由Energy Transfer LP提交

根据1933年证券法第425条

主题公司：Enable Midstream Partners，LP

委托文号：001-36413

日期：2021年5月6日

Energy Transfer报告2021年第一季度业绩

达拉斯-2021年5月6日-Energy Transfer LP(纽约证券交易所股票代码：ET)(或合伙企业)今天公布了截至2021年3月31日的季度创纪录的财务业绩。

ET报告截至2021年3月31日的三个月可归因于合作伙伴的净收入为32.9亿美元，与去年同期相比增加了41.4亿美元。在截至2021年3月31日的三个月里，每个有限合伙人单位(稀释后)的净收入为每单位1.21美元。

截至2021年3月31日的三个月调整后的EBITDA为50.4亿美元，而截至2020年3月31日的三个月的调整后EBITDA为26.4亿美元。

经调整后，截至2021年3月31日的三个月，合作伙伴的可分配现金流为39.1亿美元 ，而截至2020年3月31日的三个月为14.2亿美元。

第一季度的业绩反映了2月份冬季风暴的一次性影响，以及ET灵活、维护良好的资产基础的可靠运营，特别是其在德克萨斯州的储存和运输设施。风暴发生前，ET在关键资产上预先部署了员工和专用设备，并在管道中添加了管路包作为额外存储。风暴期间，员工全天24小时看守设施，ET的输电线路保持全面运行，合作伙伴尽其所能保持工厂运行和现场压缩空转，以便ET做好准备将天然气输送到德克萨斯州各地的设施，用于 居民消费和发电。由于多年来的重大资本投资、战略规划和敬业的员工队伍，ET能够持续提供能源，帮助满足整个历史性风暴中的关键需求。

主要成就和当前发展：

可操作的

•

2021年第一季度，该伙伴关系启用了其位于得克萨斯州尼德兰的乙烷出口设施 ，截至4月，已成功装载了三艘超大型乙烷运输船(VLEC)和另外三艘乙烷船只，使该设施装载的乙烷总量达到近350万桶。

•

该合作伙伴最近还完成了委托其PA Access Pipeline提供 成品油服务所需的最后演练。

•

2021年4月，ET宣布了一项协议，利用现有的管道资产将原油 从丹佛-朱利斯堡盆地和俄克拉何马州库欣扩大到ET的得克萨斯州尼德兰码头。

1

战略

•

2021年2月，合作伙伴宣布以72亿美元的全股权交易收购Enable Midstream Partners，LP (ENABLE)。根据与合并协议相关的支持协议，两个最大的Enable单位持有人已经提交了批准合并的 书面同意书。这些单位持有人合计拥有Enable现有普通单位79%的股份，因此这些同意足以批准合并。交易必须满足惯常的 成交条件，包括哈特-斯科特-罗迪诺法案(HSR)许可。我们预计联邦贸易委员会(联邦贸易委员会)将发出要求提供更多信息和文件材料的请求。我们仍然相信， 联邦贸易委员会将无条件批准这笔交易，我们仍然完全致力于根据合并协议的条款完成Enable合并，现在我们预计将在2021年下半年完成交易。

•

2021年4月，该合伙企业完成了几项内部重组交易，包括将 Energy Transfer Operating，L.P.直接合并为Energy Transfer LP。这些内部交易将简化合伙企业的结构并降低某些管理成本，从而使合伙企业未来受益。

•

ET继续寻求机会，通过更多地使用技术(如合作伙伴的双驱动压缩机)和支持发电项目(如Maplewood 2太阳能项目，这是合作伙伴关系有史以来第一个专门的太阳能合同)，在其整个 运营中减少合作伙伴关系的环境足迹。

金融

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2021年第一季度，合作伙伴使用运营现金减少了约37亿美元的未偿债务 。

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2021年4月，ET宣布，截至2021年3月31日的季度，ET普通单位的季度分配为每单位0.1525美元(折合成年率0.61美元) 。

•

截至2021年3月31日，合作伙伴6亿美元的循环信贷安排总共有50.8亿美元的可用能力，信贷协议定义的杠杆率为3.23倍。

•

对于2021年，合作伙伴关系之前的全年调整后EBITDA指导为106亿美元至110亿美元，其中包括与冬季风暴URI相关的约2亿美元。该伙伴关系现在预计，2021年风暴将带来约24亿美元的总影响。因此，ET将其 全年调整后EBITDA指导更新为129亿至133亿美元。这比ET之前调整后的EBITDA指导增加了大约1亿美元，不包括冬季风暴URI的全部影响。 这些估计不包括最近宣布的Enable收购的任何贡献。

•

在截至2021年3月31日的三个月里，合作伙伴在增长方面的资本支出约为3.6亿美元 。该伙伴关系现在预计2021年全年的增长资本支出约为16亿美元。

ET受益于具有卓越产品和地理多样性的资产组合。合作伙伴关系的多个细分市场产生高质量的 平衡收益，在截至2021年3月31日的三个月中，没有单一细分市场对合作伙伴关系合并调整后EBITDA的贡献超过30%(不包括2021年2月冬季风暴的影响)。 合作伙伴的绝大部分细分市场利润率是基于费用的，因此对商品价格的敏感度有限。

电话会议信息：

合作伙伴关系 已安排在下午4：00召开电话会议。中部时间2021年5月6日(星期四)，讨论其2021年第一季度业绩并提供最新合作伙伴关系。电话会议将通过互联网网络直播，可通过www.energytrans.com收看 ，也可在合作伙伴网站上限时重播。

2

Energy Transfer LP(纽约证券交易所股票代码：ET)拥有并运营着美国最大、最多元化的 能源资产组合之一，在国内所有主要生产盆地都有战略足迹。ET是一家公开交易的有限合伙企业，核心业务包括补充天然气中游、州内和州际运输和储存资产；原油、NGL和成品油运输和终端资产；NGL分馏；以及各种收购和营销资产。ET还拥有查尔斯湖液化天然气公司，以及Sunoco LP(纽约证券交易所代码：SUN)的普通合伙人权益、奖励分配权和2850万个普通股，以及USA Compression Partners，LP(NYSE：USAC)的普通合伙人权益和4610万个普通股。有关更多 信息，请访问Energy Transfer LP网站www.energytrans.com。

Sunoco LP(纽约证券交易所代码：SUN)是一家大型有限合伙企业，其核心业务包括向30多个州的大约10,000家便利店、独立经销商、商业客户和分销商分销机动车燃料，以及精细化的产品运输和资产终止 。Sun的普通合伙人由Energy Transfer LP(纽约证券交易所代码：ET)所有。欲了解更多信息，请访问Sunoco LP网站：www.sunocolp.com。

USA Compression Partners，LP(纽约证券交易所股票代码：USAC)是一家以增长为导向的特拉华州有限合伙企业，按总压缩船队马力计算是美国最大的独立压缩服务提供商之一。USAC与广泛的客户群合作，包括天然气和原油的生产商、加工商、采集商和运输商。 USAC专注于为基础设施应用提供压缩服务，主要是在大容量收集系统、加工设施和运输应用中。有关更多信息，请访问美国奥委会网站 www.usacompression.com。

前瞻性陈述

本新闻稿可能包括关于对未来的预期的某些陈述，这些陈述是联邦法律所界定的前瞻性陈述。此类 前瞻性陈述会受到各种已知和未知的风险、不确定性以及其他难以预测的因素的影响，其中许多因素不在管理层的控制范围之内。在Partner的Form 10-K年度报告和不时提交给证券交易委员会的其他文件中讨论了一系列可能影响 未来结果的因素，包括将提交本期的Partner‘s Form 10-Q季度报告。除了之前披露的风险和不确定性外，合作伙伴关系还受到或可能在未来受到与新冠肺炎大流行相关的新的或 加剧的风险的影响，我们无法预测这些风险的持续时间和最终影响。合作伙伴关系还受到2021年2月的冬季风暴以及相关意外情况的解决(包括信用损失、有争议的购销、诉讼和/或潜在的立法行动)的影响，未来也可能受到影响。合作伙伴不承担更新或修改任何前瞻性 声明以反映新信息或事件的义务。

本新闻稿中包含的信息可在我们的网站www.energytrans.com上获得。

触点

能量转移

投资者关系：

Bill Baerg，Brent Ratliff，Lyndsay Hannah，214-981-0795

或

媒体关系：

薇姬·格拉纳多214-840-5820

3

能量转移有限责任公司及其子公司

压缩合并资产负债表

(单位：百万)

(未经审计)

		2021年3月31日				十二月三十一日， 2020
资产
流动资产		$	7,820			$	6,317
财产、厂房和设备、净值			74,804				75,107
对未合并附属公司的投资			3,009				3,060
租赁使用权资产，净额			857				866
其他非流动资产，净额			1,680				1,657
无形资产，净额			5,657				5,746
商誉			2,391				2,391
总资产		$	96,218			$	95,144
负债和权益
流动负债		$	7,779			$	5,923
长期债务，较少的当前到期日			47,712				51,417
非流动衍生负债			136				237
非流动经营租赁负债			820				837
递延所得税			3,550				3,428
其他非流动负债			1,198				1,152
承诺和或有事项
可赎回的非控股权益			769				762
股本：
合作伙伴资本总额			21,431				18,529
非控制性权益			12,823				12,859
总股本			34,254				31,388
负债和权益总额		$	96,218			$	95,144

4

能量转移有限责任公司及其子公司

简明合并业务报表

(单位为百万，单位数据除外)

(未经审计)

		三个月截至3月31日，
		2021				2020
收入		$	16,995			$	11,627
成本和费用：
产品销售成本			10,948				8,291
运营费用			820				879
折旧、损耗和摊销			954				867
销售、一般和行政			201				204
减值损失			3				1,325
总成本和费用			12,926				11,566
营业收入			4,069				61
其他收入(费用)：
利息支出，扣除资本化利息后的净额			(589	)			(602	)
未合并关联公司收益(亏损)中的权益			55				(7	)
债务清偿损失			(7	)			(62	)
利率衍生品的收益(亏损)			194				(329	)
其他，净额			(6	)			3
所得税费用前收益(亏损)			3,716				(936	)
所得税费用			75				28
净收益(亏损)			3,641				(964	)
减去：可归因于非控股权益的净收益(亏损)			341				(121	)
减去：可赎回非控股权益的净收入			12				12
合伙人应占净收益(亏损)			3,288				(855	)
普通合伙人在净收益(亏损)中的利息			3				(1	)
有限合伙人净收益(亏损)利息		$	3,285			$	(854	)
每个有限合伙人单位的净收益(亏损)：
基本信息		$	1.22			$	(0.32	)
稀释		$	1.21			$	(0.32	)
加权平均未完成单位数：
基本信息			2,702.8				2,691.7
稀释			2,708.6				2,691.7

5

能量转移有限责任公司及其子公司

补充信息

(以百万为单位的美元和单位)

(未经审计)

		三个月截至3月31日，
		2021(a)				2020
调整后EBITDA和可分配现金流量对净收益(亏损)的调节(b):
净收益(亏损)		$	3,641			$	(964	)
利息支出，扣除资本化利息后的净额			589				602
减值损失			3				1,325
所得税费用			75				28
折旧、损耗和摊销			954				867
非现金补偿费用			28				22
利率衍生品(收益)亏损			(194	)			329
商品风险管理活动的未实现收益			(46	)			(51	)
债务清偿损失			7				62
库存估值调整(Sunoco LP)			(100	)			227
未合并关联公司的权益(收益)亏损			(55	)			7
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA			123				154
其他，净额			15				27
调整后的EBITDA(合并)			5,040				2,635
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA			(123	)			(154	)
来自未合并关联公司的可分配现金流			76				113
利息支出，扣除资本化利息后的净额			(589	)			(602	)
首选单位持有人分配			(96	)			(89	)
当期所得税(费用)福利			(9	)			14
维修资本支出			(76	)			(103	)
其他，净额			19				22
可分配现金流(合并)			4,242				1,836
Sunoco LP的可分配现金流(100%)			(108	)			(159	)
来自Sunoco LP的分销			41				41
USAC可分配现金流(100%)			(53	)			(55	)
来自USAC的分发			24				24
其他非全资合并子公司非控股权益的可分配现金流			(251	)			(290	)
ET合作伙伴的可分配现金流			3,895				1,397
与交易相关的调整			19				20
调整后的ET合作伙伴的可分配现金流		$	3,914			$	1,417
向合作伙伴分发：
有限合伙人		$	412			$	822
普通合伙人			—				1
要支付给合作伙伴的总分配		$	412			$	823
未清偿公用事业单位--期末			2,703.5				2,694.2
配电覆盖率			9.50x				1.72x

(a)	2021年2月发生的冬季风暴URI对合作伙伴的综合净收入、调整后EBITDA和可分配现金流造成了一次性 影响。请参阅下面按细分市场划分的 季度业绩汇总分析中包含的有关这些影响的其他讨论，以及对未来期间的潜在影响。

6

(b)	调整后的EBITDA、可分配现金流和分配覆盖率是行业分析师、投资者、贷款人和评级机构用来评估ET基本业务活动的财务业绩和经营结果的非GAAP财务指标， 不应单独考虑或作为净收益、运营收入、运营活动现金流或其他GAAP指标的替代品。

使用调整后EBITDA、可分配现金流和分配覆盖率等指标存在实质性限制，包括 将任何此类指标用作比较一家公司与另一家公司业绩的唯一指标相关的困难，以及无法分析直接影响公司净收益或亏损或现金流的某些重要项目 。此外，我们对调整后EBITDA、可分配现金流和分配覆盖率的计算可能与其他公司的类似标题衡量标准不一致，应该与根据公认会计准则计算的衡量标准(如营业收入、净收入和经营活动现金流量)一起看待。

调整后EBITDA的定义

我们将调整后的EBITDA定义为合伙企业扣除利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目前的总收益，如非现金补偿费用、资产处置损益、建设期间使用的股权资金拨备、未实现收益 和商品风险管理活动亏损、存货估值调整、非现金减值费用、债务清偿损失和其他 非营业收入或费用项目。不包括在调整后EBITDA计算中的库存调整仅代表后进先出(后进先出)库存的成本或市场储备较低的变化。这些金额是未实现的估值调整，适用于Sunoco LP在期末的库存中剩余的燃料量。

调整后的EBITDA反映未合并关联公司的金额，其确认和计量方法与记录未合并关联公司收益权益的方法相同 。与未合并关联公司相关的调整后EBITDA不包括与计算调整后EBITDA相同的项目，例如利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目。虽然这些金额不包括在与未合并关联公司相关的调整后EBITDA中，但这种排除 不应被理解为意味着我们对此类关联公司的运营以及由此产生的收入和支出拥有控制权。我们不控制我们未合并的附属公司；因此，我们不控制此类 附属公司的收益或现金流。调整后的EBITDA或与未合并关联公司相关的调整后EBITDA作为分析工具的使用应相应受到限制。

管理层使用调整后的EBITDA来确定我们的经营业绩，并与其他财务和数量数据一起，作为制定年度运营预算、评估我们众多业务地点的财务业绩的内部 指标，作为评估收购目标业务的指标，以及作为激励薪酬的衡量组成部分。

可分配现金流的定义

我们将可分配现金流定义为经某些非现金项目调整后的净收入，减去分配给优先单位持有人的 和维护资本支出。非现金项目包括折旧、损耗和摊销、非现金补偿 费用、计入利息支出的摊销、资产处置损益、建设期间使用的权益资金拨备、商品风险管理活动的未实现损益、存货计价调整、非现金减值费用、债务清偿损失和递延所得税。对于未合并的附属公司，可分配现金流反映合伙企业在被投资方可分配现金流中的比例份额 。

管理层使用可分配现金流来评估我们的整体业绩。我们的 合作伙伴协议要求我们分配所有可用现金，计算可分配现金流是为了评估我们通过运营产生的现金为分配提供资金的能力。

7

在合并的基础上，可分配现金流包括ET合并子公司的可分配现金流 的100%。然而，如果我们的子公司之间存在非控股权益，我们子公司产生的可分配现金流可能无法分配给我们的合作伙伴。为了反映可用于分配给我们的合作伙伴的现金流，我们报告了合作伙伴的可分配现金流，这是通过调整可分配现金流(合并)来计算的，如下所示：

•

对于拥有公开交易股权的子公司，可分配现金流(合并)包括可归属于此类子公司的可分配现金流的100%，而可归属于我们合作伙伴的可分配现金流包括母公司将在所列期间收到的分配。

•

对于非控股权益未公开交易的合并合资企业或类似实体， 可分配现金流(合并)包括100%归属于此类子公司的可分配现金流，但归属于合作伙伴的可分配现金流仅反映归属于我们所有权权益的此类子公司的可分配现金流 。

对于调整后的合作伙伴可分配现金流，不包括净收入中包含的某些 交易相关调整和非经常性费用。

配电覆盖率的定义

一个期间的分配覆盖率的计算方法为：调整后的合作伙伴可分配现金流除以该期间预计支付给ET合作伙伴的分配 。

8

能量转移有限责任公司及其子公司

按部门划分的季度业绩汇总分析

(表格美元金额，以百万为单位)

(未经审计)

		三个月截至3月31日，
		2021				2020
部门调整后的EBITDA：
州内运输和储存		$	2,813			$	240
州际运输和储存			453				404
中游			288				383
NGL及成品油运输和服务			647				663
原油运输和服务			510				591
对Sunoco LP的投资			157				209
对美国国资委的投资			100				106
所有其他			72				39
部门调整后EBITDA合计		$	5,040			$	2,635

在下面的部门经营业绩分析中，报告了销售收入为 的部门的部门利润率。分部利润率是一项非GAAP财务指标，在此提出是为了协助分析分部经营业绩，特别是为了便于了解销售收入的变化对分部调整后EBITDA的分部业绩衡量的影响。部门利润率与GAAP毛利率指标类似，不同之处在于部门利润率不包括折旧、损耗和摊销费用。 在合伙企业报告的GAAP指标中，与部门利润率最直接可比的指标是部门调整后的EBITDA；部门利润率与部门调整后的EBITDA的对账包括在下表中，用于显示部门利润率的每个 部门。

此外，对于某些细分市场，以下各节包括按销售类型划分的细分市场利润率构成要素的信息 ，包括哪些构成要素是为了提供更多分类信息，以便于分析细分市场利润率和细分调整后的EBITDA。例如，这些组件包括运输保证金、仓储保证金和其他保证金。分部利润率的这些组成部分的计算与分部利润率的计算一致；因此，这些组成部分还不包括折旧、损耗和摊销费用。

2021年2月发生的冬季风暴URI对合作伙伴调整后的EBITDA造成了一次性影响，还影响了某些细分市场的运营结果，如下文的细分市场分析所述。在截至2021年3月31日的三个月里，认识到冬季风暴URI的影响，要求管理层做出某些 估计和假设，包括对预期信贷损失的估计，以及与解决与交易对手就某些天然气买卖的纠纷相关的假设。最终实现信用损失 以及天然气买卖争议的解决可能会影响合伙企业未来的财务状况和经营业绩。

9

州内运输和储存

		三个月截至3月31日，
		2021				2020
天然气运输量(BBtu/d)			11,851				13,135
从储存天然气库存中提取(BBtu)			19,045				6,975
收入		$	4,900			$	593
产品销售成本			1,994				303
段边距			2,906				290
商品风险管理活动的未实现收益			(12	)			(6	)
运营费用，不包括非现金补偿 费用			(80	)			(41	)
销售、一般和行政费用，不包括 非现金补偿费用			(8	)			(9	)
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA			6				6
其他			1				—
分段调整后的EBITDA		$	2,813			$	240

运输量下降的主要原因是运输客户申请破产、合同退出以及 冬季风暴URI的影响。

分段调整后的EBITDA。在截至2021年3月31日的三个月中，与去年同期相比，与我们州内运输部门相关的部门调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：

•

已实现存储毛利增加15.2亿美元，这是由于冬季风暴URI期间 提现带来的物理存储毛利增加；

•

已实现天然气销售额增加9.83亿美元，其他主要原因是冬季风暴URI期间天然气按现行市场价格销售；

•

留存燃料收入增加8400万美元，主要原因是冬季风暴期间的天然气价格 URI；以及

•

运输费增加1900万美元，原因是二叠纪的需求量增加和与冬季风暴URI相关的费用，但部分抵消了我们摄政州内天然气系统某些合同的到期；部分抵消了

•

运营费用增加3900万美元，主要原因是冬季风暴URI期间燃料消耗成本增加了2900万美元，电力成本增加了900万美元。

州际运输和仓储

		三个月截至3月31日，
		2021				2020
天然气运输量(BBtu/d)			9,654				10,630
天然气销售量(BBtu/d)			21				15
收入		$	525			$	464
营业费用，不包括非现金补偿、摊销和增值费用。			(134	)			(143	)
销售、一般和行政费用，不包括 非现金补偿、摊销和增值费用			(21	)			(21	)
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA			85				106
其他			(2	)			(2	)
分段调整后的EBITDA		$	453			$	404

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运输量下降的主要原因是基础托运人合同到期和托运人 在我们的ETC Tiger系统上破产，第三方设施的维护，以及原油产量下降导致伴生天然气产量下降。

分段调整后的EBITDA。与去年同期相比，截至2021年3月31日的三个月，与我们的 州际运输和存储部门相关的部门调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：

•

收入增加6100万美元，主要原因是运营天然气销售额增加8800万美元，以及合同数量增加和短期公司合同增加带来的预订收入增加600万美元。这些增长被我们的ETC Tiger系统在2020年因合同到期和托运人破产而减少的3100万美元部分抵消；以及

•

运营费用减少900万美元，主要原因是员工成本减少500万美元，维护费用减少200万美元，从价税支出减少200万美元；部分抵消了

•

调整后EBITDA减少2,100万美元，主要是由于我们的费耶特维尔快速管道合资企业由于基础托运人合同到期而减少了1,900万美元，以及我们的中大陆快速管道合资企业由于基础托运人合同到期后售出的运力减少和费率降低而减少了300万美元，但部分被我们的Citrus合资企业因收入增加而增加的100万美元所抵消。

中游

		三个月截至3月31日，
		2021				2020
收集的卷(bBtu/d)			12,024				13,346
NGL产量(MBbls/d)			534				610
股权NGL(MBbls/d)			30				36
收入		$	2,672			$	1,170
产品销售成本			2,202				575
段边距			470				595
运营费用，不包括非现金补偿 费用			(164	)			(193	)
销售、一般和行政费用，不包括 非现金补偿费用			(25	)			(26	)
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA			7				7
分段调整后的EBITDA		$	288			$	383

采集量和NGL产量与去年同期相比有所下降，主要原因是盆地下降，以及德克萨斯州南部、中大陆/狭长地带、二叠纪和德克萨斯州北部地区的冬季风暴URI，部分被德克萨斯州南部地区的产量增长所抵消。 方舟-拉特克斯(Ark-La-Tex)区域。

分段调整后的EBITDA。在截至2021年3月31日的三个月中，与去年同期相比，由于以下净影响，与我们中游业务相关的部门调整后EBITDA减少：

•

在 中减少了1.45亿美元不收费受冬季风暴URI影响的保证金；以及

•

基于费用的利润率减少3200万美元，原因是交易量减少 主要是由于盆地下降和冬季风暴URI导致的南得克萨斯州地区；部分抵消了

•

在 中增加了5200万美元不收费由于有利的天然气价格为2,600万美元和天然气价格为2,600万美元而带来的利润率；

•

由于采取节约成本举措，业务费用减少2900万美元，包括减少1900万美元的外部服务费用、700万美元的材料费用和300万美元的从价税；以及

•

销售、一般和管理费用减少100万美元，原因是企业成本降低导致管理成本降低 。

11

NGL与成品油运输与服务

		三个月截至3月31日，
		2021				2020
NGL运输量(MBbls/d)			1,502				1,398
成品油运输量(MBbls/d)			462				542
天然气和成品油终端量(MBbls/d)			1,042				847
NGL分馏体积(MBbls/d)			726				804
收入		$	3,990			$	2,715
产品销售成本			3,141				1,836
段边距			849				879
商品风险管理活动的未实现收益			(23	)			(55	)
运营费用，不包括非现金补偿 费用			(172	)			(159	)
销售、一般和行政费用，不包括 非现金补偿费用			(28	)			(25	)
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA			21				23
分段调整后的EBITDA		$	647			$	663

成品油运输量下降，原因是国内对航空燃料和其他成品油的需求减少，以及新冠肺炎相关需求的减少。

NGL和成品油终端数量增加的主要原因是我们的Mariner East系统的产量增加了 。此外，由于2020年第四季度我们的丙烷和乙烷出口管道开始服务，我们荷兰码头的装载船舶增加了供应。这些 增长被我们成品油码头对喷气燃料和其他成品油的国内需求下降部分抵消，这主要是由于与新冠肺炎相关的需求减少所致。

我们德克萨斯州蒙特贝尔维尤分馏设施的平均分馏量下降的主要原因是，由于2021年第一季度冬季风暴URI导致生产中断，供应给我们蒙贝尔维尤分馏设施的NGL产量减少 ，主要是在二叠纪地区。

分段调整后的EBITDA。与去年同期相比，截至2021年3月31日的三个月，与我们的 NGL和成品油运输和服务部门相关的部门调整后EBITDA减少，原因是以下净影响：

•

分馏塔和炼油厂服务利润率减少3,400万美元，主要是由于前面提到的天气驱动和新冠肺炎相关的产量减少导致我们各种分馏塔停机时间减少2,800万美元 ，以及与2021年第一季度洞穴撤退有关的1,700万美元 减少，这一影响在运输利润率中被部分抵消。由于更有利的定价环境影响了我们的炼油服务业务，增加了800万美元，部分抵消了这些减少。

•

运营费用增加1,300万美元，主要原因是电力成本增加了1,400万美元 ；以及

•

码头服务利润率减少1,000万美元，主要原因是我们荷兰码头的第三方合同于2020年第二季度到期，导致利润减少3,200万美元。这一减少被以下因素部分抵消：由于我们荷兰码头的液化石油气出口量增加，装货费增加了1300万美元；由于我们的荷兰码头的乙烷出口设施于2021年第一季度启动，增加了700万美元；由于我们的马库斯·胡克码头的吞吐量增加，增加了100万美元；部分抵消了

•

市场利润率增加2,600万美元，主要是由于更高的优化收益和我们Mont Belvieu工厂的NGL组件产品销售增加了4,500万美元，我们东北NGL和成品油营销业务的优化和混合业务增加了1,400万美元，以及由于市场价格下降导致2020年各种产品的库存减记增加了 700万美元。这些增长被2021年第一季度2400万美元的区段内费用( 在我们的运输利润率内完全抵消)以及由于价格不太优惠而丁烷混合利润率减少1500万美元所部分抵消；以及

12

•

运输利润率增加了1600万美元，主要原因是2021年第一季度的区段内收入为2400万美元，这些收入完全被我们的营销利润率中反映的费用所抵消，增加了2000万美元，这是因为我们的丙烷和乙烷出口管道在2020年第四季度开始提供服务导致进入我们荷兰码头的出口量增加了 ，由于我们的Mariner East管道系统吞吐量增加而增加了1900万美元，以及第一季度与洞穴撤退相关的1100万美元的收益由于冬季风暴URI相关生产中断，德克萨斯州各地区的吞吐量下降，导致5800万美元的减少，部分抵消了这些增长 。

原油运输和服务

		三个月截至3月31日，
		2021				2020
原油运输量(MBbls/d)			3,491				4,424
原油码头容积(MBbls/d)			2,327				2,996
收入		$	3,500			$	4,213
产品销售成本			2,838				3,458
段边距			662				755
商品风险管理活动的未实现(收益)损失			(5	)			10
运营费用，不包括非现金补偿 费用			(122	)			(158	)
销售、一般和行政费用，不包括 非现金补偿费用			(30	)			(28	)
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA			5				12
分段调整后的EBITDA		$	510			$	591

我们德克萨斯州管道系统和巴肯管道的原油运输量较低，原因是影响这两个地区的新冠肺炎相关需求减少，以及2021年第一季度冬季风暴URI导致德克萨斯州系统原油产量下降。与前一时期相比，这些数量的减少也导致了终端数量的减少。

分段调整后的EBITDA。在截至2021年3月31日的三个月中，与去年同期相比，与我们的原油运输和服务部门相关的部门调整后EBITDA下降，原因是以下净影响：

•

分部利润率减少1.08亿美元(不包括商品风险的未实现损益 管理活动)，主要原因是由于运输量减少和实现的平均关税降低，我们的德克萨斯州原油管道系统减少了1.11亿美元，由于巴肯原油产量下降导致我们的巴肯管道产量减少，原油终端利润率下降了2600万美元，主要是由于二叠纪和巴肯管道运量减少，墨西哥湾沿岸炼油厂利用率因恶劣天气而减少，以及{br由于产量下降，中大陆采集量减少了300万美元。这些减少 被我们的原油收购和营销业务增加的9200万美元(不包括商品风险管理活动的未实现损益净变化1500万美元)部分抵消，这主要是由于2020年第一季度由于市场价格大幅下跌而减记原油库存造成的亏损 ；

•

销售、一般和行政费用增加200万美元，主要原因是保险费和分摊的间接费用增加 ；以及

•

调整后EBITDA减少700万美元，与未合并的附属公司有关，原因是由于DJ盆地原油产量下降， White Cliff管道的产量下降，但部分被我们合资企业航空燃料销售的较高利润率所抵消，部分被

13

•

运营费用减少3,600万美元，主要原因是销量驱动型费用降低 和企业成本削减举措。

对Sunoco LP的投资

		三个月截至3月31日，
		2021				2020
收入		$	3,471			$	3,272
产品销售成本			3,120				3,164
段边距			351				108
商品风险管理活动的未实现(收益)损失			(5	)			6
运营费用，不包括非现金补偿 费用			(76	)			(109	)
销售、一般和行政费用，不包括 非现金补偿费用			(20	)			(30	)
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA			2				2
存货计价调整			(100	)			227
其他			5				5
分段调整后的EBITDA		$	157			$	209

对Sunoco LP部门的投资反映了Sunoco LP的综合业绩。

分段调整后的EBITDA。截至2021年3月31日的三个月，与去年同期相比，与我们在Sunoco LP部门的 投资相关的部门调整后EBITDA减少，原因是以下净影响：

•

车用燃料销售毛利减少7800万美元，主要原因是每加仑销售毛利减少20.7%，每加仑销售减少7.5%；以及

•

非机动车燃料销售和租赁毛利润减少1,700万美元，主要原因是信用卡交易减少；部分抵消了

•

运营费用以及销售、一般和行政费用减少4300万美元，主要原因是预期的信贷损失、员工成本、专业费用、信用卡手续费、保险和维护费用减少。

对美国国资委的投资

		三个月截至3月31日，
		2021				2020
收入		$	158			$	179
产品销售成本			21				24
段边距			137				155
运营费用，不包括非现金补偿 费用			(28	)			(35	)
销售、一般和行政费用，不包括 非现金补偿费用			(9	)			(14	)
分段调整后的EBITDA		$	100			$	106

对USAC部门的投资反映了USAC的综合结果。

分段调整后的EBITDA。与去年同期相比，截至2021年3月31日的三个月，与我们在USAC部门的 投资相关的部门调整后EBITDA减少，原因是以下净影响：

•

部门利润率减少1800万美元，主要原因是压缩服务需求减少，原因是美国原油和天然气活动与上一季度相比减少，部分抵消了

•

运营费用减少700万美元，主要是由于当期马力发电的平均收入减少和员工人数减少所致；以及

14

•

销售、一般和行政费用减少500万美元，主要原因是 预期信贷损失津贴的变化以及与员工相关的费用减少。

所有其他

		三个月截至3月31日，
		2021				2020
收入		$	1,512			$	513
产品销售成本			1,342				415
段边距			170				98
商品风险管理活动的未实现收益			(1	)			(5	)
运营费用，不包括非现金补偿 费用			(51	)			(38	)
销售、一般和行政费用，不包括 非现金补偿费用			(39	)			(35	)
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA			(1	)			—
其他和消除			(6	)			19
分段调整后的EBITDA		$	72			$	39

与去年同期相比，截至2021年3月31日的三个月，与我们 所有其他部门相关的部门调整后EBITDA增加，原因是以下因素的净影响：

•

电力交易活动增加了5200万美元，主要是由于2021年2月的冬季风暴URI创造了短期有利的市场条件 ；

•

增加1700万美元，主要是由于德克萨斯州电力可靠性委员会(ERCOT)响应储备计划在冬季风暴URI期间获得的收入，以及

•

增加500万美元，主要是由于储存天然气的销售收益增加；部分 抵消了

•

减少2200万美元，主要是由于上期收到的与我们的MTBE诉讼相关的已解决索赔的保险收益 ；以及

•

减少1000万美元，原因是与冰冻温度相关的公用事业费用增加。

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能量转移有限责任公司及其子公司

关于流动性的补充信息

(单位：百万)

(未经审计)

下表是我们循环信贷安排的摘要。我们还有其他具有循环信贷安排的合并子公司， 不在此表中。

		设施规模				2021年3月31日的可用资金				到期日
五年期循环信贷安排		$	5,000			$	4,079				2023年12月1日
364天循环信贷安排			1,000				1,000				2021年11月26日
		$	6,000			$	5,079

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能量转移有限责任公司及其子公司

有关未合并附属公司的补充信息

(单位：百万)

(未经审计)

下表提供了我们未合并附属公司的汇总信息，这些信息在 合伙企业的财务报表中作为权益法投资入账。

		三个月截至3月31日，
		2021				2020
未合并关联公司的收益(亏损)权益：
柑桔		$	37			$	35
FEP			—				(70	)
MEP			(3	)			—
白色悬崖			—				8
其他			21				20
未合并关联公司收益(亏损)中的总股本		$	55			$	(7	)
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA：
柑桔		$	79			$	79
FEP			—				19
MEP			5				8
白色悬崖			5				14
其他			34				34
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA合计		$	123			$	154
从未合并的附属公司收到的分发：
柑桔		$	56			$	49
FEP			4				18
MEP			4				11
白色悬崖			15				13
其他			21				19
从未合并附属公司收到的总分配		$	100			$	110

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能量转移有限责任公司及其子公司

非全资联营附属公司补充资料

(百万美元)

(未经审计)

下表提供了我们的非全资合资子公司的汇总信息， 这些信息在我们的财务报表中以综合基础反映。下表不包括Sunoco LP和USAC，这是我们上市的非全资子公司。

		三个月截至3月31日，
		2021				2020
调整后的非全资子公司EBITDA(100%) (a)		$	540			$	646
我们在非全资子公司调整后EBITDA中的比例份额 (b)			275				335
非全资子公司可分配现金流 (100%)(c)		$	504			$	608
我们在非全资子公司的可分配现金流中的比例份额 (d)			253				318

以下是我们目前对某些非全资子公司的持股比例：

非全资子公司：		Et PercentageOwnership(e)
巴肯管道			36.4	%
河口大桥			60.0	%
毛雷帕斯			51.0	%
俄亥俄河水系			75.0	%
二叠纪快递合作伙伴			87.7	%
赤壁快递			70.0	%
罗孚			32.6	%
SemCAMS			51.0	%
其他			五花八门

(a)	非全资子公司的调整后EBITDA反映了我们的非全资子公司在聚合基础上的调整后EBITDA总额 。这是我们的合并非GAAP衡量标准 调整后EBITDA中包含的调整后EBITDA金额。

(b)	我们在非全资子公司的调整后EBITDA的比例份额反映了可归因于我们所有权利益的此类子公司的调整后EBITDA金额(在聚合基础上)。

(c)	非全资子公司的可分配现金流反映了我们的非全资子公司的合计可分配现金流 。

(d)	我们在非全资子公司的可分配现金流中的比例份额 反映了可归因于我们所有权利益的此类子公司的可分配现金流(按合计)金额。这是我们对ET合作伙伴的可分配现金流的合并非GAAP计量中包含的可分配现金流的金额。

(e)	我们的所有权反映了我们和我们的子公司持有的全部经济利益。在某些情况下，此 百分比包括由多个实体持有(或由多个实体持有)的所有权权益。

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更多信息以及在哪里可以找到它

证券持有人应仔细阅读有关交易的注册声明和委托书/招股说明书。这些文件以及由Energy Transfer和Enable向美国证券交易委员会提交的任何其他 文件可以在美国证券交易委员会的网站上免费获取，网址是：https://www.sec.gov/.此外，投资者和证券持有人可以通过电话、电子邮件或书面请求，通过以下电话和地址联系能源转移公司的投资者关系部，免费获得注册 声明和委托书/招股说明书的副本：

能量转移LP

韦斯特切斯特大道8111号，套房600

德克萨斯州达拉斯，邮编：75225

启用中流合作伙伴LP

谢里登大道西499号，1500号套房

俄克拉荷马城，俄克拉何马州73102

没有要约或邀约

此通信涉及Enable和Energy Transfer之间的 拟议合并(合并)。本通讯仅供参考，并不构成在任何司法管辖区根据合并或其他规定出售或征求购买任何证券的要约或 任何投票或批准，任何司法管辖区也不得违反适用法律出售、发行、交换或转让本文档所指的证券。除非通过符合修订后的1933年证券法第10节要求的招股说明书，否则不得 进行证券要约。

参与征集活动的人士

Enable、Energy Transfer及其各自的普通合作伙伴、CNP(及其附属公司)、OGE(及其附属公司)的董事和高管可能被视为参与了与合并相关的委托书征集。

有关Enable普通合伙人董事和高管的信息包含在Enable于2021年2月24日提交给证券交易委员会的Form 10-K 2020年年度报告中，以及它的某些Form 10-Q季度报告和Form 8-K当前报告中。您 可以在证券交易委员会的网站(http://www.sec.gov)或访问Enable的网站(http://www.enablemidstream.com.)获得本文档的免费副本有关Energy Transfer的高管和董事的信息 包含在Energy Transfer于2021年2月19日提交给美国证券交易委员会(SEC)的Form 10-K 2020年年度报告中，以及其目前的某些Form 8-K报告中。您可以在美国证券交易委员会的网站(www.sec.gov)或访问能源转移公司的网站(http://www.energytransfer.com.)免费获取本文档的副本。

投资者可通过阅读有关合并的征求同意书/招股说明书来获得有关可能被视为参与合并的个人和其他人士利益的其他信息。 当同意声明/招股说明书可用时，请阅读该同意声明/招股说明书。如上所述，您可以免费获得本文档的副本。

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