PAA-20210630
普莱恩斯全美管道有限责任公司0001070423假象12/312021Q2611116111100010704232021-01-012021-06-30Xbrli：共享00010704232021-07-30Iso4217：美元00010704232021-06-3000010704232020-12-310001070423PAA：SeriesAPferredUnitsMember2021-06-300001070423PAA：SeriesAPferredUnitsMember2020-12-310001070423PAA：SeriesBPferredUnitsMember2021-06-300001070423PAA：SeriesBPferredUnitsMember2020-12-310001070423PAA：公共单位成员2021-06-300001070423PAA：公共单位成员2020-12-310001070423PAA：SegmentSupplyAndLogistic成员2021-04-012021-06-300001070423PAA：SegmentSupplyAndLogistic成员2020-04-012020-06-300001070423PAA：SegmentSupplyAndLogistic成员2021-01-012021-06-300001070423PAA：SegmentSupplyAndLogistic成员2020-01-012020-06-300001070423PAA：SegmentTransportationMember2021-04-012021-06-300001070423PAA：SegmentTransportationMember2020-04-012020-06-300001070423PAA：SegmentTransportationMember2021-01-012021-06-300001070423PAA：SegmentTransportationMember2020-01-012020-06-300001070423PAA：细分设施成员2021-04-012021-06-300001070423PAA：细分设施成员2020-04-012020-06-300001070423PAA：细分设施成员2021-01-012021-06-300001070423PAA：细分设施成员2020-01-012020-06-3000010704232021-04-012021-06-3000010704232020-04-012020-06-3000010704232020-01-012020-06-300001070423PAA：公共单位成员2021-04-012021-06-300001070423PAA：公共单位成员2020-04-012020-06-300001070423PAA：公共单位成员2021-01-012021-06-300001070423PAA：公共单位成员2020-01-012020-06-30Iso4217：美元Xbrli：共享0001070423Us-gaap:AccumulatedGainLossCashFlowHedgeIncludingNoncontrollingInterestMember2020-12-310001070423Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-12-310001070423Paa:AOCIOtherIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-12-310001070423Us-gaap:AociIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-12-310001070423Us-gaap:AccumulatedGainLossCashFlowHedgeIncludingNoncontrollingInterestMember2021-01-012021-06-300001070423Us-gaap:AociIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2021-01-012021-06-300001070423Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2021-01-012021-06-300001070423Paa:AOCIOtherIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2021-01-012021-06-300001070423Us-gaap:AccumulatedGainLossCashFlowHedgeIncludingNoncontrollingInterestMember2021-06-300001070423Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2021-06-300001070423Paa:AOCIOtherIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2021-06-300001070423Us-gaap:AociIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2021-06-300001070423Us-gaap:AccumulatedGainLossCashFlowHedgeIncludingNoncontrollingInterestMember2019-12-310001070423Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2019-12-310001070423Paa:AOCIOtherIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2019-12-310001070423Us-gaap:AociIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2019-12-310001070423Us-gaap:AccumulatedGainLossCashFlowHedgeIncludingNoncontrollingInterestMember2020-01-012020-06-300001070423Us-gaap:AociIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-01-012020-06-300001070423Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-01-012020-06-300001070423Paa:AOCIOtherIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-01-012020-06-300001070423Us-gaap:AccumulatedGainLossCashFlowHedgeIncludingNoncontrollingInterestMember2020-06-300001070423Us-gaap:AccumulatedForeignCurrencyAdjustmentIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-06-300001070423Paa:AOCIOtherIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-06-300001070423Us-gaap:AociIncludingPortionAttributableToNoncontrollingInterestMember2020-06-300001070423PAA：SeriesAPferredUnitsMember2021-01-012021-06-300001070423PAA：SeriesAPferredUnitsMember2020-01-012020-06-300001070423PAA：SeriesBPferredUnitsMember2021-01-012021-06-300001070423PAA：SeriesBPferredUnitsMember2020-01-012020-06-3000010704232019-12-3100010704232020-06-300001070423PAA：SeriesAPferredUnitsMember美国-GAAP：母公司成员美国-GAAP：有限合作伙伴成员2020-12-310001070423PAA：SeriesBPferredUnitsMember美国-GAAP：母公司成员美国-GAAP：有限合作伙伴成员2020-12-310001070423美国-GAAP：母公司成员美国-GAAP：有限合作伙伴成员PAA：公共单位成员2020-12-310001070423美国-GAAP：母公司成员2020-12-310001070423美国-公认会计准则：非控制性利益成员2020-12-310001070423PAA：SeriesAPferredUnitsMember美国-GAAP：母公司成员美国-GAAP：有限合作伙伴成员2021-01-012021-06-300001070423PAA：SeriesBPferredUnitsMember美国-GAAP：母公司成员美国-GAAP：有限合作伙伴成员2021-01-012021-06-300001070423美国-GAAP：母公司成员美国-GAAP：有限合作伙伴成员PAA：公共单位成员2021-01-012021-06-300001070423美国-GAAP：母公司成员2021-01-012021-06-300001070423美国-公认会计准则：非控制性利益成员2021-01-012021-06-300001070423PAA：SeriesAPferredUnitsMember美国-GAAP：母公司成员美国-GAAP：有限合作伙伴成员2021-06-300001070423PAA：SeriesBPferredUnitsMember美国-GAAP：母公司成员美国-GAAP：有限合作伙伴成员2021-06-300001070423美国-GAAP：母公司成员美国-GAAP：有限合作伙伴成员PAA：公共单位成员2021-06-300001070423美国-GAAP：母公司成员2021-06-300001070423美国-公认会计准则：非控制性利益成员2021-06-300001070423PAA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目录
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
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表格：10-Q
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☑      根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节规定的季度报告
 
在截至本季度末的季度内2021年6月30日
 
或
 
☐      根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节提交的过渡报告
 
委托文件编号：1-14569
________________________________________________________________

普莱恩斯全美管道公司，L.P.
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州 76-0582150
(注册成立或组织的州或其他司法管辖区) (国际税务局雇主识别号码)

克雷街333号, 1600套房
休斯敦, 德克萨斯州77002
(主要行政办公室地址)(邮编)
(713) 646-4100
(注册人电话号码，包括区号)
________________________________________________________________
根据该法第12(B)条登记的证券：
每节课的标题交易代码注册的每个交易所的名称
公共单位PAA纳斯达克
 
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》(Securities Exchange Act)第13节或第15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否一直遵守此类提交要求。☑ 是  ☐*否
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条要求提交的每个互动数据文件。☑ 是  ☐*否
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》规则第312b-2条中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速滤波器☑ 加速的文件管理器☐
非加速文件管理器☐ 规模较小的新闻报道公司☐
 新兴成长型公司☐
 如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据交易法第13(A)条提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐ 
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如交易法规则第312b-2条所定义)。☐是☑*否
截至2021年7月30日，有717,371,576未完成的公用事业单位。


目录
普莱恩斯All American Pipeline，L.P.及其子公司
目录
 页面
第一部分：财务信息
 
第一项未经审计的简明合并财务报表：
 
浓缩合并资产负债表：截至2021年6月30日和2020年12月31日
3
简明综合经营报表：截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月
4
简明综合全面收益表/(亏损)：截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月
5
累计其他全面收益/(亏损)简明综合变动表：截至2021年6月30日和2020年6月30日的6个月
5
简明现金流量表：截至2021年和2020年6月30日止六个月
6
合作伙伴资本变动简明综合报表：截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月
7
简明合并财务报表附注：
 
1.合并列报的组织和依据
9
2.主要会计政策摘要
11
3.应收收入和应收账款
12
4.每个普通单位的净收益/(亏损)
16
5.库存、管线填充物、基础气和长期库存
17
6.债项
18
7.合伙人的资本和分配
19
8.衍生工具及风险管理活动
21
9.关联方交易
26
10.承担及或有事项
27
11.营运分部
31
12.收购、资产剥离及其他交易
35
  
第二项：管理层对财务状况和经营成果的讨论分析
36
第三项关于市场风险的定量和定性披露
59
项目4.控制和程序
61
  
第二部分：其他信息
 
第一项：法律诉讼
62
项目1A。危险因素
62
第二项未登记的股权证券销售和收益的使用
62
第三项优先证券违约
62
第294项矿山安全信息披露
62
第五项：其他信息
63
项目6.展品
63
签名
67

2
目录
第一部分：财务信息 
项目1.未经审计的简明合并财务报表
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
压缩合并资产负债表
(单位数据除外，单位为百万)
六月三十日，
2021		十二月三十一日，
2020
 (未经审计)
资产  
流动资产  
现金和现金等价物$24 $22 
受限现金7 38 
贸易应收账款和其他应收账款净额3,897 2,553 
库存675 647 
其他流动资产1,073 405 
流动资产总额5,676 3,665 
财产和设备17,543 18,585 
累计折旧(4,092)(3,974)
财产和设备，净值13,451 14,611 
其他资产  
对未合并实体的投资3,745 3,764 
管线填充气和基础气909 982 
长期经营租赁使用权资产净额344 378 
长期库存210 130 
其他长期资产，净额1,056 967 
总资产$25,391 $24,497 
负债和合伙人资本  
流动负债  
应付贸易账款$4,112 $2,437 
短期债务1,456 831 
其他流动负债595 985 
流动负债总额6,163 4,253 
长期负债  
高级票据，净额8,326 9,071 
其他长期债务，净额63 311 
长期经营租赁负债289 317 
其他长期负债和递延信贷910 807 
长期负债总额9,588 10,506 
承付款和或有事项(附注10)
合伙人资本  
A系列首选单位持有人(71,090,468和71,090,468分别为未完成的单位)
1,505 1,505 
B系列首选单位持有人(800,000和800,000分别为未完成的单位)
787 787 
普通单位持有人(717,371,576和722,380,416分别为未完成的单位)
7,203 7,301 
合伙人资本总额(不包括非控股权益)9,495 9,593 
非控制性权益145 145 
合伙人资本总额9,640 9,738 
总负债和合伙人资本$25,391 $24,497 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
3
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
简明合并业务报表
(单位为百万，单位数据除外)
截至三个月
六月三十日，		截至六个月
六月三十日，
 2021202020212020
 (未经审计)(未经审计)
收入    
供应和物流部门收入$9,623 $2,925 $17,706 $10,833 
运输部门收入162 151 299 338 
设施部门收入145 149 308 323 
总收入9,930 3,225 18,313 11,494 
成本和开支    
采购及相关费用9,277 2,525 16,669 9,893 
现场运营成本252 253 471 557 
一般和行政费用72 72 139 141 
折旧及摊销196 166 374 333 
(收益)/资产出售和资产减值损失，净额369 (1)370 618 
商誉减值损失— — — 2,515 
总成本和费用10,166 3,015 18,023 14,057 
营业收入/(亏损)(236)210 290 (2,563)
其他收入/(费用)    
未合并实体的权益收益33 81 121 191 
非合并实体投资收益/(减值)净额— (69)— (91)
利息支出(扣除资本化利息#美元后的净额5, $5, $10及$11，分别)
(107)(108)(213)(215)
其他收入/(费用)，净额84 18 23 (13)
税前收益/(亏损)(226)132 221 (2,691)
当期所得税费用(1)(15)(3)(22)
递延所得税(费用)/福利11 27 (11)12 
净收益/(亏损)(216)144 207 (2,701)
可归因于非控股权益的净收入(4)(2)(5)(4)
可归因于PAA的净收益/(亏损)$(220)$142 $202 $(2,705)
每普通单位净收益/(亏损)(附注4)：
    
分配给普通单位持有人的净收益/(亏损)-基本和摊薄$(269)$92 $103 $(2,805)
未偿还的基本和稀释加权平均公用事业单位720 728 721 728 
普通单位基本和摊薄净收益/(亏损)$(0.37)$0.13 $0.14 $(3.85)
 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。

4
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
简明综合全面收益表/(损益表)
(单位：百万)
 
截至三个月
六月三十日，		截至六个月
六月三十日，
 2021202020212020
 (未经审计)(未经审计)
净收益/(亏损)$(216)$144 $207 $(2,701)
其他综合收益/(亏损)— 116 108 (212)
综合收益/(亏损)(216)260 315 (2,913)
可归因于非控股权益的全面收益
(4)(2)(5)(4)
可归因于PAA的综合收益/(亏损)$(220)$258 $310 $(2,917)
 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。


Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
简明合并变动表
累计其他综合收益/(亏损)
(单位：百万)

 
导数
仪器		翻译
调整		其他总计
 (未经审计)
2020年12月31日的余额$(258)$(657)$(3)$(918)
改叙调整6 — — 6 
套期保值未实现收益29 — — 29 
货币换算调整— 73 — 73 
期间活动合计35 73 — 108 
2021年6月30日的余额$(223)$(584)$(3)$(810)
导数
仪器		翻译
调整		其他总计
 (未经审计)
2019年12月31日的余额$(259)$(674)$— $(933)
改叙调整5 — — 5 
套期保值未实现亏损(61)— — (61)
货币换算调整— (157)— (157)
其他— — 1 1 
期间活动合计(56)(157)1 (212)
2020年6月30日的余额$(315)$(831)$1 $(1,145)
 
附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
5
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
简明合并现金流量表
(单位：百万美元)

截至六个月
六月三十日，
 20212020
 (未经审计)
经营活动的现金流  
净收益/(亏损)$207 $(2,701)
将净收益/(亏损)与经营活动提供的净现金进行对账：  
折旧及摊销374 333 
(收益)/资产出售和资产减值损失，净额370 618 
商誉减值损失— 2,515 
存货计价调整— 232 
递延所得税费用/(福利)11 (12)
(外币重估损益)(15)23 
终止的利率套期保值工具的结算— (100)
优先分配率重置期权公允价值变动(附注8)(9)(17)
未合并实体的权益收益(121)(191)
未合并实体收益的分配211 236 
(收益)/非合并实体投资减值，净额— 91 
其他27 14 
资产和负债变动，扣除收购后的净额(29)(67)
经营活动提供的净现金1,026 974 
投资活动的现金流  
与收购相关的支付的现金，扣除收购的现金(32)(308)
对未合并实体的投资(71)(314)
物业、设备和其他设施的附加费(182)(472)
出售资产所得收益22 245 
其他投资活动(20)(9)
用于投资活动的净现金(283)(858)
融资活动的现金流  
商业票据计划下的净还款额(附注6)(159)(93)
高级担保对冲库存安排项下的净还款额(附注6)(167)(325)
发行优先票据所得款项— 748 
优先票据的偿还— (17)
回购公用单位(附注7)(53)— 
支付给A系列优先单位持有人的分配(注7)(74)(74)
支付给B系列优先单位持有人的分配(注7)(25)(25)
支付给普通单位持有人的分配(附注7)(260)(393)
其他融资活动(36)94 
用于融资活动的净现金(774)(85)
翻译调整的效果2 (9)
现金和现金等价物及限制性现金净增加/(减少)(29)22 
期初现金和现金等价物及限制性现金60 82 
期末现金和现金等价物及限制性现金$31 $104 
支付的现金：  
利息，扣除资本化金额后的净额$202 $213 
所得税，扣除退还金额后的净额$27 $51 

附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
6
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
简明合并合伙人资本变动表
(单位：百万)

 有限责任合伙人合作伙伴的
不包括非控股权益的资本		非控制性权益总计
合作伙伴的
资本
优先单位持有人普普通通
单位持有人
系列AB系列
 (未经审计)
2020年12月31日的余额$1,505 $787 $7,301 $9,593 $145 $9,738 
净收入74 25 103 202 5 207 
分发(注7)(74)(25)(260)(359)(6)(365)
其他综合收益— — 108 108 — 108 
回购公用单位(附注7)— — (53)(53)— (53)
非控股权益的贡献— — — — 1 1 
其他— — 4 4 — 4 
2021年6月30日的余额$1,505 $787 $7,203 $9,495 $145 $9,640 
有限责任合伙人合作伙伴的
不包括非控股权益的资本		非控制性权益总计
合作伙伴的
资本
优先单位持有人普普通通
单位持有人
系列AB系列
(未经审计)
2021年3月31日的余额$1,505 $787 $7,651 $9,943 $141 $10,084 
净收益/(亏损)37 12 (269)(220)4 (216)
分发(注7)(37)(12)(130)(179)— (179)
回购公用单位(附注7)— — (50)(50)— (50)
其他— — 1 1 — 1 
2021年6月30日的余额$1,505 $787 $7,203 $9,495 $145 $9,640 

附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
7
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
简明合并合伙人资本变动表
(续)
(单位：百万)

 有限责任合伙人合作伙伴的
不包括非控股权益的资本		非控制性权益总计
合作伙伴的
资本
优先单位持有人普普通通
单位持有人
系列AB系列
 (未经审计)
2019年12月31日的余额$1,505 $787 $10,770 $13,062 $133 $13,195 
净收益/(亏损)74 25 (2,804)(2,705)4 (2,701)
分配(74)(25)(393)(492)(4)(496)
其他综合损失— — (212)(212)— (212)
非控股权益的贡献— — — — 10 10 
其他— — 6 6 — 6 
2020年6月30日的余额$1,505 $787 $7,367 $9,659 $143 $9,802 
有限责任合伙人合作伙伴的
不包括非控股权益的资本		非控制性权益总计
合作伙伴的
资本
优先单位持有人普普通通
单位持有人
系列AB系列
(未经审计)
2020年3月31日的余额$1,505 $787 $7,287 $9,579 $143 $9,722 
净收入37 12 93 142 2 144 
分配(37)(12)(131)(180)(4)(184)
其他综合收益— — 116 116 — 116 
非控股权益的贡献— — — — 2 2 
其他— — 2 2 — 2 
2020年6月30日的余额$1,505 $787 $7,367 $9,659 $143 $9,802 

附注是这些简明综合财务报表的组成部分。
8
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
未经审计简明合并财务报表附注

 
注1-合并和列报的组织和依据
 
组织
 
Plains All American Pipeline，L.P.(“PAA”)是特拉华州的一家有限合伙企业，成立于1998年。我们的业务是通过我们的主要运营子公司直接和间接进行的。本表格中使用的术语为10-Q，除非上下文另有说明，否则术语“合伙”、“我们”和类似术语指的是PAA及其子公司。
 
我们的商业模式将大规模供应聚合能力与关键中游基础设施系统的所有权和运营相结合，这些系统将主要产区与关键需求中心和出口终端连接起来。作为北美最大的中游服务提供商之一，我们在主要的原油和天然气液体(“NGL”)生产盆地(包括二叠纪盆地)、运输走廊以及美国和加拿大的主要市场枢纽拥有广泛的管道运输、终端、储存和收集资产的网络。我们的资产和服务主要集中在原油、天然气和天然气。我们的业务活动是通过三经营领域：运输、设施、供应和物流。有关我们的运营部门的进一步讨论，请参见附注11。
 
我们的非经济普通合伙人权益由特拉华州有限责任公司PAA GP LLC(“PAA GP”)持有，其唯一成员是特拉华州有限合伙企业Plains AAP，L.P.(“AAP”)。除了拥有PAA GP的所有权外，截至2021年6月30日，AAP还通过拥有大约245.0百万个我们共同的单位(大约31占我们总未偿还普通单位和A系列优先单位总和的百分比)。位于特拉华州的有限责任公司Plains All American GP LLC(“GP LLC”)是AAP的普通合伙人。Plains GP Holdings，L.P.(简称PAGP)是GP LLC的唯一和管理成员，截至2021年6月30日，拥有大约79AAP的有限合伙人权益百分比。PAA GP Holdings LLC(“PAgP”)是PAgP的普通合伙人。
 
作为GP LLC的唯一成员，PAGP有责任开展我们的业务和管理我们的运营；但是，PAGP董事会对管理PAGP、AAP和我们的业务和事务负有最终责任。GP LLC雇用我们的国内官员和人员；我们的加拿大官员和人员受雇于我们的子公司Plains Midstream Canada ULC。

根据上下文要求，我们所称的“普通合伙人”包括PAgP、PAgP、gP LLC、AAP和PAA gP中的任何一个或全部。
9
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
未经审计简明合并财务报表附注

定义
 
本表格10-Q中使用了其他定义的术语，其含义如下：

AOCI=累计其他综合收益/(亏损)
ASC=会计准则编码
ASU=会计准则更新
Bcf=十亿立方英尺
BTU=英制热量单位
计算机辅助设计=加元
CODM=首席运营决策者
EBITDA=未计利息、税项、折旧及摊销前收益(EBITDA)
环境保护局=美国环境保护局
FASB=财务会计准则委员会
公认会计原则=美国公认会计原则
冰=洲际交易所
ISDA=国际掉期和衍生工具协会
伦敦银行间同业拆借利率=伦敦银行间同业拆借利率
LTIP=长期激励计划
MCF=千立方英尺
MMBLS=百万桶
NGL=天然气液体，包括乙烷、丙烷和丁烷
纽约商品交易所=纽约商品交易所(New York Mercantile Exchange)
证交会=美国证券交易委员会
TWh=太瓦时
美元=美元
WTI=西德克萨斯中质油

合并和列报的基础
 
随附的未经审计的简明合并中期财务报表及其相关注释应与我们的2020年度报告Form 10-K一起阅读。随附的简明综合财务报表包括PAA及其所有全资子公司和它控制的那些实体的账目。对我们有重大影响但没有控制权的实体的投资按权益法核算。我们对我们拥有不可分割的共同利益的管道和其他资产实行比例合并。财务报表是根据美国证券交易委员会的中期报告说明编制的。管理层认为公平陈述中期业绩所必需的所有调整(仅包括正常经常性调整)都已反映出来。所有重大的公司间交易在合并中都已取消，并对前几年的信息进行了某些重新分类，以符合当前的列报方式。

截至2020年12月31日的简明综合资产负债表数据源自经审计的财务报表，但不包括GAAP要求的所有披露。截至2021年6月30日的三个月和六个月的运营结果不应被视为全年预期结果的指示性指标。
 
后续事件已在财务报表发布日期进行了评估，并在适用的情况下包含在以下脚注中。 

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目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
未经审计简明合并财务报表附注

注2-重要会计政策摘要
 
受限现金

限制性现金包括我们持有的不能用于一般用途的现金，包括我们担任建设经理的某些权益法被投资人预支给我们的与固定资产建设相关的金额。下表显示了在我们的简明综合资产负债表上报告的现金和现金等价物以及限制性现金的对账情况，这些现金和现金等价物与我们的简明综合现金流量表上显示的金额合计(以百万为单位)：

六月三十日，
2021		十二月三十一日，
2020
现金和现金等价物$24 $22 
受限现金7 38 
现金和现金等价物及限制性现金总额$31 $60 

财产和设备

在2021年第一季度，我们将我们的某些管道和相关设施以及仓储、码头和铁路设施的使用寿命修改为10至50几年后的使用寿命10至70考虑到我们未来的运营和商业前景，我们需要数年的时间来反映当前的预期。这些折旧年限调整预期会增加折旧费用。在截至2021年6月30日的三个月和六个月里，这些使用寿命的减少使折旧费用增加了大约$18300万美元和300万美元36分别为80万美元，导致每普通单位的基本和稀释后净收入都减少了约美元。0.02截至2021年6月30日的三个月和大约$0.05在截至2021年6月30日的6个月里，如果没有这些金额，就没有有效寿命的变化。

近期会计公告

除以下及我们的2020年度报告Form 10-K所述外，于截至2021年6月30日的六个月内，并无已生效或已发布的对我们有重大或潜在意义的新会计声明。
 
期内采用的会计准则更新

我们采用了下面列出的ASU，从2021年1月1日起生效，我们的采用没有对我们的财务状况、运营结果或现金流产生实质性影响(有关该ASU的更多信息，请参阅我们2020年度报告Form 10-K第四部分中包含的合并财务报表注释2)：

•ASU 2019-12，所得税(主题740)：简化所得税会计。

11
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
未经审计简明合并财务报表附注

注3-应收收入和应收账款

收入确认

我们按部门和活动类型细分我们的收入。这些类别描述了收入和现金流的性质、金额、时间和不确定性如何受到经济因素的影响。有关我们的收入类型和收入确认政策的更多信息，请参阅我们2020年度报告(Form 10-K)第四部分中的合并财务报表附注3。

下表列出了我们的供应和物流、运输和设施部门从与客户签订的合同中获得的收入，按活动类型分类(以百万为单位)：

截至三个月
六月三十日，		截至六个月
六月三十日，
2021202020212020
供应和物流部门与客户的合同收入
原油交易$9,619 $2,928 $17,331 $10,251 
NGL和其他交易285 127 969 555 
从与客户签订的合同中获得的供应和物流部门总收入
$9,904 $3,055 $18,300 $10,806 

截至三个月
六月三十日，		截至六个月
六月三十日，
2021202020212020
运输部门与客户的合同收入
关税活动：
原油管道$462 $405 $859 $917 
NGL管道27 26 53 52 
关税活动总额489 431 912 969 
卡车运输20 22 42 57 
从与客户签订的合同中获得的运输部门总收入
$509 $453 $954 $1,026 

截至三个月
六月三十日，		截至六个月
六月三十日，
2021202020212020
设施部门从与客户的合同中获得的收入
原油、天然气和其他终端和储存$154 $176 $324 $357 
天然气液化与天然气加工分馏70 80 142 190 
钢轨装卸8 8 20 22 
从与客户签订的合同中获得的设施部门总收入$232 $264 $486 $569 

12
目录
Plains All American Pipeline，L.P.及其子公司
未经审计简明合并财务报表附注

对应报告部门的总收入进行对账。以下披露仅包括与合并实体相关的收入信息，不包括按权益法核算的实体收入。下表介绍了我们从与客户签订的合同中获得的收入(如上所述的每个部门)与我们的简明综合营业报表中披露的部门收入和总收入(单位：百万)的对账情况：

截至2021年6月30日的三个月交通运输设施供应渠道和
物流		总计
与客户签订合同的收入$509 $232 $9,904 $10,645 
收入中的其他项目44 12 (281)(225)
可报告部门的总收入$553 $244 $9,623 $10,420 
部门间收入(490)
总收入$9,930 
截至2020年6月30日的三个月交通运输设施供应渠道和
物流		总计
与客户签订合同的收入$453 $264 $3,055 $3,772 
收入中的其他项目4 12 (130)(114)
可报告部门的总收入$457 $276 $2,925 $3,658 
部门间收入(433)
总收入$3,225 
截至2021年6月30日的6个月交通运输设施供应渠道和
物流		总计
与客户签订合同的收入$954 $486 $18,300 $19,740 
收入中的其他项目85 29 (593)(479)
可报告部门的总收入$1,039 $515 $17,707 $19,261 
部门间收入(948)
总收入$18,313 
截至2020年6月30日的6个月交通运输设施供应渠道和
物流		总计
与客户签订合同的收入$1,026 $569 $10,806 $12,401 
收入中的其他项目10 20 28 58 
可报告部门的总收入$1,036 $589 $10,834 $12,459 
部门间收入(965)
总收入$11,494 

最小成交量承诺。我们有某些协议，要求交易对手在商定的期限内运输或吞吐最低数量的货物。下表列出了与与客户的合同和购买/销售安排相关的交易对手缺陷，其中包括我们有剩余履约义务且客户仍有能力履行其义务的最低数量承诺(以百万为单位)：

交易对手缺陷财务报表分类六月三十日，
2021		十二月三十一日，
2020
开票和收款负债$54 $73 
未开票(1)
不适用21 4 
总计$75 $77 
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(1)金额与交易对手没有达到其合同最低承诺的缺陷有关，由于我们尚未开具或收取此类金额，因此没有反映在我们的简明合并财务报表中。

合同余额。我们的合同余额包括与我们尚未完成相关履约义务的服务或销售相关的收到金额。下表显示了与客户合同相关的负债余额变动情况(单位：百万)：

 合同责任
2020年12月31日的余额$501 
确认为收入的金额(1)
(384)
加法22 
2021年6月30日的余额$139 
(1)包括大约$361与2020年第四季度与储存安排和库存交换有关的原油销售协议相关的2.5亿美元，这些协议于2021年第一季度结算。

剩余履约义务。以下信息包括分配给截至期末的现有合同中部分和全部未履行的剩余履约义务的对价金额，以及对这些剩余履约义务进行收入确认的时间。某些合同符合作为剩余履约义务列报的要求。这些安排包括固定的最低服务水平，通常是设定的服务量，并且不包含除有限范围内的预期定时之外的任何可变性。下表列出了截至2021年6月30日，与符合列报要求的外部客户签订的合同的剩余履约义务相关的对价金额(单位：百万)：

2021年剩余时间20222023202420252026年及其后
由最低产量承诺和产能协议支持的管道收入(1)
$92 $174 $174 $151 $129 $461 
存储、终止和吞吐量协议收入
139 223 155 118 57 229 
总计$231 $397 $329 $269 $186 $690 
(1)计算方法为根据合同承诺的数量乘以当前适用的关税税率。

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上述列报不包括(1)没有最低数量承诺的传统托运人的预期收入，包括没有或有限替代管道运输选择的管道的预期收入；(2)部门间收入；(3)与某些创收合同相关的对价金额，这些合同包括一个固定的最低服务水平，这些合同要么不在ASC 606的范围内，要么不符合作为剩余履约义务列报的要求。以下是未包括在上表中的合同示例，因为它们不在ASC 606的范围内或不符合提交要求：

•我们某些合资管道系统的最小流量承诺；
•种植面积奉献；
•有未来承诺量的供应和物流采购/销售安排；
•所有其他供应和后勤合同，因为选择了与可变对价和短期合同有关的实际权宜之计；
•短期运输和设施合同；
•ASC 842范围内的合同，租契及
•ASC 815范围内的合同，衍生工具与套期保值.

应收贸易账款和其他应收账款净额

我们的应收账款主要来自原油的采购商和托运人，其次是NGL的采购商。这些买家包括但不限于炼油商、生产商、营销和贸易公司以及金融机构。我们的大部分应收账款与我们的原油供应和物流活动有关，这些活动通常可以被描述为高产量和低利润率的活动，在许多情况下涉及原油数量的交换。

2020年期间，宏观经济和地缘政治状况，包括新冠肺炎疫情导致的需求下降和供应过剩导致的油价暴跌，导致许多能源公司受到流动性问题的影响，这反过来又增加了与我们有业务往来的某些交易对手相关的潜在信用风险。为了降低与应收账款相关的信用风险，我们采用了严格的信用审查流程。我们密切关注市场状况，并对每个客户进行信用审查，以确定将向任何给定客户提供的未偿还信用额度(如果有的话)以及我们要求的财务业绩保证的形式和金额。这类财务保证通常以预付现金、备用信用证、信用保险或父母担保的形式提供给我们。此外，为了减轻信用风险，我们与交易对手的交易中有很大一部分是以净现金结算的。对于这些净现金安排中的大多数，我们还签订了净额结算协议(合同协议，允许我们在资产负债表上与交易对手相互冲销应收账款和应付账款)。
 
销售原油的应收账款通常在行业结算日与交易对手结算，通常是在所有权转移月份的下一个月。否则，我们通常在以下时间内向客户开具发票30天提供产品或服务的时间，并且通常要求在以下时间内付款30天发票日期。我们每月审核所有未付应收账款余额，并记录扣除预期信贷损失后的应收账款。在我们基本上用尽所有收款努力之前，我们不会注销应收账款余额。截至2021年6月30日和2020年12月31日，我们几乎所有的应收贸易账款都少于30超过发票日期的天数。我们预期的信贷损失是无关紧要的。虽然我们认为我们的信贷程序足以减轻任何重大的信贷损失，但当前和未来的实际信贷损失金额可能与估计的金额有很大差异。
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以下是来自与客户的合同收入的应收贸易账款与贸易应收账款和其他应收账款总额的对账，显示在我们的简明综合资产负债表上(单位：百万)：
六月三十日，
2021		2020年12月31日
从与客户的合同收入中产生的应收贸易账款
$3,177 $2,317 
其他贸易应收账款和其他应收账款(1)
4,807 2,818 
与交易对手的合同抵销权所产生的影响(4,087)(2,582)
贸易应收账款和其他应收账款净额$3,897 $2,553 
(1)余额主要包括与不在ASC 606范围内的买卖安排有关的应收账款。

注4-每个普通单位的净收益/(亏损)
 
我们计算每个普通股的基本和摊薄净收入/(亏损)的方法是，将PAA应占的净收入/(亏损)(扣除分配给优先单位持有人和参与证券的金额)除以该期间已发行的普通股的基本和摊薄加权平均数。参与的证券包括股权指数薪酬计划奖励，这些奖励具有既得的分配等价权，这使受赠人有权获得等同于对我们优秀公共单位支付的现金分配的现金支付。

公用股的稀释加权平均数量是根据公用股的加权平均数加上该期间潜在稀释证券的影响来计算的，这些证券包括(I)我们的A系列优先股和(Ii)我们的股票指数补偿计划奖励(I)我们的A系列优先股和(Ii)我们的股票指数补偿计划奖励。当应用FASB指南规定的IF转换方法时，大约71在截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月和六个月，在加权平均的基础上，1000万个系列A级优先股被排除在计算稀释后的每个普通单位的净收入/(亏损)之外，因为这对每个时期都是反稀释的。我们考虑发行普通单位的股权指数薪酬计划奖励被认为具有潜在的摊薄作用，除非(I)只有在满足业绩条件后才能授予这些奖励，以及(Ii)该业绩条件尚未满足。在此期间被视为摊薄的股权指数化补偿计划奖励，按照财务会计准则委员会发布的指导意见中库存股方法的规定，通过基于剩余未摊销公允价值的假设普通单位回购来减少。在截至2020年6月30日的三个月和截至2021年6月30日的六个月，股权指数薪酬奖励是稀释的；然而，大约0.11000万美元，0.4在加权平均的基础上，分别有2000万英镑的奖励没有改变本报告所述期间稀释加权平均未偿还普通单位或稀释后每普通单位净收入的列报方式。截至2021年6月30日的三个月和截至2020年6月30日的六个月，大约0.71000万美元，0.5在加权平均的基础上，每普通单位稀释净亏损的计算中分别排除了100万个股权指数薪酬计划奖励，因为这是反稀释的影响。有关我们的股权指数薪酬计划奖励的讨论，请参阅我们2020年年度报告第IV部分中Form 10-K中包含的合并财务报表的附注18。
 
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未经审计简明合并财务报表附注

下表列出了每个普通单位的基本和摊薄净收益/(亏损)的计算方法(单位为百万，单位数据除外)：

 截至三个月
六月三十日，		截至六个月
六月三十日，
 2021202020212020
每个普通单位的基本和摊薄净收益/(亏损)    
可归因于PAA的净收益/(亏损)
$(220)$142 $202 $(2,705)
分配给A系列首选单位持有人
(37)(37)(74)(74)
分配给B系列首选单位持有人
(12)(12)(25)(25)
分配给参与证券
— (1)— (1)
分配给普通单位持有人的净收益/(亏损)(1)
$(269)$92 $103 $(2,805)
未偿还的基本和稀释加权平均公用事业单位720 728 721 728 
普通单位基本和摊薄净收益/(亏损)$(0.37)$0.13 $0.14 $(3.85)
(1)我们根据与当期净收入相关的分配计算分配给普通股持有人的净收入/(亏损)。在对适当时期的分配进行调整后，剩余的未分配收益或超过收益的超额分配(即未分配损失)(如果有)将根据我们在该期间有效的合伙协议的合同条款和两级法下的进一步规定分配给普通股持有人和参与证券。

注5-库存、管线填充物、基础气和长期库存
 
库存、管线填充气和基础气以及长期库存包括以下内容(桶和天然气体积以千计，账面价值以百万计)：

 2021年6月30日2020年12月31日
 卷数单位名称：
量测		携带
价值
价格/
单位：(1)
卷数单位名称：
量测		携带
价值
价格/
单位：(1)
库存        
原油，原油9,674 桶$508 $52.51 13,450 桶$441 $32.79 
NGL7,097 桶162 $22.83 12,302 桶199 $16.18 
其他不适用 5 不适用不适用 7 不适用
库存小计  675    647  
管线填充气和基础气        
原油，原油15,164 桶864 $56.98 14,669 桶828 $56.45 
NGL1,636 桶45 $27.51 1,640 桶44 $26.83 
天然气(2)
— MCF— $— 25,576 MCF110 $4.30 
管线填充物和基础气小计  909    982  
长期库存        
原油，原油2,699 桶183 $67.80 2,499 桶111 $44.42 
NGL1,258 桶27 $21.46 1,185 桶19 $16.03 
长期库存小计  210    130  
总计  $1,794    $1,759  
(1)每个计量单位的价格由与不同等级、质量和地点相关的加权平均值组成。因此，这些价格可能与任何已公布的此类产品基准不符。
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(2)截至2021年6月30日，美元110与2021年8月2日关闭的松树草原和南方松树天然气储存设施的出售有关，我们的浓缩综合资产负债表(“其他流动资产”中)将1.8亿美元的基础气归类为持有待售。有关更多信息，请参见注释12。
    
注6-债务
 
债务包括以下内容(以百万美元为单位)：

六月三十日，
2021		十二月三十一日，
2020
短期债务  
商业票据，加权平均利率为0.4%和0.7分别为%(1)
$388 $547 
高级担保对冲库存工具，加权平均利率为1.2% (1)
— 167 
高级注释：
3.652022年6月到期的优先债券百分比
750 — 
GO区定期贷款，扣除债务发行成本$1，加权平均利率为1.3% (2)
199 — 
其他119 117 
短期债务总额1,456 831 
长期债务
优先票据，扣除未摊销折扣和债务发行成本$57及$62，分别
8,326 9,071 
GO区定期贷款，扣除债务发行成本$1，加权平均利率为1.3%
— 199 
其他63 112 
长期债务总额8,389 9,382 
债务总额(3)
$9,845 $10,213 
(1)我们将这些商业票据分别归类为截至2021年6月30日和2020年12月31日的短期票据，以及截至2020年12月31日的短期信贷工具借款，因为这些票据和借款主要被指定为营运资金借款，需要在一年内偿还，主要用于对冲NGL和原油库存以及NYMEX和ICE保证金存款。
(2)Go Zone定期贷款最初由我们的一家子公司承担，与收购Southern Pines天然气储存设施有关。与出售该贷款相关的贷款已于2021年8月2日偿还。有关更多信息，请参见注释12。
(3)我们的固定利率优先票据的面值约为$。9.12021年6月30日和2020年12月31日均为10亿美元。我们估计，截至2021年6月30日和2020年12月31日，这些票据的总公允价值约为美元。10.010亿美元和9.9分别为10亿美元。我们的固定利率优先票据在机构之间交易，这些交易通常由报告服务机构发布。我们对公允价值的确定是基于报告期末报告的交易活动。我们估计，根据我们的信贷安排、商业票据计划和GO区定期贷款，未偿还借款的账面价值接近公允价值，因为利率反映了当前的市场利率。我们的优先票据、信贷安排、商业票据计划和Go Zone定期贷款的公允价值估计基于可观察到的市场数据，并被归类为公允价值等级的第二级。
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借款和还款
 
截至2021年6月30日和2020年6月30日的6个月，我们的信贷安排和商业票据计划下的借款总额约为$26.110亿美元和12.6分别为20亿美元。根据我们的信贷安排和商业票据计划，总还款额约为$。26.410亿美元和13.0截至2021年6月30日和2020年6月30日的6个月分别为10亿美元。总借款和偿还总额的差异受到各种业务和财务因素的影响，包括但不限于一般合伙企业借款活动的时间、平均期限和方法。

 信用证
 
关于我们的供应和物流活动，我们向某些供应商提供不可撤销的备用信用证，以确保我们有义务购买和运输原油、天然气和天然气。此外，我们还签发信用证来支持保险计划、衍生品交易(包括与对冲相关的保证金义务)和建筑活动。截至2021年6月30日和2020年12月31日，我们有未偿还信用证1美元。81百万美元和$129分别为百万美元。

注7-合伙人的资本和分配
 
未完成的单位
 
下表列出了我们首选和通用设备的活动：

 有限责任合伙人
 A系列首选机组B系列首选设备公用事业单位
在2020年12月31日未偿还71,090,468 800,000 722,380,416 
普通股回购计划下普通单位的回购和注销(1)
— — (350,000)
股权指数化薪酬计划下普通单位的发行— — 25,431 
截至2021年3月31日未偿还71,090,468 800,000 722,055,847 
普通股回购计划下普通单位的回购和注销— — (4,940,592)
股权指数化薪酬计划下普通单位的发行
— — 256,321 
截至2021年6月30日未偿还71,090,468 800,000 717,371,576 
 
 有限责任合伙人
 系列A
首选单位		B系列
首选单位		公用事业单位
截至2019年12月31日未偿还71,090,468 800,000 728,028,576 
股权指数化薪酬计划下普通单位的发行— — 24,431 
在2020年3月31日未偿还71,090,468 800,000 728,053,007 
股权指数化薪酬计划下普通单位的发行— — 47,391 
在2020年6月30日未偿还71,090,468 800,000 728,100,398 
(1)这些单位的交易于2020年12月底执行，但于2021年1月初结算。
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普通股回购计划

我们回购了5,290,592我们的普通股回购计划(“计划”)下的普通单位通过公开市场购买，在截至2021年6月30日的六个月内结算。这些回购的总买入价为$。532000万美元，包括佣金和手续费。回购的普通股在收购后立即注销，我们持有的与回购的普通股相关的PAgP C类股票也是如此。截至2021年6月30日，该计划的剩余可用容量为$3972000万。有关该计划的更多信息，请参阅我们2020年度报告的第四部分Form 10-K中包含的合并财务报表附注12。

分配

A系列优先单位分布. 下表详细介绍了2021年前六个月支付给我们的A系列首选单位持有人的分配情况(单位为百万，单位数据除外)：

首轮优先单位持有人
分配和付款日期现金分配按单位分配
2021年8月13日(1)
$37 $0.525 
2021年5月14日$37 $0.525 
2021年2月12日$37 $0.525 
(1)在2021年7月30日交易结束时支付给2021年4月1日至2021年6月30日期间登记在册的单位持有人。于2021年6月30日，该金额应计为本公司简明综合资产负债表中“其他流动负债”的应付分派。

B系列首选单位分布。我们B系列优先股的分配每半年支付一次，在5月15日和11月15日拖欠。下表详细介绍了支付给我们的B系列首选单位持有人的分配(单位为百万，单位数据除外)：

B系列优先单位持有人
分配和付款日期现金分配按单位分配
2021年5月17日$24.5 $30.625 

在2021年6月30日，大约是$6应支付给我们B系列优先单位持有人的应计分配中有100万美元包括在我们的简明综合资产负债表上的“其他流动负债”中。

公共单位分布. 下表详细说明了在2021年前六个月或与之相关的向我们的普通单位持有人支付的分配(单位为百万，单位数据除外)：

分配普通单位现金分配
普通单位持有人现金分配总额
分配和付款日期公众阿普
2021年8月13日(1)
$85 $44 $129 $0.18 
2021年5月14日$86 $44 $130 $0.18 
2021年2月12日$86 $44 $130 $0.18 
(1)在2021年7月30日交易结束时支付给2021年4月1日至2021年6月30日期间登记在册的单位持有人。

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附属公司的非控股权益

在截至2021年6月30日的六个月中，我们支付了$61000万美元给红河管道公司的非控股权益。

注8-衍生品与风险管理活动
 
当我们确定这样做有价值时，我们会识别核心业务活动背后的风险，并使用风险管理策略来降低这些风险。我们使用各种衍生工具来优化我们的利润，同时管理我们对(I)大宗商品价格风险、(Ii)利率风险和(Iii)货币汇率风险的敞口。我们的商品价格风险管理政策和程序旨在通过监控我们的衍生品头寸以及实物数量、等级、地点、交货时间表和存储容量，帮助确保我们的对冲活动解决我们的风险。我们的利率和货币汇率风险管理政策和程序旨在监控我们的衍生品头寸，并确保这些头寸与我们的目标和批准的战略一致。我们的政策是利用衍生工具进行风险管理，而不是用来投机商品价格、利率或货币汇率的变动。当我们应用套期保值会计时，我们的政策是正式记录套期保值工具和被套期保值项目之间的所有关系，以及我们进行套期保值的风险管理目标。这一过程包括对套期保值工具和被套期保值交易的具体识别，被套期保值风险的性质，以及如何评估套期保值工具的有效性。在对冲关系开始时，我们评估所采用的衍生品在抵消预期对冲交易的现金流变化方面是否非常有效。在整个套期保值关系中，追溯和预期的套期保值效果都是在定性的基础上进行评估的。
 
我们在资产负债表上将所有未平仓衍生品记录为按公允价值计量的资产或负债。除非符合特定的对冲会计准则，衍生品的公允价值变动目前在收益中确认。对于被指定为现金流对冲的衍生品，公允价值变动在AOCI中递延，并在相关对冲交易在收益中确认的期间在收益中确认。未在套期保值关系中指定用于会计目的的衍生品在每个期间的收益中确认。与我们的衍生活动相关的现金结算与我们的简明综合现金流量表中的相关对冲项目被归类在同一类别。

我们的金融衍生品用于对冲风险，通过ISDA主协议和清算经纪协议进行管理。这些协议包括关于我们或我们的交易对手违约时抵销权的规定。如果违约发生，双方都有权将应付和应收款项净额计入双方之间的单一净结算额。

截至2021年6月30日和2020年12月31日，我们的未偿还衍生品中没有一种包含信用风险相关的或有特征，这些特征会在我们的信用评级发生任何变化时对我们造成实质性的不利影响。虽然我们可能会被要求为我们通过结算经纪账户交易的交易所交易衍生品提供保证金，如下所述，但我们不要求我们的非清算衍生品交易对手向我们提供抵押品。

商品价格风险套期保值
 
我们的核心业务活动涉及某些与商品价格相关的风险，我们通过各种方式管理这些风险，包括使用衍生品工具。我们的政策是(I)只购买我们有销售市场的库存，(Ii)安排我们的销售合同，使价格波动不会对我们的营业收入产生重大影响，以及(Iii)不收购和持有材料实物库存或衍生品以投机大宗商品价格变化。我们经营活动中固有的与大宗商品有关的重大风险大致可分为以下几类：

商品购销-在我们正常的运营过程中，我们购买和销售商品。我们使用衍生品来管理相关风险并优化利润。截至2021年6月30日，与这些活动相关的净衍生品头寸包括：
 
•净多头头寸1.6与我们的原油购买相关的100万桶原油，在2021年7月按比例平仓，以匹配月平均定价。
•净短时间价差头寸为8.4100万桶，这对冲了我们预期的原油租赁集合购买量的一部分，直到2022年9月。
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•净原油基差头寸为8.6截至2022年12月，多个地点的石油产量为100万桶。这些衍生品让我们可以锁定等级和区位的差异。
•净空头头寸为16.2截至2022年12月，预计原油和NGL库存净销售额为100万桶。

天然气加工/天然气分馏-我们购买天然气用于加工和运营需要。此外，我们购买用于分馏的NGL混合物，并销售相应的个别规格产品(包括乙烷、丙烷、丁烷和冷凝油)。结合这些活动，我们对冲与购买天然气和随后销售个别规格产品相关的价格风险。下表汇总了截至2021年6月30日，我们用于对冲与我们的天然气加工和NGL分馏活动相关的预期购买和销售相关的价格风险的未平仓衍生品头寸：

名义体积
(短)/长剩余男高音
天然气采购
51.9Bcf
2022年12月
丙烷销量
(9.0)MMbls
2022年12月
丁烷销售量
(2.6)MMbls
2022年12月
凝析油销售(WTI仓位)
(0.8)MMbls
2022年12月
燃料气规定(1)
10.3Bcf
2022年12月
电源要求(1)
0.7TWh
2023年12月
(1)我们在加拿大的天然气加工和分馏工厂持有头寸，以对冲我们的部分电力供应和燃料气需求。

符合衍生工具定义但不符合或未指定为正常购买和正常销售范围例外的实物商品合约，按公允价值计入资产负债表，公允价值变动在收益中确认。我们已经确定，基本上我们所有的实物商品合约都符合正常购买和正常销售范围的例外条件。

出于会计目的，我们的商品衍生品没有被指定为套期保值关系；因此，公允价值的变化在收益中报告。我们在收益中确认的大宗商品衍生品的影响摘要如下(以百万为单位)：

 截至三个月
六月三十日，		截至六个月
六月三十日，
 2021202020212020
供应和物流部门收入$(284)$(134)$(598)$15 
现场运营成本17 (1)56 — 
*商品衍生品活动净收益/(亏损)$(267)$(135)$(542)$15 

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我们的会计政策是，当存在主净额结算安排时，与同一交易对手签订的衍生品资产和负债相互抵销。因此，我们还用与现金保证金相关的金额抵销衍生资产和负债。我们的交易所交易衍生品通过结算经纪账户进行交易，并受各自交易所制定的保证金要求的约束。每天，我们的账户权益(包括我们的现金余额和我们未平仓衍生品的公允价值之和)与我们最初的保证金要求进行比较，从而支付或返还差异保证金。下表提供了我们的净经纪人应收/(应付)(以百万为单位)的组成部分：

六月三十日，
2021		十二月三十一日，
2020
初始毛利$78 $91 
差额边际已过帐/(已退回)
369 290 
信用证
(40)(63)
应收经纪人净额/(应付)
$407 $318 

下表反映了简明综合资产负债表行项目，其中包括我们商品衍生资产和负债的公允价值以及抵押品净值的影响。此类金额在未计入交易对手净额的影响前按毛数列报。然而，当法定抵销权存在时，我们已选择在我们的简明合并资产负债表上按净额向同一交易对手列示我们的商品衍生资产和负债。下表中的金额以百万为单位。

2021年6月30日2020年12月31日
抵押品净额结算的效果资产负债表上列示的账面净值抵押品净额结算的效果资产负债表上列示的账面净值
商品衍生品商品衍生品
资产负债资产负债
衍生资产
其他流动资产$205 $(430)$407 $182 $71 $(314)$318 $75 
其他长期资产，净额6 — — 6 5 — — 5 
衍生负债
其他流动负债3 (97)— (94)9 (40)— (31)
其他长期负债和递延信贷7 (90)— (83)— (32)— (32)
总计$221 $(617)$407 $11 $85 $(386)$318 $17 

利率风险对冲
 
我们使用利率衍生品来对冲因债务发行而产生的利息支付相关的基准利率。我们用来管理这一风险的衍生品工具包括远期起始利率互换和国库锁定。这些衍生品被指定为现金流对冲。因此，公允价值变动在AOCI中递延，并重新分类为利息支出，因为我们产生了与相关债务相关的利息支出。

下表汇总了截至2021年6月30日我们未偿还利率衍生品的条款(名义金额以百万为单位)：

套期保值交易的数量和类型。
使用衍生品		概念上的
金额		预期
终止日期		平均汇率
已锁定		会计核算
治疗
预计利息支出
8远期起始掉期
(30-年份)
$200 6/15/20231.38 %现金流对冲
预计利息支出
8远期起始掉期
(30-年份)
$200 6/14/20240.73 %现金流对冲
 
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截至2021年6月30日，净亏损美元。223AOCI递延了1.3亿美元。预计在AOCI记录的递延净亏损将与(I)基础对冲商品交易的收益确认或(Ii)与基础债务工具相关的利息支出应计项目同时重新分类为未来收益。我们估计，由于基础对冲交易影响收益，到2054年，几乎所有剩余的递延亏损都将重新分类为收益。这些金额中的一部分是基于截至2021年6月30日的市场价格；因此，需要重新分类的实际金额将有所不同，并可能因市场状况的变化而发生实质性变化。

下表汇总了在AOCI中确认的衍生品未实现净收益/(亏损)(单位：百万)：

截至三个月
六月三十日，		截至六个月
六月三十日，
 2021202020212020
利率衍生品，净额$(39)$19 $29 $(61)

截至2021年6月30日，我们利率对冲的公允价值净值(计入我们简并资产负债表上的“其他长期资产净值”)总计为#美元。752000万。截至2020年12月31日，这些套期保值的公允净值总计为1美元。462000万美元，并被计入“其他长期资产，净额”。

货币汇率风险对冲
 
由于我们加拿大业务的很大一部分是以CAD进行的，我们使用外币衍生品来最大限度地降低不利汇率变化的风险。这些工具包括外币兑换合约、远期和期权。
 
我们使用的外币衍生品包括(I)我们用来对冲货币兑换风险的衍生品，这些衍生品是通过使用美元计价的大宗商品衍生品来对冲与CAD计价的大宗商品买卖相关的大宗商品价格风险而产生的，以及(Ii)我们用来管理我们加拿大业务现金需求的外币兑换合约。
 
下表汇总了我们截至2021年6月30日的未平仓远期外汇合约(单位：百万)：

  美元计算机辅助设计平均汇率
美元兑加元
将加元兑换成美元的远期外汇合约：   
2021$144 $177 
$1.00 - $1.23
将美元兑换成加元的远期外汇合约：    
 2021$142 $172 
$1.00 - $1.21
 
出于会计目的，这些衍生品不在套期保值关系中指定。因此，公允价值变动在收益中确认为供应和物流部门收入的组成部分。在截至2021年和2020年6月30日的三个月里，我们的货币汇率对冲收益中确认的金额为#美元。2在每个相应的时期都有1000万美元。截至2021年6月30日和2020年6月30日的6个月，我们货币汇率对冲的收益确认为收益#美元。31000万美元，亏损1,300万美元4分别为2000万人。

截至2021年6月30日，这些货币汇率对冲的公允价值净值(计入我们综合资产负债表上的“其他流动资产”)总计不到#美元。12000万。于2020年12月31日，该等货币汇率对冲的公允价值净值(计入我们综合资产负债表上的“其他流动资产”)合计为#美元。22000万。

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首选分配率重置选项
 
如果嵌入在合同中的衍生品的经济特征和风险与主合同的经济特征和风险没有明确和密切的关系，则嵌入合同的衍生品特征如果不完全符合衍生品的定义，必须分开核算。我们A系列优先股的首选分配率重置选项是一种嵌入式衍生品，必须从相关的主机合同(我们的合作伙伴协议)中分离出来，并以公允价值记录在我们的简明合并资产负债表上。出于会计目的，这种嵌入衍生工具不在套期关系中指定，公允价值的相应变化在我们的综合经营报表中的“其他费用，净额”中确认。在截至2021年和2020年6月30日的三个月里，我们确认了美元的收益771000万美元，亏损1,300万美元9分别为2000万人。截至2021年和2020年6月30日的6个月，我们确认净收益为$9300万美元和300万美元17分别为2000万人。优先分配率重置选择权的公允价值包括在我们的简明综合资产负债表上的“其他长期负债和递延信贷”中，合计为#美元。5300万美元和300万美元142021年6月30日和2020年12月31日分别为3.5亿美元。有关我们的A系列首选单位和首选分配率重置选项的更多信息，请参阅我们2020年年报第IV部分中包含的合并财务报表附注12(Form 10-K)。
 
经常性公允价值计量
 
衍生金融资产和负债
 
下表列出了在公允价值层次中按公允价值经常性核算的金融资产和负债(以百万计)：

 截至2021年6月30日的公允价值截至2020年12月31日的公允价值
经常性的公允价值和措施。(1)
1级二级3级总计1级二级3级总计
商品衍生品$(246)$(141)$(8)$(395)$(143)$(143)$(15)$(301)
利率衍生品— 75 — 75 — 46 — 46 
外币衍生品— (1)— (1)— 2 — 2 
首选分配率重置选项— — (5)(5)— — (14)(14)
衍生工具净资产/(负债)合计$(246)$(67)$(13)$(326)$(143)$(95)$(29)$(267)
(1)衍生工具资产及负债以上按净值列示，但不包括相关现金保证金存款。

1级
 
公允价值等级的第一级包括交易所交易的大宗商品衍生品和场外大宗商品合约，如期货和掉期。交易所交易商品衍生品和场外商品合约的公允价值是基于活跃市场未经调整的报价。
 
2级
 
公允价值等级的第二级包括交易所清算的商品衍生品和场外商品、利率和外币衍生品，这些衍生品在可观察市场交易，交易量和交易频率低于活跃市场。此外，它还包括某些实货商品合约。这些衍生品的公允价值与市场可观察到的投入相印证。
 
3级
 
公允价值层次的第三级包括某些实物商品和其他合同、场外期权以及我们的合伙协议中包含的优先分销率重置选择权，该选择权被归类为嵌入式衍生产品。
 
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我们的3级实物商品及其他合约和场外期权的公允价值是基于利用重大时机估计的估值模型，这涉及管理层判断，以及来自可观察和不可观察市场的定价投入，但成交量和交易频率低于活跃市场。与这些估计和投入的重大偏离可能导致公允价值发生重大变化。我们在简明综合营业报表中将与这些合同相关的未实现损益报告为供应和物流部门的收入。

我们的合作伙伴协议中包含的嵌入式衍生功能的公允价值基于一个估值模型，该模型估算了在有和没有优先分配率重置选项的情况下A系列优先股的公允价值。这个模型包含了一些信息，包括我们的共同单价、10年期美国国债利率、违约概率和时机估计，其中一些涉及管理层的判断。这些投入的重大变化可能导致这一嵌入式衍生特征的公允价值发生重大变化。
 
3级净资产/(负债)前滚
 
下表对分类为3级的衍生品的期初和期末余额的公允价值变化进行了对账(以百万为单位)：

截至三个月
六月三十日，		截至六个月
六月三十日，
 2021202020212020
期初余额$(92)$(61)$(29)$(51)
计入收益的当期净收益/(亏损)77 18 9 8 
聚落2 1 7 1 
期末余额$(13)$(42)$(13)$(42)
期末仍持有的与3级衍生品有关的收益中包括的未实现亏损的变化$77 $18 $9 $8 

注：9-关联方交易
 
有关关联方的完整讨论，请参阅我们2020年年度报告(Form 10-K)第IV部分中包含的合并财务报表附注17，包括我们关联方的确定以及与此类关联方的参与性质。

在截至2021年和2020年6月30日的三个月和六个月里，我们确认了销售和运输收入，购买了石油产品，并利用了关联方的运输和储存服务。这些交易是以公布的税率或我们认为近似市场的价格进行的。

这些交易对我们的简明综合营业报表的影响如下(以百万为单位)：

截至三个月
六月三十日，		截至六个月
六月三十日，
 2021202020212020
关联方收入(1)
$10 $10 $17 $33 
关联方采购及相关费用(1)
$95 $94 $185 $223 
(1)根据买入/卖出交易，作为库存交换一部分的原油购买与相关销售净额，任何毛利都在我们的简明综合经营报表中的“购买和相关成本”中列示。

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我们与这些相关方的应收账款和应付账款(反映在我们的简明综合资产负债表上)如下(以百万为单位)：

六月三十日，
2021		十二月三十一日，
2020
应收贸易账款和其他应收账款，关联方净额(1)
$29 $34 
应付关联方的贸易账款(1) (2)
$80 $88 
(1)包括与原油买卖、运输和储存服务有关的金额，以及与我们担任建设经理的权益法被投资人的投资资本项目相关的欠我们的金额或垫付给我们的金额。
(2)我们有协议将原油储存在设施中，并运输原油，或利用权益法投资人拥有的管道上的运力。我们对运输的部分承诺得到原油买卖或与第三方签订的其他相应数量协议的支持。

注10-承诺和或有事项
 
或有损失--一般情况
 
就我们能够评估意外情况出现负面结果的可能性而言，我们对这种可能性的评估从很小到很可能不等。如果我们确定有可能出现负面结果，并且损失金额可以合理估计，我们将产生与估计金额相等的未贴现负债。如果一个可能损失金额的范围可以合理估计，并且在该范围内没有一个金额比任何其他金额更好的估计，那么我们将产生等于该范围内最小金额的未贴现负债。此外，我们估计我们预计与或有损失相关的法律费用，并在这些费用是实质性的和可能发生的时候应计这些费用。
 
当损失的可能性很大，但金额无法合理估计，或者损失的可能性被认为只有合理的可能性或很小的时候，我们不会记录或有负债。对于可能出现不利结果且对我们的综合财务报表有重大影响的或有事项，吾等会披露或有事项的性质，并在可行的情况下披露对可能损失或损失范围的估计。

法律程序-一般法律程序
 
在日常业务过程中，我们涉及各种法律程序，包括因监管和环境问题而引起的法律程序。在确定与该等法律程序相关的损失概率以及与之相关的任何潜在损失是否可估测时，我们会考虑我们认为所有相关的已知事实和情况，以及我们认为关于将这些事实和情况应用于现有协议、法律和法规的合理假设。虽然我们投保的各种风险达到我们认为是审慎的程度，但不能保证此类保险的性质和金额在任何情况下都足以充分保障我们免受当前或未来法律程序造成的损失。

因此，我们不能保证我们目前参与或未来将参与的各种法律诉讼的结果不会单独或总体上对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
 
环境-总则
 
尽管我们在我们的维护和完整性计划上进行了大量投资，但我们已经经历过(未来可能还会经历)碳氢化合物产品从我们的管道、铁路、存储和其他设施运营中释放到环境中。这些释放可能是由事故或不可预测的人为或自然力量造成的，可能会到达地表水水体、地下水含水层或其他敏感环境。与我们现有或未来资产的任何此类释放相关的损害和负债可能是重大的，并可能对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
 
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当可能进行环境评估和/或补救措施并且金额可以合理估计时，我们记录环境责任。一般来说，我们对这些应计项目的记录与我们完成一项可行性研究或我们对正式行动计划的承诺不谋而合。我们不会将我们的环境补救责任等同于现值。我们还根据被收购公司过去运营造成的环境责任的估计公允价值，记录在企业合并中承担的环境责任。我们在我们确定成本可能收回的期间，记录我们认为可以从保险或根据赔偿协议从第三方收回的金额的应收账款。
 
与当前业务或未来收入相关的环境支出按照我们的财产和设备资本化政策进行支出或资本化。对过去业务造成的现有状况进行补救而产生的支出，以及对当前或未来盈利能力没有贡献的支出，将计入费用。
 
截至2021年6月30日，我们估计的环境责任未贴现准备金(包括与901线事件有关的债务，如下所述)总计为#美元。159百万美元，其中$112百万美元被归类为短期和$47百万美元被归类为长期贷款。截至2020年12月31日，我们估计的环境责任(包括与901线事件相关的债务)的未贴现准备金总计为美元。141百万美元，其中$94百万美元被归类为短期和$47百万美元被归类为长期贷款。这些短期负债反映在“应付贸易账款”和“其他流动负债”中，长期负债反映在我们综合资产负债表的“其他长期负债和递延信贷”中。截至2021年6月30日，我们已记录的应收账款总额为$114根据保险和根据赔偿协议可能从第三方追回的金额为100万美元，其中#美元1131000万美元被归类为短期和#美元。1600万美元被归类为长期贷款。截至2020年12月31日，我们已经记录了$97百万美元的此类应收账款，其中#美元96百万美元被归类为短期和$1百万美元被归类为长期贷款。这类短期和长期应收账款分别反映在我们合并资产负债表上的“贸易应收账款和其他应收账款净额”和“其他长期资产净额”中。
 
在某些情况下，与这些负债相关的实际现金支出可能在三年或更长时间内不会发生。我们在确定这些储量时所用的估计是基于我们目前掌握的信息和我们对最终结果的评估。在众多影响我们估计的不确定性中，包括对我们的补救计划进行必要的监管批准和可能的修改，对土壤或水污染影响的初步评估所能获得的数据有限，与环境补救服务和设备相关的成本变化，以及现有或未来法律索赔产生额外责任的可能性。因此，尽管我们相信准备金充足，但实际发生的成本(最终可能包括目前无法合理估计的或有成本，或当前认为亏损可能性仅为合理可能或微乎其微的或有成本)可能超过准备金，并可能对我们的综合财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。
 
具体的法律、环境或监管事项

901线路事故。2015年5月，我们经历了一次原油泄漏，从我们的拉斯弗洛雷斯到加利福尼亚州圣巴巴拉县的加维奥塔管道(901号线)。部分释放的原油通过排水涵洞到达里福吉奥州立海滩的太平洋。在释放之后，我们关闭了输油管道，并启动了我们的应急计划。一个包括美国海岸警卫队、环境保护局、加利福尼亚州鱼类和野生动植物管理局(CDFW)、加州溢油预防和响应办公室以及圣巴巴拉应急管理办公室在内的统一司令部已经成立，负责应对工作。统一司令部已确定有关受影响海岸线和其他区域的清理和补救行动已完成，统一司令部已解散。根据相关事实、数据和信息，并根据下文所述同意法令的规定，我们对漏油量的估计约为2,934在这个数量中，我们估计598油桶抵达太平洋。

由于901号线事件，几个政府机构和监管机构对901号线事件展开了调查，对我们提出了各种索赔，并对我们提起了一些诉讼，其中大部分已经得到解决。以下是目前悬而未决或最近解决的行动和事项的简要摘要：
     
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未经审计简明合并财务报表附注

作为901号线事故的“责任方”，我们应根据“石油污染法”承担各种费用和某些自然资源损害的责任。在这方面，在901号线事件发生后，我们与法律指定或授权作为美国和加利福尼亚州自然资源受托人的联邦和州机构(统称“受托人”)进入了合作的自然资源损害评估(NRDA)程序。此外，各政府机构寻求根据适用的州和联邦法规收取民事罚款和罚款。2020年3月13日，美国和加利福尼亚州人民对Plains All American Pipeline，L.P.和Plains Pipeline L.P.提起民事诉讼，并签署了由美国司法部、环境和自然资源司、美国运输、管道和危险材料安全管理局、EPA、CDFW、加州公园和娱乐部、加利福尼亚州土地委员会、美国司法部、环境和自然资源司、美国交通部、管道和危险材料安全管理局签署的预先谈判的和解协议(同意法令)，其中包括：美国司法部、环境和自然资源司、美国运输、管道和危险材料安全管理局、美国环保署、CDFW、加州公园和娱乐部、加利福尼亚州土地委员会、美国司法部、环境和自然资源司、美国运输、管道和危险材料安全管理局、美国环保署、CDFW、加州公园和娱乐部、加利福尼亚州土地委员会、中央海岸地区水质控制委员会和加州大学的董事会成员。这项同意法令于2020年10月14日由加州中心区联邦地区法院批准并进入。根据同意法令的条款，普莱恩斯支付了$24600万美元的民事罚款和300万美元的罚款22.325赔偿因901线事故造成的自然资源的伤害、破坏、损失或使用损失。同意法令还包含实施某些商定的禁令救济的要求，以及可能重新启动901线和903线的塞斯夸克至宾特兰部分的要求。同意法令解决了与这起事件相关的所有监管索赔。

经过调查和大陪审团程序，2016年5月，根据圣巴巴拉县加州高级法院提交的起诉书，PAA被加利福尼亚州大陪审团指控与901号线事件有关，违反了加州法律。2016年5月起诉书中的15项指控是圣巴巴拉县加州高级法院陪审团审判的对象，陪审团于2018年9月7日做出裁决，根据这一判决，我们(I)被认定为(I)违反了加州法律。2016年5月的起诉书中的15项指控是圣巴巴拉县加州高级法院陪审团审判的对象，陪审团于2018年9月7日做出了裁决，根据这项裁决，我们(I)被认定一重罪释放数和八轻罪计数(包括一报告计数，一严格的责任免除计数和六严格法律责任动物领养罪名)及(Ii)被裁定无罪一严格责任的动物收受也算数。其余的控罪其后被法庭驳回。2019年4月25日，PAA被判处罚款和罚款总额略低于#美元。3.352018年9月陪审团裁决(“2019年判决”)涵盖的定罪人数为100万美元。与2019年判决相关的罚款和处罚已经支付。与这些诉讼程序相关的唯一悬而未决的问题是，高等法院表示，它将在2021年就是否有任何根据适用法律有权获得赔偿的漏油“直接受害者”问题举行进一步听证会。高等法院目前正在按照一个时间表进行这类听证，该时间表规定，各种潜在的“直接受害者”可以在几个月的时间内在指定日期向法院提出索赔。
        
在901号线事故发生后不久，我们设立了索赔热线，并鼓励任何因释放而受损的各方与我们联系，讨论他们的赔偿要求。我们通过索赔线路收到了一些索赔，我们已经处理了这些索赔，并根据需要支付了款项。九我们被提起集体诉讼；然而，在各种索赔被驳回或合并后，美国加州中心区地区法院仍有两项诉讼悬而未决。在第一起诉讼中，原告声称，此次释放损害了两类不同类别的索赔人：(I)在南加州海岸附近水域的某些指定渔区上岸捕鱼的商业渔民，或者转售在这些地区捕获的商业海鲜的个人或企业；(Ii)住宅海滨物业或拥有私人地役权的海滩物业的业主和承租人，原告在那里声称漏油被冲上了海滩。我们正在对这些说法进行有力的辩护。由于与新冠肺炎相关的审判暂停，法院最初确定的2020年9月审判日期被无限期推迟。在第二起诉讼中，原告寻求宣告性判决，即普莱恩斯的通行权协议将不允许普莱恩斯在不支付额外赔偿的情况下铺设新管道，以取代901线和/或903线的非运营路段。这一行动尚未确定审判日期。

此外,四单位持有人衍生品诉讼是由该合伙公司中的某些据称的投资者对PAGP和该合伙公司的某些附属公司、高级管理人员和董事提起的。在各种索赔被驳回或合并后，针对PAGP的一项诉讼仍在特拉华州衡平法院待决。一般而言，原告声称，PAgP未能对合伙企业的管道完整性努力进行适当的监督。我们将继续对这一主张进行有力的辩护。这一行动尚未确定审判日期。

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我们还收到了其他几起个人诉讼和索赔，这些诉讼和索赔来自公司、政府机构和个人，他们声称901号线事件造成了损害。这些诉讼和索赔通常寻求恢复原状、补偿性和惩罚性赔偿和/或禁令救济。这些诉讼大多已由法院了结或驳回。剩余的索赔包括一家前石油生产商声称的收入或利润损失索赔，该生产商在901号线事件后宣布破产并关闭其海上生产平台，一家国家机构收取从该平台生产的石油的特许权使用费，直到该平台被所有者抛弃，以及提供与他们声称在901号线事件后中断的石油生产活动相关的劳动力、商品或服务的各种公司和个人。我们正在积极地为这些诉讼辩护。我们可能会受到更多索赔和诉讼的影响，这可能会对我们目前预计因901线事件而产生的债务和成本产生实质性影响。
 
考虑到上述因素，截至2021年6月30日，我们估计我们已经或将会因901线事件而招致的总成本约为$1,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000,000美元，485其中包括实际和预计的应急和清理费用、自然资源损害评估、根据同意法令应付的罚款和罚款、某些第三方索赔和解，以及某些法律费用的估计数。我们将这些总成本的估算计入我们的简明综合经营报表中的“现场运营成本”。这一估计考虑了我们以往在环境调查和补救事宜方面的经验，以及我们的环境和其他专家提供并咨询过的现有数据，以及目前可用的事实和目前制定的法律法规。我们已经为(I)解决某些第三方索赔和诉讼，但不包括损失不可能和合理估计的索赔和诉讼，并排除未来的索赔和诉讼，以及(Ii)与901线事件相关的所有诉讼、索赔和其他需要法律或专家意见的事项所需的法律服务的性质、范围和费用做出了假设。(I)解决某些第三方索赔和诉讼，但不包括损失不可能和合理估计的索赔和诉讼，以及(Ii)与901线事件相关的所有诉讼、索赔和其他需要法律或专家意见的事项所需的法律服务的性质、范围和费用。我们的估计不包括与901或903号线关闭相关的任何收入损失，也不包括目前无法合理评估的任何负债或成本，也不包括与我们目前认为损失可能性只有合理可能或很小的意外情况有关的任何负债或成本。我们相信，我们已经为所有可能的和合理估计的成本积累了足够的金额；然而，这一估计受到与我们所做的假设相关的不确定性的影响。例如，对于我们认为只有合理可能的或很小的潜在损失，, 我们基于对相关事实、适用法律和先例的评估，对我们的法律地位的强度做出了假设；如果我们对此类事项的假设最终被证明是不准确的(即，我们被发现在我们认为损失的可能性仅为合理可能或微乎其微的情况下负有责任)，我们可能要对目前未包括在我们的估计和应计项目中的重大成本和开支负责。此外，对于我们认为可能发生的任何潜在损失，我们已累计估计了潜在损失，我们对损害赔偿、律师费、法院费用和利息的估计可能被证明是不准确的，我们造成的实际损失可能远远高于我们的估计和应计项目中包括的金额。此外，我们解决目前和未来所有与901号线事件有关的诉讼和索赔所需的时间可能会比我们想象的要长得多，因此我们为法律服务支付的费用可能会比我们估计的要高得多。因此，我们的假设和估计可能是不准确的，而我们的总成本可能会大幅上升；因此，我们不能保证将来不会因901线事故而招致重大的额外成本。

截至2021年6月30日，我们有剩余的未贴现总负债$104与这一事件相关的百万美元，这反映在我们简明综合资产负债表上的“应付贸易账款”和“其他流动负债”中。在发生此类环境责任的情况下，我们维持保险范围，但受某些免赔额和免赔额的限制。在该等免赔额及免赔额的规限下，我们相信我们的承保范围足以支付目前估计的紧急应变及清理费用总额、理赔费用及补救费用，而我们相信这项承保范围亦足以支付这些费用估计的任何可能增加，而超出目前已确定的数额。到2021年6月30日，我们已经收集了$，但需要习惯上的保留250大约$$中的百万美元360扣除免赔额后，我们认为可能从保险公司收回的发行成本为100万美元。因此，截至2021年6月30日，我们已确认应收账款约为1美元。110对于我们认为可能从保险中收回的部分释放成本，扣除免赔额和已经收取的金额后，净额为100万美元。该金额在本公司简明综合资产负债表的“贸易应收账款及其他应收账款净额”中确认为流动资产。我们已经完成了联合司令部确定的必要的清理和补救工作，联合司令部已经解散；但是，我们预计将在未来一段时间内支付与恢复受影响地区相关的额外费用，以及法律、专业和监管费用。

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注11-运营细分市场
 
我们通过以下方式管理我们的运营三经营领域：运输、设施、供应和物流。请参阅我们2020年度报告(Form 10-K)第四部分中包含的合并财务报表附注3，了解每个部门收入来源的产品和服务类型摘要。我们的CODM(我们的首席执行官)根据部门调整后的EBITDA(定义如下)和维护资本投资等衡量标准来评估部门业绩。

我们将分段调整后的EBITDA定义为未合并实体的收入和权益收益减去(A)购买和相关成本，(B)现场运营成本和(C)部门一般和行政费用，加上我们在未合并实体折旧和摊销费用中的比例份额，并针对某些选定项目进行进一步调整，包括(I)与另一时期的基础活动相关的衍生工具的损益(或从上一时期冲销此类调整)，与投资活动相关的衍生品的损益(如(Ii)长期库存成本调整；(Iii)预计将通过发行股本工具解决的债务费用；(Iv)与最低数量承诺相关的金额，扣除随后确认为收入的适用金额；以及(V)我们的首席运营官认为对了解我们的核心部门经营业绩不可或缺的其他项目。分部调整后的EBITDA不包括折旧和摊销。

维护资本包括更换和/或翻新部分或全部折旧资产的资本支出，以维持我们现有资产的运营和/或盈利能力。
 
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下表反映了每个细分市场的某些财务数据(以百万为单位)：

交通运输设施供应渠道和
物流		段间平差总计
截至2021年6月30日的三个月
收入：    
外部客户(1)
$243 $145 $9,623 $(81)$9,930 
网段间(2)
310 99 — 81 490 
可报告部门的总收入
$553 $244 $9,623 $— $10,420 
未合并实体的权益收益
$31 $2 $— $33 
分段调整后的EBITDA$433 $140 $5 $578 
维修资金$20 $14 $3 $37 
截至2020年6月30日的三个月
收入：
外部客户(1)
$234 $149 $2,925 $(83)$3,225 
网段间(2)
223 127 — 83 433 
可报告部门的总收入
$457 $276 $2,925 $— $3,658 
未合并实体的权益收益
$81 $— $— $81 
分段调整后的EBITDA$346 $174 $3 $523 
维修资金$31 $15 $8 $54 
截至2021年6月30日的6个月
收入：
外部客户(1)
$478 $308 $17,706 $(179)$18,313 
网段间(2)
561 207 1 179 948 
可报告部门的总收入
$1,039 $515 $17,707 $— $19,261 
未合并实体的权益收益
$117 $4 $— $121 
分段调整后的EBITDA$821 $311 $(8)$1,124 
维修资金$47 $20 $6 $73 
截至2020年6月30日的6个月
收入：
外部客户(1)
$532 $323 $10,833 $(194)$11,494 
网段间(2)
504 266 1 194 965 
可报告部门的总收入
$1,036 $589 $10,834 $— $12,459 
未合并实体的权益收益
$189 $2 $— $191 
分段调整后的EBITDA$788 $384 $144 $1,316 
维修资金$64 $29 $11 $104 
(1)来自外部客户的运输收入包括与我们的客户的某些库存交换相关的运输量的关税收入，我们的供应和物流部门已经处理了库存交换，并在我们的管道系统中充当托运人。有关我们相关会计政策的讨论，请参阅我们2020年度报告的第四部分Form 10-K中的合并财务报表附注3。我们已经在我们的运输部门对这些库存交换的收入进行了估计，包括上述来自外部客户的收入，并对这些收入进行了调整，使来自外部客户的总收入与我们的简明综合经营报表保持一致。本演示文稿与提供给我们CODM的信息一致。
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(2)部门收入包括在我们的简明综合经营报表中从采购和相关成本以及现场运营成本中扣除的部门间金额。部门间活动按公布的税率(如适用)进行，否则按与向第三方收取的费率相似的费率或我们认为与协议执行或重新谈判时的市场大致相同的费率进行。

分段调整后的EBITDA对账

下表将分段调整后的EBITDA与可归因于PAA的净收入/(亏损)进行核对(以百万为单位)：

截至三个月
六月三十日，		截至六个月
六月三十日，
 2021202020212020
分段调整后的EBITDA$578 $523 $1,124 $1,316 
调整：(1)
未合并实体的折旧和摊销(2)
(68)(16)(88)(33)
衍生活动和存货估值调整的收益/(损失)(3)
(163)(90)35 (121)
长期存货成本调整(4)
27 51 68 (64)
最低数量承诺下的缺陷，净额(5)
(6)(7)26 (6)
权益指数化薪酬费用(6)
(4)(5)(9)(8)
外币重估净收益(7)
1 — 2 13 
与交易相关的巨额费用(8)
(3)— (3)(3)
折旧及摊销(196)(166)(374)(333)
资产出售和资产减值的收益/(损失)，净额(369)1 (370)(618)
商誉减值损失— — — (2,515)
非合并实体投资收益/(减值)净额— (69)— (91)
利息支出，净额(107)(108)(213)(215)
其他收入/(费用)，净额84 18 23 (13)
税前收益/(亏损)(226)132 221 (2,691)
所得税(费用)/福利10 12 (14)(10)
净收益/(亏损)(216)144 207 (2,701)
可归因于非控股权益的净收入(4)(2)(5)(4)
可归因于PAA的净收益/(亏损)$(220)$142 $202 $(2,705)
(1)表示我们的CODM在评估分部结果时使用的调整。
(2)包括我们在未合并实体折旧和摊销费用(包括与取消项目相关的减记)中的比例份额。
(3)我们使用衍生工具进行风险管理，我们的相关流程包括具体识别基础对冲交易的对冲工具。虽然我们为我们达成的每一项衍生工具确定一项基础交易，但该工具与基础交易之间可能不存在会计对冲关系。在评估业绩的过程中，吾等确认衍生工具及相关交易的盈利在时间上的差异，并剔除在厘定分部调整后EBITDA时的相关损益，使衍生工具及相关交易的收益影响同期的分部调整后EBITDA。此外，我们不包括与投资活动相关的衍生品的损益，例如购买Linefill。
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(4)我们拥有原油和天然气库存，包括第三方资产的最低工作库存要求和我们商业运营所需的其他工作库存。我们认为这一库存对我们的运营是必要的，我们打算在可预见的未来保留这一库存。因此，我们在资产负债表上将这一库存归类为长期库存，并不使用衍生品工具(类似于我们自己资产中的线性填充)对库存进行对冲。我们不包括长期存货平均成本变化(由市场价格波动引起)的影响，以及由于分部调整后EBITDA价格下降而导致的此类存货减记的影响。
(5)我们和我们的某些权益法投资都有某些协议，要求交易对手在商定的期限内交付、运输或吞吐最低数量的货物。基本上所有此类协议都是与交易对手签订的，以在经济上支持我们建设相关资产所需的资本支出回报。其中一些协议包括，如果没有达到最低数量，就有补充权。我们在提供服务期间或交易发生时记录来自交易对手的应收账款，包括与最小数量承诺相关的交易对手欠款的金额。如果交易对手拥有与短缺相关的补充权，我们将递延应归属于交易对手补充权的收入，并随后在短缺数量交付或装运时、补充权到期时或确定交易对手利用补充权的能力较低时(以较早者为准)确认收入。我们将支付给交易对手的亏空债务金额的影响，扣除随后确认为收入的适用金额，作为影响可比性的选定项目包括在内。我们的CODM认为，计入与该期间相关的合同承诺收入对分部调整后EBITDA有意义，因为相关资产已经建立，随时准备提供承诺的服务，固定运营成本包括在当期业绩中。
(6)我们的总权益指数薪酬支出包括与将以单位结算的奖励和将以现金结算的奖励相关的费用。当符合适用的业绩标准时，将以单位结算的奖励包括在我们的单位稀释净收入计算中。我们在确定分段调整后EBITDA时不包括与这些奖励相关的补偿费用，因为未偿还奖励的稀释影响包括在我们的稀释后单位净收入计算中(如果适用)。与将以现金结算的奖励相关的补偿费用部分不包括在确定分段调整后的EBITDA中。有关我们的股权指数薪酬计划的讨论，请参阅我们2020年年度报告的第四部分Form 10-K中包含的合并财务报表附注18。
(7)在报告期内，加元兑美元的价值出现波动，导致外币交易结算的汇兑损益变现，以及以外币计价的货币资产和负债重估。这些损益不是我们核心经营业绩的组成部分，因此在确定部门调整后的EBITDA时不包括在内。有关我们的货币汇率风险对冲活动的讨论，请参见附注8。
(8)包括与2021年7月宣布的二叠纪盆地合资交易和2020年收购Felix Midstream LLC相关的费用。有关合资交易的进一步讨论，请参阅附注12；有关Felix Midstream LLC收购的进一步讨论，请参阅我们2020年度报告(Form 10-K)第四部分中包含的合并财务报表附注7。

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注12—收购、资产剥离和其他交易

资产交换

2021年6月，我们完成了与InterPipeline Ltd.的资产交换协议(“资产交换”)，通过该协议，我们获得了二包括在我们目前运营的设施部门中的跨站工厂，以换取以前包括在我们运输部门中的管道和相关存储和卡车卸载设施，以及现金对价$321000万美元，包括营运资金和其他调整。我们确认了一笔$的收益。106根据被剥离资产的公允价值与其账面价值之间的差额，剥离管道及相关储存和卡车卸载设施的成本包括在我们的简明综合经营报表上的“(资产出售和资产减值的收益)/损失净额”中。

持有待售资产

2021年6月，我们签署了一项最终协议，以美元的价格出售我们设施部门包括的松树草原和南方松树天然气储存设施。8502000万美元，有待某些调整。截至2021年6月30日，我们将与这笔交易相关的资产(主要是“财产和设备”)归类为账面价值或公允价值减去出售成本中的较低者，约为$8322000万美元，作为我们简明综合资产负债表(“其他流动资产”)上的待售资产，约为#美元。18在我们的简明合并资产负债表上，在其他全面收益中剩余的套期保值的递延亏损1.8亿美元(在“不包括非控股权益的合伙人资本总额”中)。这笔交易于2021年8月2日完成。

根据对持有待售资产的这一分类，我们确认了大约#美元的相应非现金减值损失。4752021年第二季度为1.2亿美元。这一减值损失反映在我们的简明综合经营报表上的“(资产出售和资产减值的收益)/损失，净额”中。

合资企业交易

于2021年7月，吾等与Oryx Midstream Holdings LLC(“Oryx Midstream”)订立一项最终协议，据此，吾等与Oryx Midstream拟以无现金、无债务交易方式，将我们各自的二叠纪盆地资产、营运及商业活动合并为一家新成立的合资公司Plains Oryx二叠纪盆地有限责任公司(“Plains Oryx二叠纪盆地”)。这笔交易将包括Oryx的所有二叠纪盆地资产，除了我们的长途管道系统和某些盆地内终端资产外，我们的绝大多数资产都位于二叠纪盆地内。我们将拥有65经营合并后的资产，并将合资企业的财务结果合并到我们的财务报表中。在满足惯例和其他成交条件并获得监管部门批准的情况下，合并协议预期的交易将于2021年第四季度完成。

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第二项：公司管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
 
引言
 
下面的讨论旨在让投资者了解我们的财务状况和经营成果，阅读时应结合我们的历史综合财务报表和附注，以及我们在2020年年报10-K表格中提出的管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。有关下列财务信息列报基础的更多详细信息，请参阅本季度报告第I部分10-Q表第1项所载的简明合并财务报表和相关附注。
 
我们的讨论和分析包括以下几个方面：
 
•执行摘要
•运营结果：
•流动性和资本资源：
•表外安排
•近期会计公告
•关键会计政策和估算
•前瞻性陈述
 

执行摘要
 
公司概述
 
我们的商业模式将大规模供应聚合能力与关键中游基础设施系统的所有权和运营相结合，这些系统将主要产区与关键需求中心和出口终端连接起来。作为北美最大的中游服务提供商之一，我们在主要的原油和天然气生产盆地(包括二叠纪盆地)、运输走廊以及美国和加拿大的主要市场枢纽拥有广泛的管道运输、终端、储存和收集资产的网络。我们的资产和服务主要集中在原油、天然气和天然气。我们的业务活动通过三个运营部门进行：运输、设施和供应与物流。有关进一步讨论，请参阅“-运营结果-运营部门分析”。

经营业绩、资本投资和其他重要活动概览
 
2021年前六个月，我们确认净收益为2.07亿美元，而2020年前六个月确认的净亏损为27.01亿美元。

2020年期间的净亏损主要是由商誉减值损失和非现金减值费用推动的，这些损失和非现金减值费用与某些流水线和其他长期资产的减记有关，我们对未合并实体的某些投资，以及分类为持有待售的资产总计约32.4亿美元。此外，由于2020年第一季度大宗商品价格下跌，我们确认了约2.32亿美元的库存估值调整。2021年可比6个月期间包括3.7亿美元的资产出售和资产减值净亏损。

2021年前六个月，我们报告部门的业绩比2020年同期有所下降，主要原因是原油市场状况不太有利，加上我们供应和物流部门实现的NGL利润率较低。此外，我们的设施部门受到NGL产能利用率和市场费率下降以及资产出售影响的不利影响。这些不利的结果被有利的运输部门业绩部分抵消，运输部门受益于与最低运量承诺和较低运营成本相关的不足付款的收取。
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目录

有关我们经营业绩的进一步讨论，请参见下面的“-经营业绩--经营部门分析”和“-其他收入和支出”部分。

截至2021年6月30日的6个月里，我们在中游基础设施项目上投资了1.42亿美元，这些项目主要与二叠纪盆地正在开发的项目有关。

在截至2021年6月30日的6个月里，我们向我们的普通单位持有人支付了大约2.6亿美元的现金分配，向我们的A系列优先单位持有人支付了大约7400万美元，向我们的B系列优先单位持有人支付了2500万美元。

在截至2021年6月30日的6个月里，我们以5300万美元的价格回购了5290592个普通单位，其中包括与2020年12月执行的回购相关的300万美元，该回购于2021年1月结算。有关更多信息，请参阅“-流动性和资本资源-融资活动-普通股回购计划”。

近期事件

2021年7月，我们与Oryx Midstream达成了一项最终协议，根据该协议，我们和Oryx Midstream打算将我们各自的二叠纪盆地资产、运营和商业活动合并为一家新成立的战略合资企业Plains Oryx二叠纪盆地。这笔交易将包括Oryx的所有二叠纪盆地资产，除了我们的长途管道系统和某些盆地内终端资产外，我们的绝大多数资产都位于二叠纪盆地内。我们将拥有Plains Oryx Permian盆地65%的股份，运营合并后的资产，并将合资企业的财务业绩合并到我们的财务报表中。通过无现金交易成为一个无债务的合资实体，这与我们的财务和投资组合优化战略相一致，短期内自由现金流增加，并增强了我们最大限度地提高投资者自由现金流的能力，同时提高了我们的整体信用状况。在满足惯例和其他成交条件并获得监管部门批准的情况下，合并协议预期的交易将于2021年第四季度完成。

2021年8月2日，我们以8.5亿美元的价格完成了我们的Pine Prairie和Southern Pines天然气储存设施的出售，但可能会进行某些调整。有关更多信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注12。

37
目录
经营成果
 
下表概述了我们根据GAAP计算的综合财务结果(单位为百万，单位数据除外)：

截至三个月
六月三十日，		方差截至六个月
六月三十日，		方差
 20212020$%20212020$%
运输部门调整后的EBITDA(1)
$433 $346 $87 25 %$821 $788 $33 4 %
设施部门调整后的EBITDA(1)
140 174 (34)(20)%311 384 (73)(19)%
供应和物流部门调整后的EBITDA(1)
5 3 2 67 %(8)144 (152)(106)%
调整：
未合并实体的折旧和摊销(68)(16)(52)(325)%(88)(33)(55)(167)%
影响可比性的选定项目-细分调整后的EBITDA(148)(51)(97)**119 (189)308 **
折旧及摊销(196)(166)(30)(18)%(374)(333)(41)(12)%
资产出售和资产减值的收益/(损失)，净额(369)1 (370)**(370)(618)248 40 %
商誉减值损失— — — 不适用— (2,515)2,515 100 %
非合并实体投资收益/(减值)净额— (69)69 100 %— (91)91 100 %
利息支出，净额(107)(108)1 1 %(213)(215)2 1 %
其他收入/(费用)，净额84 18 66 367 %23 (13)36 277 %
所得税(费用)/福利10 12 (2)(17)%(14)(10)(4)(40)%
净收益/(亏损)(216)144 (360)(250)%207 (2,701)2,908 108 %
可归因于非控股权益的净收入(4)(2)(2)(100)%(5)(4)(1)(25)%
可归因于PAA的净收益/(亏损)$(220)$142 $(362)(255)%$202 $(2,705)$2,907 107 %
普通单位基本和摊薄净收益/(亏损)$(0.37)$0.13 $(0.50)**$0.14 $(3.85)$3.99 **
未偿还的基本和稀释加权平均公用事业单位720 728 (8)**721 728 (7)**
**    表示差异作为百分比没有意义。
(1)部门调整后的EBITDA是部门业绩的衡量标准，我们的CODM利用该指标评估业绩并在我们的运营部门之间分配资源。这一衡量标准针对某些项目进行了调整，包括我们的CODM认为会影响跨时期结果可比性的项目。有关此类调整的更多讨论，请参见我们的简明合并财务报表附注11。

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目录
非GAAP财务指标
 
为了补充我们根据GAAP提供的财务信息，管理层在评估过去业绩和未来前景时使用了被称为“非GAAP财务衡量标准”的额外衡量标准，并评估了可用于分配、债务偿还、普通股回购和其他一般合伙目的的现金数额。

管理层使用的主要附加衡量标准是扣除利息、税项、折旧和摊销前的收益(包括我们在折旧和摊销中的比例，包括与取消项目相关的减记，以及未合并实体资产减值的损益)、资产出售和资产减值的损益、商誉减值损失以及非合并实体投资的收益和减值，根据某些影响可比性的选定项目进行调整(“调整后的EBITDA”)、隐含的可分配现金流量(“DCF”)、自由现金流量和事后自由现金流量。
 
我们对某些非GAAP财务指标的定义和计算可能无法与其他公司的同名指标相比较。调整后的EBITDA和隐含DCF与净收益/(亏损)、自由现金流量和分配后的自由现金流量与经营活动提供的净现金进行调整，这是根据公认会计准则报告的最直接的可比指标，应该作为我们的合并财务报表和附注的补充而不是替代。有关自由现金流和分配后自由现金流的更多信息，请参阅“-流动性和资本资源-流动性度量”。

绩效衡量标准

管理层相信，列报调整后的EBITDA和隐含的DCF向投资者提供有关我们经营业绩和结果的有用信息，因为当这些指标用于补充相关的GAAP财务指标时，(I)将提供有关我们的核心经营业绩以及通过我们业务产生的现金向我们的单位持有人分配资金的能力的更多信息，(Ii)为投资者提供相同的财务分析框架，管理层根据这些财务分析框架做出财务、运营、薪酬和计划/预算决策，以及(Iii)投资者、评级机构和债券持有人所表示的当前指标在评估我们方面是有用的这些非GAAP措施可以排除，例如，(I)预计将通过发行权益工具结算的债务的费用，(Ii)与另一时期的基础活动有关的衍生工具的损益(或从上一时期冲销此类调整)，与投资活动有关的衍生品的损益(如购买LINFILE)和存货估值调整(视情况而定)，(Iii)长期存货成本调整, (Iv)不能反映我们的核心经营业绩的项目和/或(V)我们认为在理解我们的核心经营业绩时应排除的其他项目。这些衡量标准可能会进一步调整，以包括与最低数量承诺相关的亏空金额，据此，我们向交易对手收取亏空义务的账单，这些金额在我们的简明合并财务报表中确认为“其他流动负债”中的递延收入。这些金额是在扣除随后确认为收入的适用金额后列报的净额。我们将所有这类项目定义为“影响可比性的选定项目”。我们不一定认为所有影响可比性的选定项目都是非经常性、不常见或不寻常的，但我们相信，了解这些影响可比性的选定项目对于评估我们的经营业绩和前景是至关重要的。

虽然我们提出了管理层在评估我们的业绩时考虑的影响可比性的选定项目，但您也应该意识到，所展示的项目并不代表影响所展示的各个时期之间的可比性的所有项目。我们经营业绩的变化也是由数量、价格、汇率、机械中断、收购、资产剥离、投资资本项目和许多其他因素的变化造成的，如“-经营部门分析”中所述。


39
目录
下表列出了调整后的EBITDA和来自净收入/(亏损)的隐含DCF(以百万为单位)的非GAAP财务业绩衡量标准的对账：

截至三个月
六月三十日，		方差截至六个月
六月三十日，		方差
 20212020$%20212020$%
净收益/(亏损)$(216)$144 $(360)(250)%$207 $(2,701)$2,908 108 %
加/(减)：    
利息支出，净额107 108 (1)(1)%213 215 (2)(1)%
所得税费用/(福利)(10)(12)2 17 %14 10 4 40 %
折旧及摊销196 166 30 18 %374 333 41 12 %
(收益)/资产出售和资产减值损失，净额369 (1)370 **370 618 (248)(40)%
商誉减值损失— — — 不适用— 2,515 (2,515)(100)%
(收益)/非合并实体投资减值，净额— 69 (69)(100)%— 91 (91)(100)%
未合并实体的折旧和摊销(1)
68 16 52 325 %88 33 55 167 %
影响可比性的选定项目：    
衍生品活动和存货估值调整的收益/损失163 90 73 **(35)121 (156)**
长期存货成本调整(27)(51)24 **(68)64 (132)**
最低数量承诺下的缺陷，净额6 7 (1)**(26)6 (32)**
权益指数化薪酬费用4 5 (1)**9 8 1 **
外币重估净收益(1)— (1)**(2)(13)11 **
与交易相关的巨额费用3 — 3 **3 3 — **
影响可比性的选定项目-细分调整后的EBITDA(2)
148 51 97 **(119)189 (308)**
衍生工具活动的(收益)/损失 (3)
(77)9 (86)**(9)(17)8 **
外币重估净额(损益)(4)
(6)(23)17 **(13)36 (49)**
提前偿还优先票据的净收益(5)
— (3)3 **— (3)3 **
影响可比性的选定项目-调整后的EBITDA(6)
65 34 31 **(141)205 (346)**
调整后的EBITDA (6)
$579 $524 $55 10 %$1,125 $1,319 $(194)(15)%
40
目录
截至三个月
六月三十日，		方差截至六个月
六月三十日，		方差
 20212020$%20212020$%
调整后的EBITDA (6)
$579 $524 $55 10 %$1,125 $1,319 $(194)(15)%
扣除某些非现金项目后的利息支出 (7)
(101)(103)2 2 %(202)(206)4 2 %
维修资金(8)
(37)(54)17 31 %(73)(104)31 30 %
当期所得税费用(1)(15)14 93 %(3)(22)19 86 %
来自未合并实体的分配超过/(少于)调整后的股本收益(9)
(5)11 (16)**1 9 (8)**
对非控股权益的分配(10)
— (4)4 100 %(6)(4)(2)(50)%
隐含DCF$435 $359 $76 21 %$842 $992 $(150)(15)%
首选单位分布(10)
(62)(62)— — %(99)(99)— — %
普通单位持有人可使用隐含DCF$373 $297 $76 26 %$743 $893 $(150)(17)%
普通单位现金分配(10)
(130)(131)(260)(393)
隐含的DCF超额(11)
$243 $166 $483 $500 
**    表示差异作为百分比没有意义。
(1)在审核调整后EBITDA时，我们不计入此类未合并实体的折旧和摊销费用(包括与取消项目相关的减记)的比例份额，这与我们的合并资产类似。
(2)有关这些影响可比性的选定项目的更详细讨论，请参阅我们的简明合并财务报表附注11中的分段调整后EBITDA调节表的脚注。
(3)我们的A系列优先股的优先分配率重置选项作为嵌入衍生工具计入，并在我们的简明合并财务报表中以公允价值记录。相关的收益和损失不是我们结果的组成部分，因此被归类为影响可比性的选定项目。有关首选分配率重置选项的更多信息，请参阅我们的精简合并财务报表附注8。
(4)于报告期内，加元兑美元的价值出现波动，导致结算外币交易的汇兑损益变现，以及以外币计值的货币资产和负债重估。相关的收益和损失不是我们结果的组成部分，因此被归类为影响可比性的选定项目。
(5)包括与在公开市场回购我们的未偿还优先票据相关的确认净收益。
(6)其他收入/(费用)，根据我们的简明综合经营报表，经影响可比性的选定项目调整后的净额(“调整后的其他收入/(费用)，净额”)包括在调整后的EBITDA中，不包括在部门调整后的EBITDA中。
(7)不包括某些影响利息支出的非现金项目，如债务发行成本的摊销和终止的利率掉期。
(8)维护资本支出被定义为用于更换和/或翻新部分或全部折旧资产的资本支出，以维持我们现有资产的运营和/或盈利能力。
(9)包括从未合并实体收到的现金分配减去未合并实体的股本收益(根据我们按比例分摊的折旧和摊销进行调整，包括与取消项目相关的减记，以及影响未合并实体可比性的选定项目)。
(10)列报期间支付的现金分配。
(11)超额的贴现现金流被保留，以建立准备金，用于未来的分配、资本支出和其他合伙目的。
41
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运营细分市场分析
 
我们通过三个运营部门管理我们的运营：运输、设施以及供应和物流。我们的CODM(我们的首席执行官)根据各种衡量标准评估分部业绩，包括分部调整后的EBITDA、分部产量、每桶分部调整后的EBITDA和维护资本投资。
    
我们将分段调整EBITDA定义为未合并实体的收入和权益收益减去(A)购买和相关成本，(B)现场运营成本和(C)分部一般和行政费用，加上我们在未合并实体折旧和摊销费用(包括与取消项目相关的减记)中的比例份额，并根据某些选定项目进行进一步调整，包括(I)与另一时期的基础活动相关的衍生工具的按市值计价(或从上一时期冲销此类调整)、损益(Ii)长期库存成本调整；(Iii)预计将通过发行股本工具解决的债务费用；(Iv)与最低数量承诺相关的亏空金额，扣除随后确认为收入的适用金额；以及(V)我们的首席运营官认为对了解我们的核心部门经营业绩不可或缺的其他项目。参见我们的简明合并财务报表附注11，将分段调整后的EBITDA与可归因于PAA的净收益/(亏损)进行对账。

我们加拿大子公司的收入和支出使用加元作为其功能货币，按当月的现行平均汇率换算。

运输部门
 
我们的运输部门业务通常包括与在管道、收集系统和卡车上运输原油和天然气有关的收费活动。运输部门通过关税、管道运力协议和其他运输费的组合产生收入。我们管道系统的关税和其他费用因接收点和传送点而异。我们的收费和其他费用相关活动产生的分部结果取决于管道上的运输量和收取的关税和其他费用的水平，以及运营管道的固定和可变现场成本。

42
目录
下表列出了我们运输部门的经营业绩：

经营业绩：(1)
截至三个月
六月三十日，		方差截至六个月
六月三十日，		方差
(单位：百万美元，每桶石油数据除外)20212020$%20212020$%
收入$553 $457 $96 21 %$1,039 $1,036 $3 — %
采购及相关费用(60)(44)(16)(36)%(106)(124)18 15 %
现场运营成本(140)(140)— — %(245)(302)57 19 %
分部一般和行政费用(2)
(28)(24)(4)(17)%(54)(51)(3)(6)%
未合并实体的权益收益31 81 (50)(62)%117 189 (72)(38)%
调整： (3)
未合并实体的折旧和摊销67 15 52 347 %87 32 55 172 %
衍生活动损失和存货估值调整(1)(6)5 **(1)— (1)**
最低数量承诺下的缺陷，净额7 4 3 **(23)— (23)**
权益指数化薪酬费用2 3 (1)**5 5 — **
与交易相关的巨额费用2 — 2 **2 3 (1)**
分段调整后的EBITDA$433 $346 $87 25 %$821 $788 $33 4 %
维修资金$20 $31 $(11)(35)%$47 $64 $(17)(27)%
每桶分段调整EBITDA$0.76 $0.64 $0.12 19 %$0.76 $0.66 $0.10 15 %

日均成交量截至三个月
六月三十日，		方差截至六个月
六月三十日，		方差
(以每天数千桶的价格计算)(4)
20212020卷数%20212020卷数%
关税活动量        
原油管道(按地区)：        
二叠纪盆地(5)
4,189 4,161 28 1 %3,972 4,663 (691)(15)%
南得克萨斯州/鹰福特(5)
314 321 (7)(2)%317 389 (72)(19)%
中环(5)
467 355 112 32 %420 380 40 11 %
墨西哥湾沿岸159 118 41 35 %152 131 21 16 %
落基山 (5)
327 244 83 34 %307 258 49 19 %
西式256 215 41 19 %246 209 37 18 %
加拿大294 242 52 21 %305 285 20 7 %
原油管道6,006 5,656 350 6 %5,719 6,315 (596)(9)%
NGL管道181 194 (13)(7)%182 190 (8)(4)%
关税活动总量6,187 5,850 337 6 %5,901 6,505 (604)(9)%
卡车运量61 64 (3)(5)%65 80 (15)(19)%
运输部门总运量6,248 5,914 334 6 %5,966 6,585 (619)(9)%
**    表示差异作为百分比没有意义。
(1)收入、成本和支出包括部门间金额。
43
目录
(2)分部一般及行政开支反映各分部的直接成本，以及分部的其他开支分配。分部的比例分配需要管理层的判断，并基于每个时期存在的业务活动。
(3)表示CODM在评估分部结果时使用的绩效衡量中包含的调整。有关此类调整的更多讨论，请参见我们的简明合并财务报表附注11。
(4)日均交易量的计算方法是该期间的总交易量(归因于我们的利息)除以该期间的天数。
(5)该地区包括未合并实体拥有的管道的流量(归因于我们的利益)。
 
以下是对指定期间影响运输部门运营结果的项目的讨论。

 收入、采购及相关成本、未合并实体的权益收益和交易量。下表列出了各地区未合并实体的收入、采购和相关成本以及股本收益的差异：

有利/(不利)差异
截至6月30日的三个月，
2021-2020		有利/(不利)差异
截至6月30日的六个月，
2021-2020
(单位：百万美元)收入购买和
相关费用		权益
收益		收入购买和
相关费用		权益
收益
二叠纪盆地地区$60 $(16)$(11)$7 $7 $(17)
南得克萨斯州/鹰福特地区(1)— (2)(8)— (12)
中部地区8 — (21)3 1 (24)
墨西哥湾沿岸地区2 — (12)2 — (11)
落基山区8 — (2)12 — (8)
加拿大地区10 — — 5 — — 
其他地区，NGL管道、卡车运输和管道损失津贴收入9 — (2)(18)10 — 
总方差$96 $(16)$(50)$3 $18 $(72)
 
•二叠纪盆地地区。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的3个月和6个月，扣除购买和相关成本的收入净额(“净收入”)分别增加4400万美元和1400万美元，这主要是由于确认了与最低数量承诺相关的收入。与最低数量承诺额相关的以前递延收入的确认在上表中反映为“调整”，下面将在“-调整：最低数量承诺下的不足，净额。2021年第二季度到俄克拉荷马州库欣的长途运输增加，以及由于新的连接和产量增加，我们收集管道的流量增加，部分抵消了我们盆地内管道流量下降的影响，这对三个月的可比期产生了进一步的有利影响。这六个月的可比期进一步受到了2021年第一季度二叠纪盆地原油产量下降的不利影响，这是由与新冠肺炎大流行相关的恢复生产推动的，再加上2021年2月发生的极端冬季天气事件(冬季风暴URI)的关闭。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的股本收益有所下降，主要是因为我们在2021年第二季度取消的一个资本项目相关成本的注销成本中按比例分摊，这在上表中被列为“未合并实体的折旧和摊销”中的“调整”。这六个月的可比期进一步受到折旧费用和与2021年第一季度投入使用的Wink to Webster管道一期相关的过渡成本的不利影响，这部分被与冬季风暴URI相关的较低电力成本所抵消。

44
目录
•南得克萨斯州/鹰福特地区。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的6个月的收入有所下降，原因是产量下降，包括冬季风暴URI的削减。

与2020年同期相比，我们在Eagle Ford Pipeline LLC的50%权益的股权收益在截至2021年6月30日的六个月里有所下降，原因是通过我们的仙人掌I管道从二叠纪盆地获得的联合关税数量减少，在较小程度上，地区收入减少，但部分被确认与最低数量承诺相关的先前递延收入所抵消。上述收入的确认在上表中反映为“调整”，如下文“-”项下进一步讨论的那样：调整：最低数量承诺下的不足，净额。”

•中部地区。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的收入有所增长，主要是因为我们在该地区的某些管道(包括红河管道)的流量增加，这是由于承诺流量的增加和2020年10月投入使用的扩建。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的股本收益下降，主要是因为我们在钻石管道公司2021年第二季度与取消Byhalia连接建设项目相关的成本注销中所占的比例份额，这在上表中被列为“未合并实体的折旧和摊销”中的“调整”。

•墨西哥湾沿岸地区。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的股本收益下降，主要是因为我们按比例分摊了卡普林管道公司在2021年第二季度注销与取消Byhalia连接建设项目相关的成本，这在上表中被列为“未合并实体的折旧和摊销”中的“调整”。

•落基山区。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的3个月和6个月的收入有所增长，主要原因是销量增加。

与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的股权收益有所下降，主要原因是白崖管道当期的高关税数量承诺到期，部分抵消了萨德尔霍恩管道承诺托运人数量增加的影响。

•加拿大地区。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的收入有所增长，主要原因是产量增加和有利的外汇影响带来的产量增加。这些有利影响被部门间费用的下降部分抵消，以反映利用率和市场费率的降低，这对我们的供应和物流部门产生了抵消的有利影响。

•其他地区，NGL管道、卡车运输和管道损失津贴收入。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月的净收入增加，主要是由于2021年管道损失津贴收入增加，主要是由于价格上涨。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的6个月净收入下降的主要原因是，由于产量减少，管道损失津贴收入减少，但部分被价格上涨所抵消。这些不利影响被较低运量推动的较低卡车运输成本所抵消。

调整：最低数量承诺下的不足，净额。过去几年开发和完成的许多工业基础设施项目都以长期最低数量承诺合同为基础，根据这些合同，托运人同意：(1)装运并支付一定数量的货款，或(2)支付商定的最低合同量价格。其中一些协议包括，如果没有达到最低数量，就有补充权。如果交易对手拥有与不足相关的补充权，我们将向交易对手开具账单，并推迟交易对手补充权的收入，但会记录调整，以反映与分段调整后EBITDA中的当期活动相关的金额。我们随后确认收入，并在短缺数量交付或装运时、补充权到期时或确定交易对手利用补充权的能力较低时(以较早者为准)记录相应的调整逆转。

在截至2021年6月30日和2020年6月30日的三个月里，向交易对手开出的账单金额超过了之前递延期间确认的收入。在截至2021年6月30日的6个月里，对之前递延收入的确认超过了根据最低数量承诺向与缺陷相关的交易对手开出的金额。

45
目录
现场运营成本。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的6个月的现场运营成本下降，主要是由于(I)电力成本降低，包括冬季风暴URI带来的对冲电力成本收益的影响，以及(Ii)精简工作导致可变成本以及维护、化学品和添加剂成本的下降。

分部一般和管理费用。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的分部一般和行政费用增加，主要是由于信息系统成本增加以及我们的加拿大子公司在本期间收到的工资补贴减少。

维修资金。维护资本包括更换和/或翻新部分或全部折旧资产的资本支出，以维持我们现有资产的运营和/或盈利能力。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的维护资本支出减少的主要原因是时间变化、多年可靠性改进计划的完成以及更新的监管指导的应用等因素。

46
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设施细分市场
 
我们的设施分部业务通常包括收费活动，主要为原油、天然气和天然气提供储存、终端和吞吐服务，以及天然气分馏和异构化服务以及天然气和凝析油加工服务。设施部门通过月度和多年协议相结合的方式产生收入。
 
下表列出了我们设施部门的运营结果：

经营业绩：(1)
截至三个月
六月三十日，		方差截至六个月
六月三十日，		方差
(单位：百万美元，每桶石油数据除外)20212020$%20212020$%
收入$244 $276 $(32)(12)%$515 $589 $(74)(13)%
采购及相关费用(3)(7)4 57 %(6)(10)4 40 %
现场运营成本(74)(72)(2)(3)%(151)(159)8 5 %
分部一般和行政费用(2)
(21)(27)6 22 %(41)(46)5 11 %
未合并实体的权益收益2 — 2 不适用4 2 2 100 %
调整： (3)
未合并实体的折旧和摊销1 1 — **1 1 — **
衍生工具活动的(收益)/损失(9)(1)(8)**(10)— (10)**
最低数量承诺下的缺陷，净额(1)3 (4)**(3)6 (9)**
权益指数化薪酬费用1 1 — **2 1 1 **
分段调整后的EBITDA$140 $174 $(34)(20)%$311 $384 $(73)(19)%
维修资金$14 $15 $(1)(7)%$20 $29 $(9)(31)%
每桶分段调整EBITDA$0.40 $0.47 $(0.07)(15)%$0.45 $0.51 $(0.06)(12)%

 截至三个月
六月三十日，		方差截至六个月
六月三十日，		方差
卷数 (4)
20212020卷数%20212020卷数%
液体储存(月平均容量(百万桶))(5)
100 109 (9)(8)%100 110 (10)(9)%
天然气储气库(月平均工作容量以十亿立方英尺为单位)
70 67 3 4 %69 65 4 6 %
NGL分馏(平均日产量以千桶为单位)129 122 7 6 %136 138 (2)(1)%
设施分部总量(月平均产量以百万桶为单位)(6)
115 124 (9)(7)%115 125 (10)(8)%
**    表示差异作为百分比没有意义。
(1)收入、成本和支出包括部门间金额。
(2)分部一般及行政开支反映各分部的直接成本，以及分部的其他开支分配。按部门进行的比例分配需要管理层的判断，并基于每个时期存在的业务活动。
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(3)表示CODM在评估分部结果时使用的绩效衡量中包含的调整。有关此类调整的更多讨论，请参见我们的简明合并财务报表附注11。
(4)月平均成交量的计算方法是该期间的总成交量除以该期间的月数。
(5)包括来自未合并实体拥有的设施的数量(归因于我们的利益)。
(6)设施区段总容量的计算方法为：(I)液体存储容量；(Ii)天然气存储工作容量除以6，以说明天然气与原油Btu当量之比为6：1mcf，再除以1000，以换算为月产量(以百万计)；(Iii)NGL分馏容量乘以期间天数，再除以期间月数。

以下是对影响设施部门运营结果的项目的讨论。
 
收入、采购及相关成本和数量。净收入和月平均销量的差异主要是由以下因素推动的：

•NGL运营部。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月，我们NGL业务的收入分别减少了1600万美元和5700万美元，这主要是由于我们的某些存储、分馏和加工设施的费率下降导致部门间设施费用收入下降，以反映利用率和市场费率的降低(这对我们的供应和物流部门产生了抵消的有利影响)。六个月的比较期进一步受到以下不利影响：(I)于二零二零年比较期内，于多年期合约期满时收到约二千万美元欠款所带来的利益，及(Ii)于二零二零年第二季度出售若干NGL终端机。这些不利影响在三个月和六个月的对比期被2021年更有利的外汇影响部分抵消，分别约为1300万美元和1900万美元，以及在六个月的对比期，我们的某些分馏设施在2021年第一季度的收益。

•原油储备库。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月，我们原油储存业务的收入分别减少了1600万美元和3100万美元，这主要是由于2020年10月出售了我们的洛杉矶盆地码头。

•天然气储存库。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的6个月的净收入增加了1700万美元，这主要是由于2021年第一季度与冬季风暴URI相关的枢纽活动的利润率增加。

现场运营成本。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的6个月现场运营成本下降主要是由于(I)出售我们的洛杉矶盆地航站楼和某些NGL航站楼，(Ii)与衍生活动相关的电力成本降低，以及(Iii)我们铁路航站楼的活动减少。

分部一般和管理费用。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的分部一般和行政费用减少，主要是由于2020年法律成本的影响，但部分被我们加拿大子公司本期收到的工资补贴减少所抵消。

维修资本。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的维护资本支出减少的主要原因是时间变化、资产出售的影响、多年可靠性改进计划的完成以及更新的监管指导的应用等因素。

供应与物流 细分市场
 
我们供应和物流部门活动的收入反映了收集和批量购买原油的销售，以及NGL数量的销售。一般而言，我们的分部业绩受到以下因素的影响：(I)供应和物流分部数量(包括租赁收集原油采购量和NGL销售量)的增减，(Ii)市场状况的整体强弱和波动，包括地区差异，(Iii)NGL价格和天然气价格之间的关系，以及(Iv)竞争对我们的租赁收集和NGL利润率的影响。此外，我们的风险管理策略与我们的资产一起执行，可以在某些市场提供上行空间。

48
目录
下表列出了我们供应和物流部门的经营业绩：

经营业绩：(1)
截至三个月
六月三十日，		方差截至六个月
六月三十日，		方差
(单位：百万美元，每桶石油数据除外)20212020$%20212020$%
收入$9,623 $2,925 $6,698 229 %$17,707 $10,834 $6,873 63 %
采购及相关费用(9,700)(2,903)(6,797)(234)%(17,497)(10,717)(6,780)(63)%
现场运营成本(42)(45)3 7 %(83)(103)20 19 %
分部一般和行政费用(2)
(23)(21)(2)(10)%(44)(44)— — %
调整：(3)
衍生品活动和存货估值调整的收益/损失173 97 76 **(24)121 (145)**
长期存货成本调整(27)(51)24 **(68)64 (132)**
权益指数化薪酬费用1 1 — **2 2 — **
外币重估净额(损益)(1)— (1)**(2)(13)11 **
与交易相关的巨额费用1 — 1 **1 — 1 **
分段调整后的EBITDA$5 $3 $2 67 %$(8)$144 $(152)(106)%
维修资金$3 $8 $(5)(63)%$6 $11 $(5)(45)%
每桶分段调整EBITDA$0.04 $0.03 $0.01 33 %$(0.03)$0.58 $(0.61)(105)%

日均交易量(4)
截至三个月
六月三十日，		方差截至六个月
六月三十日，		方差
(以每天数千桶/天为单位)20212020卷数%20212020卷数%
原油租赁采购量1,352 1,077 275 26 %1,264 1,198 66 6 %
NGL销售112 94 18 19 %165 156 9 6 %
供应和物流部门总量1,464 1,171 293 25 %1,429 1,354 75 6 %
**    表示差异作为百分比没有意义。
(1)收入和成本包括部门间金额。
(2)分部一般及行政开支反映各分部的直接成本，以及分部的其他开支分配。分部的比例分配需要管理层的判断，并基于每个时期存在的业务活动。
(3)表示CODM在评估分部结果时使用的绩效衡量中包含的调整。有关此类调整的更多讨论，请参见我们的简明合并财务报表附注11。
(4)日均成交量的计算方法是该期间的总成交量除以该期间的天数。

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下表列出了NYMEX WTI原油基准价格区间(单位为美元/桶)：

纽约商品交易所(NYMEX)和西德克萨斯中质原油
原油期货价格
 低高
截至2021年6月30日的三个月$59 $74 
截至2020年6月30日的三个月$(38)$40 
截至2021年6月30日的6个月$48 $74 
截至2020年6月30日的6个月$(38)$63 

我们的原油和NGL供应、物流和分销业务不会直接受到绝对价格水平的影响。由于我们买卖的商品通常与销售和购买的价格指数相同，因此与购买相关的收入和成本将随着市场价格的波动而波动。然而，与这些销售和购买相关的利润率不一定会有相应的增加或减少。此外，净收入还受到某些衍生活动以及存货估值和成本调整的净损益的影响。
 
我们的NGL运营对天气相关的需求非常敏感，特别是在11月至3月大约五个月的采暖旺季期间，期间之间的温差可能会对NGL需求产生重大影响，从而影响我们的财务表现。
  
分部调整后的EBITDA和业务量。以下汇总了影响我们的供应和物流部门调整后EBITDA的重要项目：

•原油业务部。我们原油业务的净收入在这三个月里略有下降，因为期货溢价利润率在2020年期间更好；然而，这在很大程度上被2021年期间更有利的租赁利润率和某些差额所抵消。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的6个月，由于不太有利的市场条件，我们原油业务的净收入有所下降。

•NGL运营部。由于部门间费用下降，截至2021年6月30日的三个月，我们NGL业务的净收入略高于2020年同期。截至2021年6月30日的6个月，我们NGL业务的净收入与2020年同期相比有所下降，主要原因是我们NGL销售活动的实现利润率较低，但部分被部门间费用的下降所抵消。2021年期间降低了部门间费用，以反映较低的利用率和市场费率，并对我们的设施和运输部门产生了抵消的不利影响。
 
•某些衍生产品活动和存货估值调整的影响。某些衍生品活动对我们净收入的影响包括与另一时期的基础活动相关的某些衍生品工具产生的按市值计价和其他损益(或与前一时期的按市价计价损益的逆转)、与投资活动相关的衍生品的损益(如购买LINFILL)和存货估值调整(如适用)。. 见附注8 为了全面讨论我们的衍生品和风险管理活动，我们向我们的简明综合财务报表提交了一份报告。这些损益影响我们的净收入，但不包括在分段调整后的EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”。

•长期库存成本调整。我们的净收入受到期间价格变动导致的原油和NGL库存池加权平均成本变化的影响。这些成本调整与满足我们在第三方资产和我们商业运营所需的其他工作库存中的最低库存要求所需的长期库存有关。我们认为这一库存对我们的运营是必要的，我们打算在可预见的未来保留这一库存。这些成本调整会影响我们的净收入，但不包括在分段调整后的EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”。
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•外汇影响。我们的净收入受到加元兑美元汇率波动的影响，导致在我们的加拿大业务中实现外币交易结算的汇兑损益，以及以外币计价的货币资产和负债的重估。这些损益影响我们的净收入，但不包括在分段调整后的EBITDA中，因此在上表中反映为“调整”。

•现场运营成本。与2020年同期相比，截至2021年6月30日的6个月现场运营成本下降的主要原因是，由于更多的供应连接到管道，导致2021年期间的卡车运输活动减少，卡车运输成本降低。

其他收入和支出
 
折旧及摊销
 
与2020年同期相比，截至2021年6月30日的三个月和六个月的折旧和摊销费用增加，主要是由于某些资产的使用寿命缩短。有关更多信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注2。

资产销售收益/(亏损)和资产减值净额

截至2021年6月30日的三个月和六个月的资产出售和资产减值净亏损，主要是由于第二季度分类减记我们的Pine Prairie和Southern Pines天然气储存设施供出售而产生的约4.75亿美元的非现金减值费用，这些设施随后于2021年8月2日出售，部分被与资产交换交易相关的1.06亿美元收益所抵消。有关更多信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注12。截至2020年6月30日的六个月的资产出售和资产减值净亏损主要是由于(I)与某些管道和其他长期资产的减值有关的约4.46亿美元的非现金减值损失，这些损失与宏观经济和地缘政治状况(包括新冠肺炎大流行导致的需求下降和供应过剩导致的油价暴跌)以及市场状况的变化和某些地区的原油产量预期下降有关，以及(Ii)在归类为待售资产时确认的减值损失约1.67亿美元

商誉减值损失

在2020年第一季度，我们确认了25.15亿美元的商誉减值费用，相当于整个商誉余额。

非合并实体投资收益/(减值)净额
 
在截至2020年6月30日的三个月和六个月内，我们分别确认了6900万美元和1.12亿美元的亏损，这与我们在未合并实体的某些投资减记有关。此外，在截至2020年6月30日的6个月中，我们确认了与出售萨德尔霍恩管道公司10%股权相关的2100万美元收益。
 
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其他收入/(费用)，净额
 
下表汇总了影响其他费用净额的组件(以百万为单位)：

截至三个月
六月三十日，		截至六个月
六月三十日，
 2021202020212020
与我们首选的分配率重置选项的按市值调整相关的收益/(损失)(1)
$77 $(9)$9 $17 
外币重估净收益/(亏损)(2)
6 23 13 (36)
其他1 4 1 6 
$84 $18 $23 $(13)
(1)有关更多信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注8。
(2)本报告所述期间的活动主要与美元兑加元汇率变化对我们公司间非长期净投资部分的影响有关。

流动性与资本资源
 
一般信息
 
我们的主要流动性来源是(I)经营活动的现金流和(Ii)我们信贷安排或商业票据计划下的借款。此外，我们可能会用资产剥离计划的收益来补充这些主要的流动性来源，过去我们曾利用出售股权和债务证券获得的资金。我们的主要现金需求包括但不限于：(I)正常业务用途，例如支付与购买原油、NGL和其他产品有关的金额，其他费用和未偿债务的利息支付，(Ii)投资和维护资本活动，(Iii)收购资产或业务，(Iv)偿还我们长期债务的本金，以及(V)向我们的单位持有人进行分配。此外，我们还可以使用现金回购普通股。我们通常希望通过商业票据计划或信贷安排下的经营活动和/或借款产生的现金流，为我们的短期现金需求提供资金。此外，我们一般期望通过各种来源(单独或组合)为我们的长期需求提供资金，例如通过投资资本活动或收购以及对我们的长期债务进行再融资而产生的那些需求，其中可能包括上述来源，如满足短期需求的资金和/或发行额外的股本或债务证券以及出售资产。

截至2021年6月30日，尽管我们有4.87亿美元的营运资本赤字，但我们有大约26亿美元的流动性可用于满足我们持续的运营、投资和融资需求，前提是我们必须继续遵守公约，如下所示(以百万计)：
 自.起
2021年6月30日
优先无担保循环信贷安排下的可获得性(1) (2)
$1,532 
高级担保套期保值库存工具下的可用性(1) (2)
1,387 
商业票据计划项下的未偿还金额(388)
小计2,531 
现金和现金等价物24 
总计$2,555 
(1)代表在我们的商业票据计划下的未偿还借款生效之前的可用性，这些借款减少了设施下的可用容量。
(2)我们的高级无担保循环信贷安排和高级担保对冲库存安排下的可用容量分别减少了6800万美元和1300万美元的未偿还信用证。

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我们的信用贷款的使用，以及我们的商业票据计划，都受到持续遵守契约的约束。我们循环信贷安排的信用协议(这会影响我们获得商业票据计划的能力，因为它们提供了支持我们短期信用评级的财务支持)，以及我们的定期贷款和管理我们优先票据的契约包含交叉违约条款。根据我们的信用协议或契约违约，将允许贷款人加快未偿债务的到期日。此外，不遵守我们信用协议中的规定可能会限制我们分配可用现金的能力。截至2021年6月30日，我们遵守了信贷协议和契约中包含的契约。

我们相信，我们有能力，并将继续有能力使用我们的商业票据计划和信贷安排，我们利用这些计划和信贷安排来满足我们的短期现金需求。我们相信，我们的财务状况依然强劲，根据我们的信贷协议，我们有足够的流动资产、经营活动的现金流和借款能力，以履行我们的财务承诺、偿债义务、或有事项和预期的资本支出。然而，我们受到业务和运营风险的影响，这些风险可能会对我们的现金流产生不利影响，包括金融市场的长期中断和/或与新冠肺炎疫情相关的当前宏观经济和地缘政治状况和/或石油输出国组织(欧佩克)的行动导致的能源价格波动。如果我们的现金流长期大幅减少，很可能会对我们的借贷能力和借贷成本产生不利影响。我们的借贷能力和借贷成本也受到我们的信用评级的影响。参见第1a项。“风险因素”包括在我们2020年度报告的Form 10-K中，以进一步讨论可能影响我们流动性和资本资源的风险。

流动性措施

管理层使用非GAAP财务指标自由现金流量和分配后自由现金流量来评估可用于分配、债务偿还、普通股回购和其他一般合伙目的的现金数量。自由现金流量定义为经营活动提供的现金净额减去用于投资活动的现金净额，主要包括收购、投资和维护资本支出、对未合并实体的投资以及购买和销售管线填充物和基础气的影响，扣除出售资产的收益，并进一步受到从非控股权益收受或支付给非控股权益的现金的影响。自由现金流由于支付给我们优先和普通单位持有人的现金分配而进一步减少，以便在分配后达到自由现金流。

下表列出了非GAAP财务流动性衡量标准自由现金流和从经营活动提供的净现金中分配后的自由现金流(单位：百万)的对账情况：

截至三个月
六月三十日，		截至六个月
六月三十日，
2021202020212020
经营活动提供的净现金$235 $84 $1,026 $974 
对经营活动提供的净现金与自由现金流进行调整：
用于投资活动的净现金(175)(248)(283)(858)
非控制性权益的现金贡献— 2 1 10 
支付给非控制性权益的现金分配(1)
— (4)(6)(4)
自由现金流$60 $(166)$738 $122 
现金分配(2)
(192)(193)(359)(492)
分配后的自由现金流$(132)$(359)$379 $(370)
(1)列报期间支付的现金分配。
(2)在本报告所述期间，支付给我们优先和普通单位持有人的现金分配。

经营活动现金流
 
有关经营活动现金流的主要驱动因素的全面讨论，包括市场状况变化的影响和我们衍生品结算的时间，请参阅第7项。“流动性和资本资源-经营活动的现金流”包括在我们2020年年报Form 10-K中。
 
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2021年和2020年前六个月，运营活动提供的净现金分别为10.26亿美元和9.74亿美元，主要来自我们的运营收益。此外，在截至2020年6月30日的六个月内，我们增加了期货溢价市场期间将要储存的原油库存量；然而，这一增长被本期末储存的库存价格低于2019年底所抵消。

投资活动

资本支出
 
除了我们的运营需要，我们还将现金用于我们的投资资本项目、维护资本活动和收购活动。我们用经营活动、融资活动和/或资产剥离计划产生的现金为这些支出提供资金。在短期内，我们不打算发行普通股来为这些支出提供资金。下表汇总了我们的投资、维护和采购资本支出(单位：百万)：

截至六个月
六月三十日，
 20212020
投资资本(1) (2)
$142 $654 
维修资金(1)
73 104 
收购资本(3)
32 308 
 $247 $1,066 
(1)为扩大我们资产的现有运营和/或盈利能力而进行的资本支出被归类为“投资资本”。替换和/或翻新部分或全部折旧资产的资本支出被归类为“维护资本”，以维持我们现有资产的运营和/或收益能力。
(2)包括未合并实体的出资，按权益会计方法入账，与该等实体的投资资本项目有关。
(3)2021年的收购资本代表作为资产交换交易的一部分支付的现金对价。有关更多信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注12。2020年的收购资本主要包括位于特拉华州盆地的原油收集系统Felix Midstream LLC。

2021年投资维护资本。截至2021年12月31日的一年，预计总投资资本为3.25亿美元，其中大部分将投资于我们的收费运输和设施部门。此外，2021年全年的维护资本预计为1.8亿美元。我们预计将用留存现金流和作为资产剥离计划一部分出售的资产收益为2021年的投资和维护资本支出提供资金。

资产剥离

我们继续评估向战略合资伙伴出售非核心资产和/或部分资产权益的可能性。下表汇总了2021年和2020年前六个月从出售资产中获得的收益，这些收益以前在我们的运输和设施部门报告过(以百万为单位)：

截至六个月
六月三十日，
20212020
资产剥离收益$22 $245 

资产剥离的收益被用于降低债务水平，并为我们的投资资本项目提供资金。

2021年8月2日，我们以8.5亿美元的价格出售了我们的Pine Prairie和Southern Pines天然气储存设施，但可能会进行某些调整。有关更多信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注12。

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与战略交易相关的持续活动

我们一直在评估支持我们当前业务战略的潜在交易。虽然过去此类交易包括收购和大型资本项目，与我们目前对资本纪律、降低杠杆率、投资组合优化和产生自由现金流的战略重点一致，但我们目前主要专注于评估我们是否应该(I)出售我们认为非核心的资产，或者我们认为可能更适合第三方买家的资产，或者(Ii)将资产的部分权益出售给战略合资伙伴，每种情况下都是为了优化我们的资产组合，加强我们的资产负债表和杠杆指标。对于潜在的资产剥离，我们也可能进行拍卖过程，或者可能与一个或有限数量的潜在买家谈判交易。这类交易可能涉及资产，如果出售或投入合资企业或共同所有权安排，可能会对我们的财务状况和经营业绩产生重大影响。

我们通常在签署最终协议后才会宣布交易。然而，在某些情况下，为了保护我们的商业利益或出于其他原因，我们可能会将交易的公开宣布推迟到交易结束或更晚的日期。过去的经验表明，关于潜在交易的讨论和谈判可能会在短时间内推进或终止。此外，我们已达成最终协议的任何交易的完成可能会受到惯例和其他成交条件的约束，这些条件可能最终不会得到满足或放弃。因此，我们不能保证我们目前或未来在任何此类交易方面的努力都会成功，我们也不能保证我们对此类交易的财务预期最终会实现。参见第1a项。“风险因素-与我们业务相关的风险-剥离、合资、合资安排和收购涉及可能对我们的业务产生不利影响的风险”，包括在我们2020年的Form 10-K年报中。

融资活动

我们的融资活动主要涉及为投资资本项目、债务到期日的收购和再融资以及短期营运资本(包括纽约商品交易所和洲际交易所保证金存款的借款)以及与我们的NGL业务和期货溢价市场活动相关的对冲库存借款提供资金。

信贷安排下的借款和还款

在截至2021年6月30日的六个月里，我们的信贷安排和商业票据计划净偿还了3.26亿美元。净偿还主要来自经营活动的现金流和资产出售的收益，抵消了期内与资本投资、库存购买和其他一般合伙目的的资金需求有关的借款。

在截至2020年6月30日的六个月里，我们的信贷安排和商业票据计划的净偿还金额为4.18亿美元。净偿还主要来自经营活动的现金流、资产出售所得款项以及2020年6月发行的7.5亿美元3.80%优先票据，抵消了期内与资本投资、库存购买和其他一般合伙目的的资金需求相关的借款。

与2021年8月2日出售我们的Pine Prairie和Southern Pines天然气储存设施有关，我们偿还了总计2亿美元的两个GO Zone定期贷款。有关出售我们的天然气储存设施的更多信息，请参见附注12。

普通股回购计划

我们通过在截至2021年6月30日的6个月内结算的公开市场购买，根据该计划回购了5,290,592个普通单位。这些回购的总买入价为5,300万美元，包括佣金和手续费。截至2021年6月30日，该计划下的剩余可用容量为3.97亿美元。
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注册声明

我们定期进入资本市场进行股权和债务融资。我们已经向SEC提交了一份通用货架登记声明，根据使用时的有效性，该声明允许我们总共发行高达特定数量的债务或股权证券(“传统货架”)，根据该声明，截至2021年6月30日，我们有大约11亿美元的未售出证券可用。我们还可以访问通用货架注册声明(“WKSI货架”)，该声明使我们能够根据市场状况和我们的资本需求，提供和出售无限量的债务和股权证券。在截至2021年6月30日的六个月内，我们没有在我们的传统货架或西九龙国际货架下提供任何产品。

分发给我们的单位持有人

根据我们的合伙协议，在向我们杰出优先股的持有者分配后，我们将在每个季度结束后45天内将剩余的可用现金分配给我们登记在册的普通股持有者。可用现金通常被定义为我们每个季度末手头的所有现金和现金等价物减去我们普通合伙人为未来需求而建立的准备金。我们的财务储备水平是由我们的普通合伙人建立的，包括为正确开展我们的业务(包括未来的资本支出和预期的信贷需求)、遵守法律或合同义务以及向我们的A系列和B系列优先单位持有人提供未来分配资金所需的储备。我们的可用现金还包括季度末后借款产生的手头现金。见项目5.“注册人普通单位市场、相关单位持有人事项和发行人购买股票证券-现金分配政策”包括在我们2020年度报告Form 10-K中，以了解有关分配的更多讨论。

有关在2021年前六个月期间或与之相关的分配的详细信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注7。

偶然事件
 
有关可能影响我们的或有事项的讨论，请参阅我们的简明合并财务报表附注10。

承付款
 
合同义务。在正常经营过程中，我们根据合同向第三方购买原油和液化天然气，其中大部分合同的期限从三十天常绿到五年不等，剩余期限长达13年的合同数量有限。我们通过进行各种类型的实物和金融销售和交换交易来为这些购买建立保证金，通过这些交易，我们寻求在购买与销售和未来交割义务之间保持基本平衡的头寸。下表包括与这些活动相关的购买义务。在适用的情况下，列报的金额代表与我们的交易对手有关的净负债(包括实施净买入/净卖出合约和那些受净额结算安排约束的合约)。我们预计不会使用大量内部资本来履行这些义务，因为这些义务将通过向我们认为信誉良好或提供了我们认为足够的信贷支持的实体进行相应的销售来提供资金。

下表包括我们对这些付款的金额和时间的最佳估计，以及截至2021年6月30日根据指定合同义务到期的其他金额(以百万为单位)：

2021年剩余时间20222023202420252026年及其后总计
长期债务及相关利息支付(1)
$402 $1,137 $1,461 $1,083 $1,300 $8,337 $13,720 
租契(2)
54 102 78 64 49 299 646 
其他义务(3)
197 408 329 282 269 935 2,420 
小计653 1,647 1,868 1,429 1,618 9,571 16,786 
原油、NGL和其他石油采购(4)
11,039 19,545 18,494 17,483 14,182 54,615 135,358 
总计$11,692 $21,192 $20,362 $18,912 $15,800 $64,186 $152,144 
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(1)包括还本付息、优先票据到期利息和我们信贷安排下假定可用容量的承诺费，以及我们信贷协议和商业票据计划下的长期借款(如果有)。虽然在我们的信贷协议和商业票据计划下可能会有短期借款，但我们历来偿还和借款的金额各不相同。因此，我们在上述金额中只包括了最高承诺费(就像信贷协议或商业票据计划中没有未偿还的短期借款一样)。有关我们的债务义务的更多信息，请参阅我们的简明合并财务报表附注6。
(2)包括FASB指导中定义的经营租赁和融资租赁。租约主要用于(I)有轨电车、(Ii)土地、(Iii)写字楼、(Iv)储油罐、(V)拖拉机拖车及(Vi)车辆。有关更多信息，请参阅我们2020年年度报告第I部分第IV部分中的合并财务报表附注14(Form 10-K)。
(3)包括(I)其他长期负债、(Ii)储藏、加工及运输协议(包括若干协议，预期付款的金额及时间须视乎相关建筑项目的完成情况而定)、(Iii)若干路权地役权及(Iv)与吾等投资资本项目有关的不可撤销承诺，包括吾等在权益法投资中所占资本开支份额的预计出资。储存、加工和运输协议包括与协议相关的约19亿美元，这些协议将原油储存在设施中，并以我们认为接近市场的价格，以公布的税率或价格运输原油或利用权益法投资者拥有的管道上的产能。我们对运输的部分承诺得到原油买卖或与第三方签订的其他相应数量协议的支持。
(4)金额主要基于2021年6月至2021年6月期间平均活动的估计数量和市场价格。实际购买的实物数量和实际结算价格将与表中使用的假设有所不同。这些估计涉及的不确定因素包括井口的产量水平、天气状况、市场价格变化以及其他我们无法控制的情况。

信用证。在供应和物流活动方面，我们向某些供应商提供不可撤销的备用信用证，以确保我们有义务购买和运输原油、天然气和天然气。此外，我们还签发信用证来支持保险计划、衍生品交易(包括与对冲相关的保证金义务)和建筑活动。截至2021年6月30日和2020年12月31日，我们的未偿还信用证分别约为8100万美元和1.29亿美元。

表外安排
 
我们没有S-K规则第303项定义的表外安排。
 
近期会计公告
 
见我们的简明合并财务报表附注2。
 
关键会计政策和估算
 
有关我们的关键会计政策和估计的讨论，请参阅我们2020年年报10-K表格第7项下的“关键会计政策和估计”。

会计估计的变更

2021年初，我们进行了一次审查，以评估我们的财产和设备的使用寿命。根据这项检讨，我们将若干管道及相关设施及仓储、码头及铁路设施的使用年限由10年至70年修订为10年至50年，以反映我们对未来营运及商业前景的当前预期。会计估计的这一变化于2021年1月1日生效。根据截至2021年1月1日这一财产和设备的账面净值，我们目前估计，这些使用寿命的减少将使年度折旧费用预期增加约7200万美元。

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前瞻性陈述

除有关历史事实的陈述外，本报告中包括的所有陈述均为前瞻性陈述，包括但不限于包含“预期”、“相信”、“估计”、“预期”、“计划”、“打算”和“预测”等词语的陈述，以及关于我们未来业务战略、计划和目标的类似表述和陈述。然而，没有这样的词语、表达或陈述并不意味着这些陈述不具有前瞻性。任何此类前瞻性陈述都反映了我们基于我们认为合理的假设对未来事件的当前看法。某些因素可能导致实际结果或结果与前瞻性陈述中预期的结果或结果大不相同。其中最重要的因素包括但不限于：

•全球原油需求和原油价格下降(无论是由于新冠肺炎疫情、未来的流行病还是其他因素)，相应地导致北美原油、天然气液体和天然气产量大幅减少(无论是由于生产商为钻井活动提供资金的现金流减少，还是由于生产商无法获得资本，或者两者兼而有之，管道和/或存储能力不可用，生产商停产，政府规定的分配订单，或其他因素)，这反过来可能导致大幅下降在使用我们的资产时或通过使用我们的资产和/或减少我们本来可以获得的商业机会来储存、分离和/或收集；
•我们运营地区的竞争和运力过剩的影响，包括合同续签风险和其他中游运营商失去业务的风险，这些运营商愿意或面临着大幅降低运费以吸引或留住客户的风险；
•社会对碳氢化合物能源行业的负面情绪以及碳氢化合物的持续开发和消费，这可能会影响消费者的偏好以及对我们的业务产生不利影响的政府或监管行动；
•原油和天然气市场结构、品级差异和波动性(或缺乏)的意外变化；
•赔偿、保险或现有准备金不包括的环境责任或事件；
•我国干线供给区炼油厂产能的波动和其他影响各类原油、天然气和天然气需求的因素，以及由此引起的定价条件或运输吞吐量要求的变化；
•资产剥离、合资企业、收购或其他战略机会的可用性和完善能力；
•维持我们的信用评级和接受供应商和贸易对手开放信用的能力；
•发生自然灾害、灾难、恐怖袭击(包括生态恐怖袭击)或其他对我们的运营有实质性影响的事件，包括对我们的电子和计算机系统的网络或其他攻击；
•天气对企业经营或项目建设的干扰，包括极端天气事件或条件的影响；
•我们的客户或交易对手拒绝或无法履行其与我们签订的合同(包括商业合同、资产出售协议和其他协议)下的义务，无论是否合理，也无论是由于财务限制(如信誉下降、流动性问题或资不抵债)、市场限制、法律限制(包括政府命令或指导)、行使合同或普通法权利(如不可抗力或类似索赔)或其他因素；
•我们无法履行合同规定的义务，无论是由于第三方(包括我们的客户或交易对手)不履行义务、市场限制、第三方限制、法律限制(包括政府命令或指导)或其他因素；
•与意外或计划外资本支出、第三方索赔或其他因素有关的成本和费用；
•我们不时达成的合资企业和联合经营安排的成功运作，无论是关于我们或第三方经营的资产，以及收购的资产或业务的成功整合和未来表现；
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•投资资本金项目因准予延期、准予撤资或者其他原因，未能实施或者资本化，或者迟延实施或者资本化的；
•原油、NGL和其他石油产品期货市场中断，这可能会削弱我们执行商业或套期保值策略的能力；
•物资、材料或者劳动力短缺或者成本增加；
•当前和未来法律、裁决、政府法规、贸易政策、会计准则和报表以及相关解释的影响，包括禁止、限制或规范水力压裂或禁止在我们的管道专用或服务的土地上开发石油和天然气资源及相关基础设施的立法或监管举措；
•资本市场收紧或其他因素，增加了我们的资本成本，或限制了我们以令人满意的条件获得债务或股权融资的能力，以资助额外的收购、投资资本项目、营运资本要求以及偿还或再融资债务；
•已经对我们的管道做出承诺的生产商无法获得资金，为他们的钻井和完井活动提供资金；
•美国和其他地区的总体经济、市场或商业状况(包括经济活动水平可能出现衰退或大幅放缓，以及经济复苏的时间、速度和程度)，影响对原油、钻井和生产活动的需求，从而影响对我们提供的中游服务的需求，以及我们可以获得的商业机会；
•金融市场动荡、资本约束、流动性担忧和通货膨胀造成的其他风险放大；
•第三方资产的使用或可获得性，我们的业务依赖于这些资产，而我们对这些资产几乎没有控制权；
•加元对美元的货币汇率；
•在相关信用到期或使用之前，无法确认从客户那里收到的缺额付款所导致的当前收入，这些客户的发货量或搬运量未能超过最低合同量；
•严重未充分利用我们的资产和设施；
•保险成本增加，或缺乏保险；
•我们风险管理活动的有效性；
•债务和股票市场的波动，包括我们长期激励计划授予时我们单位的价格；
•与我们的资产开发和运营相关的风险；以及
•原油运输、储存、终止和销售以及天然气储存和天然气液体加工、运输、分馏、储存和销售所固有的其他因素和不确定性。
 
这里描述的其他因素，以及未知或不可预测的因素，也可能对未来的结果产生实质性的不利影响。请阅读我们2020年年报表格10-K第1A项中讨论的“风险因素”。除非适用的证券法要求，否则我们不打算更新这些前瞻性陈述和信息。

第三项关于市场风险的定量和定性披露

我们面临各种市场风险，包括(I)大宗商品价格风险、(Ii)利率风险和(Iii)货币汇率风险。我们使用各种衍生工具来管理此类风险，并在某些情况下，在动荡的市场条件下实现增量保证金。我们的风险管理政策和程序旨在通过监控我们的交易所结算头寸和场外交易头寸，以及实物交易量、等级、地点、交付时间表和存储容量，帮助确保我们的对冲活动解决我们的风险。我们拥有风险管理职能，对我们的风险政策、围绕商业活动的相关控制以及公司风险管理的某些方面拥有直接责任和权力。我们的风险管理职能部门还通过正式流程批准所有新的风险管理战略。下面的讨论涉及每一类风险。
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商品价格风险
 
我们使用衍生工具来对冲与以下商品相关的价格风险：
 
•原油，原油
 
我们利用原油衍生品来对冲供应、物流和运输部门固有的大宗商品价格风险。我们对这些衍生品的目标包括对冲预期的购买和销售、库存和基差。我们通过各种工具管理这些风险敞口，包括期货、远期、掉期和期权。

•天然气
 
我们利用天然气衍生品来对冲供应、物流和设施部门固有的大宗商品价格风险。我们对这些衍生品的目标包括对冲预期的天然气购买量。我们通过各种工具管理这些风险敞口，包括期货、掉期和期权。
 
•NGL和其他
 
我们利用NGL衍生品，主要是丙烷和丁烷衍生品，来对冲我们供应和物流部门固有的大宗商品价格风险。我们对这些衍生品的目标包括对冲预期的购买和销售以及储存的库存。我们通过各种工具管理这些风险敞口，包括期货、远期、掉期和期权。
 
有关我们的套期保值策略和目标的进一步讨论，请参阅我们的简明合并财务报表附注8。

下表显示了我们的大宗商品衍生品的公允价值以及预计价格上涨或下跌10%带来的截至2021年6月30日的公允价值变化(以百万美元为单位)：
 
公允价值约10%的效应率
价格上涨。		约10%的效应率
价格下跌
原油，原油$(254)$(71)$72 
天然气50 $16 $(16)
NGL和其他(191)$(67)$67 
总公允价值$(395)  
 
上表所列公允价值仅反映衍生工具的敏感性，不包括相关对冲商品的影响。价格风险敏感度是通过假设价格全面上涨或下跌10%来计算的，无论工具的合同价格与基础商品价格之间的条款或历史关系如何。如果近期大宗商品价格实际变化10%，我们衍生品投资组合的公允价值变化通常会小于表中显示的变化，因为短期价格的变化通常不会反映在未来几个月的交割中。
 
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利率风险
 
我们使用可变利率债券和任何预期发行的固定利率债券都会使我们面临利率风险。因此，我们不时使用利率衍生品来对冲与预期利息支付相关的利率风险，在某些情况下，还会对冲未偿还债务工具的利率风险。我们所有的优先票据都是固定利率票据，因此不会受到利率风险的影响。截至2021年6月30日，我们的浮动利率债务余额约为5.88亿美元，需要重新设定利率，利率通常从一天到大约一个月不等。在截至2021年6月30日的6个月内，未偿还浮动利率债务的平均利率为0.8%，这是根据同期的实际利率计算的。截至2021年6月30日，我们利率衍生品的公允价值为净资产7500万美元。截至2021年6月30日，如果远期LIBOR曲线增加10%，我们利率衍生品的公允价值将增加1700万美元。截至2021年6月30日，如果远期LIBOR曲线下降10%，将导致我们利率衍生品的公允价值减少1700万美元。有关我们的利率风险对冲活动的讨论，请参阅我们的简明合并财务报表附注8。
 
货币汇率风险
 
我们使用外币衍生品来对冲与我们受到美元兑加元汇率波动影响相关的外币汇率风险。由于我们加拿大业务的很大一部分是以CAD进行的，我们使用某些金融工具将不利汇率变化的风险降至最低。这些工具包括外币兑换合约、远期和期权。截至2021年6月30日，我们外币衍生品的公允价值为100万美元的负债。如果汇率(美元对加元)增加10%，我们的外币衍生品的公允价值将增加不到100万美元。如果汇率(美元对加元)下降10%，我们的外币衍生品的公允价值将减少不到100万美元。有关我们的货币汇率风险对冲的讨论，请参阅我们的简明合并财务报表附注8。
 
首选分配率重置选项

我们A系列优先股的首选分配率重置选项是一种嵌入式衍生品，必须从相关的主机合同(我们的合作伙伴协议)中分离出来，并以公允价值记录在我们的简明合并资产负债表中。用于这一嵌入式衍生品的估值模型包含输入信息，包括我们的共同单价、10年期美国国债利率、违约概率和时机估计，以最终计算我们的A系列首选单位的公允价值，无论是否有首选分配率重置选项。截至2021年6月30日，这一嵌入式衍生品的公允价值为500万美元的负债。公允价值每增加或减少10%，影响将不到100万美元。有关嵌入衍生品的讨论，请参阅我们的精简合并财务报表附注8。

项目4.控制和程序
 
披露控制和程序
 
我们维持书面披露控制和程序，我们称之为“DCP”。我们的DCP旨在确保我们根据1934年“证券交易法”(“交易法”)提交的报告中要求我们披露的信息(I)在SEC规则和表格中指定的时间段内进行记录、处理、汇总和报告，以及(Ii)积累并传达给管理层(包括我们的首席执行官和首席财务官)，以便及时做出有关要求披露的决定。
 
适用的SEC规则将要求对我们的DCP的有效性进行评估。管理层在我们的首席执行官和首席财务官的监督下，在我们的首席执行官和首席财务官的参与下，评估了我们的DCP截至2021年6月30日，也就是本报告所涵盖的期限结束时的有效性，根据这样的评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的DCP是有效的。
 
财务报告内部控制的变化
 
除了与我们的DCP有关的信息外，我们还被要求披露财务报告内部控制的某些变化。2021年第二季度，我们的财务报告内部控制没有任何变化，这些变化已经或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响。
 
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目录
证书
 
根据交易法规则13a-14(A)和15d-14(A)的规定，我们的首席执行官和首席财务官的证书作为证据31.1和31.2与本报告一起存档。根据“美国法典”第18编第1350条的规定，我们的首席执行官和首席财务官的证书作为附件32.1和32.2随本报告一起提供。

第二部分：其他信息
 
第1项。   法律程序
 
本项目所要求的信息包含在我们的简明合并财务报表附注10中，并通过引用将其并入本文。
 
第1A项。危险因素
 
有关我们的风险因素的讨论，请参见项目1A。我们2020年度报告的10-K表格。这些风险和不确定性并不是我们面临的唯一风险和不确定性，可能还有我们没有意识到的或我们目前认为无关紧要的其他事项。所有这些风险和不确定性都可能对我们的业务、财务状况和/或经营结果产生不利影响。
 
第二项。   未登记的股权证券销售和收益的使用
 
出售未注册证券

他们一个也没有。

发行人购买股票证券

下表总结了我们在2021年第二季度的股权回购活动：

购买的公用事业单位总数
每公用事业单位支付的平均价格(1)
作为公开宣布的计划的一部分购买的公用单元总数
根据本计划可能尚未购买的常用单位的近似美元价值(2)
2021年5月1日-2021年5月31日4,488,635 $10.10 4,488,635 $401,536,039 
2021年6月1日-2021年6月30日451,957 $10.58 451,957 $396,761,566 
(1)每个公共单位支付的平均价格包括与回购相关的成本。
(2)2020年11月，PAA GP Holdings LLC董事会批准了一项5亿美元的普通股回购计划(“计划”)，该计划授权根据适用的法规要求，不时通过公开市场购买或谈判交易回购最多5亿美元的PAA普通股和/或PAGP A类股票。本计划未设定完成时间限制，本计划可随时暂停或中止。本计划不要求我们或PAgP购买特定数量的普通股或PAgP A类股票。任何回购的普通股或A类股将被注销。在本报告所述期间，没有回购PAgP A类股票。在所述期间根据本计划回购的公共单位在购买后立即取消。
    
第三项。   高级证券违约
 
没有。
 
第四项。   煤矿安全信息披露
 
不适用。
 
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目录
第五项。   其他信息
 
没有。

第6项   展品
 
证物编号：描述
3.1—
第七次修订和重新签署了截至2017年10月10日的Plains All American Pipeline，L.P.有限合伙协议(通过引用附件3.1并入我们于2017年10月12日提交的当前8-K表格报告中)。
3.2—
第三次修订和重新签署的《平原营销有限合伙企业协议》，日期为2004年4月1日(通过引用附件3.2并入我们截至2004年3月31日的Form 10-Q季度报告中)。
3.3—
2010年12月31日对第三次修订和重新签署的平原营销有限合伙企业协议(通过引用附件3.9并入我们截至2010年12月31日的年度报告Form 10-K)的第41号修正案。
3.4—
2011年1月1日至2011年1月1日对第三次修订和重新签署的平原营销有限合伙企业协议(通过引用附件33.10并入我们截至2010年12月31日的年度报告Form 10-K)的第292号修正案。
3.5—
2011年6月30日对第三次修订和重新签署的《平原营销有限合伙企业协议》(通过引用附件3.7并入我们截至2013年12月31日的年度报告FORM 10-K的第3.1号修正案)的修正案(修订日期为2011年6月30日)。
3.6—
2013年1月1日修订和重新签署的第三份修订和重新签署的平原营销有限合伙企业协议(通过引用附件3.8并入我们截至2013年12月31日的年度报告FORM 10-K)的第294号修正案。
3.7—
Plans Marketing，L.P.第三次修订和重新签署的有限合伙协议于2019年12月1日的第5号修正案(通过引用我们截至2019年12月31日的Form 10-K年度报告的附件3.7并入本公司)。
3.8—
第三次修订和重新签署的平原管道有限合伙协议，日期为2004年4月1日的L.P.(通过引用附件3.3并入我们截至2004年3月31日的季度报告Form 10-Q中)。
3.9—
2013年1月1日对第三次修订和重新签署的《平原管道有限合伙企业协议》(通过引用附件33.10并入我们截至2013年12月31日的年度报告FORM 10-K)的第291号修正案。
3.10—
第七次修订和重新签署了2016年11月15日修订和重新签署的Plains All American Gp and LLC有限责任公司协议(通过引用附件33.3并入我们于2016年11月21日提交的当前报告Form 8-K中)。
3.11—
第八次修订和重新签署的Plains AAP有限合伙协议，日期为2016年11月15日的L.P.(通过引用附件33.4并入我们于2016年11月21日提交的当前报告Form 8-K中)。
3.12—
2018年9月26日对Plains AAP，L.P.第八次修订和重新签署的有限合伙协议的第1号修正案(通过引用附件3.1并入我们于2018年10月2日提交的当前8-K表格报告中)。
3.13—
2019年5月23日对Plains AAP，L.P.第八次修订和重新签署的有限合伙协议的第2号修正案(通过引用附件3.1并入我们于2019年5月30日提交的当前8-K表格报告中)。
3.14—
PAA财务公司注册证书(f/k/a太平洋能源财务公司，PAA财务公司的合并继承人)(参考附件3.10并入我们截至2006年12月31日的年度报告Form 10-K)。
63
目录
3.15—
PAA金融公司章程(f/k/a太平洋能源金融公司，PAA金融公司的合并继承人)(参考附件3.11并入我们截至2006年12月31日的年度报告Form 10-K)。
3.16—
2007年12月28日签署的PAA GGP LLC有限责任公司协议(通过引用附件33.3并入我们于2008年1月4日提交的当前报告Form 8-K中)。
3.17—
Plains GP Holdings，L.P.有限合伙企业证书(通过参考2013年7月29日提交的PAGP注册声明表格S-1(333-190227)的附件3.1合并而成)。
3.18—
2016年11月15日第二次修订和重新签署的Plains GP Holdings，L.P.有限合伙协议(通过引用2016年11月21日提交的PAGP当前8-K表报告的附件3.2并入)。
3.19—
2020年4月6日对Plains GP Holdings，L.P.第二次修订和重新签署的有限合伙协议的第1号修正案(通过引用2020年4月9日提交的PAGP当前8-K表格报告的附件3.1并入)。
3.20—
PAA GP Holdings LLC的成立证书(通过参考PAGP于2013年7月29日提交的表格S-1(333-190227)的注册声明附件3.3合并而成)。
3.21—
截至2017年2月16日，PAA GP Holdings LLC的第三次修订和重新签署的有限责任公司协议(通过引用附件3.1并入我们于2017年2月21日提交的当前8-K表格报告中)。
3.22—
PAA GP Holdings LLC第三次修订和重新签署的有限责任公司协议的2018年10月1日第1号修正案(通过引用我们于2018年8月20日提交的当前8-K表格报告的附件3.1并入)。
3.23—
2018年12月10日对PAA GP Holdings LLC的第三份修订和重新签署的有限责任公司协议的第2号修正案(通过引用我们2018年12月11日提交的当前8-K表格报告的附件3.1并入)。
3.24—
PAA GP Holdings LLC于2019年11月21日对第三份修订和重新签署的有限责任公司协议(通过引用我们于2019年11月27日提交的当前8-K表格报告的附件3.1合并而成)的第3号修正案。
3.25—
PAA GP Holdings LLC于2021年2月25日对第三份修订和重新签署的有限责任公司协议(通过引用我们于2021年3月3日提交的当前8-K表格报告的附件3.1合并而成)的第4号修正案。
4.1—
由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和Wachovia Bank，National Association作为受托人，于2002年9月25日签订的契约(通过引用附件4.1并入我们截至2002年9月30日的季度报告Form 10-Q中)。
4.2—
第六份补充契约(A系列和B系列6.70%高级债券，2036年到期)日期为2006年5月12日，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.，其中指定的附属担保人，以及美联银行(Wachovia Bank，National Association)作为受托人(通过引用附件4.1并入我们2006年5月12日提交的当前报告的表格8-K)。
4.3—
日期为2006年10月30日的第十份补充契约(A系列和B系列6.650%高级债券将于2037年到期)由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.，其中点名的附属担保人和美国银行全国协会作为受托人(通过引用附件4.2并入我们2006年10月30日提交的当前报告Form-8-K中)。
4.4—
日期为2012年3月22日的第二十份补充契约(3.65%优先债券，2022年到期)由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件4.1并入我们2012年3月26日提交的当前8-K表格报告中)。
4.5—
日期为2012年3月22日的第21份补充契约(5.15%优先债券，2042年到期)由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件43.3加入我们2012年3月26日提交的当前8-K表格报告中)。
64
目录
4.6—
日期为2012年12月10日的第二十二次补充契约(2.85%高级票据)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件4.1并入我们2012年12月12日提交的当前8-K表格报告中)。
4.7—
日期为2012年12月10日的第二十三份补充契约(4.30%高级债券，2043年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件44.3并入我们2012年12月12日提交的当前8-K表格报告中)。
4.8—
日期为2013年8月15日的第24次补充契约(3.85%高级票据到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件4.1并入我们2013年8月15日提交的当前8-K表格报告中)。
4.9—
日期为2014年4月23日至23日的第25期补充契约(4.70%优先债券，2044年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件4.1并入我们2014年4月29日提交的当前8-K表格报告中).
4.10—
日期为2014年9月9日的第26次补充契约(3.60%高级票据到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件4.1并入我们2014年9月11日提交的当前表格8-K报告中)。
4.11—
日期为2014年12月9日的第二十八份补充契约(4.90%高级票据到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件44.3并入我们2014年12月11日提交的当前报告的8-K表格)。
4.12—
日期为2015年8月24日的第29份补充契约(4.65%高级票据到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件4.1并入我们2015年8月26日提交的当前8-K表格报告中)。
4.13—
日期为2016年11月22日的第30份补充契约(4.50%优先债券，2026年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过参考我们2016年11月29日提交的当前8-K表格报告的附件4.1并入).
4.14—
日期为2019年9月16日的第31份补充契约(3.55%优先债券)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过参考我们2019年9月17日提交的当前8-K表格报告的附件4.1并入)。
4.15—
日期为2020年6月11日的第三十二份补充契约(3.80%优先债券，2030年到期)，由Plains All American Pipeline，L.P.，PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人(通过引用附件4.1并入我们于2020年6月11日提交的当前8-K表格报告中)，并由Plains All American Pipeline L.P.、PAA Finance Corp.和美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)作为受托人。
4.16—
2009年9月3日由Plains All American Pipeline，L.P.和Vulcan Gas Storage LLC之间签订的注册权协议(通过引用我们S-3表格注册声明的附件4.1，文件编号T333-162477)。
4.17—
截至2016年1月28日，Plains All American Pipeline，L.P.与其中指定的买家之间的注册权协议(通过引用附件4.1并入我们于2016年2月2日提交的当前报告表格8-K中)。
4.18—
由Plains All American Pipeline，L.P.及其定义的持有人之间签订的登记权协议，日期为2016年11月15日(通过引用附件10.4并入我们于2016年11月21日提交的当前8-K表格报告中)。
4.19—
本公司证券简介(请参阅本公司截至2020年12月31日的10-K表格年度报告附件4.19)。
31.1 †—
根据交易法规则13a-14(A)和15d-14(A)对首席执行官进行认证。
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31.2 †—
根据交易法规则13a-14(A)和15d-14(A)对首席财务官进行认证。
32.1 ††—
根据“美国法典”第18编第1350条对首席执行官的认证。
32.2 ††—
根据“美国法典”第18编第1350条对首席财务官的认证。
101.INS†—XBRL实例文档-实例文档不会显示在交互式数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入在内联XBRL文档中。
101.SCH†—内联XBRL分类扩展架构文档
101.CAL†—内联XBRL分类扩展计算链接库文档
101.DEF†—内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档
101.LAB†—内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档
101.PRE†—内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase文档
104†—封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)
†    谨此提交。
††    随信提供。



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签名
 
根据1934年证券交易法的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的以下签名者代表其签署。
 
 普莱恩斯全美管道公司，L.P.
   
 由以下人员提供：PAA、GP和LLC，
  其普通合伙人
   
 由以下人员提供：普莱恩斯AAP，L.P.，
  它的唯一成员
   
 由以下人员提供：Plains All American Gp：LLC，
  其普通合伙人
   
 由以下人员提供：/s/江威利
  江威利，
  Plains All American BGP LLC首席执行官
  (首席行政主任)
   
2021年8月6日  
   
 由以下人员提供：/s/Al Swanson
  艾尔·斯旺森
  Plains All American Gp and LLC执行副总裁兼首席财务官
  (首席财务官)
   
2021年8月6日  
   
 由以下人员提供：/s/克里斯·赫伯德
  克里斯·赫伯德
  Plains All American Gp and LLC高级副总裁兼首席会计官
  (首席会计官)
  
2021年8月6日 



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