令，并开始在幕府道进行工作。
不金额已记录在我们的2019年9月30日或2018年12月31日意外开支和当期诉讼合并资产负债表，但此处披露的金额除外。
环境事项
我们的业务受到广泛的联邦、部落、州和地方环境和安全法律和条例的制约，这些法律和条例要求支出，以确保在运营设施中遵守，包括与空气排放和废水排放有关的规定，并在目前和以前的设施以及废物处置场址进行补救。从历史上看，我们的环境合规成本对我们的运营结果没有重大的不利影响，但不能保证这些费用今后不会是实质性的，也无法保证今后遵守现有、修订或新的法律规定不会对我们的业务和经营结果产生重大不利影响。规划、设计、建造和运营管道、工厂和其他设施的费用必须包括遵守环境法律和条例及安全标准。不遵守这些法律和条例，可能导致对行政、民事和刑事处罚的评估，实施调查、补救和纠正行动的义务、自然资源损害、在受影响地区发布禁令和提出联邦授权的公民诉讼。与所有重大已知环境事项有关的或有损失已经累积和(或)单独披露。然而，我们可以根据事实和情况的变化或预期结果的变化，在解决某一特定意外情况之前修订应计数额。
环境风险和责任难以评估和估计，原因是可能污染的严重程度、补救的时间和程度、确定我们与其他缔约方成比例的赔偿责任、清洁技术的改进以及今后环境法律和法规可能发生的变化程度等未知因素。虽然环境成本可能会对任何一个时期的运作结果产生重大影响，但我们相信，这些成本不会对我们的财政状况造成重大的不利影响。
根据目前掌握的资料和为确定潜在接触情况而进行的审查，我们认为，为环境事项预留的数额足以支付清理费用的潜在接触。
2017年2月，我们收到司法部代表环保局和路易斯安那州环境质量部(“LDEQ”)发出的信函，通知苏人解和中谷管道公司(“中谷”)，正在对三种不同的原油排放采取执法行动：(A)据称发生在德克萨斯州泰勒县(“Colmesneil”)的Colmesneil至Chester管道(“Colmesneil”)释放的约550桶原油；(B)据称发生在2014年10月的Longview至-Mayersville管道(a/k/Milepost 51.5)；和(C)估计40桶从俄克拉荷马州瓦基塔4英寸的收集线释放，据称发生在2015年1月。2019年1月，向路易斯安那州西部地区美国地区法院提交了一项各方批准的同意令以及附带的申诉，征求公众意见和法院最后批准，以便与司法部和地方司法和地方司法调查解决这三项释放的所有处罚问题。随后，法院批准了“同意令”，并批准了对$5.4百万 很满意。同意令要求某些禁令救济必须在三年内在朗维尤至梅耶斯维尔管道上完成，但禁令救济预计不会对运营产生任何实质性影响。除了解决民事处罚和禁令救济，我们继续讨论自然资源损害与路易斯安那州的受托人。
2018年1月3日，人民解放军向苏人解发布了一项行政命令，指示停止关于水手东2和2X管道的工作。该行政命令详细说明了2017年2月在该项目建设期间违反PADEP颁发的许可证的指控。在发布行政命令后，苏人解立即开始与PADEP代表合作，以解决合规问题。这些合规问题无法在上诉行政命令的最后期限前完全解决，因此，苏人解党于2018年2月2日向宾夕法尼亚州环境听证会委员会提出了行政命令的上诉。苏人解与人民解放军签订了一项同意令和协议，(1)撤销了行政命令；(2)确定今后遵守许可证的要求；(3)解决行政命令中所称的不遵守情况；(4)根据苏人解的一项协议重新开始工作，支付 $12.6百万 对宾夕法尼亚州联邦的民事处罚。在同意令和协议中，苏人解承认事实指控，但不承认人民解放军作出的法律结论。人民解放军在“同意令”和“协议”中还发现，苏人解充分解决了行政命令和协定中提出的问题。
显示出遵守许可证的能力。苏人解同时向宾夕法尼亚州环境听证会委员会提出请求，要求停止对行政命令的上诉，该请求于2018年2月8日获得批准。
2018年10月，管道危险材料安全管理局(“PHMSA”)向ETO全资子公司SPMT发出了拟议安全令(“通知”)的通知。该通知称，在德克萨斯州Nederland的SPMT拥有和运营的某些管道设施上存在条件，对公共安全、财产或环境构成管道完整性风险。通知还对事实作了初步调查，并提出了纠正措施。SPMT于2018年11月2日及时提交书面答复，参加了2019年1月30日举行的非正式磋商，并与PHMSA达成了同意协议，解决了截至2019年3月的通知中的问题。SPMT目前正在等待菲律宾海洋监测局就所提交的补救工作计划的批准状况作出答复。
2019年6月4日，俄克拉荷马州公司委员会(“OCC”)运输司对苏人解提出申诉，要求处以最高可达$1百万与俄克拉荷马州爱德蒙附近2018年5月的一次破裂有关。破裂发生在诺布尔至道格拉斯8“管道上的一个外部腐蚀区域，造成大约15桶原油的释放。苏人解立即对释放作出回应，并与OCC合作对周围环境和管道进行了补救，OCC提出申诉称，苏人解未能为造成事故的管道提供充分的阴极保护，苏人解正与OCC谈判达成一项和解协议，惩罚较轻。
环境修复
我们的子公司负责在某些地点进行环境补救，包括：
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• | 我们的某些州际管道对过去使用的多氯联苯(“多氯联苯”)的污染进行土壤和地下水补救。多氯联苯评估正在进行中，在某些情况下，我们的子公司可能要对其他方面造成的污染负责。 |
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• | 某些收集和处理系统负责与释放碳氢化合物有关的土壤和地下水补救。 |
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• | 与ETC Sunoco有关的须接受环境评估的遗留场址，包括以前拥有的码头和其他后勤资产，以及Sunoco等不再经营、关闭和(或)出售炼油厂和其他以前拥有的场址的零售场址。 |
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• | ETC Sunoco公司可能要对其被确定为潜在责任方的场地的补救费用承担连带责任(“PRP”)。截至 2019年9月30日, ETC Sunoco被命名为PRP 38 根据联邦和/或类似的州法律确定或可能识别的“超级基金”网站。ETC Sunoco通常是在一个站点上被确定为PRP的许多公司之一。ETC Sunoco审查了其参与每个场址的性质和程度以及其他相关情况，并基于ETC Sunoco据称与这些场址的联系，认为与这些场址有关的潜在赔偿责任不会很大。 |
在可估计的范围内，预期的补救费用包括在我们的综合资产负债表中记录的环境事项的数额中。在某些情况下，无法合理估计未来的费用，因为补救活动是根据客户和前客户提出的索赔进行的。如果采用管制会计政策的子公司记录了一项环境补救义务，预计可通过关税或费率收回的数额作为监管资产记录在我们的综合资产负债表上。
下表反映了我们的综合资产负债表中记录的与环境问题有关的、被认为可能和合理估计的应计负债数额。目前，我们无法估计可能的损失或超过应计数额的一系列可能损失。除上文讨论的事项外，我们没有任何需要在合并财务报表中披露的物质环境问题。
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| | | | | | | |
| 2019年9月30日 | | (2018年12月31日) |
电流 | $ | 46 |
| | $ | 42 |
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非电流 | 276 |
| | 295 |
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环境负债总额 | $ | 322 |
| | $ | 337 |
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我们成立了一家全资自保公司，以承担与某些不再运营的场地相关的环境义务相关的某些风险。支付给专属保险公司的保险费包括对已发生但未报告的环境索赔的估计数，其依据是精算师确定的充分发展的索赔。
费用估算。在这种情况下，我们根据贴现估计数计算未提出索赔的损失，这些估计用于计算支付给专属自保公司的保险费。
在 三个月到9月30日， 2019 和 2018, 伙伴关系记录 $16百万美元 和 $17百万美元, 与环境清理计划有关的开支。在 截至9月30日的9个月， 2019和2018、伙伴关系记录 $31百万和$32百万分别指与环境清理计划有关的开支。
我们的管道作业受美国交通部根据“管道安全协定”进行的管制，根据该条例，菲律宾输油管道管理局规定了有关管道设施的设计、安装、测试、建造、操作、更换和管理的要求。此外，PHMSA通过管道安全办公室颁布了一项规则，要求管道运营商制定完整性管理程序，全面评估其管道，并采取措施保护位于该规则所称“后果严重地区”的管道段。这些廉正管理方案下的活动包括进行内部管道检查、压力测试或其他有效手段，以评估这些受监管管道段的完整性，这些条例要求立即采取行动，解决评估和分析中提出的完整性问题。对所有这些资产的完整性测试和评估将继续进行，而且存在这样一种可能性，即这种测试和评估的结果可能导致我们今后为确保我们的管道继续安全可靠地运行所必需的修理或升级而招致资本和业务支出；然而，目前无法对可能的此类支出范围作出任何估计。
我们的业务也符合OSHA的要求，以及相应的州法律，这些法律规定了对雇员的健康和安全的保护。此外，职业安全和健康管理局的危险宣传标准要求保存关于在我们的行动中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给雇员、州和地方政府当局以及公民。我们相信，我们过去为OSHA所需的成本，包括一般行业标准、记录保存规定，以及监察职业接触受管制物质的情况，并没有对我们的运作结果造成重大的不良影响，但我们不能保证这些费用将来不会是重大的。
收入分类
伙伴关系的合并财务报表反映了八个应报告的部分，这也是伙伴关系为披露目的汇总收入的水平。注16描述按部门分列的收入。
与客户的合同余额
该伙伴关系通过转让货物或服务来履行其义务，以换取客户的考虑。履约的时间可能与支付给客户或从客户收到的相关代价的时间不同，从而导致对合同资产或合同负债的确认。
伙伴关系在预先考虑向某些客户付款或在伙伴关系按合同允许为此类服务收费之前向客户提供服务时确认合同资产。
如果客户在合作伙伴履行履约义务之前支付价款，则合伙确认合同责任。某些合约载有条文，规定客户须就使用我们的资产的权利缴付固定费用，但容许客户对日后提供的服务收取费用。这些数额反映为预付款或递延收入，直到客户对所提供的服务适用不足费，或由于合同期限届满而无法将这些费用用作未来服务的付款，这些费用可以适用，或由于能力限制，客户实际无法使用这些费用。此外，Sunoco LP还保留了一些特许经营协议，要求经销商为长期许可协议一次性提前付款。Sunoco LP在收到预付款项时承认合同责任，并确认许可证有效期内的收入。
下表汇总了我们合同负债的合并活动：
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| | | |
| 合同负债 |
2018年12月31日 | $ | 392 |
|
加法 | 448 |
|
确认收入 | (491 | ) |
2019年9月30日结余 | $ | 349 |
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| |
2018年1月1日余额 | $ | 205 |
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加法 | 409 |
|
确认收入 | (211 | ) |
2018年9月30日 | $ | 403 |
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下表所列与客户签订的合同所产生的应收账款余额均可归因于Sunoco LP，其中包括当期贸易应收款和长期应收账款，扣除可疑账户备抵后的余额。应收账款备抵是Sunoco LP对与潜在客户违约相关的可能损失的最佳估计。Sunoco LP根据历史经验和特定身份确定津贴。
太阳石油有限公司合同资产余额2019年9月30日和2018年12月31日情况如下：
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| | | | | | | |
| (一九二零九年九月三十日) | | (2018年12月31日) |
合同余额： | | | |
合同资产 | $ | 102 |
| | $ | 75 |
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与客户签订的合同应收账款 | 403 |
| | 348 |
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取得或履行合同的费用
Sunoco有限公司只有在期望收回这些费用的情况下，才能从获得合同的费用(例如销售佣金)中确认资产。另一方面，如果履行合同的费用具体可由合同确定，则履行合同的费用就会资本化，从而增加资源，用于履行未来的履行义务，并预计将予以收回。这些资本化成本作为其他流动资产和其他非流动资产的一部分入账，并按照与这些费用有关的货物或服务的转移模式进行系统摊销。Snooco LP确认的摊销费用金额。三个月结束 2019年9月30日和2018曾.$4百万美元和$4百万美元分别。Snooco LP确认的摊销费用金额。九个月结束 2019年9月30日和2018曾.$12百万美元和$10百万分别。Sunoco LP还作出了一项政策选择，在预期摊销期为一年或一年以下的情况下，支付费用，以便在发生合同时支付这些费用。
履约义务
在合同开始时，伙伴关系评估其在与客户签订的合同中承诺的货物和服务，并为每一项转让货物或服务(或货物或服务束)的承诺确定一项履行义务。为了确定履约义务，伙伴关系考虑到合同中承诺的所有货物或服务，无论是明确说明的还是根据习惯商业惯例默示的。对于有一项以上履约义务的合同，合伙企业根据独立的销售价格，将预期合同的总考虑额分配给每一项不同的履约义务。收入是在(或作为)履行业绩义务时确认的，即当客户获得对商品或服务的控制时。我们的某些合同包含可变的组成部分，当与固定的组成部分结合在一起时，被认为是一个单一的性能义务。对于这些类型的联系人，下表只包括合同的固定部分。
截至2019年9月30日，分配给未履行(或部分履行)履约义务的交易价格总额为$41.13十亿伙伴关系预计将在下列时限内将这一数额确认为收入：
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至12月31日的年份， | | | | |
| | 2019年(剩余) | | 2020 | | 2021 | | 此后 | | 共计 |
预计收入将在2019年9月30日与客户签订的合同中确认。 | | $ | 1,716 |
| | $ | 5,544 |
| | $ | 4,812 |
| | $ | 29,062 |
| | $ | 41,134 |
|
承租人会计
伙伴关系租赁终端设施、油罐车、办公空间、土地和设备，租赁的初始条件通常是：不可取消的经营租赁。 五 到 15 几年来，一些房地产租赁的条款是 40 年或更长时间，以及允许延长期限的选项。在每项安排开始时，我们会决定该安排是一份租契，还是包含一份内嵌式租约，并检讨该安排的事实和情况，以便将租赁资产归类为营运或融资租赁。合伙公司选择在资产负债表上不记录任何12个月或更短期限的租约。
目前，伙伴关系的大部分现行租约被归类为按照主题842经营。在我们的综合资产负债表中，与经营租赁有关的余额包括经营租赁ROU资产、应计负债和其他流动负债、经营租赁流动负债和非流动经营租赁负债。融资租赁占现行租赁协议的一小部分，包括融资租赁ROU资产、长期债务和长期债务的当前到期日、合并资产负债表中的当前到期期限。ROU资产代表合伙企业在租赁期间使用基础资产的权利，租赁负债代表合伙企业在租赁期限内最低限度支付租约所产生的租金的义务。
大多数租约包括一个或多个续约选项，续约期可从 一 到 20几年或更久。租约续约期权的行使通常由合伙企业自行决定，租约延期则按租赁方式进行评估。载有提前终止条款的租约通常需要租赁双方的同意。在租契开始时，所有合理地肯定会行使的续期选择，在决定租期时，都会予以考虑。目前，伙伴关系没有包括购买或自动将租赁财产所有权转让给伙伴关系的选择的租赁。租赁资产和租赁权改进的折旧寿命受预期租赁期限的限制。
为了确定未来最低租赁付款的现值，我们在易于确定的情况下，使用隐含费率。目前，由于我们的许多租约没有提供隐含利率，因此，伙伴关系根据租赁开始日期的现有资料，采用增量借款率来确定最低租赁付款的现值。经营和融资租赁ROU资产包括任何租赁付款，但不包括租赁奖励。
最低租金在租赁期限内按直线计算.此外，有些租约需要额外的或有租金或可变租赁付款，这些付款是根据个别协定的具体因素确定的。合伙企业通常负责的可变租赁付款包括支付房地产税、维修费和保险费。
对于短期租约(在开始时有12个月或更短期限的租约)，租赁付款是按直线确认的，不记录ROU资产。
所附综合资产负债表中确认的业务和融资租赁数额的组成部分2019年9月30日 情况如下：
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| | | |
| 2019年9月30日 |
经营租赁： | |
租赁使用权资产净额 | $ | 850 |
|
经营租赁流动负债 | 57 |
|
应计及其他流动负债 | 1 |
|
非流动经营租赁负债 | 807 |
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融资租赁： | |
不动产、厂房和设备，净额 | $ | 2 |
|
租赁使用权资产净额 | 39 |
|
应计及其他流动负债 | 1 |
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当前到期的长期债务 | 7 |
|
长期债务，减去当期到期日 | 35 |
|
其他非流动负债 | 2 |
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租赁费用的组成部分 三个月和九个月结束 2019年9月30日 情况如下：
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| | | | | | | | | | |
| | 损益表所在地 | | 截至2019年9月30日止的三个月 | | 截至2019年9月30日止的9个月 |
业务租赁费用： | | | | |
经营租赁成本 | | 出售货物的成本 | | $ | 7 |
| | $ | 23 |
|
经营租赁成本 | | 营业费用 | | 18 |
| | 54 |
|
经营租赁成本 | | 销售、一般和行政 | | 3 |
| | 10 |
|
业务租赁费用共计 | | 28 |
| | 87 |
|
融资租赁费用： | | | | |
租赁资产摊销 | | 折旧、损耗和摊销 | | 2 |
| | 4 |
|
租赁负债利息 | | 利息费用，扣除资本利息 | | 1 |
| | 1 |
|
融资租赁费用共计 | | 3 |
| | 5 |
|
短期租赁费用 | | 营业费用 | | 10 |
| | 33 |
|
可变租赁成本 | | 营业费用 | | 3 |
| | 11 |
|
租赁费用，毛额 | | 44 |
| | 136 |
|
减：分租收入 | | 其他收入 | | 14 |
| | 37 |
|
租赁费用，净额 | | $ | 30 |
| | $ | 99 |
|
的加权平均剩余租赁条款和加权平均贴现率 2019年9月30日 情况如下：
|
| | |
| 2019年9月30日 |
加权平均剩余租约期限(年份)： | |
经营租赁 | 22 |
|
融资租赁 | 6 |
|
加权平均贴现率(%)： | |
经营租赁 | 5 | % |
融资租赁 | 5 | % |
的现金流量和与租赁有关的非现金活动 九个月结束 2019年9月30日 情况如下：
|
| | | |
| 截至2019年9月30日止的9个月 |
经营租赁的经营现金流 | $ | (78 | ) |
为换取新的融资租赁负债而获得的租赁资产 | 37 |
|
为换取新的经营租赁负债而获得的租赁资产 | 36 |
|
租赁负债到期日 2019年9月30日 如下：
|
| | | | | | | | | | | |
| 经营租赁 | | 融资租赁 | | 共计 |
2019年(剩余) | $ | 27 |
| | $ | 2 |
| | $ | 29 |
|
2020 | 96 |
| | 10 |
| | 106 |
|
2021 | 87 |
| | 10 |
| | 97 |
|
2022 | 75 |
| | 10 |
| | 85 |
|
2023 | 70 |
| | 9 |
| | 79 |
|
此后 | 1,170 |
| | 10 |
| | 1,180 |
|
租赁付款总额 | 1,525 |
| | 51 |
| | 1,576 |
|
减：现值折扣 | 660 |
| | 6 |
| | 666 |
|
租赁负债现值 | $ | 865 |
| | $ | 45 |
| | $ | 910 |
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出租人会计
SunocoLP租赁或转租一部分房地产投资组合给第三方公司，作为长期收入的稳定来源。Sunoco LP的出租人和转租组合主要包括与便利店经营者的经营租赁。此时，大多数出租人协议包含 五-延长期限的年期和根据个别协议的既定条件提前终止的备选办法。
租金收入包括在我们的综合业务报表中的其他收入 三个月和九个月结束 2019年9月30日曾.$39百万和$111百万分别。
未来最低业务租赁付款-截至 2019年9月30日 如下：
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| | | |
| 租赁应收款 |
2019年(剩余) | $ | 25 |
|
2020 | 85 |
|
2021 | 69 |
|
2022 | 56 |
|
2023 | 4 |
|
此后 | 7 |
|
未贴现现金流动总额 | $ | 246 |
|
商品价格风险
我们面临与商品价格波动有关的市场风险。为了管理这些价格波动的影响，我们利用各种交易所交易和场外商品金融工具合同。这些合约主要由期货、掉期及期权组成，并以公允价值记录在我们的综合资产负债表内。
我们使用期货和基础互换，被指定为公允价值对冲，以对冲我们储存在班梅尔储存设施的天然气库存。在对冲开始时，我们通过在现货市场或淡季购买天然气并签订金融合同来锁定利润。远期天然气价格与实物库存现货价格之间价差的变化导致未实现的损益，直到基础实物天然气被撤回，相关指定衍生品得到解决。一旦气体被抽走，指定的衍生产品被解决，与这些头寸相关的先前未实现的损益就会实现。
我们使用期货、掉期和期权来对冲天然气的销售价格，我们保留在州内运输和储存部门的费用，以及在州际运输和储存部门的运营天然气销售。为会计目的，这些合同不被指定为套期保值。
我们使用NGL和原油衍生品互换合同来对冲NGL和凝析股权的预测销售，我们在中流部分保留了费用，我们的子公司通常代表生产商收集和加工天然气，以市场价格出售由此产生的剩余气体和NGL量，并根据剩余气体和NGL的指数价格将商定的收益百分比汇给生产商。为会计目的，这些合同不被指定为套期保值。
我们利用掉期、期货和其他衍生工具来降低与成品油和NGL价格的市场波动相关的风险，以管理我们的储存设施，以及购买和销售纯度NGL。为会计目的，这些合同不被指定为套期保值。
我们使用期货和掉期来实现原油购买的可差饷定价，将某些预期的成品油销售转化为固定或浮动价格，锁定某些精炼产品的利润率，并锁定部分天然气购买或销售的价格。为会计目的，这些合同不被指定为套期保值。
我们利用金融商品衍生产品来利用我们的交易活动中的市场机会，这些机会补充了我们运输和储存部门的业务，并计入了我们综合业务报表中出售的产品的成本。我们还在所有其他部门开展与电力和天然气有关的贸易和营销活动，这些活动也计入了产品销售成本。由于我们的交易活动和在运输和储存部门使用衍生金融工具，可能出现的收益波动程度可能是显著的，无论是有利的还是不利的，从一个时期到另一个时期。我们试图通过使用向我们的风险监督委员会(包括高级管理层成员)提供的每日头寸和损益报告以及我们的商品风险管理政策中规定的限制和授权来管理这种波动。
下表详列我们杰出的与商品有关的衍生工具：
|
| | | | | | | | | |
| 2019年9月30日 | | 2018年12月31日 |
| 概念体积 | | 成熟期 | | 概念体积 | | 成熟期 |
市场衍生工具 | | | | | | | |
(交易) | | | | | | | |
天然气(BBtu)： | | | | | | | |
基础互换-红十字与红新月联会/纽约MEX(1) | 20,563 |
| | 2019-2024 | | 16,845 |
| | 2019-2020 |
固定互换/期货 | 1,723 |
| | 2019-2020 | | 468 |
| | 2019 |
备选方案-再投资 | — |
| | — | | 10,000 |
| | 2019 |
电力(兆瓦)： | | | | | | | |
向前 | 2,847,350 |
| | 2019-2029 | | 3,141,520 |
| | 2019 |
期货 | 222,440 |
| | 2019-2020 | | 56,656 |
| | 2019-2021 |
备选方案-再投资 | 515,317 |
| | 2019-2020 | | 18,400 |
| | 2019 |
备选方案-再接电话 | (756,153 | ) | | 2019-2021 | | 284,800 |
| | 2019 |
(非贸易) | | | | | | | |
天然气(BBtu)： | | | | | | | |
基础互换-红十字与红新月联会/纽约MEX | (23,653 | ) | | 2019-2022 | | (30,228 | ) | | 2019-2021 |
挥杆互换-红十字与红新月联会 | 22,365 |
| | 2019-2020 | | 54,158 |
| | 2019-2020 |
固定互换/期货 | 2,323 |
| | 2019-2021 | | (1,068 | ) | | 2019-2021 |
远期实物合同 | (29,492 | ) | | 2019-2021 | | (123,254 | ) | | 2019-2020 |
NGLs(MBBLS)-远期/互换 | (9,687 | ) | | 2019-2021 | | (2,135 | ) | | 2019 |
成品油(MBBLS)-期货 | (906 | ) | | 2019-2021 | | (1,403 | ) | | 2019 |
原油(MBBLS)-远期/互换 | 9,510 |
| | 2019-2020 | | 20,888 |
| | 2019 |
玉米(千蒲式耳) | (1,760 | ) | | 2019 | | (1,920 | ) | | 2019 |
公允价值套期保值衍生工具 | | | | | | | |
(非贸易) | | | | | | | |
天然气(BBtu)： | | | | | | | |
基础互换-红十字与红新月联会/纽约MEX | (31,703 | ) | | 2019-2020 | | (17,445 | ) | | 2019 |
固定互换/期货 | (31,703 | ) | | 2019-2020 | | (17,445 | ) | | 2019 |
套期库存 | 31,703 |
| | 2019-2020 | | 17,445 |
| | 2019 |
利率风险
我们面临利率变化的市场风险。为了保持成本效益的资本结构，我们使用固定利率债务和可变利率债务的组合借款。我们还通过使用利率互换来管理我们的利率敞口，以实现固定利率债务和可变利率债务的理想组合。我们还利用远期启动利率互换锁定了我们预期发行的部分债务的利率。
下表总结了我们尚未偿还的利率掉期，其中没有一个被指定为会计用途的对冲工具：
|
| | | | | | | | | | |
术语 | | 类型(1) | | 未付名义金额 |
2019年9月30日 | | 2018年12月31日 |
2019年7月(2) | | 远期-开始支付3.56%的固定利率并接受浮动利率 | | $ | — |
| | $ | 400 |
|
2020年7月(2) | | 远期-开始支付3.52%的固定利率并接受浮动利率 | | 400 |
| | 400 |
|
2021年7月(2) | | 远期-开始支付3.55%的固定利率并接受浮动利率 | | 400 |
| | 400 |
|
2022年7月(2) | | 远期-开始支付3.80%的固定利率并接受浮动利率 | | 400 |
| | — |
|
2019年3月 | | 支付浮动利率并获得1.42%的固定利率 | | — |
| | 300 |
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信用风险
信用风险是指交易对手一方可能违约，从而给合伙企业造成损失的风险。我们已批准并实施信贷政策，以管理我们的交易对手组合，目的是减少信贷损失。这些政策制定了准则、控制和限制，以便在核准的容忍范围内管理信贷风险，办法是授权对现有和潜在对手的财务状况进行适当评估，监测机构的信用评级，并实施根据对手方的风险简介限制风险的信贷做法。此外，在某些情况下，我们有时可能需要抵押品，以便在必要时减轻信贷风险。我们还采用行业标准商业协议，允许净计与根据单一商业协议执行的交易有关的正面和负面风险。此外，我们利用主净结算协议来抵消与单个对手方或附属的交易方集团之间的多个商业协议的信用风险敞口。
我们的对手方包括能源行业的不同客户组合，包括石化公司、商业和工业公司、石油和天然气生产商、汽车燃料分销商、市政当局、公用事业公司和中流公司。我们的整体风险敞口可能受到宏观经济因素或监管变化的正面或负面影响，这些因素或变化可能在某种程度上影响其对手方。目前，管理层并不认为我们的财务状况或业务结果会因对手方不履约而产生重大不利影响。
我们向场外交易市场的某些交易对手(主要是独立的系统运营商)和清算经纪商提供维持保证金存款。当衍生产品的价值超过我们与对手方的预先设定的信贷限额时，就需要支付保证金存款。保证金存款是在非交易所交易的衍生工具交割日或该日左右退还给我们的，我们每天为交易所交易交易交换保证金。由于保证金要求每天都与交易所经纪人进行，金融衍生工具的公允价值被视为流动的，并计入综合资产负债表中其他流动资产中支付给供应商的存款。
就金融工具而言，交易对手不履行合同可能导致我们无法实现在我们的综合资产负债表上记录并在净收益或其他综合收益中确认的数额。
导数摘要
下表汇总了我们的衍生资产和负债：
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| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 衍生工具公允价值 |
| | 资产衍生工具 | | 负债衍生产品 |
| | 2019年9月30日 | | 2018年12月31日 | | 2019年9月30日 | | 2018年12月31日 |
指定为对冲工具的衍生品： | | | | | | | | |
商品衍生产品(保证金存款) | | $ | 16 |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | (13 | ) |
未指定为对冲工具的衍生品： | | | | | | | | |
商品衍生产品(保证金存款) | | 543 |
| | 402 |
| | (520 | ) | | (397 | ) |
商品衍生产品 | | 120 |
| | 158 |
| | (77 | ) | | (173 | ) |
利率衍生工具 | | — |
| | — |
| | (528 | ) | | (163 | ) |
| | 663 |
| | 560 |
| | (1,125 | ) | | (733 | ) |
总衍生物 | | $ | 679 |
| | $ | 560 |
| | $ | (1,125 | ) | | $ | (746 | ) |
下表列出以毛额计算的认可衍生资产及负债的公允价值，以及须受可强制执行的总净额结算安排或类似安排的综合资产负债表抵销的款额：
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 资产衍生工具 | | 负债衍生产品 |
| | 资产负债表定位 | | 2019年9月30日 | | 2018年12月31日 | | 2019年9月30日 | | 2018年12月31日 |
无抵销协议的衍生工具 | | 衍生负债 | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | (528 | ) | | $ | (163 | ) |
抵消协议中的衍生产品： | | | | | | | | |
场外合同 | | 衍生资产(负债) | | 120 |
| | 158 |
| | (77 | ) | | (173 | ) |
经纪人清算衍生合约 | | 其他流动资产(负债) | | 559 |
| | 402 |
| | (520 | ) | | (410 | ) |
总衍生产品 | | 679 |
| | 560 |
| | (1,125 | ) | | (746 | ) |
抵消协议： | | | | | | | | |
交易对手净额 | | 衍生资产(负债) | | (64 | ) | | (47 | ) | | 64 |
| | 47 |
|
交易对手净额 | | 其他流动资产(负债) | | (519 | ) | | (397 | ) | | 519 |
| | 397 |
|
净衍生产品共计 | | $ | 96 |
| | $ | 116 |
| | $ | (542 | ) | | $ | (302 | ) |
我们将非交易所交易的金融衍生工具作为衍生资产和负债，按公允价值在我们的合并资产负债表上披露，数额按预期结算日期分为流动或非流动两类。
下表汇总了我们衍生金融工具在收入中确认的数额：
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| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 衍生工具收益中确认的收益定位 | | 在代表套期保值无效的收入中确认的收益数额和不包括在有效性评估之外的数额 |
| | | 三个月结束
九月三十日 | | 九个月结束
九月三十日 |
| | | 2019 | | 2018 | | 2019 | | 2018 |
公允价值套期保值关系中的衍生产品(包括套期保值项目)： | | | | | | | | | |
商品衍生产品 | 产品销售成本 | | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | — |
| | $ | 9 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 衍生工具收益中确认的收益(损失)位置 | | 衍生工具收益(亏损)确认额 |
| | | 三个月结束
九月三十日 | | 九个月结束
九月三十日 |
| | | 2019 | | 2018 | | 2019 | | 2018 |
未指定为对冲工具的衍生品： | | | | | | | | | |
商品衍生工具-交易 | 产品销售成本 | | $ | 3 |
| | $ | 3 |
| | $ | 15 |
| | $ | 36 |
|
商品衍生产品-非交易 | 产品销售成本 | | 21 |
| | 21 |
| | (53 | ) | | (345 | ) |
利率衍生工具 | 利率衍生工具的损益 | | (175 | ) | | 45 |
| | (371 | ) | | 117 |
|
共计 | | | $ | (151 | ) | | $ | 69 |
| | $ | (409 | ) | | $ | (192 | ) |
该伙伴关系与其几个未合并的附属公司有关联。除商业交易外，这些交易还包括提供某些管理服务和租赁某些资产。
下表汇总了我们的综合业务报表中来自相关公司的收入：
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| | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | 九个月结束
九月三十日 |
| 2019 | | 2018 | | 2019 | | 2018 |
来自相关公司的收入 | $ | 129 |
| | $ | 103 |
| | $ | 374 |
| | $ | 325 |
|
下表汇总了综合资产负债表上有关公司的应收账款：
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| | | | | | | |
| 2019年9月30日 | | 2018年12月31日 |
相关公司应收账款： | | | |
FGT | $ | 51 |
| | $ | 25 |
|
菲利普斯66 | 36 |
| | 42 |
|
导线 | 25 |
| | — |
|
其他 | 54 |
| | 44 |
|
相关公司应收账款共计 | $ | 166 |
| | $ | 111 |
|
截至2019年9月30日和2018年12月31日，伙伴关系合并资产负债表中未合并附属公司的应付账款共计$32百万和$59百万分别。
由于2018年10月的能源转让合并，对我们的报告部分进行了重新评估，目前反映了主要在美国开展业务的以下部门：
•州内运输和储存;
•州际运输和储存;
•中流;
•NGL和成品油运输和服务;
•原油运输和服务;
•对Sunoco LP的投资;
•对USAC的投资；和
•所有其他.
合并的收入和支出反映了公司间所有重要交易的消除。
对USAC部门的投资反映了USAC从2018年4月开始的结果，也就是伙伴关系获得USAC控制权的日期。
我们国内运输和储存部门的收入主要反映在天然气销售和收集、运输和其他费用上。我们州际运输和储存部门的收入主要反映在收集、运输和其他费用上。我们中流部分的收入主要反映在天然气销售、NGL销售和收集、运输和其他费用上。我们的NGL和成品油运输和服务部门的收入主要反映在NGL的销售和收集、运输和其他费用上。我们的原油运输和服务部门的收入主要反映在原油销售上。我们投资Sunoco LP部门的收入主要反映在精炼产品的销售上。我们在USAC部门的投资收入主要体现在收集、运输和其他费用上。我们所有其他部门的收入主要反映在天然气销售上。
我们报告了分段调整的EBITDA和合并调整的EBITDA作为部分性能的衡量标准。我们将经调整的EBITDA和合并调整的EBITDA定义为合伙企业的利息、税收、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目的总收益，如非现金补偿费用、资产处置损益、建筑期间使用的股本资金备抵、商品风险管理活动的未实现损益、库存估值调整、非现金减值费用、债务清偿损失和其他非营业收入或支出项目。部门调整的EBITDA和合并调整的EBITDA反映了未合并子公司的数额，其依据与记录未合并子公司收益中的权益所用的确认和计量方法相同。调整后的与未合并子公司有关的EBITDA不包括与未合并子公司有关的项目，不包括在部分调整的EBITDA和合并调整的EBITDA计算中排除的项目，例如利息、税收、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目。虽然这些数额被排除在与未合并的附属公司有关的经调整的EBITDA之外，但这种排除不应理解为意味着我们对这些附属公司的业务和由此产生的收入和开支有控制权。我们不控制我们未合并的附属公司；因此，我们不控制这些附属公司的收益或现金流量。因此，应相应地限制使用分段调整的EBITDA或调整后的与未合并子公司有关的EBITDA作为一种分析工具。
下表按部分列出财务信息：
|
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | 九个月结束
九月三十日 |
| 2019 | | 2018 | | 2019 | | 2018 |
收入： | | | | | | | |
国内运输和储存： | | | | | | | |
来自外部客户的收入 | $ | 675 |
| | $ | 846 |
| | $ | 2,115 |
| | $ | 2,424 |
|
部门间收入 | 89 |
| | 76 |
| | 270 |
| | 186 |
|
| 764 |
| | 922 |
| | 2,385 |
| | 2,610 |
|
州际运输和储存： | | | | | | | |
来自外部客户的收入 | 475 |
| | 440 |
| | 1,454 |
| | 1,174 |
|
部门间收入 | 4 |
| | 5 |
| | 16 |
| | 13 |
|
| 479 |
| | 445 |
| | 1,470 |
| | 1,187 |
|
中游： | | | | | | | |
来自外部客户的收入 | 704 |
| | 537 |
| | 1,704 |
| | 1,571 |
|
部门间收入 | 876 |
| | 1,716 |
| | 2,792 |
| | 4,170 |
|
| 1,580 |
| | 2,253 |
| | 4,496 |
| | 5,741 |
|
NGL和成品油运输和服务： | | | | | | | |
来自外部客户的收入 | 2,271 |
| | 2,845 |
| | 7,340 |
| | 7,467 |
|
部门间收入 | 607 |
| | 218 |
| | 1,181 |
| | 710 |
|
| 2,878 |
| | 3,063 |
| | 8,521 |
| | 8,177 |
|
原油运输和服务： | | | | | | | |
来自外部客户的收入 | 4,453 |
| | 4,422 |
| | 13,685 |
| | 12,942 |
|
部门间收入 | — |
| | 16 |
| | — |
| | 44 |
|
| 4,453 |
| | 4,438 |
| | 13,685 |
| | 12,986 |
|
投资Sunoco LP： | | | | | | | |
来自外部客户的收入 | 4,328 |
| | 4,760 |
| | 12,494 |
| | 13,114 |
|
部门间收入 | 3 |
| | 1 |
| | 4 |
| | 3 |
|
| 4,331 |
| | 4,761 |
| | 12,498 |
| | 13,117 |
|
对USAC的投资： | | | | | | | |
来自外部客户的收入 | 169 |
| | 166 |
| | 505 |
| | 331 |
|
部门间收入 | 6 |
| | 3 |
| | 15 |
| | 5 |
|
| 175 |
| | 169 |
| | 520 |
| | 336 |
|
所有其他： | | | | | | | |
来自外部客户的收入 | 420 |
| | 498 |
| | 1,196 |
| | 1,491 |
|
部门间收入 | 21 |
| | 27 |
| | 80 |
| | 108 |
|
| 441 |
| | 525 |
| | 1,276 |
| | 1,599 |
|
冲销 | (1,606 | ) | | (2,062 | ) | | (4,358 | ) | | (5,239 | ) |
总收入 | $ | 13,495 |
| | $ | 14,514 |
| | $ | 40,493 |
| | $ | 40,514 |
|
|
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | 九个月结束
九月三十日 |
| 2019 | | 2018 | | 2019 | | 2018 |
部分调整的EBITDA： | | | | | | | |
州内运输和储存 | $ | 235 |
| | $ | 221 |
| | $ | 777 |
| | $ | 621 |
|
州际运输和储存 | 442 |
| | 459 |
| | 1,358 |
| | 1,200 |
|
中流 | 411 |
| | 434 |
| | 1,205 |
| | 1,225 |
|
NGL和成品油运输和服务 | 667 |
| | 498 |
| | 1,923 |
| | 1,410 |
|
原油运输和服务 | 700 |
| | 682 |
| | 2,257 |
| | 1,694 |
|
对Sunoco LP的投资 | 192 |
| | 208 |
| | 497 |
| | 457 |
|
对USAC的投资 | 104 |
| | 90 |
| | 310 |
| | 185 |
|
所有其他 | 35 |
| | (15 | ) | | 80 |
| | 49 |
|
调整后的EBITDA(合并) | 2,786 |
| | 2,577 |
| | 8,407 |
| | 6,841 |
|
折旧、损耗和摊销 | (784 | ) | | (750 | ) | | (2,343 | ) | | (2,109 | ) |
利息费用，扣除已资本化的利息 | (579 | ) | | (535 | ) | | (1,747 | ) | | (1,511 | ) |
减值损失 | (12 | ) | | — |
| | (62 | ) | | — |
|
利率衍生工具的损益 | (175 | ) | | 45 |
| | (371 | ) | | 117 |
|
非现金补偿费用 | (27 | ) | | (27 | ) | | (85 | ) | | (82 | ) |
商品风险管理活动未实现收益(损失) | 64 |
| | 97 |
| | 90 |
| | (255 | ) |
债务清偿损失 | — |
| | — |
| | (18 | ) | | (106 | ) |
存货估价调整 | (26 | ) | | (7 | ) | | 71 |
| | 50 |
|
调整后的与未合并附属公司有关的EBITDA | (161 | ) | | (179 | ) | | (470 | ) | | (503 | ) |
未合并附属公司的收益权益 | 82 |
| | 87 |
| | 224 |
| | 258 |
|
与停止的业务有关的调整后的EBITDA | — |
| | — |
| | — |
| | 25 |
|
其他，净额 | 47 |
| | 33 |
| | 67 |
| | 59 |
|
所得税支出前的持续经营收入 | 1,215 |
| | 1,341 |
| | 3,763 |
| | 2,784 |
|
所得税(费用)从持续经营中受益 | (54 | ) | | 52 |
| | (214 | ) | | (6 | ) |
持续业务收入 | 1,161 |
| | 1,393 |
| | 3,549 |
| | 2,778 |
|
停业造成的损失，扣除所得税后的损失 | — |
| | (2 | ) | | — |
| | (265 | ) |
净收益 | $ | 1,161 |
| | $ | 1,391 |
| | $ | 3,549 |
| | $ | 2,513 |
|
项目2.管理层对财务状况的讨论与分析
和行动结果
(除单位数据外，表格美元和单位数额以百万计)
以下是我们历史上合并的财务状况和经营结果的讨论，阅读时应结合(1)本季度报告其他地方所载的历史合并财务报表及其附注(表10-Q)；(Ii)合并财务报表以及管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析，这些讨论和分析载于伙伴关系关于表10-K的截至年度的年度报告中。2018年12月31日向证券交易委员会提交2019年2月22日。这个讨论包括前瞻性的陈述，这些陈述会受到风险和不确定因素的影响。由于“第一部分-第1A项”中讨论的一些因素，实际结果可能与我们在本节中所作的陈述大不相同。“危险因素”-截至年度表格10-K的年报2018年12月31日向证券交易委员会提交2019年2月22日及“第II部-1A项。“本季度报告表10-Q”中的危险因素。
除非上下文另有要求，提及“我们”、“伙伴关系”和“ET”是指能源转移有限公司(前称能源转让权益，L.P.)。以及它的合并子公司，其中包括ETO。提到“母公司”意味着能源转让有限公司在一个独立的基础上。
最近的事态发展
ETO定期贷款
2019年10月17日，Eto签订了一项定期贷款信贷协议，规定20亿美元三年期贷款信贷安排。根据定期贷款协议借款将于2022年10月17日到期，可用于周转资金和一般合伙用途。定期贷款协议将无担保，并将由我们的子公司，Sunoco物流合作伙伴业务L.P担保。
定期贷款协议下的借款将按照Eto的选择，以欧元美元利率或基准利率计算利息，并提供适用的保证金。与利率相关的适用保证金和适用利率依据的是分配给ETO高级、无担保、非信贷强化的长期债务的信用评级。
通过ET收购Semgroup
在2019年9月16日，合伙公司达成了一项最终的合并协议，以一个单位和现金交易的方式收购SemGroup。根据2019年9月13日伙伴关系共同单位的收盘价，包括承担债务在内的总考虑额约为50亿美元。这项交易预计将于2019年末或2020年初完成，但须经SemGroup的股东批准和其他常规监管批准。该合伙公司预计在收购结束后，将把SemGroup的资产贡献给ETO。
诺兰
2019年7月1日，ETO与Sunoco LP成立了一家合资企业，根据该合资企业，ETO将运营一条管道，该管道将代表合资企业将柴油燃料从得克萨斯州赫伯特运往得克萨斯州米德兰附近的一个码头。柴油管道的初始产能为每天30 000桶，并于2019年8月成功投入使用。
ETO系列E级优先股发行
2019年4月，ETO发布 3200万 其 7.600%ETO系列E优选单元，价格为$25 每单位，包括 400万根据承销商选择购买更多的首选单位，ETO系列E优选单元。ETO系列E优先股发行的总收入总额为8亿美元, 包括 1亿美元承销商行使他们的选择权。净收益用于偿还ETO的5年期信贷机制下的未清款项，并用于一般合伙目的。
ET-ETO高级债券交易所
在2019年3月，ETO大约发布了 42.1亿美元 用于结算和交换的高级票据本金总额 97% ET杰出的高级音符。与此有关，ETO发布了 11.4亿美元合计本金7.50%高级票据到期2020年，9.95亿美元合计本金4.25%高级票据到期2023，11.3亿美元合计本金5.875%高级票据到期日期2024年和9.56亿美元合计本金5.50%高级音符到期2027年。
ETO高级债券发行及赎回
2019年1月，ETO发布7.5亿美元 合计本金 4.50% 高级票据到期2024年, 15亿美元 合计本金 5.25% 高级票据到期2029年和17.5亿美元 合计本金 6.25% 高级票据到期2049年。这个39.6亿美元发行所得的净收益用于偿还ET尚未偿还的高级有担保定期贷款，在到期时赎回未偿还的高级债券，偿还ETO循环信贷安排下的部分借款，并用于一般合伙目的。
高级债券赎回
在2019年6月，潘汉迪的 1.5亿美元 合计本金 8.125% 高级债券到期，并根据附属机构贷款协议偿还与ETO。
巴肯高级债券发行
2019年3月，达科他州Access公司全资子公司中西部连接器资本有限公司(MidwestConnector Capital Company LLC)发行。 6.5亿美元 合计本金 3.625% 高级票据到期2022年, 10亿美元 合计本金 3.90% 高级票据到期2024年和8.5亿美元 合计本金 4.625% 高级票据到期2029年. 这个 24.8亿美元 在出售所得的净收益中，全部用于偿还Bakken信贷机制的所有未清款项，该机制被终止。
Sunoco LP高级债券发售
2019年3月，Sunoco LP发行 6亿美元 合计本金 6.00% 高级债券到期2027年私人配售给合资格的买家。此次发行的净收益被用于偿还Sunoco LP在其信贷安排下的部分现有借款。2019年7月，Sunoco LP公司完成了以基本相同的条件将这些票据兑换成注册票据的工作。
USAC高级债券发行
在2019年3月，USAC发布了 7.5亿美元 合计本金 6.875% 高级无担保票据到期2027年私人配售给符合条件的买家。此次发行的净收益用于偿还USAC在其信贷安排下的部分现有借款，并用于一般合作目的。
季度现金分配
在2019年10月，ET宣布每季度发行0.3050每单位($1.22(按年度计算)-在截至本季度的公共单位上2019年9月30日.
监管更新
国家间天然气运输条例
费率调节
自2018年1月起，2017年“税收和就业法”(“税法”)修改了联邦税法的几项规定，包括降低公司最高税率。2018年3月15日，FERC在一系列相关提案中讨论了联邦所得税免税额在受监管实体税率中的处理问题。联邦税务委员会发布了一份经修订的所得税处理政策声明(“修订政策声明”)，声明将不再允许主有限合伙企业在其服务费用费率中收回所得税免税额。FERC针对美国哥伦比亚特区上诉法院在United Airlines诉FERC一案中的还押一事发布了经修订的政策声明，法院在该声明中裁定，FERC没有为其结论提供正当理由，即以主有限合伙方式组建的管道不会“双倍”收回现行政策规定的税款，既包括服务成本中的所得税免税，也包括使用折现现金流方法计算的股本回报率。2018年7月18日，FERC发布了一项命令，拒绝重新审理和澄清修改后的政策声明的请求。在重审令中，FERC澄清说，在未来的程序中，不排除以主有限合伙方式组织的管道在论证和提供证据证明它有权获得所得税免税额，并证明其收回所得税免税额不会导致投资者所得税成本的双重收回。根据重审令，目前尚不清楚FERC在处理所得税方面的政策可能对ETO对FERC监管的运输服务收取的费率产生的影响。
联邦税务委员会还于2018年3月15日发布了一份调查通知(“2017年税法NOI”)，要求就“税法”对FERC管辖税率的影响发表评论。2017年税法NOI规定，FERC特别感兴趣的是，FERC是否以及如何处理与累积递延所得税和奖金折旧有关的变化。针对2017年税法NOI的评论将于2018年5月21日或之前发布。
2018年3月15日的提案还包括一份关于拟议规则制定的通知(“NOPR”)，其中提出了执行经修订的政策声明的规则和降低天然气管道税率的企业所得税税率。2018年7月18日，FERC发布了一项最终规则，通过了与NOPR中提出的程序大致相同的程序，并作了一些澄清和修改。除了有限的例外情况外，最终规则要求所有由frc监管的以成本为基础的天然气管道都必须一次性提交501-G文件，提供特定的财务信息，并就如何对待其现有费率进行一次选择。最后一条规则表明，这一信息将使FERC和其他利益相关者能够评估税法和修订后的政策声明对每个管道费率的影响。最后一条规则还要求每条FERC监管的天然气管道选择四种备选方案之一，以解决因减税而对管道收入需求造成的变化：提交一份“限制天然气法”(“NGA”)第4节，降低其税率，以反映降低的税率，承诺在不久的将来提交一个NGA第4节税率的一般案例，提交一份声明，解释为何不需要调整税率，或不采取任何其他行动。关于有限的NGA第4节备选方案，联邦紧急救济委员会澄清说，尽管有经修订的政策声明，但作为主有限合伙组织的管道不需要取消其所得税免税额，而是可以降低税率，以反映公司最高税率的降低。Trunkline等TIGER管道公司、LLC公司和Panhandle公司分别于2018年10月11日提交了各自的第501-GS号FERC表格。FEP, 查尔斯湖液化天然气(LakeCharlesLNG)和其他一些运营子公司分别于2018年11月8日或左右提交了各自的第501-GS号FERC表格，而Rover、FGT、TransWest和MEP则分别于2018年12月6日或左右提交了各自的FERC表格501-GS。根据“天然气法”第5条，联邦外汇管理委员会于2019年1月16日发布命令，对潘汉迪的现行费率进行了审查，以确定Panhandle目前收取的费率是否公正和合理，并将此事提交听证会。Panhandand公司于2019年4月1日提交了一份成本和收入研究报告。Panhandand公司于2019年8月30日提交了NGA第4款费率案。
根据2019年10月1日发布的命令，合并了第5节和第4节的案件。初步决定预计将于2021年第一季度发布。根据“天然气法”第5条，联邦燃气管理委员会于2019年2月19日发布命令，启动了对西南天然气现有费率的审查，以确定西南天然气目前的收费标准是否公正合理，并将此事提交听证会。西南天然气公司于2019年5月6日提交了一份成本和收入研究报告。2019年7月10日，西南航空公司在第5款程序中提出了解决方案，和解方案得到了委员会审判人员和所有活跃方的支持或不反对。海洋罗宾管道公司于2018年11月30日提交了第4节费率案。一份程序时间表被下令于2019年第4季度开庭审理。海洋罗宾管道公司已就这一诉讼达成和解，并于2019年7月22日提交了一份和解书。该解决方案是由FERC通过日期为2019年10月17日的命令批准的。
即使没有对2017年税法NOI采取行动，或者按照最终规则的设想，FERC或我们的发货人也可能对我们收取的服务费用提出质疑。FERC制定公平合理税率的依据是多方面的，与税收有关的变动会影响到所得税的免税额和累积递延所得税的数额，而其他的管道成本也将继续影响FERC确定公正合理的服务费用费率。虽然这两个与税收有关的组成部分的变化可能会减少，但服务费用计算中的其他组成部分可能会增加，导致新计算的服务费用与先前的服务费用相同或更高。此外，我们根据各种费率结构从管道中获得收入，包括服务成本、协商费率、贴现费率和基于市场的费率。我们的许多州际管道，如ETC TIGER管道、LLC、MEP和FEP，已就客户为支持管道建设而签订的长期合同所商定的市场价格进行了谈判。其他系统，如FGT、TransWest和Panhandle，有多种税率、贴现率和协商利率协议。我们不期望以市场为基础的费率、协商费率或贴现费率不与服务费用挂钩，不会受到经修订的政策声明或2018年3月15日提案可能产生的任何最终规定的影响。根据基于服务成本的费率，我们从天然气运输服务中获得的收入在未来可能会由于NOI、最终规则和修订的政策声明的最终结果而减少。, 与“税法”规定的降低公司联邦所得税税率相结合。与我们的服务成本相关的收入减少幅度(如果有的话)将取决于对ETO的所有服务成本组件的详细审查，以及FERC或我们的托运人对我们的费率提出的任何挑战的结果。
管道认证
FERC于2018年4月19日发布了一份调查通知(“管道认证NOI”)，从而启动了对其天然气管道认证政策的审查，包括对1999年发布的“关于新的州际天然气管道设施认证的长期政策声明”的审查，该声明用于决定是否为新管道项目颁发证书。我们无法预测，由于管道认证NOI可能影响我们的天然气管道业务，或这些建议何时可能生效，可能会有什么变化。回应管道认证NOI的评论将于2018年7月25日或之前提交。我们预计这项政策的任何改变都不会对我们造成与在美国经营的任何其他天然气管道公司大不相同的影响。
州际公共运输规则
FERC采用了一种索引率方法，允许普通运营商在与生产者价格指数(PPI)的变化相联系的规定上限水平内改变费率。索引方法适用于现有汇率，但不包括以市场为基础的汇率.FERC的索引方法每五年进行一次审查。在2016年7月1日至2021年6月30日结束的五年期间，允许普通运营商每年调整指数上限，增加1.23%。许多现有管道每年都利用FERC指数来改变运输速度。大部分调整将于每年7月1日生效。关于受FERC管辖的普通运输管道，经修订的政策声明要求管道反映经修订的政策声明和FERC第6号表格第700页税法对其服务成本的影响。FERC将在今后五年的管道指数审查中利用这一信息生成指数水平，从2021年7月1日起生效，从而包括修订后的政策声明和税法对未来确定指数化税率的影响，从2021年7月1日起生效。FERC制定公平合理的税率，包括确定合适的输油管道指数，是以多个组成部分为基础的，而与税收有关的变动将影响到所得税免税额和累计递延所得税数额两个部分，而其他管道成本也将继续影响联邦输油管道委员会确定合适的管道指数。因此，取决于FERC在下一个五年的指数化率方法中的应用, 修订后的政策声明和与税法有关的税收影响可能会影响我们今后可能根据基于服务成本的费率提供的任何运输服务的收入，包括指数化税率。
业务结果
我们报告了分段调整的EBITDA和合并调整的EBITDA作为部分性能的衡量标准。我们将经调整的EBITDA和合并调整的EBITDA定义为合伙企业的利息、税收、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目的总收益，如非现金补偿费用、资产处置损益、建筑期间使用的股本资金备抵、商品风险管理活动的未实现损益、库存估值调整、非现金减值费用、债务清偿损失和其他非营业收入或支出项目。部门调整的EBITDA和合并调整的EBITDA反映了未合并子公司的数额，其依据与记录未合并子公司收益中的权益所用的确认和计量方法相同。调整后的与未合并子公司有关的EBITDA不包括与未合并子公司有关的项目，不包括在部分调整的EBITDA和合并调整的EBITDA计算中排除的项目，例如利息、税收、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目。虽然这些数额被排除在与未合并的附属公司有关的经调整的EBITDA之外，但这种排除不应理解为意味着我们对这些附属公司的业务和由此产生的收入和开支有控制权。我们不控制我们未合并的附属公司；因此，我们不控制这些附属公司的收益或现金流量。因此，应相应地限制使用分段调整的EBITDA或调整后的与未合并子公司有关的EBITDA作为一种分析工具。
对下表中每一段报告的分段调整的EBITDA，在题为“分段运营结果”一节中对每一段进行了分析。调整后的EBITDA是行业分析师、投资者、贷款人和评级机构用于评估伙伴关系基本业务活动的财务业绩和运营结果的一种非GAAP措施，不应孤立地考虑或替代净收入、业务收入、经营活动的现金流量或其他GAAP措施。
合并结果
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | | | 九个月结束
九月三十日 | | |
| 2019 | | 2018 | | 变化 | | 2019 | | 2018 | | 变化 |
部分调整的EBITDA： | | | | | | | | | | | |
州内运输和储存 | $ | 235 |
| | $ | 221 |
| | $ | 14 |
| | $ | 777 |
| | $ | 621 |
| | $ | 156 |
|
州际运输和储存 | 442 |
| | 459 |
| | (17 | ) | | 1,358 |
| | 1,200 |
| | 158 |
|
中流 | 411 |
| | 434 |
| | (23 | ) | | 1,205 |
| | 1,225 |
| | (20 | ) |
NGL和成品油运输和服务 | 667 |
| | 498 |
| | 169 |
| | 1,923 |
| | 1,410 |
| | 513 |
|
原油运输和服务 | 700 |
| | 682 |
| | 18 |
| | 2,257 |
| | 1,694 |
| | 563 |
|
对Sunoco LP的投资 | 192 |
| | 208 |
| | (16 | ) | | 497 |
| | 457 |
| | 40 |
|
对USAC的投资 | 104 |
| | 90 |
| | 14 |
| | 310 |
| | 185 |
| | 125 |
|
所有其他 | 35 |
| | (15 | ) | | 50 |
| | 80 |
| | 49 |
| | 31 |
|
调整后的EBITDA(合并) | 2,786 |
| | 2,577 |
| | 209 |
| | 8,407 |
| | 6,841 |
| | 1,566 |
|
折旧、损耗和摊销 | (784 | ) | | (750 | ) | | (34 | ) | | (2,343 | ) | | (2,109 | ) | | (234 | ) |
利息费用，扣除已资本化的利息 | (579 | ) | | (535 | ) | | (44 | ) | | (1,747 | ) | | (1,511 | ) | | (236 | ) |
减值损失 | (12 | ) | | — |
| | (12 | ) | | (62 | ) | | — |
| | (62 | ) |
利率衍生工具的损益 | (175 | ) | | 45 |
| | (220 | ) | | (371 | ) | | 117 |
| | (488 | ) |
非现金补偿费用 | (27 | ) | | (27 | ) | | — |
| | (85 | ) | | (82 | ) | | (3 | ) |
商品风险管理活动未实现收益(损失) | 64 |
| | 97 |
| | (33 | ) | | 90 |
| | (255 | ) | | 345 |
|
债务清偿损失 | — |
| | — |
| | — |
| | (18 | ) | | (106 | ) | | 88 |
|
存货估价调整 | (26 | ) | | (7 | ) | | (19 | ) | | 71 |
| | 50 |
| | 21 |
|
调整后的与未合并附属公司有关的EBITDA | (161 | ) | | (179 | ) | | 18 |
| | (470 | ) | | (503 | ) | | 33 |
|
未合并附属公司的收益权益 | 82 |
| | 87 |
| | (5 | ) | | 224 |
| | 258 |
| | (34 | ) |
与停止的业务有关的调整后的EBITDA | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 25 |
| | (25 | ) |
其他，净额 | 47 |
| | 33 |
| | 14 |
| | 67 |
| | 59 |
| | 8 |
|
所得税支出前的持续经营收入 | 1,215 |
| | 1,341 |
| | (126 | ) | | 3,763 |
| | 2,784 |
| | 979 |
|
所得税(费用)从持续经营中受益 | (54 | ) | | 52 |
| | (106 | ) | | (214 | ) | | (6 | ) | | (208 | ) |
持续业务收入 | 1,161 |
| | 1,393 |
| | (232 | ) | | 3,549 |
| | 2,778 |
| | 771 |
|
停业造成的损失，扣除所得税后的损失 | — |
| | (2 | ) | | 2 |
| | — |
| | (265 | ) | | 265 |
|
净收益 | $ | 1,161 |
| | $ | 1,391 |
| | $ | (230 | ) | | $ | 3,549 |
| | $ | 2,513 |
| | $ | 1,036 |
|
调整后的EBITDA(合并)。截至2019年9月30日止的三个月内，调整后的EBITDA与去年同期相比有所增加。2.09亿美元，或8%. 增加的主要原因是多种创收资产被投入服务和最近的收购，以及对现有资产的服务需求增加。新资产的影响包括：水手东2输油管道(扣除营销子公司2700万美元的费用)对NGL和成品油运输和服务以及中流部分的影响；我们的第六分馏塔(对NGL和精炼产品运输和服务部门的影响为2500万美元)；以及来自我们得克萨斯州二叠纪地区的更高吞吐量。
NGL管道(对NGL和成品油和运输服务部门的影响为8 000万美元)。调整后的EBITDA增加额的其余部分主要是由于对现有资产的需求增加。
截至2019年9月30日止的9个月内，调整后的EBITDA与去年同期相比有所增加。15.7亿美元，或23%. 增加的主要原因是多种创收资产被投入服务和最近的收购，以及对现有资产的服务需求增加。新资产的影响包括：水手东2输油管道(1.31亿美元的影响(扣除销售附属公司的4 400万美元费用)对NGL和成品油运输和服务部门的影响)、我们的第五和第六分馏器(对NGL和精炼产品运输和服务部门的影响1.14亿美元)和路虎管道(对州际运输和储存部门的影响1.08亿美元)。调整后的EBITDA增加额的其余部分主要是由于对现有资产的需求增加，包括二叠纪地区对我们的德克萨斯NGL和原油管道的吞吐量增加(对NGL和成品油运输和服务部门的影响为1.75亿美元，对原油运输和服务部门的影响为3.55亿美元)，以及Bakken管道的吞吐量增加(对原油运输和服务部门的影响为1.88亿美元)。调整后的EBITDA的增加还反映了从管道优化活动中实现的收益的影响(对中流部分增加了9 600万美元)，以及我们对USAC部门的投资增加了1.25亿美元，这主要是由于USAC从2018年4月2日开始合并。
对这些因素和影响调整后的EBITDA的其他因素的进一步讨论载于下文“分段业务结果”一节中对分段调整的EBITDA的分析。
折旧、损耗和摊销。折旧、损耗和摊销增加为三个月和九个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，主要是由于最近投入使用的资产的额外折旧和摊销。为九个月结束 2019年9月30日，由于2018年4月2日收购USAC，折旧、损耗和摊销也有所增加。
利息费用，扣除资本利息。扣除资本化利息后的利息开支三个月和九个月结束 2019年9月30日 增加主要原因如下：
| |
• | 增加.2 700万美元和1.68亿美元，这分别得到了伙伴关系的认可(不包括下面讨论的Sunoco LP和USAC)，主要原因是Eto长期债务的增加。这些增幅亦反映出浮动利率贷款的利率上升，以及利率下调所带来的影响。1 000万美元和7 700万美元分别为2018年主要项目竣工后的资本化利息； |
| |
• | 增加.700万美元为三个月结束 2019年9月30日获得USAC认可的主要原因是其在2019年3月发行的高级票据，以及增加了4 300万美元为九个月结束 2019年9月30日主要是由于USAC从2018年4月2日开始合并，ET获得USAC控制权的日期；以及 |
| |
• | 增加.1 000万美元和2 500万美元，分别被Sunoco LP主要承认与Sunoco LP的长期债务总额增加有关。 |
减值损失。由于伙伴关系的州际运输和储存部门西南天然气储存资产的储存需求减少，伙伴关系在截至2019年9月30日的三个月内对西南天然气的资产进行了中期减值测试。 1 200万美元 与西南煤气有关，主要是由于预计未来收入和现金流量减少。没有发现合伙公司其他资产的其他减值。此外，对于 九个月结束 2019年9月30日, Sunoco LP确认的资产减值 4 700万美元 关于出售与其在纽约富尔顿的乙醇厂和USAC的资产确认的资产减值 300万美元 与某些压缩设备有关。
利率衍生工具的损益. 利率衍生工具损失在三个月和九个月结束 2019年9月30日 这是由于远期利率的下降，这导致了我们的远期开始掉期的价值下降。
商品风险管理活动未实现损益. 有关商品风险管理活动未实现收益(损失)包括在下文“部分业务结果”中。
债务清偿损失。债务清偿方面的损失九个月结束 2018年9月30日这是由Sunoco LP的高级票据和2018年1月的定期贷款赎回造成的。
库存估价调整。记录了与Sunoco LP有关的库存的库存估价调整数由于不同时期燃料价格的变化。
调整后的EBITDA与未合并子公司和未合并子公司收益中的权益有关。见下文“未合并子公司补充信息”和“分部经营业绩”中的其他信息。
与停业业务有关的调整后的EBITDA。这笔款项与Sunoco LP于2018年1月处置的零售业务有关。
另一个，网。为三个月和九个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，其他净利润的增加主要是由于我们对一家未合并的附属公司的投资会计发生变化而记录的收益。
所得税(费用)福利. 为 三个月结束 2019年9月30日 与上年同期相比，由于确认上期税率变动有利，所得税支出有所增加。为 九个月结束 2019年9月30日 与去年同期相比，所得税支出增加的主要原因是确认了前一时期有利的国家税率变动和我国公司子公司当期税前收入的增加。
关于未合并附属公司的补充资料
下表列出了与未合并的附属公司有关的财务资料：
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | | | 九个月结束
九月三十日 | | |
| 2019 | | 2018 | | 变化 | | 2019 | | 2018 | | 变化 |
未合并附属公司的收益股本： | | | | | | | | | | | |
柑橘类 | $ | 44 |
| | $ | 42 |
| | $ | 2 |
| | $ | 115 |
| | $ | 102 |
| | $ | 13 |
|
FEP | 15 |
| | 14 |
| | 1 |
| | 43 |
| | 41 |
| | 2 |
|
MEP | 1 |
| | 7 |
| | (6 | ) | | 15 |
| | 24 |
| | (9 | ) |
其他 | 22 |
| | 24 |
| | (2 | ) | | 51 |
| | 91 |
| | (40 | ) |
未合并附属公司收益中的股本总额 | $ | 82 |
| | $ | 87 |
| | $ | (5 | ) | | $ | 224 |
| | $ | 258 |
| | $ | (34 | ) |
| | | | | | | | | | | |
与未合并附属公司有关的经调整的EBITDA： | | | | | | | | | | | |
柑橘类 | $ | 92 |
| | $ | 96 |
| | $ | (4 | ) | | $ | 260 |
| | $ | 256 |
| | $ | 4 |
|
FEP | 19 |
| | 19 |
| | — |
| | 56 |
| | 56 |
| | — |
|
MEP | 13 |
| | 20 |
| | (7 | ) | | 52 |
| | 62 |
| | (10 | ) |
其他 | 37 |
| | 44 |
| | (7 | ) | | 102 |
| | 129 |
| | (27 | ) |
调整后的与未合并子公司有关的EBITDA总额 | $ | 161 |
| | $ | 179 |
| | $ | (18 | ) | | $ | 470 |
| | $ | 503 |
| | $ | (33 | ) |
| | | | | | | | | | | |
从未合并的附属公司收到的分发： | | | | | | | | | | | |
柑橘类 | $ | 54 |
| | $ | 52 |
| | $ | 2 |
| | $ | 128 |
| | $ | 125 |
| | $ | 3 |
|
FEP | 20 |
| | 18 |
| | 2 |
| | 53 |
| | 50 |
| | 3 |
|
MEP | 7 |
| | 9 |
| | (2 | ) | | 33 |
| | 40 |
| | (7 | ) |
其他 | 22 |
| | 34 |
| | (12 | ) | | 80 |
| | 76 |
| | 4 |
|
从未合并的附属公司收到的分配总数 | $ | 103 |
| | $ | 113 |
| | $ | (10 | ) | | $ | 294 |
| | $ | 291 |
| | $ | 3 |
|
分段经营结果
我们基于分段调整的EBITDA评估部门业绩，我们认为这是衡量我们业务核心盈利能力的重要绩效指标。这一衡量标准是我们内部财务报告的基础，也是高级管理层在决定如何在业务部门之间分配资本资源时使用的业绩计量之一。
下表列出了经部分调整的EBITDA的构成部分，计算方法如下：
| |
• | 部分利润，运营费用，和销售、一般和行政费用。这些数额是我们的合并财务报表中属于每个部分的数额。 |
| |
• | 商品风险管理活动和库存估值调整未实现损益。这些是未实现的金额，包括在产品销售成本中，以计算细分利润。这些数额不包括在分段调整的EBITDA中；因此，将未实现的损失加回去，减去未实现的收益来计算分段计量。 |
| |
• | 非现金补偿费用。这些数额是记录在营业费用和销售、一般和行政费用中的非现金补偿总额。此费用不包括在分段调整的EBITDA中，因此被添加回计算分段度量。 |
| |
• | 调整后的与未合并附属公司有关的EBITDA。调整后的与未合并附属公司有关的EBITDA不包括与未合并附属公司有关的项目，如利息、税收、折旧、耗损、摊销和其他非现金项目等不包括在部分调整后的EBITDA计算中的项目。虽然这些数额被排除在与未合并的附属公司有关的经调整的EBITDA之外，但这种排除不应理解为意味着我们对这些附属公司的业务和由此产生的收入和开支有控制权。我们不控制我们未合并的附属公司；因此，我们不控制这些附属公司的收益或现金流量。 |
在下面的部分运营结果的分析中，对于有销售收入的部分，报告了一种区段利润率的度量方法。分部利润率是一种非公认会计原则的财务计量，在此提出，以帮助分析部门的经营结果，特别是促进了解变化的销售收入对部门业绩计量调整后的EBITDA。分部利润率类似于GAAP对毛利率的计量，但分部利润率不包括折旧、损耗和摊销费用。在伙伴关系报告的公认会计原则措施中，与分部差额最直接可比的衡量标准是分段调整的EBITDA；以下各节段的调整EBITDA与分段调整的EBITDA之间的对账调节表中包括了分段调整后的EBITDA。
此外，对于某些细分部分，下文各节按销售类型列出了关于分部利润率构成部分的信息，其中包括这些部分，以便提供更多的分类信息，以便于分析分段利润率和调整后的分部EBITDA。例如，这些部件包括运输裕度、存储裕度和其他裕度。这些部分的边际计算与分段差额的计算一致；因此，这些组成部分也不包括折旧、损耗和摊销费用。
州内运输和储存
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | | | 九个月结束
九月三十日 | | |
| 2019 | | 2018 | | 变化 | | 2019 | | 2018 | | 变化 |
天然气运输(BBtu/d) | 12,560 |
| | 12,146 |
| | 414 |
| | 12,221 |
| | 10,592 |
| | 1,629 |
|
从储存天然气库存中提取(BBtu) | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | 17,703 |
| | (17,703 | ) |
收入 | $ | 764 |
| | $ | 922 |
| | $ | (158 | ) | | $ | 2,385 |
| | $ | 2,610 |
| | $ | (225 | ) |
产品销售成本 | 501 |
| | 638 |
| | (137 | ) | | 1,473 |
| | 1,888 |
| | (415 | ) |
段缘 | 263 |
| | 284 |
| | (21 | ) | | 912 |
| | 722 |
| | 190 |
|
商品风险管理活动未实现(收益)损失 | 19 |
| | (12 | ) | | 31 |
| | 3 |
| | 33 |
| | (30 | ) |
营业费用，不包括非现金补偿费用 | (48 | ) | | (51 | ) | | 3 |
| | (137 | ) | | (141 | ) | | 4 |
|
销售、总务和行政费用，不包括非现金补偿费用。 | (7 | ) | | (7 | ) | | — |
| | (20 | ) | | (20 | ) | | — |
|
调整后的与未合并附属公司有关的EBITDA | 7 |
| | 6 |
| | 1 |
| | 18 |
| | 26 |
| | (8 | ) |
其他 | 1 |
| | 1 |
| | — |
| | 1 |
| | 1 |
| | — |
|
分段调整的EBITDA | $ | 235 |
| | $ | 221 |
| | $ | 14 |
| | $ | 777 |
| | $ | 621 |
| | $ | 156 |
|
卷。为三个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，运输数量的增加主要是由于我们的德克萨斯管道的使用增加。
为九个月结束与去年同期相比，运输量增长的主要原因是将钻井平台视为2018年4月开始的合并子公司的影响，以及RedBluff Express管道于2018年5月上线的影响，以及有利的市场定价利差的影响。
段距我们的州内运输和储存部分差额的组成部分如下：
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | | | 九个月结束
九月三十日 | | |
| 2019 | | 2018 | | 变化 | | 2019 | | 2018 | | 变化 |
交通费 | $ | 150 |
| | $ | 141 |
| | $ | 9 |
| | $ | 452 |
| | $ | 392 |
| | $ | 60 |
|
天然气销售和其他(不包括未实现损益) | 112 |
| | 110 |
| | 2 |
| | 405 |
| | 309 |
| | 96 |
|
留存燃料收入(不包括未实现损益) | 14 |
| | 16 |
| | (2 | ) | | 37 |
| | 42 |
| | (5 | ) |
储存差额(不包括未实现损益) | 6 |
| | 5 |
| | 1 |
| | 21 |
| | 12 |
| | 9 |
|
商品风险管理活动未实现收益(损失) | (19 | ) | | 12 |
| | (31 | ) | | (3 | ) | | (33 | ) | | 30 |
|
总段裕度 | $ | 263 |
| | $ | 284 |
| | $ | (21 | ) | | $ | 912 |
| | $ | 722 |
| | $ | 190 |
|
部分调整的EBITDA。为三个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，分段调整的EBITDA与我们的国内运输和储存部门有关。增加由于下列因素的净影响：
| |
• | 增加. 900万美元在运输费方面，主要是由于我们德州管道的利用率增加； |
| |
• | 增加. 200万美元 在实现天然气销售等方面，由于较高的实现收益来源于管道优化活动； |
| |
• | 增加. 100万美元在已实现的储存差额中，主要是由于较高的储存费；部分抵消 |
| |
• | 减少 200万美元在保留燃料收入主要是由于较低的天然气价格。 |
部分调整的EBITDA。为九个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，分段调整的EBITDA与我们的国内运输和储存部门有关。增加由于下列因素的净影响：
| |
• | 增加. 9 600万美元 在实现天然气销售等方面，由于较高的实现收益来源于管道优化活动； |
| |
• | 增加. 3 600万美元 在运输费方面，不包括下文讨论的巩固钻井平台的影响，主要原因是新合同，以及2018年5月即将上线的Red Bluff Express输油管道以及新合同的影响； |
| |
• | 净增 1 100万美元 由于从2018年4月开始合并钻井平台，导致运输费、留存燃料收入和运营费用增加 2 400万美元, 200万美元，和600万美元分别减少 900万美元 调整后的EBITDA与未合并的附属公司有关；以及 |
| |
• | 增加. 900万美元 在实际存储差额方面，主要原因是2018年对Bammel储存库存的实际调整额为2 500万美元，以及存储费用增加，但减少的1 300万美元部分抵消了这一减少，主要原因是没有实际提款和a 500万美元 已实现的衍生收益减少；部分抵消 |
| |
• | 减少 500万美元 在保留燃料收入方面，主要原因是天然气价格较低。 |
州际运输和储存
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | | | 九个月结束
九月三十日 | | |
| 2019 | | 2018 | | 变化 | | 2019 | | 2018 | | 变化 |
天然气运输(BBtu/d) | 11,407 |
| | 10,155 |
| | 1,252 |
| | 11,254 |
| | 9,029 |
| | 2,225 |
|
出售天然气(BBtu/d) | 17 |
| | 18 |
| | (1 | ) | | 18 |
| | 17 |
| | 1 |
|
收入 | $ | 479 |
| | $ | 445 |
| | $ | 34 |
| | $ | 1,470 |
| | $ | 1,187 |
| | $ | 283 |
|
营业费用，不包括非现金补偿、摊销和增值费用 | (141 | ) | | (104 | ) | | (37 | ) | | (425 | ) | | (312 | ) | | (113 | ) |
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿、摊销和增值费用。 | (17 | ) | | (20 | ) | | 3 |
| | (49 | ) | | (55 | ) | | 6 |
|
调整后的与未合并附属公司有关的EBITDA | 124 |
| | 135 |
| | (11 | ) | | 368 |
| | 374 |
| | (6 | ) |
其他 | (3 | ) | | 3 |
| | (6 | ) | | (6 | ) | | 6 |
| | (12 | ) |
分段调整的EBITDA | $ | 442 |
| | $ | 459 |
| | $ | (17 | ) | | $ | 1,358 |
| | $ | 1,200 |
| | $ | 158 |
|
卷。三个月和九个月结束2019年9月30日与去年同期相比，运输数量分别增加了1，252 Btu/d和2，225 BBtu/d，原因如下：罗孚管道于2018年11月全面投入使用；Haynesville Shale的产量增加，向州内市场的交付量增加，从而增加了Tiger管道的交付量；以及更多地利用了Panhandand Trunkline管道的更高合同能力。
部分调整的EBITDA。为三个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，分段调整的EBITDA与我们的州际运输和储存部门有关。减少由于下列因素的净影响：
| |
• | 增加. 3 700万美元 在营运开支方面，主要是由于罗孚管道系统的从价开支增加4，800万元，原因是将这项资产的最后部分投入服务，但因维修开支减少500万元及因租用容量较低而导致巴拿马处理系统的库房租金减少400万元而部分抵销；及 |
| |
• | 的未合并附属公司的EBITDA减少 1 100万美元 主要原因是，由于重新承包能力较低和合同到期的费率降低，MEP收入减少700万美元，以及2018年收到德克萨斯卤水结算所致Citrus减少300万美元； |
| |
• | 增加. 2 400万美元 从罗孚管道完全投入服务到预定费用 700万美元 增加使用我们的TransWest和Trunkline管道；以及 |
| |
• | 增加. 400万美元 由于市场条件的改善，我们的罗孚、TransWest、Trunkline和Panhand管道系统的可中断运输量。 |
部分调整的EBITDA。为九个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，分段调整的EBITDA与我们的州际运输和储存部门有关。增加由于下列因素的净影响：
| |
• | 增加. 3900万美元 由于市场条件的改善，预订费和使用费使我们能够以更高的价格成功地为系统带来新的数量，主要是在我们的罗孚、TransWest、Tiger和PanHandle系统上； |
| |
• | 增加. 800万美元 我们的管道系统主要来自额外的天然气加工收入； |
| |
• | 增加. 400万美元 由于与上一期间相比，第三方供应中断较少，从海上罗宾管道交付的费率和额外数量有所增加；以及 |
| |
• | 减少 600万美元 在销售方面，一般和行政费用主要是由于我们的罗孚系统降低了消费税；被部分抵消。 |
| |
• | 增加.1.13亿美元 在营运费用方面，主要是由于将该资产的最后部分投入服务而对罗孚管道系统征收的从价税；以及 |
| |
• | 减少 600万美元 在调整后的EBITDA中，未合并子公司的主要原因是MEP的收入减少了1 000万美元，原因是重新承包的能力降低，到期合同的费率降低，与Citrus新的固定运输合同增加300万美元相抵消。 |
中流
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | | | 九个月结束
九月三十日 | | |
| 2019 | | 2018 | | 变化 | | 2019 | | 2018 | | 变化 |
收集的数量(BBtu/d) | 13,955 |
| | 12,774 |
| | 1,181 |
| | 13,278 |
| | 11,890 |
| | 1,388 |
|
产生的NGLs(MBbls/d) | 574 |
| | 583 |
| | (9 | ) | | 567 |
| | 533 |
| | 34 |
|
股本NGLs(MBbls/d) | 30 |
| | 32 |
| | (2 | ) | | 32 |
| | 31 |
| | 1 |
|
收入 | $ | 1,580 |
| | $ | 2,253 |
| | $ | (673 | ) | | $ | 4,496 |
| | $ | 5,741 |
| | $ | (1,245 | ) |
产品销售成本 | 953 |
| | 1,631 |
| | (678 | ) | | 2,678 |
| | 3,973 |
| | (1,295 | ) |
段缘 | 627 |
| | 622 |
| | 5 |
| | 1,818 |
| | 1,768 |
| | 50 |
|
营业费用，不包括非现金补偿费用 | (202 | ) | | (179 | ) | | (23 | ) | | (574 | ) | | (512 | ) | | (62 | ) |
销售、总务和行政费用，不包括非现金补偿费用。 | (21 | ) | | (19 | ) | | (2 | ) | | (63 | ) | | (59 | ) | | (4 | ) |
调整后的与未合并附属公司有关的EBITDA | 6 |
| | 9 |
| | (3 | ) | | 21 |
| | 25 |
| | (4 | ) |
其他 | 1 |
| | 1 |
| | — |
| | 3 |
| | 3 |
| | — |
|
分段调整的EBITDA | $ | 411 |
| | $ | 434 |
| | $ | (23 | ) | | $ | 1,205 |
| | $ | 1,225 |
| | $ | (20 | ) |
卷。 为 三个月结束 2019年9月30日 与去年同期相比， 产量增加的主要原因是东北、南德克萨斯和二叠纪地区的新产量。在截至2019年9月30日的三个月内，与去年同期相比，NGL的产量下降，原因是南德克萨斯州和北得克萨斯州地区的乙烷被拒。 在截至2019年9月30日的9个月内，与去年同期相比，东北、北德克萨斯、得克萨斯州南部、二叠纪和阿克-拉特克斯地区的天然气产量增加。
段缘. 下表列出了中流部分利润率的构成部分。在下表所列前期，为反映某些合同最低费用的重新分类，对以前报告的基于收费和非收费保证金的金额进行了调整，以符合当前的期间分类。截至2018年9月30日的3个月和9个月，分别有200万美元和1100万美元被重新归类，从基于收费的保证金改为非收费保证金。
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | | | 九个月结束
九月三十日 | | |
| 2019 | | 2018 | | 变化 | | 2019 | | 2018 | | 变化 |
收取和处理收费收入 | $ | 517 |
| | $ | 458 |
| | $ | 59 |
| | $ | 1,488 |
| | $ | 1,319 |
| | $ | 169 |
|
非收费合同及处理 | 110 |
| | 164 |
| | (54 | ) | | 330 |
| | 449 |
| | (119 | ) |
总段裕度 | $ | 627 |
| | $ | 622 |
| | $ | 5 |
| | $ | 1,818 |
| | $ | 1,768 |
| | $ | 50 |
|
部分调整的EBITDA。为三个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，分段调整的EBITDA与我们的中段有关。减少由于下列因素的净影响：
| |
• | 减少 5 400万美元 非收费保证金，原因是NGL价格较低，为5，100万美元，天然气价格较低，为1，400万美元，部分抵消了二叠纪地区吞吐量增加的1，100万美元； |
| |
• | 增加.200万美元因分配的间接费用增加而引起的销售、一般和行政费用；以及 |
| |
• | 增加.2 300万美元在业务费用方面，主要是由于外部服务、维修项目费用和雇员费用的增加； |
| |
• | 增加.5 900万美元 由于东北、二叠纪和得克萨斯州南部地区的数量增长，以收费为基础的利润率被中部大陆/巴拿马地区的下降所抵消。 |
部分调整的EBITDA。为九个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，分段调整的EBITDA与我们的中段有关。增加由于下列因素的净影响：
| |
• | 减少 1.19亿美元 在非收费保证金中，主要原因是NGL价格较低 1.23亿美元天然气价格下降3，700万美元，部分抵消了由于北德克萨斯州、南德克萨斯州和二叠纪地区吞吐量增加而增加的4，100万美元； |
| |
• | 增加. 6 200万美元 业务费用增加的主要原因是 2 700万美元 在外部服务部门， 1 200万美元 维护项目费用，以及1 200万美元 雇员成本；及 |
| |
• | 增加. 400万美元 销售方面的一般和行政费用，主要是由于上一期间收到的保险费；部分抵销 |
| |
• | 增加. 1.69亿美元 由于东北、二叠纪、阿克-拉特克斯、得克萨斯州北部和南得克萨斯州地区的数量增长，以收费为基础的利润率被中部大陆/巴拿马地区的下降所抵消。 |
NGL及成品油运输及服务
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | | | 九个月结束
九月三十日 | | |
| 2019 | | 2018 | | 变化 | | 2019 | | 2018 | | 变化 |
NGL运输量(MBbls/d) | 1,346 |
| | 1,086 |
| | 260 |
| | 1,277 |
| | 997 |
| | 280 |
|
成品油运输量(MBBLS/d) | 552 |
| | 627 |
| | (75 | ) | | 599 |
| | 628 |
| | (29 | ) |
NGL和成品油终端数量(MBBLS/d) | 963 |
| | 858 |
| | 105 |
| | 948 |
| | 784 |
| | 164 |
|
NGL分馏体积(MBbls/d) | 713 |
| | 567 |
| | 146 |
| | 697 |
| | 505 |
| | 192 |
|
收入 | $ | 2,878 |
| | $ | 3,063 |
| | $ | (185 | ) | | $ | 8,521 |
| | $ | 8,177 |
| | $ | 344 |
|
产品销售成本 | 1,962 |
| | 2,429 |
| | (467 | ) | | 6,136 |
| | 6,356 |
| | (220 | ) |
段缘 | 916 |
| | 634 |
| | 282 |
| | 2,385 |
| | 1,821 |
| | 564 |
|
商品风险管理活动未实现损失 | (81 | ) | | 26 |
| | (107 | ) | | 15 |
| | 26 |
| | (11 | ) |
营业费用，不包括非现金补偿费用 | (167 | ) | | (168 | ) | | 1 |
| | (471 | ) | | (448 | ) | | (23 | ) |
销售、总务和行政费用，不包括非现金补偿费用。 | (22 | ) | | (17 | ) | | (5 | ) | | (67 | ) | | (52 | ) | | (15 | ) |
调整后的与未合并附属公司有关的EBITDA | 24 |
| | 23 |
| | 1 |
| | 63 |
| | 63 |
| | — |
|
其他 | (3 | ) | | — |
| | (3 | ) | | (2 | ) | | — |
| | (2 | ) |
分段调整的EBITDA | $ | 667 |
| | $ | 498 |
| | $ | 169 |
| | $ | 1,923 |
| | $ | 1,410 |
| | $ | 513 |
|
卷。为三个月和九个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，我们得克萨斯州NGL管道系统的原油吞吐量有所增加，这是因为主要在二叠纪和北得克萨斯州地区的全资和第三方天然气工厂的液体产量都有所增加。此外，由于水手东2管道系统的服务启动，我国东北资产的NGL运输量也有所增加。
成品油运输量减少为三个月和九个月结束 2019年9月30日与去年同期相比主要原因是费城能源服务炼油厂在2019年第三季度关闭。
NGL和成品油终端数量增加为三个月和九个月结束 2019年9月30日与去年同期相比主要是因为我们于2018年第四季度开始运营的水手东2管线已投入使用。
我们得克萨斯州贝尔韦山分馏设施的平均分馏量增加了为三个月和九个月结束 2019年9月30日与去年同期相比主要原因是我们的第五分馏塔和第六分馏塔分别于2018年7月和2019年2月投入使用。
段距我们的组件NGL和成品油运输和服务部分差值如下：
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | | | 九个月结束
九月三十日 | | |
| 2019 | | 2018 | | 变化 | | 2019 | | 2018 | | 变化 |
运输保证金 | $ | 474 |
| | $ | 322 |
| | $ | 152 |
| | $ | 1,259 |
| | $ | 878 |
| | $ | 381 |
|
分馏塔和炼油厂服务边际 | 171 |
| | 141 |
| | 30 |
| | 491 |
| | 365 |
| | 126 |
|
终端业务裕度 | 175 |
| | 130 |
| | 45 |
| | 478 |
| | 353 |
| | 125 |
|
存储裕度 | 57 |
| | 50 |
| | 7 |
| | 166 |
| | 154 |
| | 12 |
|
营销保证金 | (42 | ) | | 17 |
| | (59 | ) | | 6 |
| | 97 |
| | (91 | ) |
商品风险管理活动未实现损失 | 81 |
| | (26 | ) | | 107 |
| | (15 | ) | | (26 | ) | | 11 |
|
总段裕度 | $ | 916 |
| | $ | 634 |
| | $ | 282 |
| | $ | 2,385 |
| | $ | 1,821 |
| | $ | 564 |
|
部分调整的EBITDA。为三个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，分段调整的EBITDA与我们的NGL和成品油运输和服务段段增加由于下列因素的净影响：
| |
• | 增加. 1.52亿美元 在运输保证金中，主要原因是 8 700万美元 由于2018年第四季度开始使用我们的水手东2管线而增加的费用，a 5 400万美元 由于在我们的德克萨斯NGL管道上从二叠纪地区接收到更高的吞吐量，以及 1 100万美元 由于从巴尼特和得克萨斯州东南部地区获得更高的吞吐量而增加； |
| |
• | 增加. 4 500万美元 在码头服务方面，主要是由于2018年第四季度我们的水手东2管道开始服务； |
| |
• | 增加. 3 000万美元 在分馏和炼油服务方面，主要是由于我们的第六分馏塔于2019年2月投入使用，以及二叠纪地区向我们的Mont Belvieu分馏设施输送更高的NGL量。这一增加额被以下各项部分抵消： 300万美元 由于我们的分馏和储存利润之间的重新划分而减少；以及 |
| |
• | 增加. 700万美元 在存储裕度中，主要是由于 300万美元 增加在我们的Mont Belvieu储存设施收取的输油管道费，a 300万美元 由于我们的储存和分馏利润之间的重新分类而增加的数额；被部分抵消 |
| |
• | 减少 5 900万美元 在营销利润率方面，主要是由于市场条件不佳和市场环境不佳而导致的优化收益较低。 800万美元 记下储存的NGL存货的价值；及 |
| |
• | 增加. 500万美元在销售、一般和行政费用方面，分配的间接费用增加300万美元，法律费用增加200万美元。 |
部分调整的EBITDA。为九个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，分段调整的EBITDA与我们的NGL和成品油运输和服务段段增加由于下列因素的净影响：
| |
• | 增加. 3.81亿美元 运输差额主要是 1.8亿美元 由于2018年第四季度开始使用我们的水手东2管线而增加的费用，a 1.77亿美元 由于我们的德克萨斯NGL管道上二叠纪地区的吞吐量增加，以及 2 100万美元 由于巴尼特和得克萨斯州东南部地区的吞吐量增加； |
| |
• | 增加. 1.26亿美元 在分馏和精炼厂服务的差额主要是由于 1.42亿美元 由于我们的第五分馏塔和第六分馏塔分别于2018年7月和2019年2月投入使用，以及二叠纪地区向我们的Mont Belvieu分馏设施输送更高的NGL量，增加了NGL的产量。这一增加额被以下各项部分抵消： 1 000万美元 由于我们的分馏和储存利润率之间的重新分类和 800万美元 炼油厂服务利润率下降，主要原因是价差降低； |
| |
• | 增加. 1.25亿美元 在终端服务中，主要是由于 1.3亿美元 增加的原因是2018年第四季度我们的水手东2管道开始服务，以及 1 000万美元 由于我们在东北的精炼产品码头的吞吐量增加了。这些增加额被以下各项部分抵消 1 600万美元 由于从第三方管道、卡车和铁路运送到马库斯胡克码头的数量减少；以及 |
| |
• | 增加. 1，200万美元 在存储裕度中，主要是由于 1 000万美元 由于我们的储存和分馏利润之间的重新分类而增加；被部分抵消 |
| |
• | 减少 9100万美元 在销售利润率方面，主要原因是由于市场条件不太有利和存储的NGL库存价值减记800万美元，优化收益较低； |
| |
• | 增加. 2300万美元 在营运开支方面，主要是由于我们的码头及分拆资产的雇员及从价开支增加1，800万元，以及 1 500万美元 运营我们的管道以及分别于2018年7月和2019年2月开始使用的第五分馏塔和第六分馏塔的公用事业费用增加。这些增幅因本港运输及终点码头资产的外部服务减少1，100万元而被部分抵销；及 |
| |
• | 增加. 1 500万美元 iin销售、一般和行政费用因分配的间接费用增加600万美元、法律费用增加400万美元、保险费用增加200万美元、雇员费用增加200万美元和管理费增加200万美元而产生。 |
原油运输和服务
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | | | 九个月结束
九月三十日 | | |
| 2019 | | 2018 | | 变化 | | 2019 | | 2018 | | 变化 |
原油运输量(MBbls/d) | 4,661 |
| | 4,276 |
| | 385 |
| | 4,638 |
| | 4,119 |
| | 519 |
|
原油码头容积(MBbls/d) | 1,905 |
| | 2,134 |
| | (229 | ) | | 2,125 |
| | 2,060 |
| | 65 |
|
收入 | $ | 4,453 |
| | $ | 4,438 |
| | $ | 15 |
| | $ | 13,685 |
| | $ | 12,986 |
| | $ | 699 |
|
产品销售成本 | 3,620 |
| | 3,494 |
| | 126 |
| | 10,857 |
| | 11,032 |
| | (175 | ) |
段缘 | 833 |
| | 944 |
| | (111 | ) | | 2,828 |
| | 1,954 |
| | 874 |
|
商品风险管理活动未实现(收益)损失 | (2 | ) | | (118 | ) | | 116 |
| | (100 | ) | | 187 |
| | (287 | ) |
营业费用，不包括非现金补偿费用 | (110 | ) | | (126 | ) | | 16 |
| | (410 | ) | | (397 | ) | | (13 | ) |
销售、总务和行政费用，不包括非现金补偿费用。 | (21 | ) | | (22 | ) | | 1 |
| | (61 | ) | | (64 | ) | | 3 |
|
调整后的与未合并附属公司有关的EBITDA | 1 |
| | 4 |
| | (3 | ) | | — |
| | 14 |
| | (14 | ) |
其他 | (1 | ) | | — |
| | (1 | ) | | — |
| | — |
| | — |
|
分段调整的EBITDA | $ | 700 |
| | $ | 682 |
| | $ | 18 |
| | $ | 2,257 |
| | $ | 1,694 |
| | $ | 563 |
|
卷。为三个月和九个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，原油运输和码头数量受益于通过我们现有的德克萨斯管道和巴肯管道的桶数的增加。三个月来，由于使用东北原油码头的主要客户之一的炼油厂关闭，原油码头数量减少。
部分调整的EBITDA。为三个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，分段调整的EBITDA与我们的原油运输和服务段段增加由于下列因素的净影响：
| |
• | 增加. 500万美元 在部分差额(不包括初级商品风险管理活动的未实现损益)，主要原因是 6 300万美元 由于二叠纪地区原油产量增加，我们得克萨斯州原油管道系统的吞吐量有所增加。 5 000万美元 增加Bakken管道的高吞吐量, 和一个600万美元 在我们的尼德兰码头增加船舶装船费和油箱租金；部分抵消 1.06亿美元 减少(不包括净变动 1.16亿美元 在未实现的商品风险管理活动中)我们的原油获取和销售业务主要是由于非现金库存估价调整和二叠纪产区与墨西哥湾沿岸的尼德兰码头之间的低基差，以及500万美元 由于我们在东北的炼油厂码头的处理量较低，导致产量下降。抵消的其余部分减少 |
主要原因是某些转移内交易的列报方式发生了变化，这些交易在本期列报中被消除，但在上一期间的收入和业务费用中按毛额显示；
| |
• | 减少1 600万美元 在业务费用方面，主要是由于上文讨论的某些运输内交易的影响，但因从价税增加1 700万美元而部分抵销；以及 |
| |
• | 减少300万美元在调整后的EBITDA中，由于我们合资企业的喷气燃料销售利润率较低，与未合并的子公司有关。 |
部分调整的EBITDA。为九个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，分段调整的EBITDA与我们的原油运输和服务段段增加由于下列因素的净影响：
| |
• | 增加.5.87亿美元 在部分差额(不包括初级商品风险管理活动的未实现损益)，主要原因是3.55亿美元由于我们得克萨斯原油管道系统的产量增加，主要是由于二叠纪的产量增加。, a 2.16亿美元由于Bakken管道吞吐量增加而产生的有利差异，a2 600万美元 主要从提高吞吐量、船舶装船费和我们的尼德兰码头的油箱租金，以及800万美元 增加(不包括净变动2.87亿美元在未实现的商品风险管理活动中)我们的原油获取和销售业务主要是由于二叠纪和巴肯产区之间基础差的改善，以及我们位于得克萨斯州墨西哥湾沿岸的尼德兰码头。, 部分抵消600万美元由于我们在东北的炼油厂码头的处理量较低，导致产量下降。抵销减少的其余部分主要是由于某些转移内交易的列报方式发生变化，这些交易在本期列报中被消除，但在上一期间的收入和业务费用中按毛额显示；以及 |
| |
• | 增加.1 300万美元 在业务费用中，主要是由于 3400万美元 增加现有资产的吞吐量相关成本，以及 700万美元 从价税的增加，由1 000万美元 降低管理费，以及上文讨论的某些内部交易的影响；以及 |
| |
• | 减少1 400万美元在调整后的EBITDA中，由于我们合资企业的喷气燃料销售利润率较低，与未合并的子公司有关。 |
对Sunoco LP的投资
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | | | 九个月结束
九月三十日 | | |
| 2019 | | 2018 | | 变化 | | 2019 | | 2018 | | 变化 |
收入 | $ | 4,331 |
| | $ | 4,761 |
| | $ | (430 | ) | | $ | 12,498 |
| | $ | 13,117 |
| | $ | (619 | ) |
产品销售成本 | 4,039 |
| | 4,428 |
| | (389 | ) | | 11,567 |
| | 12,178 |
| | (611 | ) |
段缘 | 292 |
| | 333 |
| | (41 | ) | | 931 |
| | 939 |
| | (8 | ) |
商品风险管理活动未实现收益 | (1 | ) | | — |
| | (1 | ) | | (4 | ) | | — |
| | (4 | ) |
营业费用，不包括非现金补偿费用 | (94 | ) | | (106 | ) | | 12 |
| | (281 | ) | | (324 | ) | | 43 |
|
销售、总务和行政费用，不包括非现金补偿费用。 | (36 | ) | | (30 | ) | | (6 | ) | | (91 | ) | | (93 | ) | | 2 |
|
调整后的与未合并附属公司有关的EBITDA | 1 |
| | — |
| | 1 |
| | 1 |
| | — |
| | 1 |
|
存货估价调整 | 26 |
| | 7 |
| | 19 |
| | (71 | ) | | (50 | ) | | (21 | ) |
与停止的业务有关的调整后的EBITDA | — |
| | — |
| | — |
| | — |
| | (25 | ) | | 25 |
|
其他 | 4 |
| | 4 |
| | — |
| | 12 |
| | 10 |
| | 2 |
|
分段调整的EBITDA | $ | 192 |
| | $ | 208 |
| | $ | (16 | ) | | $ | 497 |
| | $ | 457 |
| | $ | 40 |
|
对Sunoco LP部门的投资反映了Sunoco LP的合并结果。
部分调整的EBITDA。为三个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，分段调整的EBITDA与我们的对Sunoco LP的投资段段减少由于下列因素的净影响：
| |
• | 减少 2 300万美元 在部分差额中，不包括库存估值调整和商品风险管理活动的未实现损益，主要原因是上一期间与燃料供应商的现金结算有关的一次性利益约2 500万美元，但因出售的汽车燃料加仑数增加而部分抵销； |
| |
• | 净减600万美元在营业费用和销售费用中，一般和行政费用，不包括非现金补偿，主要是由于租赁费和水电费较低所致。 |
部分调整的EBITDA。为九个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，分段调整的EBITDA与我们的对Sunoco LP的投资段段增加由于下列因素的净影响：
| |
• | 总计减少. 4500万美元 在营业费用和销售、一般和行政费用方面，不包括非现金补偿，主要原因是2018年4月将207个零售地点改为委托代理地点；以及 |
| |
• | 增加. 2500万美元 调整后的EBITDA，因Sunoco LP公司2018年1月的零售撤资而停止经营；被部分抵消 |
| |
• | 减少 3 300万美元 在部分差额中，不包括存货估值调整和初级商品风险管理活动的未实现损益，主要原因是一次性收益约为2500万美元，与前一时期与燃料供应商的现金结算有关，与本期公开合同纠纷准备金有关的800万美元一次性收费，部分被出售的汽车燃料加仑的增加所抵消。 |
对USAC的投资
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | | | 九个月结束
九月三十日 | | |
| 2019 | | 2018 | | 变化 | | 2019 | | 2018 | | 变化 |
收入 | $ | 175 |
| | $ | 169 |
| | $ | 6 |
| | $ | 520 |
| | $ | 336 |
| | $ | 184 |
|
产品销售成本 | 23 |
| | 24 |
| | (1 | ) | | 69 |
| | 44 |
| | 25 |
|
段缘 | 152 |
| | 145 |
| | 7 |
| | 451 |
| | 292 |
| | 159 |
|
营业费用，不包括非现金补偿费用 | (35 | ) | | (42 | ) | | 7 |
| | (102 | ) | | (80 | ) | | (22 | ) |
销售、总务和行政费用，不包括非现金补偿费用。 | (13 | ) | | (15 | ) | | 2 |
| | (39 | ) | | (34 | ) | | (5 | ) |
其他 | — |
| | 2 |
| | (2 | ) | | — |
| | 7 |
| | (7 | ) |
分段调整的EBITDA | $ | 104 |
| | $ | 90 |
| | $ | 14 |
| | $ | 310 |
| | $ | 185 |
| | $ | 125 |
|
USAC部门的投资反映了USAC的综合结果。
部分调整的EBITDA。为三个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，分部调整的EBITDA与我们在USAC部门的投资有关。增加由于下列因素的净影响：
| |
• | 增加.700万美元在细分利润方面，主要是由于美国原油和天然气产量增加，对压缩服务的需求增加； |
| |
• | 减少 700万美元 在业务费用方面，主要是由于外部维修服务减少300万美元，从价税减少200万美元，主要是由于本期间收到的前一年退款，直接劳动力费用减少200万美元，运输和货运等间接费用减少100万美元，但因创收马力增加零件和液体费用增加300万美元而部分抵消； |
| |
• | 减少 200万美元 在销售方面，一般和行政费用主要是2018年期间完成的交易引起的与交易有关的费用。 |
上文所列数额 九个月结束 2019年9月30日 反映了USAC的综合结果。周期间的变化主要是由于USAC从2018年4月2日开始合并，这一日期是ET获得USAC控制权的日期。
所有其他
|
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 三个月结束
九月三十日 | | | | 九个月结束
九月三十日 | | |
| 2019 | | 2018 | | 变化 | | 2019 | | 2018 | | 变化 |
收入 | $ | 441 |
| | $ | 525 |
| | $ | (84 | ) | | $ | 1,276 |
| | $ | 1,599 |
| | $ | (323 | ) |
产品销售成本 | 393 |
| | 500 |
| | (107 | ) | | 1,138 |
| | 1,421 |
| | (283 | ) |
段缘 | 48 |
| | 25 |
| | 23 |
| | 138 |
| | 178 |
| | (40 | ) |
商品风险管理活动未实现(收益)损失 | 1 |
| | 7 |
| | (6 | ) | | (4 | ) | | 9 |
| | (13 | ) |
营业费用，不包括非现金补偿费用 | (39 | ) | | (9 | ) | | (30 | ) | | (52 | ) | | (50 | ) | | (2 | ) |
销售、总务和行政费用，不包括非现金补偿费用。 | (11 | ) | | (35 | ) | | 24 |
| | (45 | ) | | (83 | ) | | 38 |
|
调整后的与未合并附属公司有关的EBITDA | — |
| | 2 |
| | (2 | ) | | 1 |
| | 1 |
| | — |
|
其他和冲销 | 36 |
| | (5 | ) | | 41 |
| | 42 |
| | (6 | ) | | 48 |
|
分段调整的EBITDA | $ | 35 |
| | $ | (15 | ) | | $ | 50 |
| | $ | 80 |
| | $ | 49 |
| | $ | 31 |
|
我们所有其他部分所反映的数额主要包括：
| |
• | 在PES中的非控制性利益。在PES 2018年8月重组之前，ETO的33%对PES的兴趣被反映为一个松散的附属公司；2018年8月重组之后，ETO持有大约一个7.4%对PES的兴趣不再反映PES作为附属机构的地位； |
部分调整的EBITDA。为三个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，分段调整的EBITDA与我们所有其他部门有关。增加由于下列因素的净影响：
| |
• | 增加. 500万美元 从已确定的衍生产品中提取； |
| |
• | 增加. 600万美元 确认与破产有关的递延收入；及 |
| |
• | 减少 2 400万美元 在销售、一般和行政费用方面，包括减少 900万美元 在并购费用方面，减少了 600万美元 在专业费用方面，并减少了 400万美元 保险费用。 |
部分调整的EBITDA。为九个月结束 2019年9月30日与去年同期相比，分段调整的EBITDA与我们所有其他部门有关。减少由于下列因素的净影响：
| |
• | 增加.1 300万美元 从公园、贷款和储存活动中获得的收益； |
| |
• | 增加. 600万美元 确认与破产有关的递延收入；及 |
| |
• | 减少 3 800万美元 在销售方面，一般和行政费用主要是由于较低的合并和收购及其他费用；被部分抵销 |
| |
• | 减少 3 600万美元 由于清洁发展机制于2018年4月对USAC作出了贡献，此后CDM反映在USAC分部的投资中； |
| |
• | 减少 500万美元 由于我们的压缩机设备业务收入减少。 |
流动性和资本资源
概述
只限于母公司
母公司的现金流量主要来源于与其对ETO的投资有关的分配，ETO的现金流来自其子公司，包括ETO对Sunoco LP和USAC的投资。
母公司的主要现金需求是支付一般和行政费用、偿债要求和分配给其合作伙伴。母公司目前希望通过其对ETO的直接和间接投资，为这些项目的短期需求提供资金。母公司在满足上述现金需求后，每季度将其可用现金分配给其Unitholers。
母公司期望ETO及其在Sunoco LP和USAC的子公司和投资公司利用它们的资源以及运营中的现金，为其宣布的增长资本支出和营运资本需求提供资金；然而，母公司可以不时发行债务或股权证券，因为它认为为其子公司的新资本项目或其他合伙目的提供流动资金是明智的。
伊藤
ETO能否履行其义务并向母公司分配薪酬将取决于其未来的业绩，这将取决于当前的经济、金融、商业和天气状况以及其他因素，其中许多因素是ETO管理层无法控制的。
ETO目前预计2019在以下范围内：
|
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 生长 | | 维修 |
| 低层 | | 高 | | 低层 | | 高 |
州内运输和储存 | $ | 75 |
| | $ | 100 |
| | $ | 35 |
| | $ | 40 |
|
州际运输和储存 (1) | 250 |
| | 275 |
| | 145 |
| | 150 |
|
中流 | 675 |
| | 700 |
| | 145 |
| | 150 |
|
NGL和成品油运输和服务 | 2,475 |
| | 2,500 |
| | 90 |
| | 100 |
|
原油运输和服务 (1) | 300 |
| | 325 |
| | 100 |
| | 110 |
|
所有其他(包括冲销) | 150 |
| | 175 |
| | 50 |
| | 55 |
|
资本支出总额 | $ | 3,925 |
| | $ | 4,075 |
| | $ | 565 |
| | $ | 605 |
|
| |
(1) | 包括与ETO按比例拥有的Bakken、Rover和Bayou Bridge管道项目有关的资本支出。 |
ETO预计，2020年的增长资本支出约为40亿美元，其中不包括Sunoco LP、USAC以及与SemGroup收购相关的支出。
ETO的天然气和液体业务所使用的资产，包括管道、集输系统和相关设施，一般都是长期资产，不需要大量的维护资本支出。因此，ETO对其业务中的维持资本支出没有任何重大的财务承诺。ETO不时由于一些因素而导致管道成本增加，包括但不限于：轧机的延误、能够及时生产大直径管道的钢厂选择有限、钢材价格上涨以及ETO无法控制的其他因素；然而，ETO已将这些因素纳入其预计的每年增长资本支出中。
ETO一般以经营活动的现金流量为维持性资本支出和分配提供资金。ETO一般希望通过信贷贷款、长期债务、增发优先股或两者结合的方式，为增长的资本支出提供资金。
Sunoco LP
不包括收购，Sunoco LP目前预计将花费大约 1.15亿美元 关于增长资本和 4 000万美元 论全年维修资金 2019.
美援
USAC目前计划花费大约 2 800万美元 2019年期间的维持资本支出，包括库存消耗的部件。
在不影响任何装备的情况下，USAC可能会根据未来的任何收购获得任何设备，它目前已将预算安排在 1.45亿美元和1.55亿美元 扩大资本支出。截至 2019年9月30日，USAC对购买有约束力的承诺。 4 800万美元 额外的压缩单元和系列化部件，所有这些USAC预计将在整个2019年和2020年交付。
现金流量
我们未来的现金流可能会因为一些我们无法控制的因素而发生变化。这些因素包括监管变化、我们子公司的产品和服务的价格、对此类产品和服务的需求、商品价格重大变化所产生的保证金要求、经营风险、收购的成功整合以及其他因素。
经营活动
经营活动期间现金流量的变化主要是由于收益的变化(如上文“经营结果”所述)，不包括非现金项目的影响以及经营资产和负债的变化(扣除收购的影响)。非现金项目包括经常性的非现金费用，如折旧、损耗和摊销费用以及非现金补偿费用。这个增加在折旧方面，所列期间的耗损和摊销费用主要是由于建造和购置资产造成的，而非现金补偿费用的变化则是由于授予单位数量的变化和此类赠款的公允价值估计数的变化造成的。经营活动的现金流量也不同于收益，因为非现金费用可能不是经常发生的，例如减值费用和建筑期间使用的股本基金备抵。在ETO有大量州际管道建设在建的时期，施工期间使用的股本资金备抵额有所增加。各期间经营资产和负债的变化是由于价格风险管理资产和负债的价值变化、应收账款收取时间、应付账款付款时间、库存的购买和销售时间以及从客户收到预付款和存款的时间等因素造成的。
截至9月30日的9个月， 2019相比较截至9月30日的9个月， 2018。现金由期间的业务活动2019曾.59.7亿美元相比较53亿美元为2018而持续经营的收入是35.5亿美元和27.8亿美元为2019和2018分别。业务活动提供的净收入与净现金之间的差额截至9月30日的9个月， 2019主要包括经营资产和负债的净变动(扣除收购的影响)2.47亿美元和其他非现金项目总计24.4亿美元.
非现金活动2019和2018主要包括折旧、损耗和摊销23.4亿美元和21.1亿美元的非现金补偿费用8 500万美元和8 200万美元清单估价调整数7 100万美元和5 000万美元的递延所得税1.91亿美元和100万美元分别。非现金活动还包括债务清偿方面的损失2019和2018的1 800万美元和1.06亿美元的减值损失6 200万美元2019年。
合并后的附属机构活动2019和2018由.的收益中的权益构成2.24亿美元和2.58亿美元和收到的现金分配2.54亿美元和2.2亿美元分别。
已付利息，扣除资本利息后的现金15.7亿美元和14.1亿美元为九个月结束 2019年9月30日和2018分别。
资本化利息1.45亿美元和2.22亿美元为九个月结束 2019年9月30日和2018分别。
投资活动
投资活动的现金流量主要包括为收购支付的现金、资本支出、对我们合资企业的现金捐助以及出售或资产或企业捐款的现金收益。此外，如果股权投资分配被认为是伙伴关系投资的回报，则投资活动的现金流量中也包括股权投资的分配。期间间资本支出的变化主要是由于我们的增长资本支出增加或减少，以资助我们的建设和扩建项目。
截至9月30日的9个月， 2019相比较截至9月30日的9个月， 2018. 现金用于期间的投资活动2019曾.44.2亿美元相比较47.6亿美元为2018。资本支出总额(不包括备抵)
(B)建筑期间使用的股本资金和用于协助建筑费用的捐款净额)2019都是41.2亿美元相比较50.8亿美元为2018。与我们的资本支出有关的更多细节见下表。期间2019，我们收到9 300万美元出售附属公司非控制性权益并支付的现金收益700万美元所有其他收购的现金。期间2018，我们收到4.61亿美元与USAC收购和支付相关的净现金收入2.33亿美元所有其他收购的现金。
以下是基本建设支出摘要(仅包括我们在Bakken、Rover和BayouBridge管道项目中所占的比例份额以及用于帮助建造费用的捐款净额) 截至9月30日的9个月， 2019:
|
| | | | | | | | | | | |
| 期间记录的资本支出 |
| 生长 | | 维修 | | 共计 |
州内运输和储存(1) | $ | 61 |
| | $ | 39 |
| | $ | 100 |
|
州际运输和储存 | 194 |
| | 95 |
| | 289 |
|
中流 | 535 |
| | 105 |
| | 640 |
|
NGL和成品油运输和服务 | 1,956 |
| | 69 |
| | 2,025 |
|
原油运输和服务 | 239 |
| | 58 |
| | 297 |
|
对Sunoco LP的投资 | 80 |
| | 23 |
| | 103 |
|
对USAC的投资 | 137 |
| | 22 |
| | 159 |
|
所有其他(包括冲销) | 134 |
| | 29 |
| | 163 |
|
资本支出总额 | $ | 3,336 |
| | $ | 440 |
| | $ | 3,776 |
|
| |
(1) | 为 截至9月30日的9个月， 2019，州内运输和储存部门的增长资本支出反映了根据以往各期的资本支出出售Red Bluff Express管道非控制权益所得的收益。 |
筹资活动
各期间融资活动的现金流量变化主要是由于借款和股票发行水平的变化，这些变化主要用于为我们的收购和增长资本支出提供资金。各期之间的分配是根据共同单位数目的增加或分配率的增加而增加的。
截至9月30日的9个月， 2019相比较截至9月30日的9个月， 2018.现金用于期间的筹资活动2019曾.17.5亿美元相比较32.1亿美元为2018。期间2019，我们的子公司收到7.8亿美元子公司提供的净收入。在……里面2018，我们的子公司收到13.9亿美元子公司提供的净收入。期间2019，我们有网增加在我们的债务水平上8.78亿美元与网相比减少的12.亿美元为2018。在……里面2019和2018，我们支付了1.14亿美元和1.88亿美元分别。
在……里面2019，我们支付了233亿美元向我们的合作伙伴和我们的子公司支付12.7亿美元不受控制的利益。在……里面2018，我们支付了8.86亿美元向我们的合作伙伴和我们的子公司支付27.4亿美元不受控制的利益。此外，我们的子公司还收到了2.78亿美元的非控制权益的现金2019相比较4.38亿美元在……里面2018.
停止业务
停止经营的现金流反映了与Sunoco LP零售撤资相关的现金流。
截至9月30日的9个月， 2019相比较截至9月30日的9个月， 2018. 期间没有与停止的业务有关的现金流动2019。现金由期间停止业务2018曾.27.4亿美元，产生于现金用于的业务活动4.8亿美元，现金由投资活动32.1亿美元的流动资产中包括现金的变动1 100万美元.
负债描述
我们的未清综合负债如下：
|
| | | | | | | |
| 2019年9月30日 | | 2018年12月31日 |
母公司负债： | | | |
ET高级债券将於2020年10月到期 | $ | 52 |
| | $ | 1,187 |
|
高级债券将於2023年3月到期 | 5 |
| | 1,000 |
|
高级债券将於2024年1月到期 | 23 |
| | 1,150 |
|
高级债券将於2027年6月到期 | 44 |
| | 1,000 |
|
ET高级定期担保贷款 | — |
| | 1,220 |
|
附属负债： | | | |
ETO高级注释(1) | 36,117 |
| | 28,755 |
|
跨西部高级注释 | 575 |
| | 575 |
|
高级票据 | 236 |
| | 385 |
|
Bakken高级注释 | 2,500 |
| | — |
|
Sunoco LP高级债券及与租赁有关的债务 | 2,946 |
| | 2,307 |
|
USAC高级注释 | 1,475 |
| | 725 |
|
信贷设施和商业票据： | | | |
2023年12月到期的50亿埃托万美元循环信贷贷款(2) | 2,608 |
| | 3,694 |
|
巴肯项目25亿美元信贷机制应于2019年8月到期 | — |
| | 2,500 |
|
Sunoco LP 15.5亿美元循环信贷贷款将于2023年7月到期 | 154 |
| | 700 |
|
16亿美元循环信贷机制，应于2023年4月到期 | 395 |
| | 1,050 |
|
其他长期债务 | 4 |
| | 7 |
|
未摊销保费，扣除折扣和公允价值调整数 | 6 |
| | 21 |
|
递延债务发行成本 | (286 | ) | | (248 | ) |
债务总额 | 46,854 |
| | 46,028 |
|
减：长期债务的当前到期日 | 14 |
| | 2,655 |
|
长期债务，减去当期到期日 | $ | 46,840 |
| | $ | 43,373 |
|
| |
(1) | 年内ETO高级注释的增加 九个月结束 2019年9月30日 包括 42.1亿美元 与ET-ETO高级票据交换及 40亿美元 发行于2019年1月发行的高级票据，下文将对这两种发行方式进行讨论。这个 2019年9月30日 余额还包括 2.5亿美元 合计本金 5.50% 高级债券应于2020年2月15日到期，总本金为4亿美元，债券本金为5.75%，应于2020年9月1日到期 被归类为长期的 2019年9月30日 因为管理层有长期再融资的意图和能力。 |
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(2) | 包括21.5亿美元和23.4亿美元未兑现的商业票据2019年9月30日和2018年12月31日分别。 |
最近的交易
ETO定期贷款
2019年10月17日，Eto签订了一项定期贷款信贷协议，规定20亿美元三年期贷款信贷安排。根据定期贷款协议借款将于2022年10月17日到期，可用于周转资金和一般合伙用途。定期贷款协议将无担保，并将由我们的子公司，Sunoco物流合作伙伴业务L.P担保。
定期贷款协议下的借款将按照Eto的选择，以欧元美元利率或基准利率计算利息，并提供适用的保证金。与利率相关的适用保证金和适用利率依据的是分配给ETO高级、无担保、非信贷强化的长期债务的信用评级。
ET定期贷款机制
2019年1月15日，ET根据其高级担保定期贷款协议全额偿还了所有未偿还的借款，随后终止了定期贷款协议。关于期限贷款协议的终止，担保合伙某些系列未清高级票据的担保品是根据适用于此类高级票据的契约条款释放的。
ET-ETO高级债券交易所
2019年2月，ETO开始提议将ET所有尚未发行的高级票据换成ETO发行的高级票据。97% ET的高级债券已被投标并接受，几乎所有的交易所都于2019年3月25日结算。在交易所之后，截至2019年9月30日仍未投标但仍未结清的ET高级债券如下：
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• | 5 200万美元合计本金7.50%高级说明应于2020年到期； |
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• | 500万美元合计本金4.25%高级说明到期2023年； |
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• | 2 300万美元合计本金5.875%到期日期为2024年的高级票据；以及 |
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• | 4 400万美元合计本金5.50%高级音符到期2027年。 |
与交易所有关，ETO大约发行了 42.1亿美元 下列高级债券的总本金：
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• | 11.4亿美元 合计本金 7.50% 高级说明-应于2020年提交; |
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• | 9.95亿美元 合计本金 4.25% 高级票据到期2023年; |
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• | 11.3亿美元 合计本金 5.875% 高级票据到期2024年；和 |
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• | 9.56亿美元 合计本金 5.50% 高级票据到期日期2027年. |
高级票据是根据1933年“证券法”(经修订)注册的。ETO公司可以随时或不时根据与高级票据有关的契约条款及相关的契约补充条款，赎回部分或全部高级票据。高级债券的本金在到期时支付，利息每半年支付一次.
高级票据与ETO的现有和未来的高级债务在支付权上是平等的，对未来的次级债务ETO可能产生的任何次级债务的偿付权也是优先的。每个系列的票据最初将由我们的子公司Sunoco后勤合作伙伴运营有限公司在高级无担保的基础上保证我们的其他长期债务的全部和无条件的保证。对每一批票据的担保与Sunoco后勤合作伙伴业务有限公司现有和未来的所有高级债务，包括其高级票据，在支付权利上都是平等的。
ETO高级债券发行及赎回
2019年1月，ETO发表了下列高级说明：
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• | 7.5亿美元 合计本金 4.50% 高级票据到期2024年; |
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• | 15亿美元 合计本金 5.25% 高级票据到期2029年；和 |
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• | 17.5亿美元 合计本金 6.25% 高级票据到期2049年. |
高级票据是根据1933年“证券法”(经修订)注册的。ETO公司可以随时或不时根据与高级票据有关的契约条款及相关的契约补充条款，赎回部分或全部高级票据。高级债券的本金在到期时支付，利息每半年支付一次.
高级票据与ETO的现有和未来的高级债务在支付权上是平等的，对未来的次级债务ETO可能产生的任何次级债务的偿付权也是优先的。每个系列的票据最初将由我们的子公司Sunoco后勤合作伙伴运营有限公司在高级无担保的基础上保证我们的其他长期债务的全部和无条件的保证。对每一批票据的担保与Sunoco后勤合作伙伴业务有限公司现有和未来的所有高级债务，包括其高级票据，在支付权利上都是平等的。
这个39.6亿美元 发行所得的净收益用于向ET提供公司间贷款(ET用于全额偿还其定期贷款)，用于一般合伙目的，并在到期时赎回以下所有资产：
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• | 伊藤氏 4亿美元 合计本金 9.70% 高级债券将于2019年3月15日到期; |
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• | 伊藤氏 4.5亿美元 合计本金 9.00% 高级债券应于2019年4月15日到期；和 |
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• | 潘汉特氏 1.5亿美元 合计本金 8.125% 高级债券应于2019年6月1日到期. |
高级债券赎回
在2019年6月，潘汉迪的 1.5亿美元 合计本金 8.125% 高级债券到期，并根据附属机构贷款协议偿还与ETO。
巴肯高级债券发行
2019年3月，达科他州Access公司的全资子公司中西部连接器资本有限公司(MidwestConnector Capital Company LLC)发行了以下与Bakken管道相关的高级债券:
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• | 6.5亿美元 合计本金 3.625% 高级票据到期2022年; |
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• | 10亿美元 合计本金 3.90% 高级票据到期2024年；和 |
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• | 8.5亿美元 合计本金 4.625% 高级票据到期2029年. |
这个 24.8亿美元 在出售所得的净收益中，全部用于偿还Bakken信贷机制的所有未清款项，该机制被终止。
Sunoco LP高级债券发售
2019年3月，Sunoco LP发行 6亿美元 合计本金 6.00% 高级债券到期2027年私人配售给合资格的买家。此次发行的净收益被用于偿还Sunoco LP在其信贷安排下的部分现有借款。2019年7月，Sunoco LP公司完成了以基本相同的条件将这些票据兑换成注册票据的工作。
USAC高级债券发行
在2019年3月，USAC发布了 7.5亿美元 合计本金 6.875% 高级无担保票据到期2027年私人配售给符合条件的买家。此次发行的净收益用于偿还USAC在其信贷安排下的部分现有借款，并用于一般合作目的。
信贷设施及商业票据
ETO五年信贷安排
Eto的循环信贷贷款(“ETO五年信贷贷款”)允许无担保的借款最多可达 50亿美元 并于2023年12月1日到期。Eto五年期信贷机制包含手风琴功能，在此基础上，总承付款额可增加至 60亿美元 在特定条件下。
截至 2019年9月30日，Eto五年期信贷额度 26.1亿美元未偿还的借款，21.5亿美元其中是商业票据。可供日后借入的款额如下： 23.2亿美元 在考虑到信用证后 7700万美元。截至2005年12月31日未付总额的加权平均利率 2019年9月30日 曾. 2.77%.
ETO 364日设施
Eto的364天循环信贷贷款(“Eto 364天贷款”)允许无担保的借款最多可达 1亿美元 并于2019年11月29日到期。 截至 2019年9月30日，Eto 364天设施 不 未偿借款。
Sunoco LP信贷机制
Sunoco LP维护 15亿美元 循环信贷工具(“Sunoco LP信贷工具”)，于2023年7月到期。截至 2019年9月30日，Sunoco LP信贷机构 1.54亿美元 未偿还借款和 800万美元 备用信用证。截至 2019年9月30日 苏诺科 13.4亿美元在Sunoco LP信贷机制下的可用性。截至2005年12月31日未付总额的加权平均利率 2019年9月30日曾.4.04%.
USAC信贷机制
USAC维持 16.6亿美元 循环信贷设施(“USAC信贷机制”)，可能进一步增加 4亿美元，在2023年4月到期。截至 2019年9月30日，USAC信贷机构 3.95亿美元 未偿还借款和 不 未付信用证。截至 2019年9月30日，USAC 12.1亿美元 在符合适用的财务契约的情况下，可获得的借款能力 4.1亿美元 在USAC信贷机制下。截至2005年12月31日未付总额的加权平均利率 2019年9月30日曾.4.73%.
与我们的信贷协议有关的契约
到目前为止，我们和我们的子公司遵守了与我们各自的信贷协议有关的所有要求、测试、限制和契约。2019年9月30日.
现金分配
母公司支付的现金分配
根据母公司合伙协议，母公司将在每个会计季度结束后50天内分发合伙协议中规定的所有可用现金。就任何季度而言，可用现金通常是指在该季度结束时手头的所有现金减去我们的普通合伙人为满足未来的现金需求而需要或适当的合理酌处权下必要或适当的现金储备数额。
之后宣布和/或支付的分发 2018年12月31日 情况如下：
|
| | | | | | | | |
季度结束 | | 记录日期 | | 付款日期 | | 率 |
(2018年12月31日) | | (一九二九年二月八日) | | (一九二九年二月十九日) | | $ | 0.3050 |
|
(一九二零九年三月三十一日) | | 2019年5月7日 | | 2019年5月20日 | | 0.3050 |
|
2019年6月30日 | | (2019年8月6日) | | (2019年8月19日) | | 0.3050 |
|
2019年9月30日 | | (2019年11月5日) | | (2019年11月19日) | | 0.3050 |
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子公司支付的现金分配
ETO、Sunoco LP和USAC各自的合作协议要求它们在每个季度结束时分发手头的所有现金，而不是由各自普通合伙人董事会确定的适当准备金。
ETO支付的现金分配
ETO之后宣布和/或支付的ETO优先单位的分布情况2018年12月31日情况如下：
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
结束期 | | 记录日期 | | 付款日期 | | 系列A (1) | | 系列B (1) | | 系列C | | 系列D | | 系列E(2) |
2018年12月31日 | | 2019年2月1日 | | 2019年2月15日 | | $ | 31.25 |
| | $ | 33.125 |
| | $ | 0.4609 |
| | $ | 0.4766 |
| | $ | — |
|
2019年3月31日 | | 2019年5月1日 | | 2019年5月15日 | | — |
| | — |
| | 0.4609 |
| | 0.4766 |
| | — |
|
2019年6月30日 | | 2019年8月1日 | | 2019年8月15日 | | 31.25 |
| | 33.125 |
| | 0.4609 |
| | 0.4766 |
| | 0.5806 |
|
2019年9月30日 | | 2019年11月1日 | | 2019年11月15日 | | — |
| | — |
| | 0.4609 |
| | 0.4766 |
| | 0.4750 |
|
| |
(1) | 伊藤A系列优先单元和ETO系列B优先单元分配按半年支付。 |
| |
(2) | 伊藤与终了期间有关的E系列优先股分配情况 2019年6月30日 表示按比例分配的初始分布。 |
Sunoco有限公司支付的现金分配
之后Sunoco LP声明和/或支付的分发 2018年12月31日 情况如下：
|
| | | | | | | | |
季度结束 | | 记录日期 | | 付款日期 | | 率 |
2018年12月31日 | | (一九二九年二月六日) | | (一九二九年二月十四日) | | $ | 0.8255 |
|
2019年3月31日 | | 2019年5月7日 | | 2019年5月15日 | | 0.8255 |
|
2019年6月30日 | | (2019年8月6日) | | (2019年8月14日) | | 0.8255 |
|
2019年9月30日 | | (2019年11月5日) | | (2019年11月19日) | | 0.8255 |
|
由USAC支付的现金分配
之后由USAC宣布和/或支付的分发 2018年12月31日 情况如下：
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| | | | | | | | |
季度结束 | | 记录日期 | | 付款日期 | | 率 |
2018年12月31日 | | (一九二零九年一月二十八日) | | (一九二九年二月八日) | | $ | 0.5250 |
|
2019年3月31日 | | (一九二零九年四月二十九日) | | 2019年5月10日 | | 0.5250 |
|
2019年6月30日 | | (一九二零九年七月二十九日) | | (2019年8月9日) | | 0.5250 |
|
2019年9月30日 | | (2019年10月28日) | | (2019年11月8日) | | 0.5250 |
|
估计数和关键会计政策
会计政策的选择和应用是随着企业经营活动的演变和会计准则的发展而发展起来的一个重要过程。会计规则一般不涉及对备选方案的选择，而是涉及对现有规则的实施和解释，以及对业务中存在的具体情况所适用的判断的使用。我们尽一切努力适当遵守所有适用的规则，我们相信会计规则的适当实施和一致适用是至关重要的。我们在我们的合并财务报表的附注2中描述了我们的重要会计政策，这些财务报表载于我们向证券交易委员会提交的10-K表格年度报告中。2019年2月22日。见注1在“项目1.财务报表”中提供关于伙伴关系与租赁会计有关的关键会计政策最近变化的信息。
最近的会计声明
见注1在本季度报告所附未经审计的临时合并财务报表中列入“项目1.财务报表”，以了解最近的会计公告。
项目3.市场风险的定量和定性披露
第3项所载资料更新，并应与伙伴关系年度报告第二部分第7A项所载资料一并阅读。2018年12月31日2018年2月23日提交证券交易委员会，此外还附上本季度报告第10-Q表第1和第2项所载财务状况和经营结果的说明和管理层的讨论和分析。我们对市场风险的定量和定性披露，与我们在截至年底的10-K表格年报中所讨论的内容是一致的。2018年12月31日。自2018年12月31日，我们的主要市场风险敞口或这些风险的管理方式没有实质性变化。
商品价格风险
下表总结了我们与商品有关的金融衍生工具和公允价值，包括与我们的合并子公司有关的衍生产品，以及假定商品基础价格变动10%的影响。美元数额以百万计。
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| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2019年9月30日 | | 2018年12月31日 |
| 概念体积 | | 公允价值资产(负债) | | 假设10%变化的影响 | | 概念体积 | | 公允价值资产(负债) | | 假设10%变化的影响 |
市场衍生工具 | | | | | | | | | | | |
(交易) | | | | | | | | | | | |
天然气(BBtu)： | | | | | | | | | | | |
基础互换-红十字与红新月联会/纽约MEX(1) | 20,563 |
| | $ | (2 | ) | | $ | 5 |
| | 16,845 |
| | $ | 7 |
| | $ | 1 |
|
固定互换/期货 | 1,723 |
| | — |
| | — |
| | 468 |
| | — |
| | — |
|
备选方案-再投资 | — |
| | — |
| | — |
| | 10,000 |
| | — |
| | — |
|
电力(兆瓦)： | | | | | | | | | | | |
向前 | 2,847,350 |
| | 7 |
| | 7 |
| | 3,141,520 |
| | 6 |
| | 8 |
|
期货 | 222,440 |
| | (1 | ) | | — |
| | 56,656 |
| | — |
| | — |
|
备选方案-再投资 | 515,317 |
| | — |
| | — |
| | 18,400 |
| | — |
| | — |
|
备选方案-再接电话 | (756,153 | ) | | (1 | ) | | — |
| | 284,800 |
| | 1 |
| | — |
|
(非贸易) | | | | | | | | | | | |
天然气(BBtu)： | | | | | | | | | | | |
基础互换-红十字与红新月联会/纽约MEX | (23,653 | ) | | (26 | ) | | 16 |
| | (30,228 | ) | | (52 | ) | | 13 |
|
挥杆互换-红十字与红新月联会 | 22,365 |
| | (4 | ) | | 2 |
| | 54,158 |
| | 12 |
| | — |
|
固定互换/期货 | 2,323 |
| | 1 |
| | — |
| | (1,068 | ) | | 19 |
| | 1 |
|
远期实物合同 | (29,492 | ) | | 3 |
| | 7 |
| | (123,254 | ) | | (1 | ) | | 32 |
|
NGLs(MBBLS)-远期/互换 | (9,687 | ) | | 50 |
| | 46 |
| | (2,135 | ) | | 67 |
| | 67 |
|
成品油(MBBLS)-期货 | (906 | ) | | (2 | ) | | 5 |
| | (1,403 | ) | | (8 | ) | | 6 |
|
原油(MBBLS)-远期/互换 | 9,510 |
| | 42 |
| | 4 |
| | 20,888 |
| | (60 | ) | | 29 |
|
玉米(千蒲式耳) | (1,760 | ) | | — |
| | 1 |
| | (1,920 | ) | | — |
| | 1 |
|
公允价值套期保值衍生工具 | | | | | | | | | | | |
(非贸易) | | | | | | | | | | | |
天然气(BBtu)： | | | | | | | | | | | |
基础互换-红十字与红新月联会/纽约MEX | (31,703 | ) | | 1 |
| | 8 |
| | (17,445 | ) | | (4 | ) | | — |
|
固定互换/期货 | (31,703 | ) | | 14 |
| | 8 |
| | (17,445 | ) | | (10 | ) | | 6 |
|
| |
(1) | 包括与休斯顿船舶航道、瓦哈集线器、NGPL德州、西路易斯安那州和亨利枢纽地点有关的未结算头寸总额。 |
与商品有关的金融头寸的公允价值是使用独立的第三方价格、现成的市场信息和适当的估值技术来确定的。非交易头寸抵消了对现金市场的实物敞口；这些抵消实物敞口都不包括在上表中。价格风险敏感性是通过假设价格理论上的10%的变动(增减)来计算的，而不论这些工具的合同价格与基本商品价格之间的期限或历史关系如何。结果按绝对值表示，并表示净收益或其他综合收入中的潜在损益。如果即时月份天然气价格实际变动10%，则由于金融工具何时结算、金融工具与之挂钩的地点(即基础掉期)以及即时月份和远期月份之间的关系等因素，我们的总衍生产品组合的公允价值不得变动10%。
利率风险
截至2019年9月30日，我们和我们的子公司37.6亿美元浮动利率债务的余额。假设100个基点的变动将导致利息费用的最大潜在变化3800万美元每年；然而，我们的实际
由于利率下限包括在我们的可变利率债务工具中，利息费用的变化在一定时期内可能较小。我们通过利用利率掉期来管理部分利率敞口，包括提前启动利率互换锁定部分预期债务发行的利率。
下表汇总了我们未偿还的利率掉期(以百万美元计)，其中没有一个被指定为会计用途的对冲工具：
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| | | | | | | | | | |
术语 | | 类型(1) | | 未付名义金额 |
2019年9月30日 | | 2018年12月31日 |
2019年7月(2) | | 远期-开始支付3.56%的固定利率并接受浮动利率 | | $ | — |
| | $ | 400 |
|
2020年7月(2) | | 远期-开始支付3.52%的固定利率并接受浮动利率 | | 400 |
| | 400 |
|
2021年7月(2) | | 远期-开始支付3.55%的固定利率并接受浮动利率 | | 400 |
| | 400 |
|
2022年7月(2) | | 远期-开始支付3.80%的固定利率并接受浮动利率 | | 400 |
| | — |
|
2019年3月 | | 支付浮动利率并获得1.42%的固定利率 | | — |
| | 300 |
|
| |
(2) | 表示生效日期。这些远期启动互换的期限为30年，强制终止日期与生效日期相同。 |
假设这些利率掉期利率变动100个基点，则利率衍生工具的公允价值及收益(在利率衍生工具的损益中确认)会出现净变动。3.62亿美元截至2019年9月30日。对于远期利率互换，假设利率100个基点的变化不会影响现金流量，直到掉期结算。
项目4.管制和程序
对披露控制和程序的评估
我们制定了披露控制和程序，以确保我们，包括我们的合并实体在根据“外汇法”提交或提交的报告中披露的信息在证券交易委员会规则和表格规定的时限内得到记录、处理、汇总和报告。
在我们的普通合伙人的高级管理人员，包括首席执行官(“首席执行干事”)和首席财务官(“首席财务官”)的监督和参与下，我们评估了我们的披露控制和程序，因为根据“交易所法”颁布的规则13a-15(E)规定了这一术语。根据这一评价，我们的普通合伙人的首席执行干事和首席财务干事得出结论，我们的披露控制和程序在2019年9月30日确保在我们根据“交易所法”提交或提交的报告中要求我们披露的信息(1)在证券交易委员会规则和表格规定的期限内记录、处理、汇总和报告，(2)积累并传达给管理层，包括我们普通合伙人的首席执行干事和首席财务官，以便及时作出关于所需披露的决定。
财务报告内部控制的变化
在截至2019年9月30日的三个月内，伙伴关系，包括其某些子公司，实施了企业资源规划(ERP)系统，以更新现有技术，并整合、简化和规范伙伴关系及其子公司之间的流程。因此，我们对内部控制进行了修改，以处理受企业资源规划实施影响的系统和(或)流程。企业资源规划系统的实施和相关的控制变更都不是针对伙伴关系对财务报告的内部控制方面的任何缺陷而进行的。
除上文所述外，在“外汇法”第13(A)-15(F)条或规则15d-15(F)中，我们对财务报告的内部控制没有任何变化。三个月结束 2019年9月30日这对我们财务报告的内部控制产生了重大影响，或相当可能产生重大影响。
第二部分-其他资料
项目1.法律程序
有关法律程序的资料，请参阅我们向证券交易委员会提交的10-K表格年报2019年2月22日和注意事项11-能源转移有限公司及附属公司合并财务报表附注的规管事项、承担、意外开支及环境负债-本季度第10至Q表所载截至本季度的财务报表2019年9月30日.
此外，根据联邦、州和地方有关向环境排放材料或保护环境的规定，我们收到了违反和可能罚款的通知。虽然我们相信，即使以下所列的任何一项或多项环境诉讼程序对我们不利，对我们的财务状况、经营结果或现金流量并无重大影响，但如我们合理地相信该等程序会导致超过以下数额的金钱制裁，则我们须报告政府程序。$100,000.
根据表格10-Q的指示，本部分第1项所披露的事项包括：(1)在本报告所涉期间终止的任何应报告的法律程序；(2)在本报告所涉期间成为应报告事件的事项；或(3)在本报告所述期间发生重大进展的任何应报告的法律程序。
在2019年2月8日，PADEP向宾夕法尼亚州联邦法院提交了一份执行合规令的请愿书。法院于2019年2月14日发布命令，要求在2019年3月12日或之前提交对请愿书的答复，并定于2019年3月26日开庭审理。在2019年3月12日，东北地区答复了请愿。东北地区和东北地区已就“遵守令”中提出的问题达成了一项规定的命令，排除了举行听证会的必要性。联邦法院于2019年3月26日批准了规定的命令。2019年2月8日，联邦环境保护署还对我们或我们的任何子公司根据州水法对宾夕法尼亚州的任何项目提出的任何批准/许可申请或许可证修改，签发了许可证。该伙伴关系于2019年3月11日向宾夕法尼亚州环境听证会委员会提出了对该许可证的上诉。2019年5月14日，PADEP发布了一项关于对河流和湿地的影响的合规令。该伙伴关系于2019年6月14日就“溪流和湿地合规令”提出上诉。2019年8月5日，东北和伙伴关系收到传票，要求提供与革命管道和事件有关的文件和信息。ETC东北和合伙公司于2019年9月4日对传票提出上诉。
2019年6月4日，俄克拉荷马州公司委员会(“OCC”)运输司对苏人解提出申诉，要求对俄克拉荷马州Edmond附近2018年5月发生的一起断裂处以最高100万美元的罚款。破裂发生在诺布尔至道格拉斯8“管道上的一个外部腐蚀区域，造成大约15桶原油的释放。苏人解立即对释放作出回应，并与OCC合作对周围环境和管道进行了补救，OCC提出申诉称，苏人解未能为造成事故的管道提供充分的阴极保护，苏人解正与OCC谈判达成一项和解协议，惩罚较轻。
关于其他法律程序的说明，见注11列入“项目1.财务报表”的合并财务报表。
第1A项.危险因素
ET达成合并协议，ET将收购SemGroup，这带来了几个风险。有些风险类似于最近披露的与我们现有业务相关的风险。然而，这些风险中的某些是与我们的业务相关的新风险或已经变得更加重要的现有风险。以下风险因素应与“第一部分-1A项”中所述的风险因素一并解读。我们2018年12月31日截止的年度10-K年度报告中的风险因素，于2019年2月22日提交给美国证交会。
未能在预期的时间框架内成功地将能源转移和SemGroup的业务结合起来，可能会对能源转移的未来结果产生不利影响。
合并的成功将在一定程度上取决于能源转移的能力，以实现能源转移和SemGroup合并的预期效益。为了实现这些预期的效益，必须成功地将能源转移公司和SemGroup公司的业务结合起来。如果合并后的公司无法实现这些目标，则合并的预期效益可能无法充分实现或根本无法实现，或可能需要比预期更长的时间才能实现。此外，实际合并可能导致额外和不可预见的费用，这可能会降低合并的预期效益。
能源转移公司和SemGroup，包括各自的子公司，已经运营，在合并完成之前，将继续独立运营。整合过程有可能导致关键员工的流失，以及每家公司正在进行的业务的中断或其标准、控制、程序和政策的不一致。
任何或所有这些事件都可能对合并后公司与客户和雇员保持关系或实现合并预期利益的能力产生不利影响。两家公司的整合努力也会转移管理层的注意力和资源。这些整合问题可能会对每个能源转移和半导体集团产生不利影响。
项目5.其他资料
自2019年8月6日起，能源转让有限责任公司(“合伙”)的普通合伙人LGP，LLC董事会通过并执行了第7号修正案(“LP协议修正案”)，该修正案(“LP协议修正案”)是对合伙有限合伙的第三项修正和恢复协议，以插入与税务当局审查合伙事务有关的某些规定。
项目6.展品
如下所列证物存档或提供，作为本报告的一部分：
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展览编号 | | 描述 |
2.1 | | 截至2019年9月15日，能源转移公司、Nautilus公司、Sub LLC公司和SemGroup公司的合并协议和计划(参见表8-K，档案号1-32740，2019年9月16日提交) |
3.1 | | 能源转让权益有限合伙证书，L.P.(参照表格S-1表3.2，档案号333-128097，2005年9月2日提交) |
3.2 | | 截至2018年10月19日的“能源转让股份有限合伙企业证书修正案”(参照2018年10月19日提交的第8-K号表格表3.1第1-32740号文件) |
3.3 | | 2006年2月8日修订的“能源转让股权有限合伙协议”第三次修订(参照2006年2月14日提交的第8-K号表格第1-32740号文件表3.1) |
3.4 | | 2006年11月1日“能源转让股权有限合伙协议”第1至第3号修正和恢复协议(参照表10-K表3.3.1，档案号1-32740，2006年11月29日提交) |
3.5 | | 2007年11月9日“能源转让股权有限合伙协议”第2至第3号修正和恢复协议(参照2007年11月13日提交的表格8-K，第1-32740号文件表3.3.2) |
3.6 | | 2010年5月26日“能源转让股权有限合伙协议”第3至第3号修正和恢复协议(参照2000年6月2日提交的第8-K号表格第1-32740号文件表3.1) |
3.7 | | 修订第4号至第3号“能源转让股权有限合伙公司协议”，日期为2013年12月23日(参照2003年12月27日提交的表格8-K，第1-32740号文件表3.1) |
3.8 | | 2016年3月8日“能源转让股权有限合伙协议”第5至第3号修正案(参见表格8-K，第1-32740号文件，2016年3月9日提交) |
3.9 | | 截至2018年10月19日的“能源转让股权有限合伙公司第6至第3号修正和恢复协议”(参照2018年11月8日提交的第10-Q号表格，第1-32740号文件表3.9) |
3.10 | | 截至2019年8月6日的“能源转让有限合伙公司第7至第3号修正和恢复协议”(参见表10-Q表3.10，档案号1-32740，2019年8月8日提交) |
10.1 | | 支持协议，日期为2019年9月15日，能源转让有限公司、Nautilus公司合并Sub LLC、WP SemGroup Holdco LLC公司和SemGroup公司(参见表8-K表表10.1，档案号1-32740，2019年9月15日提交) |
10.2 | | 截至2019年10月17日在多伦多Dominion(得克萨斯州)有限责任公司能源转移业务中签订的定期贷款信贷协议，作为行政代理，其他贷款人和其中指名的其他各方(参见本报告表10.1)(2019年10月18日提交的表格8-K) |
10.3 | | 截至2019年10月17日Sunoco物流合作伙伴业务有限责任公司与多伦多Dominion(德克萨斯州)有限责任公司作为行政代理人的担保(参阅2019年10月18日提交的当前表格8-K报告的表10.2) |
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展览编号 | | 描述 |
31.1* | | 根据1934年“证券交易法”第13a-14(A)条或第15d-14(A)条根据2002年“萨班斯-奥克斯利法”第302条认证首席执行官 |
31.2* | | 根据1934年“证券交易法”第13a-14(A)条或第15d-14(A)条根据2002年“萨班斯-奥克斯利法”第302条认证首席财务官 |
32.1** | | 根据2002年“萨班斯-奥克斯利法”第906条通过的“美国法典”第1350条规定的首席执行官证书 |
32.2** | | 根据2002年“萨班斯-奥克斯利法”第906条通过的“美国法典”第1350条规定的首席财务官证书 |
101.SCH* | | XBRL分类法扩展模式文档 |
101.CAL* | | XBRL分类法计算链接库文档 |
101.DEF* | | XBRL分类法扩展定义文档 |
101.LAB* | | XBRL分类法标签链接库文档 |
101.PRE* | | XBRL分类法表示链接库文档 |
104 | | 封面交互数据文件(格式化为内联XBRL，包含在表101中) |
* | | 随函提交。 |
** | | 随函附上。 |
签名
根据1934年“证券交易法”的要求，登记人已正式安排由下列签名人代表其签署本报告，并正式授权。
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| | 能量传递LP |
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| | 通过： | | LEGP，LLC，它的普通合伙人 |
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日期： | 2019年11月7日 | 通过： | | /S/A.Troy SturRock |
| | | | A.特洛伊·斯托洛克 |
| | | | 高级副总裁、财务总监及首席会计主任(获正式授权代表注册人签署) |