dpm-20211231
假象2021财年0001338065--12-3100013380652021-01-012021-12-310001338065美国-GAAP：有限合作伙伴成员2021-01-012021-12-310001338065DPM：SeriesBPferredLimitedPartnersMember2021-01-012021-12-310001338065Dpm:SeriesCPreferredLimitedPartnersMemberMember2021-01-012021-12-3100013380652021-06-30Iso4217：美元00013380652022-02-16Xbrli：共享0001338065DPM：物流和市场营销成员US-GAAP：运营细分市场成员2021-01-012021-12-310001338065DPM：物流和市场营销成员US-GAAP：运营细分市场成员2020-01-012020-12-310001338065US-GAAP：运营细分市场成员DPM：收集和处理成员2021-01-012021-12-310001338065US-GAAP：运营细分市场成员DPM：收集和处理成员2020-01-012020-12-3100013380652020-01-012020-12-310001338065DPM：沙丘管道成员2021-01-012021-12-310001338065DPM：沙丘管道成员2020-01-012020-12-310001338065DPM：南山管道成员2021-01-012021-12-310001338065DPM：南山管道成员2020-01-012020-12-310001338065DPM：湾岸快速通道成员2021-01-012021-12-310001338065DPM：湾岸快速通道成员2020-01-012020-12-310001338065DPM：FrontRangeMember2021-01-012021-12-310001338065DPM：FrontRangeMember2020-01-012020-12-310001338065DPM：TexasExpressMember2021-01-012021-12-310001338065DPM：TexasExpressMember2020-01-012020-12-310001338065DPM：MontBelvieuOneFractionatorMember2021-01-012021-12-310001338065DPM：MontBelvieuOneFractionatorMember2020-01-012020-12-310001338065DPM：发现成员2021-01-012021-12-310001338065DPM：发现成员2020-01-012020-12-310001338065DPM：CheyenneConnectorMember2021-01-012021-12-310001338065DPM：CheyenneConnectorMember2020-01-012020-12-310001338065DPM：MontBelvieuEnterpriseFractionator成员2021-01-012021-12-310001338065DPM：MontBelvieuEnterpriseFractionator成员2020-01-012020-12-310001338065DPM：其他未整合关联成员2021-01-012021-12-310001338065DPM：其他未整合关联成员2020-01-012020-12-310001338065DPM：物流和市场营销成员DPM：传输处理和其他成员2021-01-012021-12-310001338065DPM：物流和市场营销成员DPM：传输处理和其他成员2020-01-012020-12-310001338065DPM：物流和市场营销成员2021-01-012021-12-310001338065DPM：物流和市场营销成员2020-01-012020-12-310001338065DPM：收集和处理成员DPM：传输处理和其他成员2021-01-012021-12-310001338065DPM：收集和处理成员DPM：传输处理和其他成员2020-01-012020-12-310001338065DPM：收集和处理成员2021-01-012021-12-310001338065DPM：收集和处理成员2020-01-012020-12-310001338065DPM：湾岸快速管道LLCM成员2021-01-012021-12-3100013380652021-12-3100013380652020-12-310001338065DPM：SeriesAPferredLimitedPartnersMember2020-12-310001338065DPM：SeriesAPferredLimitedPartnersMember2021-12-310001338065DPM：SeriesBPferredLimitedPartnersMember2020-12-310001338065DPM：SeriesBPferredLimitedPartnersMember2021-12-310001338065Dpm:SeriesCPreferredLimitedPartnersMemberMember2021-12-310001338065Dpm:SeriesCPreferredLimitedPartnersMemberMember2020-12-310001338065DPM：第三方成员DPM：天然气和冷凝器成员2021-01-012021-12-310001338065DPM：第三方成员DPM：天然气和冷凝器成员2020-01-012020-12-310001338065DPM：第三方成员DPM：天然气和冷凝器成员2019-01-012019-12-310001338065DPM：天然气和冷凝器成员SRT：AffiliatedEntityMember2021-01-012021-12-310001338065DPM：天然气和冷凝器成员SRT：AffiliatedEntityMember2020-01-012020-12-310001338065DPM：天然气和冷凝器成员SRT：AffiliatedEntityMember2019-01-012019-12-310001338065DPM：传输处理和其他成员2021-01-012021-12-310001338065DPM：传输处理和其他成员2020-01-012020-12-310001338065DPM：传输处理和其他成员2019-01-012019-12-3100013380652019-01-012019-12-310001338065DPM：TransportationFeesMemberSRT：AffiliatedEntityMember2021-01-012021-12-310001338065DPM：TransportationFeesMemberSRT：AffiliatedEntityMember2020-01-012020-12-310001338065DPM：TransportationFeesMemberSRT：AffiliatedEntityMember2019-01-012019-12-31Iso4217：美元Xbrli：共享0001338065美国-GAAP：有限合作伙伴成员2020-12-310001338065Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2020-12-310001338065美国-公认会计准则：非控制性利益成员2020-12-310001338065DPM：SeriesAPferredLimitedPartnersMember2021-01-012021-12-310001338065Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-01-012021-12-310001338065美国-公认会计准则：非控制性利益成员2021-01-012021-12-310001338065美国-GAAP：有限合作伙伴成员2021-12-310001338065Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2021-12-310001338065美国-公认会计准则：非控制性利益成员2021-12-310001338065DPM：SeriesAPferredLimitedPartnersMember2019-12-310001338065DPM：SeriesBPferredLimitedPartnersMember2019-12-310001338065Dpm:SeriesCPreferredLimitedPartnersMemberMember2019-12-310001338065美国-GAAP：有限合作伙伴成员2019-12-310001338065Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2019-12-310001338065美国-公认会计准则：非控制性利益成员2019-12-3100013380652019-12-310001338065DPM：SeriesAPferredLimitedPartnersMember2020-01-012020-12-310001338065DPM：SeriesBPferredLimitedPartnersMember2020-01-012020-12-310001338065Dpm:SeriesCPreferredLimitedPartnersMemberMember2020-01-012020-12-310001338065美国-GAAP：有限合作伙伴成员2020-01-012020-12-310001338065Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2020-01-012020-12-310001338065美国-公认会计准则：非控制性利益成员2020-01-012020-12-310001338065DPM：SeriesAPferredLimitedPartnersMember2018-12-310001338065DPM：SeriesBPferredLimitedPartnersMember2018-12-310001338065Dpm:SeriesCPreferredLimitedPartnersMemberMember2018-12-310001338065美国-GAAP：有限合作伙伴成员2018-12-310001338065美国-GAAP：GeneralPartnerMember2018-12-310001338065Us-gaap:AccumulatedOtherComprehensiveIncomeMember2018-12-310001338065美国-公认会计准则：非控制性利益成员2018-12-3100013380652018-12-310001338065DPM：SeriesAPferredLimitedPartnersMember2019-01-012019-12-310001338065DPM：SeriesBPferredLimitedPartnersMember2019-01-012019-12-310001338065Dpm:SeriesCPreferredLimitedPartnersMember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美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549 
 
表格10-K
 
(标记一)
ý根据1934年“证券交易法”第13或15(D)条提交的年度报告
截至的财政年度12月31日, 2021
或 
¨

根据1934年“证券交易法”第13或15(D)条提交的过渡报告
For the transition period from to
委托文件编号：001-32678 

 
DCP中游，LP
(注册人的确切姓名载于其章程) 
  
特拉华州 03-0567133
(州或其他司法管辖区
指公司或组织)		 (税务局雇主
识别号码)
莱顿大道东6900号, 900套房
丹佛, 科罗拉多州
 80237
(主要行政办公室地址) (邮政编码)
注册人的电话号码，包括区号：(303) 595-3331

根据该法第12(B)条登记的证券：
每节课的题目：交易代码在其注册的每个交易所的名称：
代表有限合伙人利益的共同单位磷酸氢钙纽约证券交易所
7.875%B系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股DCP公共关系科纽约证券交易所
7.95%C系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股DCP PRC纽约证券交易所

根据该法第12(G)条登记的证券：
没有。

如果注册人是1934年证券交易法规则405或该法案中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记标明注册人是否为知名的经验丰富的发行人。是ý 不是¨
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13条或第15条(D)提交报告。是¨ 不是ý
用复选标记表示注册人(1)是否已在过去12个月内(或在要求注册人提交此类报告的较短期限内)提交了该法第13条或第15(D)条要求提交的所有报告，以及(2)在过去的90天内一直符合此类提交要求。(2)在过去的90天内，注册人是否已经提交了该法案第13条或第15(D)条要求提交的所有报告(或在更短的时间内要求注册人提交此类报告)。是ý 不是¨
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或注册人需要提交的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的所有互动数据文件。是ý 不是¨
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。参见“交易法”第12b-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。
大型加速文件服务器ý加速文件管理器¨
非加速文件服务器¨
规模较小的报告公司¨
新兴成长型公司¨

如果是新兴成长型公司，用勾号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所法案第13(A)节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提交了一份报告，证明其管理层根据“萨班斯-奥克斯利法案”(“美国联邦法典”第15编第7262(B)节)第404(B)条对编制或发布其审计报告的注册会计师事务所的财务报告内部控制有效性所作的评估ý

用复选标记表示注册人是否为空壳公司(如交易法第12b-2条所定义)。是¨ No ý

1

截至2021年6月30日，注册人的非关联公司持有的公用单位的总市值约为$。2,780,516,000。总市值是参考注册人的普通单位2021年6月30日在纽约证券交易所的最后一次销售价格计算出来的。

截至2022年2月16日，有208,378,739代表有限合伙人未偿利益的共同单位。

通过引用并入的文件：

无
2

DCP中游，LP
截至2021年12月31日的年度表格10-K
目录
 
项目 页面
第一部分
1业务
1
1A.风险因素
25
1B. 未解决的员工意见
57
2属性
57
3法律程序
57
4煤矿安全信息披露
57
第二部分
5注册人共有单位、相关单位持有人事项和发行人购买共有单位的市场
58
6[已保留]
59
7管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析
60
7A.关于市场风险的定量和定性披露
83
8财务报表和补充数据
88
9会计与财务信息披露的变更与分歧
138
9A.管制和程序
139
9B.其他信息
141
9C.关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
141
第三部分
10董事、高管与公司治理
142
11高管薪酬
149
12某些实益拥有人的担保所有权以及管理和相关单位持有人事宜
162
13某些关系和相关交易，以及董事独立性
164
14首席会计师费用及服务
166
第四部分
15展品和财务报表明细表
167
16表格10-K摘要
173
签名
174

i

术语表
以下是行业内和整个报告中使用的术语列表：
 
ASU会计准则更新
BBL枪管
Bbls/d每天的桶数
Bcf十亿立方英尺
Bcf/d10亿立方英尺/天
BTU英制热量单位，能量计量单位
信贷协议管理我们14亿美元无担保循环信贷安排的信贷协议，2024年12月9日到期
分馏分离天然气液体的过程
转换为单独的组件
公认会计原则美国的公认会计原则
全科医生DCP Midstream GP，LP是DCP Midstream，LP的普通合伙人
IDR激励性分配权
伦敦银行间同业拆借利率伦敦银行间同业拆借利率
MBBLS千桶
MBbls/d每天千桶
MMBtu百万BTU
MMBtu/d每天百万BTU
MMCF百万立方英尺
MMCF/d百万立方英尺/天
NGLS天然气液体
欧佩克石油输出国组织
欧佩克+欧佩克成员国加上其他十个产油国
OPIS石油价格信息服务
铁道委得克萨斯州铁路委员会
美国证券交易委员会美国证券交易委员会
证券化工具3.5亿美元应收账款证券化
设施，2024年8月12日到期
TBtu/d万亿Btus/天
吞吐量货物运输量或通过货物运输量
管道或其他设施
 

II

关于前瞻性陈述的警告性声明

我们的报告、文件和其他公告可能不时包含与历史事实没有直接或完全相关的陈述。此类陈述属于1995年“私人证券诉讼改革法”所指的“前瞻性陈述”。您通常可以通过使用前瞻性词汇来识别前瞻性陈述，如“可能”、“可能”、“应该”、“打算”、“承担”、“项目”、“相信”、“预期”、“预期”、“估计”、“潜在”、“计划”、“预测”和其他类似词汇。

所有非历史事实的陈述，包括但不限于有关我们未来财务状况、业务战略、预算、预计成本和计划以及未来业务管理目标的陈述，均为前瞻性陈述。

这些前瞻性陈述反映了我们对未来事件的意图、计划、预期、假设和信念，会受到风险、不确定性和其他因素的影响，其中许多因素是我们无法控制的。可能导致实际结果与前瞻性陈述中明示或暗示的预期大不相同的重要因素包括已知和未知风险。已知的风险和不确定性包括但不限于第1A项规定的风险。本年度报告(截至2021年12月31日的Form 10-K)中的“风险因素”，包括以下风险和不确定因素：

•新冠肺炎疫情对全球经济造成的影响，包括我们经营的石油、天然气和天然气行业，以及由此对我们的业务、流动性、大宗商品价格、劳动力、第三方和交易对手影响以及由此产生的联邦、州和地方行动的不利影响；
•大宗商品价格变化的程度以及对我们产品和服务的需求，我们通过衍生金融工具有效限制大宗商品价格潜在变化的部分不利影响的能力，以及价格和生产商获得资本对天然气钻探、对我们服务的需求以及NGL和凝析油采掘量的潜在影响；
•原油、渣油和天然气产品的需求；
•围绕我们资产的钻探和产量质量的水平和成功程度，以及我们将供应连接到我们的收集和处理系统以及我们的废气和天然气基础设施的能力；
•法律和法规的新增、补充和变化，特别是在税收、安全、监管和环境保护方面，包括但不限于气候变化立法、对场外衍生品市场和实体的监管以及水力压裂法规，或加强对我们行业的监管，包括对此类活动的额外地方控制，以及它们对我们系统所服务的生产商和客户的影响；
•我们的普通单位和优先单位的价格波动；
•一般经济、市场和商业状况；
•我们收集、压缩、处理、加工、运输、储存和销售的天然气或我们生产、分离、运输、储存和销售的天然气的数量可能会减少，如果我们向其输送天然气或NGL的管道、储存和分馏设施能力有限，不能或不会接受天然气或NGL，或者我们可能被要求为我们的天然气和NGL寻找替代市场和安排；
•我们有能力继续安全可靠地运营我们的资产；
•我们通过有机增长项目或收购实现增长的能力，以及此类资产的成功整合和未来表现；
•我们进入债务和股票市场的能力以及由此产生的资本成本，这将取决于一般市场状况、我们的财务和经营业绩、通货膨胀率、利率、我们遵守信用协议或其他信贷安排中的契约的能力、管理我们票据的契约，以及我们维持信用评级的能力；
•我们客户和交易对手的信誉，包括破产的影响；
•我们可能需要在我们的交易中不时提交的抵押品金额；
•行业变化，包括整合、替代能源、技术进步、基础设施限制和竞争变化；
•我们按预算及时建造和启动设施的能力，这在一定程度上取决于获得联邦、州和市政府或其机构颁发的必要的建筑、环境和其他许可，专业承包商和劳工的可用性，以及材料的价格和需求；
•我们有能力聘用、培训和留住合格的人员和关键管理人员来执行我们的业务战略；
•天气、与天气有关的条件和其他自然现象，包括但不限于，它们对我们销售的商品的需求以及公司所有和第三方拥有的基础设施的运营的潜在影响；
•针对或以其他方式影响我们的设施和系统的安全威胁，如恐怖袭击、网络安全攻击和入侵；以及
•我们是否有能力以商业上合理的条件获得保险(如果有的话)，以及保险是否足以弥补我们的损失。

鉴于这些风险、不确定性和假设，前瞻性陈述中描述的事件可能不会发生或可能发生的程度或时间与我们所描述的不同。本报告中的前瞻性陈述说明截至本报告的提交日期。除非适用的证券法要求，否则我们不承担公开更新或修改任何前瞻性陈述的义务，无论是由于新信息、未来事件还是其他原因。
三、

第一部分
第1项。 业务

概述
DCP Midstream，LP(及其合并子公司，“我们”、“注册人”或“合伙”)是由DCP Midstream，LLC于2005年成立的特拉华州有限合伙企业，目的是拥有、运营、收购和开发多元化的互补中游能源资产组合。DCP Midstream，LLC及其子公司和附属公司，统称为DCP Midstream，Phillips 66拥有LLC 50%的股份，Enbridge Inc.及其附属公司或Enbridge拥有50%的股份。
下图描述了我们截至2021年12月31日的组织结构。
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我们的业务分为两个可报告的部门：(I)物流和营销以及(Ii)收集和处理。我们的物流和营销部门包括运输、交易、营销和储存天然气和NGL，以及分馏NGL。我们的收集和加工部分包括天然气的收集、压缩、处理和加工，生产和分馏天然气，以及回收凝析油。我们其余的业务运营被表示为“其他”，并由未分配的公司成本组成。
1


我们的业务战略
我们的主要业务目标是实现持续的公司盈利能力、强劲的资产负债表和盈利增长，从而维持并最终增加我们每单位的现金分配。我们打算通过审慎执行以下业务战略来实现这些目标：
运营绩效。我们相信，我们的运营效率和可靠性使我们能够为生产商提供更具竞争力的条款、服务和服务灵活性，从而增强我们吸引新天然气供应的能力。我们的物流资产和收集和处理系统由高质量、维护良好的设施组成，从而实现低成本、高效率的运营。我们的目标是在中游行业树立可靠、安全、低成本的客户服务供应商的声誉。我们将通过流程和技术改进，继续追求资产的增量收入、成本效益和运营改进。我们寻求通过向现有客户提供更多服务、与新客户建立关系以及从战略上合理调整资产来提高现有设施的利用率。此外，我们以与支持新设施的预期产量一致的方式协调新设施的完工，从而最大限度地提高效率。
有机生长.我们打算利用我们在美国的战略资产基础，以及我们作为最大的天然气加工商之一和美国最大的NGL生产商和营销商之一的地位，作为未来增长的平台。我们计划通过利用我们多样化和战略性的资产基础来扩大我们的业务，以增加我们完全整合的价值链的供应。我们还将对我们的资产和能源过渡进行有选择的、资本效率高的投资。
战略伙伴关系和收购.我们打算在中游能源行业寻求经济上有吸引力的战略伙伴关系和收购机会，无论是在新的和现有的业务线上，还是在业务领域都是如此。


我们的竞争优势

我们是美国最大的天然气加工商之一，也是美国最大的NGL生产商和营销商之一，在我们的价值链上拥有多元化的综合资产组合。2021年，我们的总井口容量约为4.2Bcf/d天然气，我们平均每天生产约398MBbls/d的天然气。我们为井口提供天然气收集服务，并利用我们的战略足迹，通过我们集成的NGL和天然气管道以及营销基础设施来延伸价值链。我们相信，我们提供所有这些服务的能力使我们在竞争新的天然气供应方面具有优势，因为我们可以提供基本上所有的服务，将天然气和NGL从井口运往市场，并为我们的客户创造价值。我们相信，由于以下竞争优势，我们能够很好地执行我们的业务战略，实现我们的主要业务目标之一，即维持我们每单位的现金分配：
综合物流和营销运营.我们相信，我们资产的战略位置，加上它们的地理多样性，以及我们可靠而有效地运营业务的声誉，为我们提供了持续的机会，为我们的客户提供有竞争力的服务，并吸引新的天然气生产到我们的收集和加工业务中。我们通过我们拥有或运营的NGL管道将我们的采集和加工业务与关键市场连接起来，为我们的客户提供具有竞争力的综合中游服务。我们拥有战略位置的NGL运输管道，为我们在二叠纪盆地、丹佛-朱利斯堡盆地(“DJ盆地”)、中大陆、东得克萨斯州、墨西哥湾沿岸、南得克萨斯州和得克萨斯州中部的收集和加工业务提供外卖能力。我们的NGL管道连接到各种天然气加工厂，并将NGL输送到分馏设施、石化厂、第三方地下NGL储存设施和墨西哥湾沿岸的其他市场。我们的物流和营销业务还包括多个下游资产，包括天然气分馏设施、天然气储存设施和残渣气体储存设施。
地处战略位置的天然气收集和加工作业.我们的资产位于战略位置，具有增加井口量和产生现金流的潜力。我们在美国一些最大的产区都有业务，包括DJ盆地、中大陆、二叠纪盆地和鹰福特。此外，我们运营着美国最大的天然气加工厂组合之一。我们的收集系统和加工厂
2

它与众多关键的天然气管道系统相连，为生产商提供了进入各种天然气市场枢纽的通道。
稳定的现金流. 我们的业务包括基于收费和基于大宗商品的服务的组合，这些服务与我们的大宗商品对冲计划一起，旨在产生相对稳定的现金流。我们基于费用的收益的长期增长将减少未对冲利润率的影响。此外，虽然我们的某些采集和加工合同使我们面临商品价格风险，但我们已经通过固定价格的商品掉期降低了与我们的采集和加工业务的股本相关的部分当前预期的商品价格风险。截至2021年12月31日，我们大约70%是收费的。
与石油、天然气和石化公司建立关系.我们与我们的许多供应商和客户有着长期的关系，我们预计我们将继续从这些关系中受益。
数字变换。我们正在通过自动化提高员工效率，通过实时监控和预测性分析提高安全性和减少排放，并在提高成本效益的同时优化利润率。
经验丰富的管理团队。我们的高级管理团队和普通合伙人的董事会在中游行业拥有丰富的经验。我们相信，我们的管理团队在通过有机增长以及收购、优化和整合中游资产来提升价值方面有着良好的业绩记录。
与DCP Midstream，LLC及其所有者的关系.我们与DCP Midstream，LLC及其所有者Phillips 66和Enbridge的关系将继续为我们提供重要的商业机会。通过我们与DCP Midstream，LLC及其所有者的关系，我们相信我们在整个能源行业的强大商业关系，包括与美国主要的天然气和NGL生产商的关系，将有助于促进我们战略的实施。
DCP Midstream，LLC与我们的普通合伙人一起拥有大约57%的有限合伙人权益，从而在我们中拥有重大权益。

3


我们的运营部门

物流和营销部门

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一般信息
我们销售我们的NGL、废气和凝析油，并向美国重要的NGL生产和市场中心的第三方NGL生产商和销售客户提供物流和营销服务。这包括代表第三方NGL生产商购买NGL，在我们的NGL管道上运输，然后在关键市场转售。
我们的NGL服务包括工厂后挡板采购、运输、分馏、灵活的定价选项和价格风险管理。我们的主要NGL业务位于我们在每个运营区域的收集和加工资产附近。


4


我们的NGL管道将NGL从天然气加工厂输送到分馏设施、石化工厂和第三方地下NGL储存设施。我们的管道主要以收费为基础向客户提供运输服务。因此，这项业务的经营结果通常取决于产品运输量和向客户收取的费用水平。我们管道上输送的NGL数量取决于与我们的NGL管道相连的加工厂的NGL产量。当天然气价格相对于NGL价格较高时，从天然气中回收NGL就不那么有利可图了，因为天然气的价值比NGL的价值要高。因此，我们已经经历了一段时期，未来可能也会经历一段时期，届时较高的相对天然气价格将减少连接到我们NGL管道的工厂生产的NGL数量。
我们的天然气系统有能力将天然气输送到众多下游运输管道和市场。我们代表我们的生产商客户销售残渣气，以及根据我们的天然气供应协议赚取的残渣气，供应实际连接到我们管道系统的最终用户的残渣气需求，并管理我们拥有的储存和运输资产的过剩容量。最终用户包括大型工业公司、天然气分销公司和电力公用事业公司。我们专注于从我们的加工和运输业务中提取尽可能高的残余气价值。我们以市场价格出售残渣气。
以下是我们物流和营销部门的运营数据：
运行数据
截至2021年12月31日的年度
系统近似值
系统长度(英里)		分馏塔近似值
吞吐能力
(MBbls/d)(A)		近似气体吞吐能力
(TBTUS/d)(A)		管道吞吐量
(MBbls/d)(A)		管道吞吐量
(待定日期)(A)(B)		分馏塔产量(MBbls/d)(A)
沙山管道1,400 — 333 — 272 — — 
南山管道980 — 128 — 114 — — 
前排射程管道450 — 87 — 63 — — 
德克萨斯快递管道600 — 37 — 20 — — 
其他天然气管道(A)1,100 — 310 — 183 — — 
墨西哥湾沿岸快速管道500 — — 0.50 — 0.48 — 
瓜达卢佩管道600 — — 0.25 — 0.25 — 
夏延连接器70 — — 0.30 — 0.30 — 
贝尔维尤山分馏塔— 2 — — — — 52 
管道总数5,700 2 895 1.05 652 1.03 52 
(A)代表分配给我们比例所有权份额的总容量或总容量。
(B)代表2021年全年的平均吞吐量。
NGL管道
DCP Sand Hills Pipeline，LLC，或Sand Hills Pipeline，是一条州际NGL管道，我们拥有66.67%的股份，Phillips 66拥有33.33%的股份，是一条公共运输管道，提供从二叠纪和鹰福特盆地的工厂到德克萨斯州墨西哥湾沿岸和德克萨斯州贝尔维尤(Mont Belvieu)市场中心的分馏设施的外卖服务。
DCP Southern Hills Pipeline，LLC或Southern Hills Pipeline是一条州际NGL管道，由我们持有66.67%的股份，Phillips 66拥有33.33%的股份，提供从北部和中大陆地区到德克萨斯州贝尔维尤市场中心的分馏设施的外卖服务。
Front Range Pipeline LLC，或Front Range管道，是一条州际NGL管道，我们拥有33.33%的权益，起源于DJ盆地，延伸到德克萨斯州的斯凯利敦。Front Range管道连接到我们的O‘Connor工厂、Lucerne 1、Lucerne 2和Mewbourn工厂，以及DJ盆地的第三方工厂。企业产品合作伙伴公司(Enterprise Products Partners L.P.，简称Enterprise)是这条管道的运营商。
5

德克萨斯快速管道有限责任公司(Texas Express Pipeline LLC)，或称德克萨斯快速管道(Texas Express Pipeline LLC)，是一条我们拥有10%权益的州内NGL管道，始发于德克萨斯州卡森县Skellytown附近，延伸至Enterprise位于德克萨斯州蒙特贝尔维尤(Mont Belvieu)的天然气液体分馏和储存设施。这条管道还提供了通往该地区其他第三方设施的通道。企业是管道的运营商。
Southern Hills、Sand Hills、Texas Express和Front Range管道与我们以及第三方托运人签订了长期的收费运输协议，其中一部分是船运或付费。这些NGL管道在受监管的关税下收取基于费用的运输收入。
天然气管道
墨西哥湾沿岸快线(Bay Coast Express LLC)，或墨西哥湾快线管道，是一条我们拥有25%权益的州内天然气管道，始发于德克萨斯州西部的瓦哈地区，一直延伸到德克萨斯州努切斯县的阿瓜杜尔切(Agua Dulce)。金德·摩根(Kinder Morgan)是这条管道的运营商。墨西哥湾沿岸快线管道根据与我们和第三方托运人签订的长期运输合同已全部认购完毕。
瓜达卢佩管道是一条州内天然气管道，为我们提供通往市场中心/枢纽的通道，包括德克萨斯州的瓦哈、得克萨斯州的凯蒂和休斯顿船道，主要用于我们基于天然气资产的交易活动。我们将来可以利用我们现有的运力为第三方托运人运输货物。
夏延连接器(Cheyenne Connector，LLC)或夏延连接器(Cheyenne Connector)是一条州际天然气管道，我们拥有该管道50%的权益，它将残渣天然气从DJ盆地输送到科罗拉多州-怀俄明州边境以南的落基山脉快速夏延枢纽(Rockies Express Cheyenne Hub)。Tallgras Energy是夏延连接器的运营商。
NGL分馏装置
我们拥有Enterprise公司运营的Enterprise分馏塔12.5%的权益和ONEOK Partners运营的Mont Belvieu 1分馏塔20%的权益，这两个分馏塔都位于德克萨斯州的Mont Belvieu。分馏设施将从加工厂接收到的NGL分离成各自的组分。这些分馏服务是在收费的基础上提供的。这项业务的经营结果通常取决于分馏的NGL数量和向客户收取的费用水平。
仓储设施
我们的马里斯维尔NGL储存设施储存乙烷、丙烷和丁烷，位于密歇根州，拥有马塞卢斯、尤蒂卡和加拿大NGL的战略通道。我们的设施包括11个地下盐穴，大约有8MMBbls的存储容量。我们的设施满足地区炼油和石化需求，并有助于平衡美国中西部和东北部以及加拿大萨尼亚丙烷分布的季节性。根据多年存储协议，我们主要以收费为基础向客户提供服务。这项业务的经营结果通常取决于存储的数量和向客户收取的费用水平。
我们的Spindletop天然气储存设施位于得克萨斯州，在我们作为全方位天然气营销商的能力中发挥着重要作用。该设施的残气容量约为12bcf。我们可能会将该设施的部分产能出租给第三方客户，并利用剩余的产能来管理需求水平参差不齐的相对恒定的天然气供应量，为我们的客户提供“后备”服务，并支持我们基于资产的交易活动。我们基于资产的交易活动旨在实现与大宗商品价格、时间利差和基差波动相关的利润率，并最大化我们存储设施的价值。
贸易和营销
我们的能源交易业务受到市场变数和大宗商品价格风险的影响。我们通过从事基于天然气资产的交易和营销来管理与我们的天然气储存和管道资产相关的大宗商品价格风险。我们可以签订实物合同和金融工具，目的是从基于商品的工具的买卖中实现正利润。
我们的NGL自营交易活动包括能源相关产品和服务的交易。我们通过使用固定远期买卖、基差和价差交易、仓储机会、看跌期权、定期合约和现货市场交易进行这些活动。我们的能源交易业务面临与这些产品和服务相关的市场变数和大宗商品价格风险，这些业务可能会签订实物合同和金融工具，目的是通过购买和销售基于大宗商品的工具实现正利润。
6

当天然气当前价格(现金或期货)与天然气期货市场价格之间的差额超过我们在自有和/或租赁的储存设施中储存实物天然气的成本时，我们可以执行时间价差交易。当这种市场状况存在时，时间价差交易允许我们锁定保证金。通过在一个时间点建立长气体位置和在不同时间点建立相等的短气体位置来执行时间扩展交易。
当管道资产位置之间的市场价差超过我们通过自有和/或租赁管道资产运输实物天然气的成本时，我们可能会执行基差交易。当这种市场条件存在时，我们可以按照市场价格围绕这一差价执行衍生品工具。基差交易使我们能够锁定实货天然气买卖的保证金。
客户和合同
我们向各种客户销售我们的商品，从大型跨国石化和炼油公司到小型地区性丙烷零售分销商。我们几乎所有的NGL销售都是以市场为基础的价格。
竞争
物流和营销业务在我们的市场上竞争激烈，包括州际和州内管道，生产、分馏、运输、储存和销售天然气和天然气的综合石油和天然气公司，以及地下储存设施。在生产商钻探强劲、石化需求旺盛的地理区域，以及天然气价格相对于天然气价格较高的时期，竞争往往是最激烈的。在我们与客户的合同期限较短的地区，竞争也在加剧，因此必须更频繁地重新谈判。
NGL营销领域的竞争来自其他中游NGL营销公司、国际生产商/贸易商、化工公司、炼油厂和其他资产所有者。除了众多的市场竞争对手，我们还提供价格风险管理和其他服务。我们相信，为了保持竞争力，我们为最终用户客户量身定做我们的服务是很重要的。
收集和处理数据段
一般信息
我们的采集和加工部门由地理上不同的资产和所有权权益组成，为我们在阿拉巴马州、科罗拉多州、堪萨斯州、路易斯安那州、密歇根州、新墨西哥州、俄克拉何马州、得克萨斯州和怀俄明州的生产商客户提供各种井口到市场服务。这些服务包括收集、压缩、处理和加工天然气，生产和分馏天然气，以及回收凝析油。我们的采集和加工部门的业务分为四个区域：北部、二叠纪、中大陆和南部。我们的地理多样性有助于降低我们的天然气供应风险，因为我们不局限于一种天然气资源类型或产区。我们相信，我们目前的资产地理组合是维持和长期增长这一领域的总业务量和现金流的一个重要因素。我们的资产定位于某些地区，拥有活跃的钻探计划和有机增长的机会。
我们为生产商客户提供收集和加工服务，使他们能够将未经加工的天然气运往市场。原始天然气被收集、压缩并通过管道运输到我们的加工设施。为了使原料天然气被下游市场接受，我们去除了水、氮和二氧化碳，并分离出天然气进行进一步加工。加工后的天然气，通常被称为残渣天然气，然后被重新压缩并输送到天然气管道和最终用户。分离的NGL是混合的、非分馏的形式，通过天然气液体管道出售并输送到分馏设施进行进一步分离。
我们拥有或运营35个活跃的天然气加工厂，包括通过我们在Discovery Producer Services、LLC或Discovery的40%股权拥有一家工厂的权益。在其中一些设施中，我们将NGL分离成单独的组分(乙烷、丙烷、丁烷和天然汽油)。
我们根据不同期限的合同从不同的生产商那里获得天然气，我们从生产商那里获得费用或商品，将天然气从井口运输到加工厂。我们收取费用或商品作为天然气加工服务的付款，这取决于我们与每个供应商签订的合同类型。我们几乎所有的天然气都是从生产商那里购买或保管的，主要是根据收费或收益百分比/指数加工合同。
7

我们积极在我们的所有系统上寻找新的天然气生产客户，以增加吞吐能力，并抵消相连油井产量的自然下降。我们通过承包新油井的生产、连接在专用面积上钻探的新油井以及从其他收集系统直接接收或释放的天然气，在我们的作业区获得新的天然气供应。
我们与我们的生产客户在我们的收集和加工部门的合同是非商品敏感型收费合同和商品敏感型收益百分比和液体百分比合同的混合。收益百分比合同与天然气、天然气和凝析油的价格直接相关，液体百分比合同与天然气和凝析油的价格直接相关。此外，这些合同可能包括基于费用的部分。一般来说，这些购买协议的初始期限为三至五年，在某些情况下为租赁期。当我们谈判新的协议和重新谈判现有的协议时，这可能会导致合同组合期限的变化。
我们签订衍生金融工具，以减轻与我们的收集、加工和销售活动相关的天然气、天然气和凝析油价格走弱的部分风险，从而稳定我们的现金流。我们用于套期保值计划的商品衍生工具是直接NGL产品、原油和天然气套期保值的组合。
2021年期间，我们资产的总井口量约为4.2 Bcf/d，来自多样化的客户组合。我们的每个系统都有很大的客户面积贡献，我们预计随着这些客户随着时间的推移执行他们的钻探计划，这些面积将继续提供增长机会。我们的收集系统还通过大量较小的种植面积和与在我们收集足迹内或周围运营的非专用生产商签订合同，吸引了新的天然气产量。在2021年期间，我们加工设施的天然气总产量约为398MBbls/d，并交付和销售到各种NGL外卖管道。
以下是我们按地区收集和处理的操作数据：
运行数据
截至2021年12月31日的年度
区域植物近似值
采集
和变速箱
系统(英里)		近似值
网络铭牌厂
容量
(MMcf/d)(A)		天然气
井口容积
(MMcf/d)(A)		NGL
生产
(MBbls/d)(A)
北13 3,500 1,580 1,545 144 
中大陆6 24,000 1,110 832 71 
二叠纪9 15,500 1,100 936 112 
南7 7,000 1,630 883 71 
总计35 50,000 5,420 4,196 398 
(A)代表分配给我们比例所有权份额的总容量或总容量。
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北方地区

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我们的北部地区主要由我们的DJ盆地系统组成。我们在科罗拉多州韦尔德县拥有广泛的收集、压缩、处理和加工设施网络，提供了显著的可选性和灵活性。
我们的DJ盆地系统通过Southern Hills、Front Range和Texas Express管道输送到德克萨斯州蒙特贝尔维尤的Mont Belvieu枢纽，并通过我们的Wtenberg管道输送到堪萨斯州布什顿的Conway枢纽。我们通过DJ Southern Hills扩建以及德克萨斯快递和Front Range管道的扩建，为我们的生产商客户增加了额外的NGL外卖。我们还通过夏延连接器增加了额外的汽油外卖。
9

中大陆地区
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我们的中大陆地区主要包括我们的自由体系和俄克拉荷马州中南部体系。我们主要从Ardmore和Anadarko盆地收集和加工原始天然气，包括俄克拉荷马州中南部油省(“独家新闻”)和更早趋势的Anadarko盆地加拿大和翠鸟(“Stack”)盆地。
我们在中大陆东部地区的聚集系统足迹，包括我们的俄克拉荷马州中南部系统，为独家新闻和堆叠播放提供服务。中大陆西部地区(包括我们在Hugoton盆地的Liberal系统)的现有产量通常来自浅层递减剖面的成熟油田，我们预计这些油田将为我们的工厂提供长期可靠的原始天然气来源。我们相信，我们的工厂和收集设施的基础设施处于独特的地位，可以实施我们在中大陆西部地区的整合战略。
我们在中大陆地区的收集和加工资产主要通过我们的南山管道向墨西哥湾沿岸和贝尔维尤山脉输送NGL。




10

二叠纪地区
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1338065/000133806522000009/dpm-20211231_g5.jpg
我们的二叠纪地区主要包括位于米德兰盆地的西德克萨斯系统和位于特拉华盆地的新墨西哥州东南部系统。生产商继续将钻探活动集中在米德兰和特拉华州盆地最具吸引力的土地上。
我们在二叠纪地区的收集和加工资产通过我们的沙山管道向墨西哥湾沿岸的分馏设施和蒙特贝尔维尤枢纽提供NGL外卖服务。瓜达卢佩管道提供从瓦哈到德克萨斯州凯蒂的天然气外卖。通过我们在墨西哥湾沿岸快速管道的所有权权益，我们在该地区提供额外的天然气外卖。

11

南方地区
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我们的南部地区主要包括我们的鹰福特系统、东德克萨斯系统以及我们在探索系统中40%的权益。我们正在追求成本效益，并提高现有资产的利用率。
我们的Eagle Ford系统通过我们的沙山管道和其他第三方天然气管道向墨西哥湾石化市场和贝尔维尤山脉输送NGL。我们的东得克萨斯系统通过Panola管道提供NGL外卖服务，我们拥有Panola管道15%的股份，并主要通过其迦太基枢纽输送天然气，该枢纽将残余天然气输送到多条州际和州内管道。
Discovery系统由拥有60%股权的Williams Partners L.P.运营，为陆上和海上天然气生产商提供全方位的井口到市场服务。这些资产主要位于墨西哥湾东部和路易斯安那州，可以进入下游管道和市场。
12

竞争
我们在获取原始天然气供应方面面临着激烈的竞争。我们在获得额外天然气供应以及收集和加工原始天然气方面的竞争对手包括大型综合石油和天然气公司、州际和州际管道，以及收集、压缩、处理、加工、运输、储存和/或销售天然气的公司。在生产商进行强劲钻探的地理区域，以及原油、天然气和/或天然气的大宗商品价格居高不下的时期，竞争往往是最激烈的。在我们与客户的商业合同期限较短的地区，竞争也在加剧，因此必须更频繁地重新谈判。
我们没有可归因于国际活动的收入。

监管和环境事务
“安全及维修规例”
在管道设施的设计、安装、测试、施工、操作、更换和管理方面，我们受美国运输部(DOT)根据1979年修订的《危险液体管道安全法》(HLPSA)和类似州法规的监管。HLPSA及其实施条例适用于州际和州内管道设施以及液化石油和石油产品(包括NGL和凝析油)的管道运输，并要求拥有或运营管道设施的任何实体遵守这些规定，允许查阅和复制记录，并按照美国交通部长的要求提交某些报告和提供信息。这些规定包括潜在的罚款和对违规行为的处罚。我们相信，我们在所有实质性方面都遵守了这些HLPSA规定。
我们还必须遵守1968年修订的《天然气管道安全法》(NGPSA)和2002年的《管道安全改进法》。NGPSA规定了天然气管道设施设计、建设、运营和维护方面的安全要求，而管道安全改善法案则规定，在10年内，对位于高后果地区的所有美国石油和天然气运输管道进行强制性检查。国土安全部通过管道和危险材料安全管理局(PHMSA)制定了实施管道安全改进法案的法规，要求管道运营商实施完整性管理计划，包括在潜在管道事故后果对人和财产构成最大风险的地区进行更频繁的检查和其他安全保护。
2012年颁布的管道安全立法，2011年的管道安全、监管确定性和创造就业法案(管道安全和就业创造法案)重新批准了2015年前联邦管道安全计划的资金，增加了对违反安全行为的处罚，为新建管道建立了额外的安全要求，并要求研究可能导致对现有管道采用新的监管要求的某些安全问题，包括扩大完整性管理，使用自动和远程控制的截止阀，泄漏检测系统，现有收集管道监管的充分性，过度流量的使用交通部PHMSA颁布的新规则解决了这项立法的许多领域，如下所述。我们目前估计，在2022年至2026年期间，我们将根据第192和195部分的规定，在天然气输送和NGL管道的某些路段实施完整性管理计划测试，费用约为1.21亿美元。这不包括可能因测试计划而被确定为必要的任何维修、补救、预防或减轻措施的成本(如果有)，也不包括实施最终收集规则(如下所述)的估计成本。
管道安全和创造就业法案要求对管道进行更严格的监管，并加大对违反管道安全规定的民事处罚力度。该立法赋予PHMSA民事处罚权力，每次违规每天最高可达213,268美元，任何相关系列违规行为的最高罚款为2,132,679美元。根据这些或其他法律、规则、法规或命令进行的任何重大处罚或罚款都可能对我们的业务、财务状况、经营结果和现金流产生重大不利影响。
2020年12月21日，美国国会通过了《2020年保护我们的管道基础设施和加强安全法案》(The 2020 Act Of Pipeline And Enhanced Safety Act Of 2020)。该法案重新授权了到2023年9月30日的联邦管道安全计划，并建立了到2023年的年度资金水平。2020年法案还要求PHMSA发布天然气管道泄漏检测和修复计划以及闲置管道的新规则，并发布天然气收集管道的最终规则制定，班级位置的改变，以及异常敏感区域的定义。2020年法案规定了适用于PHMSA执法的额外正当程序要求
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行动，授权新的宣告性命令程序，并有义务PHMSA在评估民事处罚时考虑经营者的自我报告。
2021年1月11日，PHMSA在第49 C.F.R.第191和192部分发布了修订某些天然气管道安全法规的最终规则(“最终规则”)。虽然最终规则的生效日期是2021年3月12日，但PHMSA提供了一个推迟的遵守日期2021年10月1日。在其他变化中，这些第192部分的变化包括允许操作员远程监控阴极保护整流站的条款，前提是他们通过对整流器进行物理检查来执行年度测试。“最终规则”还将“事故”定义中的货币财产损失门槛从50,000美元调整为122,000美元，以计入通货膨胀，并承诺每年使用定义的公式更新门槛。最终规则纳入了塑料管建造的某些行业标准，并改变了压力容器的测试因素。
2021年11月15日，PHMSA发布了修订49 CFR第191和192部分天然气管道安全规则的最终规则，将监管范围扩大到位于农村(1类)地区的大口径天然气收集管道(“最终聚集规则”)。《最终集输规则》对此类农村集输管道施加了第191部分或第192部分的要求。所有乡郊集水管道均须根据第191部提交周年报告及事故报告，而直径超过8.625吋的管道，如以超过指明最低屈服强度20%的最大容许操作压力操作，或如不知道最大容许操作压力超过125psig，则亦必须符合第192部的某些规定。适用的第192部分要求随着直径的增加和靠近拟供人居住或受影响的地点的建筑物而增加。对于直径在8.625英寸到16英寸之间的收集管道，新规定要求每年报告和事故报告，以及新管道或修复、更换或以其他方式发生重大变化的管道的设计和施工标准、损害预防和应急计划。如果管段的潜在影响半径包括供人使用的建筑物或受影响的地点，还将增加直径小于12.75英寸的管道的腐蚀控制、线路标记、公众意识和泄漏勘测与修复，并增加直径为12.75英寸至16英寸的管道用塑料管道的MAOP要求和标准。直径超过16英寸的管道，不论潜在影响半径是否包括任何拟供人使用或受影响地点的构筑物，均须遵守上述所有规定。《最终汇总规则》第191部分报告要求于5月16日生效, 2022年，其余的第192部分要求将于2022年11月15日或2023年5月16日生效。
我们目前正在评估最终收集规则对我们的运营和合规性计划的影响，包括识别受最终收集规则约束的我们的收集管道，并确定适用于这些管道的具体合规性要求。我们还在评估减少受最终收集规则约束的管道里程的机会，包括操作压力的变化和系统重新配置或优化。
最后，DCP正在评估最终收集规则的成本影响，这取决于我们对管道数据的分析结果。我们目前估计，我们将产生大约1亿美元的成本来实施最终聚集规则的要求，我们将在完成分析后完善这一数字。我们相信，在最终聚集规则规定的日期之前，我们将能够在所有实质性方面满足最终聚集规则的要求。某些行业组织，如API和GPA中游协会(我们是其中的成员)已要求PHMSA重新考虑最终聚集规则的各个方面，包括遵守的时间表，其结果将进一步影响我们的成本估计和产生此类成本的时间。
我们相信，我们在所有实质性方面都符合NGPSA和2002年的管道安全改进法案以及管道安全和创造就业法案，只要我们对我们的计划进行修改以反映2020年法案，我们预计在根据2020年法案颁布的新法规的生效日期之前，我们将达到实质性的遵守。
联邦法律在很大程度上先发制人，不让各州监管管道安全，但可能会承担起执行州内管道法规的责任，这些法规至少与联邦标准一样严格。在实践中，各州在解决管道安全问题上的权力和能力存在很大差异。我们预计，在我们或我们拥有权益的实体所在的州，在遵守适用的州法律和法规方面不会出现任何重大问题。我们的天然气输送和受监管的收集管道有持续的检查和合规计划，旨在使这些设施符合管道安全和污染控制要求。
此外，我们还必须遵守联邦职业安全与健康法案(OSHA)和类似的州法规的要求，这些法规的目的是保护工人的健康和安全，无论是在总体上还是在管道行业内都是如此。此外，OSHA危险通信标准、环境保护局或EPA、联邦超级基金修正案和重新授权法案标题III下的社区知情权条例以及类似的州法规要求保存有关我们运营中使用或生产的危险材料的信息，并且
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向员工、州和地方政府当局以及公民提供信息。我们和我们拥有权益的实体还必须遵守OSHA过程安全管理和EPA风险管理计划规定，这些规定旨在防止或最大限度地减少有毒、活性、易燃或爆炸性化学品灾难性泄漏的后果。OSHA法规适用于涉及达到或超过指定阈值的化学品的任何工艺，或涉及易燃液体或气体、在不同地点储存或处理这些材料的数量超过10,000磅的压力罐、洞穴和井的任何工艺。储存在常压储罐中的易燃液体，其温度低于液体的正常沸点，而没有进行冷藏或冷藏，则不受这些标准的限制。环境保护局的规定也有类似的适用门槛。我们执行这些安全计划，我们有一个内部检查计划，旨在监督和执行对工人安全要求的遵守情况。我们相信，我们在所有实质性方面都遵守与工人健康和安全有关的所有适用法律和法规。
FERC与国家运营管理
联邦能源管理委员会(“FERC”)对州际天然气管道的监管、州际商业中的天然气营销和销售以及州际商业中的NGL运输可能会影响我们业务的某些方面以及我们产品和服务的市场。国家机构对天然气和天然气的收集系统和州内运输的监管也可能会影响我们的业务。
州际天然气管道法规
我们的Cimarron River、Discovery、Cheyenne Connector和Dauphin Island Gathering Partners系统或其中的一部分是我们的一些天然气管道资产，受FERC根据1938年修订的天然气法案(NGA)的监管。受NGA约束的天然气公司只能收取被确定为公平合理的费率。此外，FERC对在州际商业中提供天然气管道运输服务的天然气公司的授权包括：
•新设施的认证和建设；
•放弃服务和设施；
•保存帐目和记录；
•设施的购置和处置；
•开始和停止运输服务；
•与客户签订的运输服务条款和服务合同；
•折旧和摊销政策；
•与某些关联公司的行为和关系；以及
•其他各种事情。
一般来说，州际天然气管道运输服务的最高现场追索权费率是基于管道的服务成本，包括管道实际审慎投资成本的回收和回报。费率制定过程中的关键决定因素是提供服务的成本、允许的回报率和批量吞吐量以及合同容量承诺假设。各种管道服务的成本分配和费率设计方式也会影响管道的盈利能力。FERC批准的每条管道的天然气价格中规定了最高适用的追索权费率以及服务条款和条件。受FERC监管的天然气管道被允许在没有FERC进一步授权的情况下，将其固定和可中断的费率打折，降低到执行服务的最低费率或可变成本，前提是它们没有“不适当的歧视”。
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只有在获得FERC批准后，才能实施资费变更。更改州际天然气管道的费率、服务条款和条件有两种主要方法。在第一种方法下，管道自愿寻求价格变化，方法是向FERC提交价格申请，证明拟议的价格变化是合理的，并向适当的各方提供通常为30天的通知。如果FERC按照NGA的要求确定提议的改变是公正和合理的，FERC将接受提议的改变，管道将在其电费中实施这种改变。然而，如果FERC确定拟议的变更可能不是NGA所要求的公正和合理的，那么FERC可以在变更生效日期之后暂停该变更最多五个月，并将此事提交行政听证会。在FERC下令的任何暂停期限之后，公司可能会实施拟议的变更，等待FERC的最终批准。在大多数情况下，建议的利率上调是在FERC对该利率上调做出最终决定之前生效的，建议的加幅将被收取，但需退款(加利息)。根据第二种方法，FERC可以主动或根据投诉提起诉讼，迫使公司改变或证明其费率、条款和/或服务条件是合理的。如果FERC认定现有的费率、条款和/或服务条件是不公正、不合理、不适当的歧视性或优惠性的，则它通常下令的任何费率降低或更改将从FERC命令要求进行此更改之日起预期生效。
天然气行业历史上一直受到严格的监管；因此，不能保证FERC和国会不会采取更严格的监管方法，特别是考虑到从事州际商业的营销公司可能滥用市场力量。在2005年的能源政策法案(EPAct 2005)中，国会修改了NGA和联邦电力法案，增加了反欺诈和反操纵的要求。2005年EPAct禁止使用任何“操纵性或欺骗性装置或装置”购买或销售受联邦能源管制委员会管辖的天然气、电力或交通工具。FERC通过了市场操纵和市场行为规则，以执行EP2005法案赋予的权力。这些规则禁止在能源批发市场进行欺诈和操纵，受到广泛的解读。鉴于“2005年能源法案”赋予FERC的广泛授权，如果能源价格居高不下，或出现FERC认为“不寻常”的交易模式，FERC可能会调查能源市场，以确定行为是否对能源价格产生了不适当的影响或“操纵”了能源价格。
此外，EP2005法案增加了FERC对违反NGA和FERC根据NGA和FERC的规则和条例的处罚权力。FERC可能会对每一次违规行为处以每天100万美元的民事罚款，违规者可能会被处以每次违规最高100万美元的刑事罚款和5年监禁。FERC还可以命令返还违反FERC规则获得的利润。FERC依靠其执法权力发布了一系列天然气执法行动。不遵守NGA和FERC的规章制度可能会导致民事处罚和返还利润。
根据NGA和1969年的国家环境政策法案，FERC拥有广泛的权力批准建设新的州际天然气管道设施，包括对公共便利和必要性证明施加环境条件。由于对气候变化政策和化石燃料行业的日益关注，新的管道基础设施项目可能面临联邦、州和/或环境监管机构的更严格的审查和加强的监管审查。虽然我们目前没有面临实质性风险的待决项目，但任何给未来项目带来额外负担和/或成本的政府或监管行动，都可能对我们开发新基础设施的能力产生不利影响。
州内天然气管道管理条例
州内天然气管道的运营通常不受FERC的费率监管，但它们受到各自所在州的各种机构的监管。虽然各州的监管制度各不相同，但州政府机构通常要求州内天然气管道提供没有过度歧视的服务，并向这些机构提交和/或寻求批准其费率，并允许托运人对现有费率或拟议的费率上调提出质疑。例如，我们的瓜达卢佩(Guadalupe)系统和墨西哥湾沿岸快线(Bay Coast Express)管道是州内管道，由铁路委员会作为天然气公用事业公司进行监管。就州内管道系统在州际商业中运输天然气而言，此类州际运输服务的费率和条款与条件受《天然气政策法案》(NGPA)第311条下的FERC规则和条例的约束。根据NGPA第311条的规定，我们的某些系统的州际运输服务受FERC管辖。第311条规定，除其他事项外，州内天然气管道代表当地分销公司或州际天然气管道提供运输服务。根据第311条，收取的交通费必须是公平和公平的，超过公平和公平费率的部分可连本带息退还。根据NGPA第311条规定的服务费率通常至少每五年由FERC审查和批准一次。此外，州内管道的运营条件声明中规定的服务条款和条件还需得到FERC的批准。未遵守根据NGPA第311条建立的FERC规则和条例，包括未遵守适用于
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根据第311条提供的运输服务，不遵守FERC批准的第311条服务费率，以及不遵守FERC批准的管道运营条件声明中确定的服务条款和条件，可能导致施加民事和刑事处罚。除其他事项外，EP2005法案还修订了NGPA，授权FERC对违反NGPA的任何一次行为处以最高100万美元的民事罚款，违规者每一次违规最高可被处以100万美元的刑事罚款和5年监禁。
集输管道规范
NGA第1(B)条豁免天然气收集设施受NGA下的FERC管辖。我们相信，我们的天然气收集设施符合FERC用来确立不受FERC管辖的管道采集者地位的传统测试。然而，FERC监管的传输服务和联邦不受监管的收集服务之间的区别仍然是FERC关于将收集和加工厂与附近的州际管道互连的设施的各种诉讼程序中的当前问题，因此我们收集设施的分类和监管可能会根据FERC和法院未来的裁决而发生变化。国家对收集设施的监管通常包括各种安全、环境方面的监管，在许多情况下，还包括非歧视性的征用要求和基于投诉的费率监管。
我们的采购、收集和州内运输业务在运营所在的州受应税征收和共同购买者法规的约束。应收税金法规通常要求采集者在没有不适当歧视的情况下，收取可能提交给采集者处理的天然气产量。同样，共同的采购者法规一般要求采集者在不过度歧视供应来源或生产商的情况下进行采购。这些法规旨在禁止偏袒一家生产商而不是另一家生产商，或者禁止一种供应来源相对于另一种供应来源的歧视。这些法规的效果是限制了我们作为收集设施所有者的权利，以决定我们与谁签订合同购买或运输天然气。
天然气收集可能会在州和联邦两级受到更严格的监管审查，在这两个级别，FERC已承认州际管道传输公司的收集活动享有管辖权豁免，一些此类公司已将收集设施转移给不受监管的附属公司。许多生产州都采取了某种形式的基于投诉的监管，通常允许天然气生产商和托运人向州监管机构投诉，以努力解决与天然气收集准入和费率歧视有关的不满。如果我们的收集业务在未来受到州或联邦政府对费率和服务的监管，可能会受到不利影响。与这些事项有关的其他规则和立法也会不时考虑或通过。我们无法预测这些变化会对我们的运营产生什么影响(如果有的话)，但根据未来的立法和监管变化，该行业可能会被要求产生额外的资本支出和增加的成本。
其他法律-德克萨斯州天气紧急情况
2021年，为应对2021年2月的冬季风暴乌里，德克萨斯州实施了与准备、预防和应对突发天气和停电相关的新法律。根据新法律，包括铁路委员会、德克萨斯州公用事业委员会(TPUC)和德克萨斯州能源可靠性委员会(ERCOT)在内的几个州机构必须协调和实施与影响燃气发电和天然气生产和供应链的天气紧急情况有关的新规则和程序。铁路委员会和TPUC实施了有关在紧急情况下为此类关键基础设施指定关键天然气基础设施和电力服务的规定。铁委将天然气加工厂、天然气管道及相关设施、天然气储存以及天然气生产和分配设施列为关键。我们有义务制定一份关键天然气设施的清单，并每半年更新一次。电力公用事业公司有义务审查我们严格指定的设施清单，并在减负活动期间确定优先事项。该法律进一步要求各机构为发电设施绘制天然气供应链的“地图”；被认为对电力供应至关重要的天然气设施将被要求实施措施，为在冬季天气紧急情况下运行做好准备(“风化”)。这些机构仍在确定这类设施并制定风化规则。如果我们的设施被认为对发电供应至关重要，我们的设施可能会受到进一步的物理和操作耐候性要求的影响。我们目前还不能预计有什么设施，如果有的话, 将需要风化和额外风化的经济成本。我们积极参与行业协会和规则制定过程，因为这些机构根据新法律履行其义务和新规则。
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天然气销售情况
目前，我们买卖天然气的价格不受联邦监管，而且在很大程度上也不受州监管。然而，对于我们的州际天然气买卖，以及我们从事的任何相关对冲活动，我们都必须遵守FERC和/或商品期货交易委员会(CFTC)执行的反市场操纵法律和相关法规。如果我们违反了反操纵市场的法律和法规，除了民事和刑事处罚外，我们还可能受到市场参与者、卖家、特许权使用费所有者和税务当局等相关第三方的损害赔偿。
我们的天然气销售受到管道运输的可获得性、条件和成本的影响。如上所述，获得管道运输的价格和条款受到广泛的联邦和州监管。FERC不断提出和实施新的规则和法规，影响到天然气行业的那些领域，最引人注目的是仍受FERC管辖的州际天然气输送公司。在某些情况下，这些举措还可能影响天然气的州内运输。许多这些监管改革的目的都是为了促进天然气行业各部门之间的竞争。我们无法预测这些监管变化对我们的天然气营销业务的最终影响。
州际NGL管道法规
我们的某些管道，包括沙山和南山，是提供受FERC监管的州际NGL运输服务的公共运输公司。FERC根据其石油管道条例、修订后的1887年州际商业法(ICA)和1903年修订后的埃尔金斯法(Elkins Act)对州际公共承运人进行监管。FERC要求普通运营商提交包含此类管道提供的服务的所有费率、费用和其他条款的费率。ICA要求对NGL的州际运输征收关税，沙山、南山、黑湖、瓦滕伯格和Front Range管道就是这种情况。根据ICA，费率必须是公正、合理和非歧视性的，可以在FERC对其提出质疑，既可以在最初提交或增加费率时提出抗议，也可以随时向FERC投诉。
1992年10月，国会通过了EPAct，其中要求FERC发布规则，为FERC根据ICA监管的管道建立一个简化和普遍适用的费率制定方法。FERC对这一命令做出了回应，发布了几项命令，其中包括第561号命令，该命令允许公共承运人管道收取最高费率，最高水平每年根据通胀指数进行调整。具体地说，指数化方法需要一条管道，根据FERC建立的通胀指数，每年调整利率的上限水平。FERC每五年审查一次指数化方法，2020年，从2021年7月1日开始的五年指数化方法改为产成品生产者价格指数加0.78%；然而，在考虑重审请求后，FERC修改了决定，将五年期指数调整为生产者价格指数减0.21%。实施修订指数的新最高水平和修订后的关税税率必须提交给FERC，自2022年3月1日起生效。如果索引方法导致降低的上限水平低于管道的备案费率，则管道需要降低其费率以符合较低的上限，除非这样做会将EPAct下的“祖辈”费率降低到低于“祖辈”的水平。作为一般规则，管道必须利用索引方法来更改其费率。然而，FERC保留了服务成本费率制定、基于市场的费率和结算作为指数化方法的替代方案，这些替代方案可以在某些特定情况下使用。根据索引方法，为我们的州际NGL管道计算的最高水平通常每年都会增加，但可能会减少, 这发生在2016年和2021年，导致这类管道的许多关税税率下降。由于修订后的2021年指数，我们州际NGL管道的最高水平将从2022年3月1日起进一步降低；然而，许多关税税率都低于最高水平，将保持不变。根据对生产者产成品价格指数的估计，该指数将于2022年7月1日生效，预计将为正。
国内NGL管道监管
NGL和其他提供州内运输服务的公共运输石油管道受其所在州的各种机构的监管。虽然各州的监管制度各不相同，但州政府机构通常要求州内石油管道向这些机构提交关税及其费率，并允许托运人挑战现有费率或拟议的费率上调。例如，我们的某些管道已经向铁路委员会申请了州内NGL运输服务的关税。我们许多州内NGL管道的州内停滞依赖于FERC索引方法，在指数为正时每年调整费率，在指数为负时保持不变。
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环境问题
一般信息
我们的管道、工厂和其他用于收集、压缩、处理、加工、运输、分馏、储存或销售天然气、NGL和其他产品的设施的运营，必须遵守严格而复杂的联邦、州和地方法律和法规，这些法规涉及向环境排放或排放材料或其他与环境保护有关的法规。
作为这些设施的所有者或运营者，我们必须遵守联邦、州和地方各级的法律法规。这些法律和法规可能在许多方面限制或影响我们的业务活动，例如：
•要求获得许可或授权进行受监管的活动，并在这些许可中规定义务，可能包括资本支出或运营要求，以减少或限制对环境的影响；
•根据政府颁布的保护环境(包括空气质量和减少温室气体排放)的规定，要求改变或者增加我们的设备、设施，或者改变我们的经营方式；
•限制我们处理或处置废物的方式；
•限制或禁止湿地、沿海地区、濒危物种栖息地等敏感地区的建设或经营活动；
•需要采取补救行动，以减轻由我们的业务造成的或可归因于以前业务的污染状况；以及
•责令或者强制改变被认为不符合环境法规或者按照环境法律、法规颁发的许可的设施的运行。
不遵守这些法律和法规可能会引发各种行政、民事或潜在的刑事执法措施，包括评估罚款、实施补救要求、潜在的公民诉讼，以及发布命令禁止或影响当前或未来的运营。某些环境法规对清理和修复已处置或以其他方式释放危险物质或碳氢化合物的场所所需的费用规定了严格责任或连带责任。此外，邻近的土地所有者和其他第三方就据称因向环境排放物质或其他废物而造成的财产损失或人身伤害提出索赔的情况并不少见。
联邦和州环境项目的总体趋势是扩大监管要求，对可能影响环境的活动施加更多限制和限制。因此，不能保证未来用于环境合规或补救的支出的数额或时间，而且未来的实际支出可能与我们目前预期的金额不同。我们试图预测未来可能实施的监管要求，并相应地计划继续遵守不断变化的环境法律和法规，在适用的情况下参与公共程序，以确保这些新要求是有充分根据和合理的，或者在不合理的情况下寻求修订，并管理此类遵守的成本。我们还积极参与行业团体，帮助制定解决现有或未来法规的建议。
我们不认为遵守联邦、州或地方环境法律法规会对我们的业务、财务状况或经营结果产生实质性的不利影响。以下是与我们的业务相关的更重要的环境法律法规的讨论。
空气质量标准和气候变化的影响
一些州已经通过或考虑了减少温室气体(GHGs)的计划，其中包括甲烷。根据具体计划或管辖范围的不同，我们可能被要求购买和退还由我们的运营(例如，压缩机组)或燃料的下游燃烧产生的温室气体排放额度(例如：我们处理的气体(如NGL或天然气)，否则法规可能会要求我们采取措施减少温室气体排放。
在联邦一级，环境保护局已经采取了几项行动来监管温室气体的排放。2010年，美国环保署发现，某些温室气体“危害”公众健康和福利，温室气体汽车排放加剧了威胁公众健康和福利的温室气体污染，从而引发了对汽车和卡车等移动来源温室气体排放的监管。美国环保署2010年对温室气体车辆排放规定采取的行动，引发了联邦和州两级某些清洁空气法案计划(包括防止显著恶化(“PSD”)计划和Title V许可)对固定来源的二氧化碳和其他温室气体排放的监管。最近，在2016年，EPA提议PSD和Title V允许
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如果达到某些门槛，将制定控制温室气体排放的法规。虽然EPA还没有最终敲定这项规定，但科罗拉多州等州已经采取了类似的要求。美国环保署还发布了与强制报告温室气体排放有关的各种规则，包括强制报告石油和天然气系统的温室气体排放要求，这涵盖了石油和天然气部门的所有部门。

美国环保署已经通过了联邦新的污染源性能标准(“NSPS”)，对新的和改进的石油和天然气部门污染源进行监管，以控制这些污染源的挥发性有机化合物和甲烷的排放。美国环保署于2012年颁布了VOCs的NSPS，并于2016年颁布了VOCs和甲烷的NSPS。这些规定包含在40 CFR第60部分OOOO和OOOA中，除其他事项外，要求通过确保适当的设计、要求安装排放控制以及建立泄漏检测和修复计划来控制受试源的VOC和甲烷排放。2021年11月，环境保护局提出了扩大现有法规范围和广度的法规。2021年的拟议规则包括以下条款：1)将《清洁空气法》这一部分的排放控制和减排要求扩大到现有污染源，这是第一次；2)扩大和收紧2012年和2016年通过的新污染源或改进源的现有减排要求。美国环保署还要求提供2022年一项补充提案的信息，该提案可能会扩大或修改2021年拟议的规则。

各州遵守美国环保署制定的臭氧国家环境空气质量标准(“NAAQS”)的努力也可能对我们的行动产生影响。未达到臭氧NAAQS的州或地区必须批准减少臭氧前体排放的实施计划，以实现对NAAQS的遵守，该计划可能会将排放控制要求和相关成本强加给我们或我们的客户。2015年10月，美国环保署最终根据《清洁空气法》将环境臭氧标准从百万分之75降至百万分之70。2018年12月，环保局公布了最终规则：《2015年国家臭氧环境空气质量标准执行情况：未达标地区州实施计划要求》(The Implementation of 2015 National Ambient Air Quality Standard for Ozone：Non Areat State Implementation Plan Requirements)。2016年10月，美国环保署发布了控制技术指南(CTG)，针对石油和天然气行业来源的挥发性有机化合物排放，这些挥发性有机化合物将由臭氧未达标地区的州实施或利用。在特朗普政府的领导下，美国环保署于2020年12月31日发布了一项最终规则，将2015年的标准保留在十亿分之七十。然而，在2021年末，环境保护局表示，它将重新考虑2020年保留臭氧NAAQS的决定，目的是在2023年底之前完成重新考虑。如果臭氧NAAQS降低，可能会导致需要进一步控制排放和相关成本的国家采取额外行动。
关于解决臭氧NAAQS问题，更具体地说是温室气体排放问题，2019年1月29日，新墨西哥州州长发布了一项行政命令，成立了一个跨机构的气候变化特别工作组，并指示能源、矿产和自然资源部(“EMNRD”)和新墨西哥州环境部(“NMED”)制定全州范围内可执行的监管框架，以减少石油和天然气行业新的和现有来源的甲烷排放。石油保护部于2021年年中通过了EMNRD规则，该规则对上游和中游运营商都设定了气体捕获要求，禁止常规燃烧，并要求天然气收集系统运营商制定操作计划。NMED于2021年5月向环境改善委员会(EIB)提出了法规草案，旨在通过控制来自石油和天然气行业的臭氧前体污染物，包括挥发性有机化合物(VOC)和氮氧化物(NOx)，防止该州陷入臭氧NAAQS不达标的境地，预计这些法规也将控制或减少甲烷排放。欧洲投资银行的证据听证会已于2021年10月1日完成，最终规则预计将于2022年春季出台。尽管欧洲投资银行尚未最终敲定该规则，但我们预计，NMED规则将带来额外的运营成本，以及潜在的监管合规和执法风险。

同样，科罗拉多州已经制定了各种规则，以解决臭氧NAAQS的遵守和实现问题，包括2019年和2020年的法规，以减少石油和天然气部门的NOx和VOCs排放。举例来说，这些规例对臭氧未达标地区的压缩机引擎实施排放标准，而这又要求我们安装排放控制技术和工作守则标准，以管理排放。 此外，科罗拉多州立法机构在2019年颁布了HB19-1261，确立了全州温室气体减排目标，并包括机构当局和授权，以颁布法规以实现温室气体减排目标。 2021年1月，州长发布了“减少温室气体污染路线图”，其中描述了州政府为实现HB19-1261温室气体减排目标而采取的行动和监管途径。温室气体减排路线图除其他事项外，明确了按经济部门(包括石油和天然气部门以及包括燃料燃烧排放的“住宅、商业和工业”部门)进行的预期减排。 2021年，波利斯州长签署了HB21-1266成为法律，其中包括环境正义条款和通过规则的要求，即到2025年，“石油和天然气勘探、生产、加工、传输和储存作业”产生的温室气体(“GHG”)排放量在2005年基线的基础上至少减少36%和60%。 这些行政和监管行动过去一直是，将来也将是
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包括科罗拉多州能源办公室和科罗拉多州空气质量控制委员会(“AQCC”)在内的多个州机构正在进行调查。2021年12月，AQCC通过了减少石油和天然气行业温室气体排放的法规，通过各种要求来满足排放和控制要求，包括生产油井现场的减排要求，以及清管活动的捕获要求和设备排污的捕获和控制要求。 空气质量控制委员会还通过了指导委员会的要求，以评估减少碳氢燃料工业燃烧产生的温室气体排放的方法和可行性，特别是包括收集和运输天然气的石油和天然气行业压缩设备，最终形成了石油和天然气行业工业燃烧设备的计划和法规，以实现HB21-1266的减排目标。

新墨西哥州和科罗拉多州的法规预计将对我们的生产商客户以及我们自己的中游设备和设施施加短期和长期的义务和成本。这些旨在减少温室气体排放的规则制定程序可能会增加成本，或抑制或不利影响我们的生产商客户开发和运营生产井的能力。这些规则制定程序可能会增加我们在各自州运营压缩机站或天然气厂的成本，它们可能会影响设备的类型或我们运营中游设备的方式。这些规则制定程序，或未来相关的规则制定程序，有可能导致该州某种形式的温室气体排放上限，或温室气体行业特定的性能标准，其中任何一种都可能导致我们的生产商客户成本增加或我们运营设施的成本增加，并可能影响我们运营的设备类型或运营方式。这些规则制定程序有可能影响我们客户的运营和生产，进而影响我们的运营，也有可能影响我们的成本和设施运营，这两者都可能对我们的财务业绩产生不利影响，或者对我们的运营产生这样的影响。
《清洁空气法》(Clean Air Act)对不遵守规定的行为施加了大量潜在的民事和刑事处罚。控制空气污染的州法律还规定了不同的行政、民事和潜在的刑事处罚和责任。许可、监管合规和报告计划(包括上述详细计划)总体上增加了石油和天然气运营的成本和复杂性，有可能对我们客户的业务成本产生不利影响，导致对我们天然气加工和运输服务的需求减少，这也可能要求我们在未来产生某些资本和运营支出，以满足监管要求或空气污染控制设备，例如，与获得和维护与我们的设施和运营相关的空气排放的运营许可和批准有关的支出。
危险物质和废物
我们的运营受到与管理和释放危险物质、固体或危险废物或石油碳氢化合物相关的环境法律和法规的约束。这些法律一般规范固体废物和危险废物的产生、储存、处理、运输和处置，并可能对可能释放或处置危险物质或碳氢化合物的设施区域的调查和补救施加严格责任或连带责任。例如，修订后的“全面环境响应、补偿和责任法”(简称CERCLA)，也被称为超级基金法，以及类似的州法律，对导致有害物质排放到环境中的特定类别的人施加责任，而不考虑过错或原始行为的合法性。这些人包括发生泄漏的地点的现任和以前的所有者或经营者，以及处置或安排处置或运输在现场发现的危险物质的公司。根据CERCLA的规定，这些人可能需要承担连带责任，支付清理排放到环境中的有害物质的费用、对自然资源的损害以及某些健康研究的费用。CERCLA还授权环境保护局，在某些情况下，第三方可以采取行动应对对公众健康或环境的威胁，并寻求向责任方追回该机构招致的费用。尽管CERCLA第101(14)条中包含天然气的“石油除外”，我们仍然可以在日常操作过程中处理CERCLA或类似州法规所指的危险物质，因此, 根据CERCLA，可能连带承担清理这些有害物质排放到环境中的场所所需的全部或部分费用。
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我们还产生固体废物，包括受修订后的《资源保护和回收法案》(RCRA)和类似州法规要求的危险废物。虽然RCRA同时监管固体废物和危险废物，但它对危险废物的产生、储存、处理、运输和处置提出了严格的要求。某些石油和天然气生产废物被排除在RCRA的危险废物法规之外。然而，这些废物可能包括我们目前在运营过程中产生的废物，未来可能会被美国环保署指定为危险废物，因此可能会受到更严格和更昂贵的处置要求的约束。法律法规的任何变化都可能对我们的持续资本支出和运营费用产生重大不利影响。
我们目前拥有或租赁正在或已经处理石油碳氢化合物多年的物业。虽然我们已采用当时业内的标准操作及处置方法，但石油碳氢化合物或其他废物可能已被弃置或释放在我们拥有或租用的物业之上或之下，或其他被运往处理或处置这些石油碳氢化合物及废物的地点之上或之下。此外，有些物业可能是由第三者经营，而这些第三者对石油碳氢化合物或其他废物的处理、处置或排放并不受我们的管制。这些属性和在其上处置或释放的废物可能受到CERCLA、RCRA和类似的州法律的约束，或涉及碳氢化合物释放的单独州法律。根据这些法律，我们可以被要求清除或补救释放的碳氢化合物材料，或以前处置的废物(包括以前的所有者或经营者处置或释放的废物)，或清理受污染的财产(包括受污染的地下水)，或协助或进行补救行动，以防止未来受到污染。我们目前尚不了解任何与应用该等要求有关的事实、事件或条件，这些事实、事件或条件可能会对我们的财务状况或经营结果产生重大影响。
水
1972年修订的联邦水污染控制法案(Federal Water Pollution Control Act)，也被称为清洁水法(Clean Water Act，简称CWA)，以及类似的州法律，对向通航水域排放污染物施加了限制和严格的控制。根据CWA和类似的州法律，向州和联邦水域排放污染物必须获得许可。CWA还要求实施泄漏预防、控制和对策计划，也被称为“SPCC计划”，与现场储存临界量的石油或某些其他材料有关。CWA对不遵守规定的行为施加了大量潜在的民事和刑事处罚。控制水污染的州法律还规定了不同的行政、民事和潜在的刑事处罚和责任。此外，一些州维持地下水保护计划，要求可能影响地下水的排放或操作必须获得许可。环保局还颁布了规定，要求我们必须有许可证才能排放某些暴雨水。环境保护局已经与我们运营的某些州签订了协议，根据这些协议，许可证由各自的州颁发和管理。这些许可证可能要求我们监测和抽样雨水排放。我们目前尚不了解任何与应用该等要求有关的事实、事件或条件，这些事实、事件或条件可能会对我们的财务状况或经营结果产生重大影响。
1990年的石油污染法案，或称OPA，是清洁水法的一部分，涉及预防、遏制和清理，以及与石油污染相关的责任。OPA适用于船舶、海上平台和陆上设施，包括天然气收集和加工设施、码头、管道和转运设施。OPA要求此类设施的所有者承担严格的遏制和移除成本、自然资源损害以及漏油到管辖水域的某些其他后果的责任。任何不允许的石油或其他污染物从我们的运营中释放都可能导致政府处罚和民事责任。我们目前尚不了解任何与应用该等要求有关的事实、事件或条件，这些事实、事件或条件可能会对我们的财务状况或经营结果产生重大影响。
反恐措施
美国国土安全部根据被称为“化学设施反恐标准”的条例管理化学和工业设施的安全。这些规定适用于石油和天然气设施，以及其他被认为存在“高度安全风险”的设施。根据这些规定，我们的某些设施必须遵守某些监管规定，包括有关检查、审计、记录保存和保护化学恐怖主义漏洞信息的要求。
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人力资本管理
我们认识到，我们继续吸引和留住高技能员工的能力，同时保持行业领先的企业文化，有助于确保我们的长期竞争优势和我们为单位持有人创造价值的能力。我们为我们致力于创建和支持充满活力和安全的文化而感到自豪，这种文化为我们的员工提供了在职业和社区中茁壮成长的机会。我们致力于促进组织文化，鼓励个人、职业和商业行为的最高道德标准。
我们致力于建立联系以实现更好的生活；我们的愿景是成为最安全、最可靠、最低成本的中游服务提供商；我们的文化标志是信任、联系、灵感、解决问题和成就，这些标志指导着我们的行动和行为。对我们文化标志的奉献与每位领导者和员工年度考核过程中使用的绩效指标具有同等的权重，确保我们做什么和如何做同样重要。
我们的运营和活动由我们的普通合伙人DCP Midstream GP，LP管理，该公司由其普通合伙人DCP Midstream GP，LLC(“普通合伙人”)管理，后者由DCP Midstream，LLC 100%拥有。我们没有任何员工。截至2021年12月31日，DCP服务有限公司(DCP Midstream，LLC)的全资子公司DCP Services，LLC的1,788名员工根据DCP Services，LLC与我们之间的服务和员工借调协议(“服务协议”)为我们的运营提供支持。有关其他信息，请参阅第10项。“董事、高级管理人员和公司治理”和项目13。在这份Form 10-K年度报告中，我们使用了“某些关系和相关交易以及董事的独立性”。
福利和补偿
我们的薪酬计划旨在吸引和奖励拥有支持我们业务目标所需技能的有才华的人员，帮助实现我们的目标，并为我们的单位持有人创造长期价值。我们通过提供具有市场竞争力的整体薪酬方案来激励员工，包括工资、奖金、股权机会和福利，包括全面的医疗计划选项；牙科、视力和人寿保险；401(K)储蓄匹配和退休缴费；假期、病假、个人和健康日；学费和健身房会员报销、自愿保险、与员工匹配的慈善礼物计划、员工援助计划以及通过DCP Perks提供的其他计划。我们把自愿离职作为跟踪和减少关键员工离职的关键措施，2021年关键员工的离职率为7.9%。
培训和发展
我们相信，员工的高绩效是员工磨练管理变革和为未来做好准备所必需的技能和工具的副产品，我们致力于通过培训和发展计划实现员工的持续成长。我们通过各种计划为所有员工提供成长机会，这些计划包括个人发展计划、轮换计划、学费报销，以及根据每位员工独特的成功愿景量身定做的继任规划。我们的绩效评估和人才发展过程是经理定期提供反馈和指导以帮助员工发展的过程，包括使用个人发展计划来帮助个人职业发展。
安全、健康和健康
安全是我们愿景的第一宗旨，成为最安全、最可靠、低成本的中游服务提供商，是我们的最高价值。员工和承包商安全的重要性在我们的薪酬结构中得到了体现，因为自2007年以来，每一位高管和员工都受到了直接激励，以实现行业领先的安全表现。我们的Start Safe Finish Safe(“SSFS”)计划提供了一个框架，以确保员工和承包商安全地开始和完成每项任务或工作。与我们的SSFS计划相结合，我们还拥有一个环境、健康和安全管理系统数据库，用于跟踪和沟通与安全相关的活动和事件，如审计、伤害、事故和险些，包括事件调查观察和响应行动。该公司使用员工可记录事故总数(TRIR)(即职业安全与健康管理局(OSHA)每工作200,000小时的可记录伤害数)作为其业绩指标。DCP在安全性能方面一直处于中游行业的领先地位。2021年，该公司的TRIR为0.33。

我们对新冠肺炎大流行的应对重点是增加清洁程序、社会距离指南、症状检查站、限制外部访客、增加个人防护设备、修改工作时间表以限制员工在办公室工作，以及允许所有公司员工远程工作。
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我们为我们的员工提供各种创新、灵活和方便的健康和健康计划。这些计划旨在通过工具和资源支持员工的身心健康，帮助他们改善健康状况，鼓励参与健康行为。
包容性和多样性
我们致力于在我们的工作场所推进包容性和多样性(“I&D”)，并推动整个公司对进步的问责。我们的领导层致力于维护一个没有骚扰和歧视的包容性工作场所，并为所有员工提供晋升机会。2020年，我们成立了一个由100多名志愿者组成的内部研发委员会，由首席执行官(CEO)和首席人力资源官(CHRO)发起，其宗旨是“在任何地方为每个人创造公平和归属感”。为了告知I&D委员会的建议行动，我们在全公司范围内进行了一项自愿的包容性调查，回应率为76%，员工满意度得分为80，归属度得分为75，均高于外部基准。此外，我们还支持各种内部员工资源小组，包括我们的领导力发展网络和商界女性网络。值得注意的是，在2020年第四季度，我们任命了第一位女性董事进入普通合伙人的董事会。
该公司在2021年设定了以下前瞻性目标，展示了企业在包容性和多样性方面的领导地位。我们的包容和多样性战略包括2028年的目标，以确保我们的劳动力和领导力充分代表我们所在社区内行业的性别和种族人口结构。2031年的目标是确保我们的内部领导层继任渠道反映我们运营的社区内该行业的性别和种族人口结构。确保我们退伍军人社区的代表性与国家人口结构保持一致。同时，保持员工满意度和归属感得分高于行业基准。

作为实现这些目标的工作的一部分，我们在整个组织内试行了身临其境的虚拟现实体验。因此，我们与Moth+Flame和全国城市联盟(National Urban League)合作，创建和推出以领域为重点的内容，以加深员工对我们研发工作的理解和参与。最终，我们的首席执行官于2021年6月成为“CEO in Action”的成员，与2000多名CEO一起，承诺通过清晰的战略、深思熟虑的重点和持续的行动，使I&D成为业务的当务之急。
一般信息
我们向美国证券交易委员会提交了某些文件，包括我们的Form 10-K年度报告、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及对这些报告的所有修订和展示，这些报告可以在互联网www.sec.gov上免费获得或通过我们的网站获得，Www.dcpmidstream.com，在向美国证券交易委员会备案后，在合理可行的范围内尽快提交。我们向单位持有人提供的年度报告、新闻稿和最近的分析师演示文稿也可在我们的网站上免费获取。有关我们的ESG、企业责任和可持续发展倡议的信息也可在我们的网站www.dcpmidstream.com/sustainability上获得。我们还在我们的网站上发布了我们的商业道德准则、董事会委员会章程和其他公司治理文件。我们的网站和该网站上包含或连接到该网站的信息不会以引用方式并入本报告。

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第1A项。风险因素

风险因素摘要
以下是可能对我们的业务、运营和财务业绩产生不利影响的主要风险因素的摘要。这些风险包括但不限于以下风险：

与我们的工商业相关的风险

与我们的运营相关的风险
•我们面临着许多与新冠肺炎疫情相关的风险，这可能会对我们的业务、财务状况、流动性、运营结果和前景产生实质性的不利影响。
•市场状况，包括大宗商品价格，可能会影响我们的收益、财务状况和现金流。
•我们可能会因长期资产的账面价值减值而蒙受损失。
•石化、炼油或其他行业或燃料市场对NGL产品需求的减少可能会对我们的运营业绩和财务状况产生重大不利影响。
•我们很大一部分天然气和NGL供应依赖于某些天然气生产商客户。
•由于现有油井产量的自然下降，我们的成功取决于我们获得新的天然气和天然气供应来源的能力。
•与我们的天然气和NGL管道和设施互连的第三方管道和其他设施可能无法运输、加工或生产天然气和NGL。
•我们可能会因实施和管理管道和资产完整性计划以及相关维修而招致重大成本和责任。
•我们的资产和业务，以及相关的上下游业务，可能会受到天气、天气相关条件和其他自然现象的影响。
•在建立现金储备和支付费用和开支(包括向我们的普通合伙人偿还成本)后，我们可能没有足够的运营现金来使我们能够继续向我们的单位持有人进行现金分配。
•我们在各种合资企业中拥有部分股权，这可能会对我们运营和控制这些实体的能力产生不利影响。此外，我们可能无法控制我们将从这些实体的运营中获得的现金数量，我们可能需要贡献大量现金来为我们在其运营中的份额提供资金，这可能会对我们向单位持有人分配现金的能力产生不利影响。
•我们的业务涉及许多危险和操作风险，其中一些可能不在保险范围内。

与我们的战略相关的风险
•我们可能无法增长或有效地管理我们的增长。

法律、监管和技术风险
•与石油和天然气运营相关的联邦行政、立法和监管举措可能会对我们和我们第三方客户的运营产生不利影响。
•与石油和天然气业务相关的州和地方立法和监管举措，包括新墨西哥州和科罗拉多州的立法和监管举措，可能会对我们的第三方客户的生产产生不利影响，从而对我们的中游业务产生不利影响。
•如果我们不遵守现有或新的环境法规，或意外向环境中释放有害物质或碳氢化合物，我们可能会在未来招致巨大的成本和责任。
•最近提出或最终确定的规则对石油和天然气行业提出了更严格的要求，这可能会导致我们的客户和我们的资本支出和运营成本增加，以及对我们服务的需求减少。
•未来，我们可能会因拟议中的气候变化法规和立法而招致巨额成本。
•加强对水力压裂的监管可能会导致钻探和完成新油井和天然气井的成本减少、延迟或增加，这可能会减少我们收集、加工和运输的天然气和天然气液体的数量，从而对我们的收入产生不利影响。
•我们对数字技术的日益依赖使我们面临网络事件的风险，网络事件可能导致信息被盗、数据损坏、运营中断或经济损失。
•我们的业务可能会受到安全威胁的负面影响，包括网络安全威胁、恐怖袭击、恐怖袭击威胁和相关中断。

与我们的负债有关的风险
•我们信用评级的下调可能会影响我们的流动性、获得资金的渠道以及我们的经营成本，而独立的第三方决定我们的信用评级不在我们的控制范围之内。
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•我们的债务水平可能会限制我们在获得额外融资和寻求其他商业机会方面的灵活性。
•我们债务协议中的限制可能会限制我们向单位持有人进行分配的能力，并可能限制我们利用收购和其他商业机会的能力。
•我们的巨额债务和债务协议中的限制可能会对我们未来的财务和运营灵活性产生不利影响。
•目前还不清楚，伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)监管的变化或LIBOR全部停止可能会对我们未来的融资成本产生怎样的影响。

投资我们单位的内在风险
•我们的个人单位持有人和DCP Midstream，LLC之间可能存在利益冲突，DCP Midstream，LLC是我们普通合伙人的所有者，完全负责开展我们的业务和管理我们的运营。
•DCP Midstream，LLC及其附属公司与我们竞争的能力不受限制，这可能会导致利益冲突，并限制我们获得更多资产或业务的能力，这反过来可能会对我们的运营业绩和可供分配给我们单位持有人的现金产生不利影响。
•我们的合伙协议将我们普通合伙人的受托责任限制在我们单位的持有者身上。
•我们的合伙协议限制了我们单位的持有者对于我们的普通合伙人采取的否则可能构成违反受托责任的行动可获得的补救措施。
•我们单位的持有者投票权有限，无权选举我们的普通合伙人或其董事。
•我们的单位可能会经历价格波动。
•我们的合伙协议限制我们的单位持有人拥有我们任何类别单位20%或更多的投票权。
•一般情况下，我们可能会在没有单位持有人批准的情况下增发单位，包括优先于我们的共同单位的单位，这会稀释我们单位持有人现有的所有权权益。
•我们的普通合作伙伴包括其附属公司可能会在公开或非公开市场出售单位，这可能会降低我们未完成的共同单位的市场价格。

单位持有人的税务风险
•我们的税收待遇取决于我们作为联邦所得税合伙企业的地位，以及我们是否受到个别州最低实体级别的税收的影响。如果美国国税局(Internal Revenue Service，简称IRS)出于联邦所得税的目的将我们视为一家公司，或者出于州税收的目的，我们将受到大量实体级税收的影响，这将大大减少可用于分配给单位持有人的现金数量。
•上市合伙企业或对我们部门的投资的税收待遇可能会受到潜在的立法、司法或行政变化以及不同解释的影响，可能具有追溯性。
•单位持有人在不因投资我们的单位而居住的州可能需要缴纳州税和地方税以及报税表要求。

我们目前不知道或我们目前认为无关紧要的其他风险和不确定因素也可能损害我们的业务、财务状况、经营结果和现金流。
有限合伙人利益与公司的股本在本质上是不同的，尽管我们面临的许多商业风险与从事类似业务的公司所面临的风险相似。在评估对我们共同单位的投资时，您应仔细考虑以下风险因素以及本截至2021年12月31日的10-K表格年度报告中包含的所有其他信息。

如果实际发生以下任何风险，我们的业务、财务状况或经营结果都可能受到重大影响。在这种情况下，我们可能无法支付我们单位的分配，我们单位的交易价格可能会下降，您可能会损失全部或部分投资。



与我们的工商业相关的风险

与我们的运营相关的风险

我们面临着许多与新冠肺炎疫情相关的风险，这可能会对我们的业务、财务状况、流动性、运营结果和前景产生实质性的不利影响。

自2020年初以来，新冠肺炎大流行已经扰乱了世界各地的经济，包括我们运营的石油、天然气和天然气行业。病毒的迅速传播导致了各种应对措施的实施，
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包括联邦、州和地方政府实施的隔离、避难所就地命令、全面的旅行限制以及其他公共卫生和安全措施。新冠肺炎大流行对我们业务的影响程度将取决于未来的事态发展，这些事态发展具有高度的不确定性，无法充满信心地预测，包括大流行的持续时间、额外或修改的政府行动、可能出现的有关新冠肺炎严重程度的新信息、为控制新冠肺炎传播和治疗其影响而采取的行动，以及为缓解新冠肺炎传播而获得和接受疫苗的情况等等。

新冠肺炎疫情可能对我们的业务、财务状况、流动性和运营业绩产生不利影响的一些因素包括：

•第三方影响，包括合同风险和交易对手风险；
•供求市场与宏观经济力量；
•降低商品价格；
•无法获得存储容量和运营影响，包括削减和关闭；
•降低我们资产和服务的利用率和费率
•对流动性和进入资本市场的影响；
•裁员和休假；以及
•联邦、州和地方的行动。

新冠肺炎疫情继续演变，疫情可能对我们的业务、财务状况、流动性、运营结果和前景造成多大程度的影响，将高度取决于未来的事态发展，这些事态发展具有很大的不确定性，无法有信心地预测。此外，新冠肺炎疫情对我们单价的影响程度和持续时间尚不确定，可能会使我们对投资者的吸引力下降，因此，我们的单位可能会出现不那么活跃的交易市场，我们的单价可能会更加波动，我们的融资能力可能会受到损害。

我们的现金流受到天然气、天然气和原油价格的影响。

我们的业务受到天然气、天然气和原油价格的影响。天然气、NGL和原油价格历来波动较大，我们预计这种波动将持续下去。

钻探活动的水平取决于我们无法控制的经济和商业因素。影响钻探决定的因素包括大宗商品价格、天然气生产中的液体含量、生产商持有租约的钻探要求、寻找和生产天然气和原油的成本以及金融市场的总体状况。大宗商品价格在2021年期间经历了波动，如下表所示：
年终
2021年12月31日		2021年12月31日
 日高日低
商品：
纽约商品交易所天然气(美元/MMBtu)$6.31 $2.45 $3.73 
NGL($/加仑)$1.14 $0.59 $0.94 
原油(美元/桶)$84.65 $47.62 $75.21 

市场状况，包括大宗商品价格，可能会影响我们的收益、财务状况和现金流。

天然气、天然气、凝析油和原油的市场和价格取决于我们无法控制的因素，可能并不总是密切相关。这些因素包括这些商品的供应和需求，这些商品随国内外市场和经济状况的变化而波动，以及其他因素，包括：
•国内外生产水平；
•天然气、天然气和原油的可获得性以及美国和全球对这些商品的需求；
•经济状况普遍下滑；
•天气的影响，包括异常温和或极端的冬季或夏季天气，分别导致供暖或制冷用能降低或增加，或者极端天气可能扰乱我们的运营或相关的上游或下游运营；
•外国油气生产和进口国采取的行动，包括欧佩克和欧佩克+制定和维持石油定价和生产水平的能力和意愿，例如，在新冠肺炎大流行开始和蔓延期间，这对2020年全球油价及其波动性产生了显著影响；
•当地、州内和州际运输系统以及凝析油和天然气出口设施的可用性；
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•有竞争力的燃料的供应和销售情况；以及
•政府管制和征税的程度。

使我们面临商品价格风险的主要天然气收集和加工安排是我们的收益百分比安排。根据收益百分比安排，我们一般会按出售我们加工活动所得的残余气和/或天然气所得收益的商定百分比，向生产商购买天然气，然后以市场价格出售所产生的残余气和天然气。在这种安排下，我们的收入和现金流会随着天然气和天然气价格的波动而增加或减少，以适用的为准。

我们收集、压缩、处理、加工、运输、储存和销售的天然气，或我们生产、分馏、运输、储存和销售的天然气，如果我们向其输送天然气或NGL的管道、储存和分馏设施受到能力限制，并且不能或不会接受天然气或NGL，或者我们可能被要求为我们的天然气和NGL寻找替代市场和安排，那么我们的天然气或NGL的数量可能会减少。

我们收集、压缩、处理、加工、运输、销售和储存的天然气，或我们生产、分馏、运输、销售和储存的天然气，被输送到管道中，进一步输送到最终用户，包括分馏设施。如果这些管道、储存和分馏设施由于运力限制或州际管道天然气质量规格变化而不能或不愿接受天然气或NGL的输送，我们可能会被迫限制或停止天然气或NGL通过我们的管道和加工、处理和分馏设施的流动。我们与设施有长期和短期的安排，以分离我们的NGL生产；然而，如果现有和计划中的分离设施出现建设延误、现有设施出现重大机械或其他问题，或该等设施因不可预见的情况而变得不可用，则额外的分馏能力可能会受到限制。因此，我们可能需要为我们的生产和分馏寻找替代的市场和安排，而这些替代的市场和安排可能不会以有利的条件提供，或者根本没有。此外，如果没有足够的分馏或存储容量来处理所有预计产量，产能限制可能会影响我们的生产商客户的生产量和/或我们的第三方NGL客户的运输量。任何我们无法控制的因素都可能导致此类中断或限制，包括充分利用的容量、必要的和计划的维护，或对管道的意外损坏。因为我们的收入和净营业利润率取决于(I)我们加工、收集和传输的天然气的数量，(Ii)通过我们运输的天然气的吞吐量, 除了分馏和储存设施以及(Iii)我们收集和运输的天然气数量外，任何数量的减少都可能对我们的运营和可供分配给单位持有人的现金流产生不利影响。

我们的天然气管道可能会受到天然气价格相对于天然气价格的任何下降的不利影响。.

我们天然气管道的盈利能力取决于加工厂生产天然气的水平。当天然气价格相对于NGL价格较高时，由于天然气的价值高于NGL的价值，以及将NGL从天然气中分离出来的成本增加(主要是作为原料和燃料的天然气成本)，加工天然气的利润就较低。因此，我们可能会经历天然气价格相对于NGL价格更高的时期，这将减少与我们的NGL管道连接的工厂的天然气加工量，并减少NGL的开采量，这将降低我们的NGL管道和NGL存储设施的产量和毛利率。

我们的套期保值活动和公允价值计量的应用可能会对我们的收益、盈利能力、现金流、流动性和财务状况产生重大不利影响。

我们面临着与大宗商品价格波动相关的风险。我们商品价格风险的程度在很大程度上与我们对冲活动的有效性和范围有关。例如，我们使用的衍生工具是基于公布的市场价格，这可能与我们在运营中实现的天然气、天然气和凝析油的实际价格有很大差异。为了减轻部分现金流对天然气和天然气价格波动的影响，我们已经签订了与天然气和天然气以及原油未来价格相关的衍生金融工具。此外，我们已经签订了衍生品交易，只涉及我们预期的天然气供应量的一部分，以及我们加工厂的NGL和凝析油的生产；因此，我们将继续对衍生品交易未涵盖的部分构成直接的大宗商品价格风险。我们未来的实际产量可能显著高于或低于我们在该期间进行衍生品交易时的估计。如果实际金额高于我们的估计，我们将面临比预期更大的大宗商品价格风险。如果实际金额低于我们的衍生金融工具的金额，我们可能被迫满足我们的全部或部分衍生品交易，而不受益于我们出售基础实物商品的现金流，从而减少我们的流动性。

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我们在资产负债表上以公允价值记录我们所有的衍生金融工具，主要使用在市场上随时可见的信息。在没有市场可观察到的信息的情况下，我们可以使用各种市场可观察到的数据点，或者在某些情况下，发展我们自己对公允价值的预期。我们将继续使用市场可观察到的信息作为我们公允价值计算的基础；然而，不能保证此类信息在未来将继续可用。在这种情况下，我们可能需要在制定我们自己对公允价值的预期时做出更高水平的判断，这可能与历史公允价值有很大不同，并可能增加我们收益的波动性。

我们会继续评估是否订立任何新的衍生工具安排，但不能保证我们会订立任何新的衍生工具安排，或我们未来的衍生工具安排的条款会与我们现有的衍生工具安排相若。此外，尽管我们采用衍生工具来缓解部分商品价格风险，但我们也放弃了如果商品价格变化对我们有利，我们将获得的收益。

我们的衍生工具可能要求我们根据预先设定的抵押品门槛提供抵押品。根据大宗商品价格的走势，所需的抵押品数量可能会增加，从而减少我们的流动性。

我们的对冲活动可能并不像我们预期的那样有效，实际上可能会增加我们收益和现金流的波动性。此外，即使我们的管理层监控我们的套期保值活动，这些活动也可能导致重大损失。此类损失可能在各种情况下发生，包括交易对手未履行或无法履行其在适用衍生工具安排下的义务、衍生工具安排不完善或无效，或我们的风险管理政策和程序未得到适当遵守或未按计划发挥作用。

我们可能会因长期资产的账面价值减值而蒙受损失。

我们定期评估长期资产的减值。我们对长期资产的减值分析要求管理层在评估是否存在表明减值可能已经发生的事件和情况时应用判断。如果我们认为减值可能已经发生，则判断将用于估计未来现金流以及资产公允价值，包括预测资产的使用寿命、评估不同结果的可能性以及选择反映未来现金流固有风险的贴现率。在估计现金流时，我们考虑了当前的市场信息(包括预测量和商品价格)，以及历史和其他因素。如果实际结果与我们的假设和估计不一致，或者我们的假设和估计因新信息而发生变化，我们可能会面临减值费用。我们业务或整体经营环境的不利变化，如大宗商品价格下降，可能会影响我们对未来经营业绩的估计，这可能会导致未来的减值，因为这可能会对我们的运营和现金流产生潜在影响。

石化、炼油或其他行业或燃料市场对NGL产品需求的减少可能会对我们的运营业绩和财务状况产生重大不利影响。

我们生产的NGL产品有多种用途，包括作为取暖燃料、石化原料和炼油混合原料。对NGL产品的需求减少，无论是由于一般或行业具体的经济状况、新的政府法规、全球竞争、消费者对NGL产品的需求减少(例如，由于汽车和建筑行业的活动减少而观察到的石化需求减少)、由于价格差异而来自以石油为基础的原料的竞争加剧、某些NGL应用的温和冬季天气或其他原因，都可能导致我们处理的NGL产品数量下降或降低我们的服务收费。

未来用于我们系统的天然气数量可能比我们预期的要少。

如果与我们的收集系统连接的储量比我们预期的要少，而且我们无法获得更多的天然气来源，那么未来我们系统上的天然气数量可能会比我们预期的要少。

我们很大一部分天然气和NGL供应依赖于某些天然气生产商客户。

我们将那些分别占我们天然气和天然气供应总量10%或更多的供应商确定为主要天然气供应商。2021年，我们两个最大的天然气供应商占我们天然气总供应量的27%。虽然其中一些客户受到长期合同的约束，但我们可能无法谈判以优惠条款延长或更换这些合同(如果有的话)。由于竞争或其他原因，这些客户供应的全部或部分天然气和天然气产量的损失可能会对我们的业务产生重大不利影响。
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由于现有油井产量的自然下降，我们的成功取决于我们获得新的天然气和天然气供应来源的能力。

我们的集输管道系统与天然气和原油井的产量水平相连，或者取决于天然气和原油井的产量水平，而天然气和原油井的产量随着时间的推移自然会下降。因此，我们与这些油井相关的现金流也将随着时间的推移而下降。为了维持或提高我们的集输管道系统和NGL管道的吞吐量水平，以及我们天然气加工厂的资产利用率，我们必须不断获得新的供应。影响我们获得新的天然气和NGL供应以及吸引新客户到我们资产的能力的主要因素包括这些资产附近成功钻探活动的水平、对天然气、原油和NGL的需求、生产商以有效方式获得必要许可的愿望和能力、天然气田特征和生产业绩、地面通道和基础设施问题，以及我们从成功的新油井争夺产量的能力。如果我们无法从现有油井获得新的天然气供应，以弥补现有油井产量的自然下降，或者由于竞争，我们管道的吞吐量和我们处理和加工设施的利用率将会下降，这可能对我们的业务、运营业绩、财务状况和现金流以及我们分配现金的能力产生实质性的不利影响。

与我们的天然气和NGL管道和设施互连的第三方管道和其他设施可能无法运输、加工或生产天然气和NGL。

我们依赖于第三方管道和其他设施，为我们的客户提供往返管道和设施的输送选择，从而使我们的客户受益。由于我们不拥有或运营这些第三方管道或其他设施中的任何一条，它们的持续运营不在我们的控制范围之内，可能无法运输、加工或生产天然气和天然气。如果任何第三方不继续运营这些设施，或者我们无法使用这些设施，而我们无法获得运输、加工或生产天然气和天然气的新设施，这可能会对我们的业务、运营业绩、财务状况和现金流以及我们分配现金的能力产生重大不利影响。

我们可能无法成功地平衡天然气的购买和销售。

我们从生产商和其他客户那里购买大量流经我们的天然气收集、加工和运输系统的天然气，然后转售给第三方，包括天然气营销商和最终用户。我们可能不能成功地平衡我们的购买量和销售量。生产商或供应商可能无法交付合同量或超过合同量，或者购买者可能购买少于合同量的产品。这些行动中的任何一项都可能导致我们的购买和销售不平衡。虽然我们试图平衡我们的购买和销售，但如果我们的购买和销售不平衡，我们将面临更多的大宗商品价格风险，并可能增加我们的运营收入和现金流的波动性。

我们有一种控股公司结构，在这种结构中，我们的子公司进行我们的运营，并拥有我们的运营资产。

合伙企业是一家控股公司，我们的子公司负责我们的所有业务，并拥有我们所有的运营资产。除子公司股权和权益法投资外，我们没有其他重大资产。因此，我们支付票据所需款项的能力取决于我们子公司的业绩以及它们向我们分配资金的能力。我们子公司向我们进行分销的能力可能会受到信贷工具、适用的国家企业组织法和其他法律法规的限制。如果我们的子公司被阻止向我们分配资金，我们可能无法在到期时支付所有票据的本金和利息。

我们可能会因实施和管理管道和资产完整性计划以及相关维修而招致重大成本和责任。

根据2002年的“管道安全改进法案”，PHMSA已通过法规，要求管道运营商为位于泄漏或破裂可能在“高后果地区”造成最大危害的运输管道制定完整性管理计划。该规例要求营办商：
•执行管道完整性的持续评估；
•识别可能影响高后果区域的管段威胁，并评估此类威胁对管道完整性构成的风险；
•收集、整合和分析有关对管道构成的威胁和风险的数据；
•如有需要，维修及补救管道；及
•实施预防和缓解措施。
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2012年颁布的管道安全立法，2011年的管道安全、监管确定性和创造就业法案，或管道安全和就业创造法案，重新授权为2015年前的联邦管道安全计划提供资金，增加对违反安全行为的处罚，为新建管道建立额外的安全要求，并要求对某些安全问题进行研究，这些问题可能导致对现有管道采取新的监管要求，包括扩大完整性管理，使用自动和遥控截止阀，泄漏检测系统，现有收集管道监管的充分性，使用PHMSA提出的新规则涉及到这项立法的许多领域，PHMSA已经表示，它预计将在今年公布这些最终规则。将诚信管理要求延伸到我们的集合线将给我们带来额外的义务，并可能增加我们运营的物质成本。

虽然我们的许多天然气设施目前不受管道完整性要求的约束，但我们可能会招致与非豁免管道相关的维修、补救、预防或缓解措施相关的巨额费用和责任。此类成本和责任可能与维修、补救、预防或减轻措施有关，这些措施可能是测试计划的结果，也可能是《管道安全和创造就业法案》(Pipeline Safety And Job Creation Act)可能强加的新要求，也可能与在维修待决期间关闭管道造成的现金流损失有关。此外，我们可能会受到我们自己设施下游管道设施的测试、维护和维修的影响。除了我们的瓦滕伯格(Wtenberg)管道，我们的NGL管道还受到铁路委员会实施的完整性管理和其他安全法规的约束。

我们目前估计，在2022年至2026年期间，我们将在天然气和NGL管道的某些部分实施管道完整性管理计划测试，成本约为1.21亿美元。这不包括可能因测试计划而被确定为必要的任何维修、补救、预防或减轻措施的成本(如果有)，也不包括实施最终收集规则(如下所述)的估计成本。

我们目前通过自己的和第三方的NGL管道运输我们加工厂生产的NGL。因此，如果自有或第三方NGL管道由于完整性测试程序导致的任何必要维修或任何其他原因(在任何重要时间段内)变得无法运行，我们将需要通过其他方式运输NGL。我们不能保证，如果可以的话，我们将能够在类似的条件下达成其他交通安排。

任何新的或扩大的管道完整性要求或采用其他资产完整性要求也可能增加我们的运营成本，并削弱我们在评估和维修期间提供服务的能力，从而对我们的业务产生不利影响。此外，执行和遵守此类完整性计划可能会导致我们产生比预期更高的资本和运营支出，用于维修和升级，这是确保我们资产持续安全可靠运营所必需的。

我们面临生产商客户和交易对手的信用风险，生产商客户或交易对手的任何重大不付款或不履行都可能降低我们向单位持有人分销的能力。

我们承担因生产商、客户和交易对手不付款或不履行义务而造成损失的风险。我们的生产商、客户或交易对手的任何重大不付款或不履行都可能降低我们向单位持有人分销的能力。此外，我们的一些生产商客户或交易对手可能杠杆率很高，并受到自己的运营和监管风险的影响，这可能会增加他们可能拖欠对我们的义务的风险。此外，我们地理区域内和周围生产商获得的信贷减少，可能会降低资本投资和增长水平，否则将为我们现有的资产和设施带来新的产量。我们的客户或交易对手可能会因为不断变化的市场状况、商品价格或财务困难而经历财务状况的迅速恶化，这可能会影响他们的信誉和履行合同义务的能力，包括他们向我们付款的能力。

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我们的资产和业务，以及相关的上下游业务，可能会受到天气、天气相关条件和其他自然现象的影响。

我们的资产和运营可能会受到飓风、洪水、龙卷风、风、闪电、寒冷天气和其他自然现象的不利影响，这些可能会影响我们的运营业绩，使我们更难实现历史回报率。虽然我们的绝大部分资产都有保险，但保险可能不足以弥补我们的损失，在某些情况下，我们无法以商业合理的条款为部分资产购买保险，如果有的话。极端天气条件和温度变化可能会对设备的机械性能、收集和加工天然气的数量以及生产、运输和分馏的天然气数量产生不利影响。由于极端天气或严重风暴或冰冻(产出的水在井口或收集系统内冻结的现象)导致的任何电力中断和无法进入的井场，都可能中断天然气和NGL的流动。如果我们的业务发生重大中断，或者相关的上游或下游业务出现重大中断，或者我们没有得到充分保险的重大负债，我们的财务状况、运营结果和向我们的单位持有人进行分配的能力可能会受到重大不利影响。

在建立现金储备和支付费用和开支(包括向我们的普通合伙人偿还成本)后，我们可能没有足够的运营现金来使我们能够继续向我们的单位持有人进行现金分配。

我们可以在我们的单位上分配的现金数量主要取决于我们从运营中产生的现金数量，这些现金数量将在每个季度之间波动，其中包括：
•我们收取的费用和我们为我们的服务实现的利润；
•天然气、凝析油和天然气的价格、产量和需求；
•我们的大宗商品和利率对冲计划在缓解大宗商品价格和利率波动方面的成功；
•我们收集、压缩、处理、加工、运输和销售的天然气的数量和质量，以及我们加工、运输、销售和储存的天然气的数量；
•我们资产(包括厂房和设备)的运营业绩和效率；
•为我们提供服务的第三方资产的经营业绩和效率；
•天然气、天然气和原油价格之间的关系；
•来自其他能源公司的竞争水平；
•天气条件对天然气和天然气需求的影响；
•我们的操作和维护以及一般和行政成本的水平；以及
•当前的经济状况。

此外，我们可供分配的实际现金数额将视乎其他因素而定，其中一些因素并非我们所能控制，包括：
•我们的资本支出水平；
•收购的费用和支付方式；
•我们的偿债要求和其他负债；
•我们营运资金需求的波动；
•我们能够以合理的利率借入资金和进入资本市场；
•我们的信用证协议和管理我们票据的契约中包含的限制；
•我们的生产商向我们支付数量不足款项的义务的时间；
•我们从股权中获得的现金分配额；
•向我们的普通合伙人报销的费用金额；
•由我们的普通合伙人建立的现金储备的数额；以及
•法律法规的新增、补充和变化。

我们在各种合资企业中拥有部分股权，这可能会对我们运营和控制这些实体的能力产生不利影响。此外，我们可能无法控制我们将从这些实体的运营中获得的现金数量，我们可能需要贡献大量现金来为我们在其运营中的份额提供资金，这可能会对我们向单位持有人分配现金的能力产生不利影响。

我们没有能力或能力有限，无法控制我们拥有部分所有权权益的合资企业的运营和管理，这可能意味着我们将无法收到我们预期分配给我们的现金金额。此外，对于关节，
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在我们拥有少数股权的合资企业中，我们将无法控制持续的运营决策，包括我们可能需要提供资金的资本支出的发生。具体来说，
•我们对这些合资企业的经营决策的控制能力有限，包括对费用的产生和对我们的分配的决策；
•这些合资企业可能会为营运资金、资本项目、环境事务和法律程序建立准备金，这将减少可供分配给我们的现金；
•这些合资企业可能会产生额外的债务，而这些债务的本金和利息可能会减少原本可以分配给我们的现金；以及
•这些合资企业可能需要我们做出额外的资本贡献，为营运资本和资本支出提供资金，我们的资金可能会减少原本可用于分配的现金数量。

所有这些项目都可能对我们向单位持有人分配现金的能力产生重大和不利的影响。

我们有多少现金可以分配给我们的单位持有人，主要取决于我们的现金流，而不仅仅是盈利能力。

盈利能力可能会受到非现金项目的重大影响。因此，我们可能在为财务会计目的记录亏损的期间进行现金分配，在为财务会计目的记录净收益的期间可能不进行现金分配。

我们并不拥有我们的管道和设施所在的一些土地，这可能会使我们面临成本增加或运营中断的问题。

我们的管道和设施位于我们收费拥有的土地上，或者位于我们使用此类土地进行运营的权利来自土地所有者或政府当局的租约、地役权、通行权、许可证或许可证的土地上，这些租约、地役权、通行权、许可证或许可证可以是永久的，也可以是特定期限的。如果我们没有有效的通行权，或者如果这些通行权失效或终止，我们可能会受到更繁琐的条款和/或增加的成本的约束，以保留必要的土地使用。我们的某些租约包含允许我们继续使用和进入目标土地的续约条款，尽管我们将审查和续签租约作为例行业务，但在某些情况下，我们可能无法按商业合理条款续签合同租约，或可能不得不启动征用权诉讼程序，以确立我们继续使用土地的权利。与我们经营的土地相关的任何权利的丧失，都可能扰乱我们在该土地上继续经营的能力，并对我们的业务、经营结果和财务状况产生不利影响。

我们的业务涉及许多危险和操作风险，其中一些可能不在保险范围内。

我们的业务以及第三方的业务在收集、压缩、处理、加工、储存、运输和分馏(视情况而定)天然气和天然气的过程中受到许多固有危险的影响，包括：
•飓风、龙卷风、洪水、火灾和其他自然灾害和恐怖主义行为对管道、厂房、码头、储存设施和相关设备以及周围财产造成的损害；
•建筑、农场和公用事业设备造成的意外损坏；
•我们的管道、工厂、终端或储存设施发生天然气、天然气和其他碳氢化合物泄漏，或者由于设备或设施故障造成天然气或天然气的损失；
•管道系统中的污染物；
•火灾和爆炸；以及
•其他还可能导致人身伤害和生命损失、污染和停产的危险。

这些风险可能因人身伤害和/或生命损失、财产和设备的严重损坏和破坏以及污染或其他环境破坏而导致重大损失，并可能导致我们相关业务的缩减或暂停。我们没有完全投保我们业务固有的所有风险，包括海上风能。我们为我们的地下管道系统投保财产损失保险，尽管我们的某些小直径集输管道的承保范围受到通常和习惯的限制。我们没有为可能发生的所有环境事故投保，其中可能包括有毒侵权索赔，但被认为是突发和意外的除外。在某些情况下，某些保险可能变得不可用或仅在承保金额减少的情况下才能获得，或者可能变得过于昂贵，我们可能会选择不投保此类保单。

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与我们的战略相关的风险

如果我们不在经济上可接受的条件下进行收购，我们未来的增长可能会受到限制。

我们是否有能力进行收购，以增加我们每单位运营产生的现金，这取决于我们是否有能力确定有吸引力的收购候选者，谈判可接受的采购合同，并以经济上可接受的条件为这些收购获得融资。此外，即使我们确实进行了我们认为将是增值的收购，这些收购仍可能导致单位运营产生的现金减少。此外，DCP Midstream，LLC贡献的净资产代表在共同控制下的实体之间的净资产转移，并在DCP Midstream确认，DCP Midstream是DCP Midstream LLC在转移的净资产中的基础。超过DCP Midstream(有限责任公司的净资产基础)的收购价金额(如果有的话)被确认为合伙人权益的减少。相反，收购价格低于DCP Midstream在净资产中的基数(如果有的话)的金额被确认为合伙人权益的增加。

任何收购都涉及潜在风险，其中包括：
•对数量、未来与客户的合同条款、收入和成本(包括协同效应)的错误假设；
•无法成功整合我们收购的业务；
•承担未知债务；
•对卖方要求赔偿的权利的限制；
•对股权或债务总成本的错误假设；
•将管理层和员工的注意力从其他业务上转移；
•竞争格局的变化；
•在新的产品区或新的地理区域经营时出现不可预见的困难；以及
•被收购企业的客户或关键员工流失。

如果我们完成未来的任何收购，我们的资本和运营结果可能会发生重大变化，单位持有人将没有机会评估我们在决定这些资金和其他资源的应用时将考虑的经济、财务和其他相关信息。

此外，对我们获得大量新资本为战略性收购提供资金的任何限制，都将削弱我们执行增长战略这一部分的能力。如果这些资本的成本变得过于昂贵，我们开发或获得增值资产的能力将受到限制。我们可能无法以令人满意的条件筹集到必要的资金，如果有的话。影响我们资本成本的主要因素包括市场状况和发行或借款成本，如利率或承保折扣。

我们可能无法增长或有效地管理我们的增长。

我们未来的增长将取决于许多因素，其中一些我们可以控制，一些我们不能控制。这些因素包括我们有能力：
•完成建设项目，完善增值收购或者合资经营；
•确定从事管理、经营或拥有管道、加工和储存资产或其他中游资产的企业，用于收购、合资和建设项目；
•适当确定与被收购企业或资产相关的负债；
•成功地将收购或建造的业务或资产与我们现有的业务整合到我们的运营、财务系统和控制中；
•聘用、培训和留住合格的人员，以管理和运营我们不断增长的业务；以及
•以合理的价格为我们现有的和新的业务获得所需的融资。

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任何这些因素的不足都可能对我们维持现金流水平或从收购、合资或建设项目中实现利益的能力产生不利影响。此外，来自其他买家的竞争可能会减少我们的收购机会。DCP Midstream、LLC及其附属公司与我们竞争不受限制。DCP Midstream，LLC及其附属公司可在未来收购、建设或处置中游或其他资产，而没有义务向我们提供购买或建设这些资产的机会。此外，近年来，我们通过有机项目、下拉和收购实现了增长。如果我们未能将这些资产与我们现有的业务成功整合，如果这些资产的未来表现没有达到我们的预期，如果我们没有对资产进行适当的估值，或者如果我们没有确定与收购资产相关的重大负债，那么这些交易的预期收益可能无法完全实现。

收购可能对我们没有好处。
收购涉及许多风险，包括：
•未能实现预期盈利、增长或增值；
•负债和借款成本增加；
•潜在的环境或法规合规事项或责任；
•潜在的所有权问题；
•产生意想不到的负债和费用；以及
•管理层暂时将注意力从管理剩余资产转移到整合收购业务的过程中。
最近收购的资产也将面临许多与我们现有资产相同的风险。如果这些风险或意想不到的负债或成本中的任何一项成为现实，这些收购的任何预期收益可能无法完全实现(如果有的话)，我们未来的财务业绩和运营结果可能会受到负面影响。
法律、监管和技术风险

与石油和天然气运营相关的联邦行政、立法和监管举措可能会对我们和我们第三方客户的运营产生不利影响。

拜登政府已发出信号，表示有意对环境法规采取更严格的做法，并允许进行审查，特别是在与空气质量和气候问题相关的审查方面。预计拜登环境保护局(Biden EPA)下的执法将更加普遍，环境保护局将寻求比特朗普环境保护局下更大的惩罚和禁令救济要求。拜登总统于2021年1月发布了13990号行政命令，指示行政部门和机构审查所有现有的法规、命令、指导文件、政策和上届政府期间采取的任何其他类似行动，这些法规、命令、指导文件、政策和其他类似行动与拜登总统提升气候问题的计划不一致，并酌情暂停、修改或撤销与该计划不一致的规定、命令、指导文件、政策和任何其他类似行动。这些初步行动包括撤销上届政府执行的某些涉及联邦法规的先前行政命令，以及指示集中监管冻结和审查上届政府采取的规则制定行动的新行政命令。此外，2021年1月，拜登总统发布了14088号行政命令，暂停在公共土地和近海水域新的油气租赁，等待对油气许可和租赁做法进行全面审查和重新考虑，促使土地管理局取消2021年第一季度和第二季度的所有租赁销售。同样的命令指导了整个政府通过减少温室气体排放和在本世纪中叶或之前实现全球净零碳排放来应对气候变化的努力。这一努力旨在将气候政策注入联邦决策的方方面面，包括涉及外交政策、国家安全、金融监管、联邦采购、基础设施和环境正义等方面的具体指令。

暂停新的油气租赁在法庭上受到了挑战，包括路易斯安那州联邦地区法院在2021年3月代表13个州的官员提起的诉讼中，以及怀俄明州联邦地区法院在代表怀俄明州和各种贸易组织的官员提起的类似诉讼中。2021年6月，法院下令恢复墨西哥湾和阿拉斯加的石油和天然气租赁销售计划。2021年11月，土地管理局继续在墨西哥湾约8000万英亩的土地上进行石油和天然气租赁销售。与此同时，拜登政府已就路易斯安那州联邦地区法院的裁决向第五巡回上诉法院提出上诉。其他司法挑战仍在继续。例如，北达科他州于2021年7月向北达科他州的联邦地区法院提起诉讼，试图迫使拜登政府重新安排在北达科他州取消的两笔租赁销售，并限制政府未来撤销其他销售。

2021年11月，美国内政部发布了一份报告，以回应14088号行政命令，该命令提议对联邦石油和天然气租赁计划进行改革，以提高特许权使用费、租金、奖金投标和最低
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公共土地上石油和天然气租赁的债券金额。一些拟议的变化可以通过未来的租赁销售通知进行，比如增加特许权使用费，而其他政策将需要国会法案。该报告没有建议永久禁止租赁公共土地，并包括了一系列拟议的改革，如果在行政上推行，可能会因超出该机构的法定权限而招致法律挑战。尽管如此，预计气候和环境正义的考虑很可能成为未来联邦石油和天然气租赁许可决定的一部分。

2021年11月15日，PHMSA发布了修订49 CFR第191和192部分天然气管道安全规则的最终规则，将监管范围扩大到位于农村(1类)地区的大口径天然气收集管道(“最终聚集规则”)。《最终集输规则》对此类农村集输管道施加了第191部分或第192部分的要求。所有乡郊集水管道均须根据第191部提交周年报告及事故报告，而直径超过8.625吋的管道，如以超过指明最低屈服强度20%的最大容许操作压力操作，或如不知道最大容许操作压力超过125psig，则亦必须符合第192部的某些规定。适用的第192部分要求随着直径的增加和靠近拟供人居住或受影响的地点的建筑物而增加。对于直径在8.625英寸到16英寸之间的收集管道，新规定要求每年报告和事故报告，以及新管道或修复、更换或以其他方式发生重大变化的管道的设计和施工标准、损害预防和应急计划。如果管段的潜在影响半径包括供人使用的建筑物或受影响的地点，还将增加直径小于12.75英寸的管道的腐蚀控制、线路标记、公众意识和泄漏勘测与修复，并增加直径为12.75英寸至16英寸的管道用塑料管道的MAOP要求和标准。直径超过16英寸的管道，不论潜在影响半径是否包括任何拟供人使用或受影响地点的构筑物，均须遵守上述所有规定。《最终汇总规则》第191部分报告要求于5月16日生效, 2022年，其余的第192部分要求将于2022年11月15日或2023年5月16日生效。

2021年11月，美国环保署提议扩大联邦新污染源性能标准(NSPS)，适用于新的和修改的以及现有的石油和天然气部门污染源，这些污染源监管这些污染源的挥发性有机化合物(VOC)和甲烷的排放。美国环保署于2012年颁布了针对VOCs的强化的NSPS法规，并于2016年颁布了针对VOCs和甲烷的NSPS法规。这些规定包含在40 CFR第60部分OOOO和OOOA等内容中，要求通过确保适当的设计、要求安装排放控制以及建立泄漏检测和修复计划来控制受试源的VOC和甲烷排放。美国环保署2021年11月提出的法规将扩大现有法规的范围和广度。2021年的拟议规则包括以下条款：1)将《清洁空气法》这一部分的排放控制和减排要求扩大到现有油气源，这是第一次；2)扩大和收紧2012年和2016年通过的新油气源或改装油气源的现有减排要求。美国环保署还要求提供2022年一项补充提案的信息，该提案可能会扩大或修改2021年拟议的规则。

拜登政府还在寻求制定全面的立法政策和支出优先事项，包括众议院去年11月通过的《重建更好法案》(Build Back Better Act)，该法案包括一些条款，可能会总体上影响石油和天然气的开发，同时也会激励对某些可再生能源项目的投资。目前，这项立法正在参议院待决。

如果联邦行政或立法举措导致联邦租赁成本增加，或适用于我们业务领域的要求、限制或禁令，我们的客户可能会招致更高的合规成本，或者在寻求勘探、开发或生产活动时可能遇到延误或减少，并可能在某些油井的钻探中受到限制或排除。对客户活动的任何不利影响都可能对我们的吞吐量产生相应的负面影响。此外，某些行政规则和立法提案专门针对现有法律，并指导未来的联邦规则制定活动，如果这些活动被采纳，可能会直接影响我们以竞争性方式定位、建造、维护和运营我们自己的资产的能力。因此，这些限制或禁令可能会对我们的业务、前景、经营结果、财务状况、现金流以及向我们的单位持有人进行分配的能力产生实质性的不利影响。

新墨西哥州政府机构的规则制定可能会增加我们的运营成本，并可能影响我们生产商客户的新石油和天然气开发活动。

2019年1月29日，新墨西哥州州长发布了一项行政命令，成立了一个跨机构的气候变化特别工作组，并指示能源、矿产和自然资源部(EMNRD)和新墨西哥州环境部(NMED)制定全州范围内可执行的监管框架，以减少石油和天然气行业新的和现有来源的甲烷排放。经过这两个机构长达一年的利益相关者程序，石油保护部(“OCD”)于2021年年中通过了EMNRD规则，该规则对上游和中游运营商设定了天然气捕获要求，禁止常规燃烧，并要求天然气收集系统运营商制定运营计划。
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NMED于2021年5月向环境改善委员会(EIB)提出了关于监管和控制来自石油和天然气行业的臭氧前体污染物(包括挥发性有机化合物(VOC)和氮氧化物(NOx))的条例草案，预计这些污染物也将控制或减少甲烷排放。 欧洲投资银行的证据听证会已于2021年10月1日完成，最终规则预计将于2022年春季出台。 EMNRD规则对我们的设施和运营施加了额外的运营要求和成本，以及潜在的监管合规和执法风险。 尽管欧洲投资银行尚未最终敲定该规则，但我们预计，NMED规则将带来额外的运营成本，以及潜在的监管合规和执法风险。同样，根据这些规则，我们的客户预计将自行承担合规成本，如果不合规，可能会在其勘探、开发或生产活动中遇到延误或缩减。对客户活动的任何不利影响都可能对我们的吞吐量产生相应的负面影响。因此，这些限制或禁令可能会对我们的业务、前景、经营结果、财务状况、现金流以及向我们的单位持有人进行分配的能力产生不利影响。

与石油和天然气业务相关的州和地方立法和监管举措可能会对我们的第三方客户的生产产生不利影响，从而对我们的中游业务产生不利影响。

我们经营业务的某些州已经采取或正在考虑采取措施，可能对石油和天然气勘探和生产活动提出新的或更严格的要求。例如，如果地方政府颁布了直接监管管道资产和运营的法令，私人已经发起并可能在未来发起公民倡议，限制水力压裂，增加被占领结构对石油和天然气运营的强制性挫折，并对此类活动实现更严格的国家或地方控制，就可能对我们的业务产生不利影响。

如果在我们的业务范围内采取州或地方限制或禁令，我们的客户在进行勘探、开发或生产活动时可能会产生巨额合规成本，或者可能遇到延迟或缩减，并可能在某些油井的钻探中受到限制或完全被排除在外。对客户活动的任何不利影响都会对我们的吞吐量产生相应的负面影响。此外，虽然辩论的总体焦点是上游开发活动，但某些建议如果被采纳，可能会直接影响我们以竞争性方式定位、建造、维护和运营我们自己的资产的能力。因此，这些限制或禁令可能会对我们的业务、前景、经营结果、财务状况、现金流以及向我们的单位持有人进行分配的能力产生实质性的不利影响。

科罗拉多州的法律和相应的规则制定可能会对该州的新石油和天然气开发产生实质性的不利影响，并可能减少该州对我们服务的需求。

2019年4月16日，科罗拉多州州长签署了参议院第19-181号法案(“SB-181”)，该法案修订了现有法律，并颁布了有关科罗拉多州石油和天然气业务的新法律。该法案改变了科罗拉多州石油和天然气保护委员会(COGCC)的任务，即以保护公众健康、安全、福利以及环境和野生动物的方式监管石油和天然气开发，而不是以前的促进石油和天然气开发和生产的任务。SB-181的其他关键内容包括赋予地方政府监管设施选址和油气作业对地面影响的能力，以及对泄漏、泄漏和排放进行检查和罚款的能力，并要求科罗拉多州公共卫生和环境部(CDPHE)通过额外的规则，要求最大限度地减少和持续监测石油和天然气设施的排放。SB-181还要求COGCC就石油和天然气开发的累积影响、额外的流水线法规以及其他事项进行规则制定。

COGCC在2020年底完成了实施SB-181最重要的规则制定，关于财务保证的最终SB-181规则制定将于2022年初完成。这些新规侧重于上游油气开发，总体上几乎触及油气开发活动的方方面面。由于规则的范围和复杂性，COGCC发布了对成功实施规则至关重要的指导材料。尽管我们的客户表示有信心他们有能力遵守规则并推进可预测的发展计划，但随着工作人员开始根据新规则审查许可证申请，COGCC发放的钻探许可证数量在2021年大幅放缓。我们预计油井许可证申请的审批将有所改善，因为运营商和COGCC员工都获得了新监管制度的经验，而且我们的客户越来越专注于批准全面的面积计划，这将允许批准更多的油井，作为更大的长期发展计划的一部分。

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虽然我们在科罗拉多州的大部分石油和天然气基础设施都不在人口稠密地区附近，但科罗拉多州的人口持续增长，这可能导致人口稠密地区更接近现有的和拟议的石油和天然气开发项目。值得注意的是，韦尔德县行使了SB-181赋予的权力，制定了自己的当地选址和许可监管框架，旨在并允许在我们大部分资产所在的司法管辖区继续进行石油和天然气开发。然而，根据SB-181制定的地方法规并不能取代COGCC在油井许可和批准方面的权力，因此，即使在维尔德县，我们的客户也可能会遇到与获得这些州许可相关的额外成本或延误。对新的石油和天然气开发的任何这种影响，随着现有和以前允许的油井的产量枯竭，将导致该州对我们的收集、加工和运输服务的需求减少，随着时间的推移，这可能是实质性的减少。

此外，科罗拉多州立法机构在2019年颁布了HB19-1261，确立了全州温室气体减排目标，并包括机构当局和授权，以颁布法规以实现温室气体减排目标。 2021年1月，州长发布了“减少温室气体污染路线图”，其中描述了州政府为实现HB19-1261温室气体减排目标而采取的行动和监管途径。温室气体减排路线图除其他事项外，明确了按经济部门(包括石油和天然气部门以及包括燃料燃烧排放的“住宅、商业和工业”部门)进行的预期减排。2021年，州长签署了HB21-1266成为法律，其中包括环境正义条款和通过规则的要求，即到2025年，“石油和天然气勘探、生产、加工、传输和储存作业”产生的温室气体(“GHG”)排放量在2005年基线的基础上，至少减少36%，到2030年减少60%。 包括科罗拉多州能源办公室和科罗拉多州空气质量控制委员会(“AQCC”)在内的多个州机构已经并将采取这些行政和监管行动。2021年12月，AQCC通过了减少石油和天然气行业温室气体排放的法规，通过各种要求来满足排放和控制要求，包括生产油井现场的减排要求，以及清管活动的捕获要求和设备排污的捕获和控制要求。 空气质量控制委员会还通过了指导委员会的要求，以评估减少氢碳燃料工业燃烧产生的温室气体排放的方法和可行性，特别是包括收集和运输天然气的石油和天然气行业压缩设备，最终形成了石油和天然气行业工业燃烧设备的计划和法规，以实现HB21-1266的减排目标。 这些规定预计将对我们的生产商客户以及我们自己的中游设备和设施施加短期和长期的义务和成本。这些旨在减少温室气体排放的规则制定程序可能会增加成本，或抑制或不利影响我们的生产商客户开发和运营生产井的能力。这些规则制定程序可能会增加我们在该州运营压缩机站或天然气厂的成本，它们可能会影响设备的类型或我们运营中游设备的方式。这些规则制定程序，或未来相关的规则制定程序，有可能导致该州某种形式的温室气体排放上限，或温室气体行业特定的性能标准，其中任何一种都可能导致我们的生产商客户成本增加或我们运营设施的成本增加，并可能影响我们运营的设备类型或运营方式。这些规则制定程序有可能影响我们客户的运营和生产，进而影响我们的运营，也有可能影响我们的成本和设施运营，这两者都可能对我们的财务业绩产生不利影响，或者对我们的运营产生这样的影响。

如果我们不遵守现有或新的环境法规，或意外向环境中释放有害物质或碳氢化合物，我们可能会在未来招致巨大的成本和责任。

我们的运营受到严格而复杂的联邦、州和地方环境法律法规的约束。这些法律包括，例如：(I)联邦《清洁空气法》和类似的州法律法规，包括联邦和州航空许可，它们规定了与空气排放有关的义务；(Ii)RCRA和类似的州法律，它们对我们设施中的固体和危险废物的管理、储存和处置提出了要求；(Iii)CERCLA和类似的州法律，它们规范清理可能已经在我们目前或以前拥有或运营的物业或我们将废物送往的地点释放的危险物质；(Iv)“清洁水法”和“石油污染法”，以及类似的州法律和法规，规定向水域排放碳氢化合物，以及要求防止和应对碳氢化合物排放到美国水域和受监管的州水域；以及(V)州法律，对向土壤或地下水排放碳氢化合物的反应和补救以及管理相关废物提出要求。不遵守这些法律和法规或新通过的法律或条例可能会引发各种行政、民事和潜在的刑事执法措施，包括评估罚款、实施补救要求以及发布命令禁止或影响当前或未来的行动。某些环境法律和法规，包括CERCLA和类似的州法律和法规，对清理和修复已处置或以其他方式释放危险物质(在某些情况下还包括碳氢化合物)的场所所需的费用，规定了严格的责任和连带责任。

由于我们处理天然气、天然气和其他石油产品、与我们运营相关的空气排放以及历史上的工业运营和废物，我们的业务存在固有的环境成本和责任风险。
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管理和处置实践。例如，我们其中一个设施的意外泄漏可能会使我们承担因环境清理和修复成本、邻近土地所有者和其他第三方对人身伤害和财产损失的索赔、政府对自然资源损害的索赔或对相关违反环境法律、许可证或法规的罚款或处罚所产生的重大责任。此外，更严格的法律、法规或执法政策可能会显著增加我们的合规成本以及任何可能成为必要的补救措施的成本。我们可能无法从保险或第三方赔偿中收回部分或任何这些成本。

联邦、州或地方监管机构对我们某些资产的管辖特征的改变或这些机构政策的改变可能会导致对我们资产的监管力度加大。

根据NGA，我们的大部分天然气收集和州内运输业务都不受FERC监管，但FERC监管仍然影响这些业务以及这些业务衍生产品的市场。FERC在其石油和天然气监管活动范围内的政策和做法，包括开放通道运输、费率制定、运力释放和市场中心推广等政策，间接影响了州内市场。近年来，FERC在对州际石油和天然气管道的监管中奉行有利于竞争的政策，然而，不能保证FERC会继续这种做法，因为它考虑了可能影响获得石油和天然气运输能力的权利的管道费率和规则和政策等问题。此外，FERC监管的运输服务和联邦不受监管的收集服务之间的区别一直是定期诉讼的主题，因此，我们的一些收集设施和州内运输管道的分类和监管可能会根据我们对我们设施的管辖权地位的任何重新评估或FERC和法院未来的裁决而发生变化。

此外，我们在某些管道系统上提供的某些运输服务的费率、条款和条件受NGPA第311条下的FERC监管。根据第311条，收取的交通费必须是公平和公平的，超过公平和公平费率的部分可连本带息退还。

我们的几条管道是NGL的州际运输商，根据州际商法和埃尔金斯法案，这些管道受到FERC的管辖。我们NGL管道的州际基本费率由FERC服务成本程序或与非关联方达成的协议确定，并通过FERC的索引方法每年进行调整。NGL管道还可能提供奖励费率，为大批量运输提供低于基本关税的费率。

如果我们未能遵守FERC管理的所有适用的法规、规则、法规和命令，我们可能会受到重大处罚并返还利润。根据EP2005法案，根据NGA，FERC有权对每一次违规行为处以每天最高100万美元的罚款，并可能对每一次违规行为处以最高100万美元的刑事罚款和5年监禁。根据NGPA，FERC可以对任何一次违规行为处以最高100万美元的民事罚款，并可能处以最高100万美元的刑事罚款和5年监禁。

其他州和地方法规也会影响我们的业务。我们的非专有采集线受应收税金和共同购买者法规的约束。应税征收法规通常要求采集者在没有不当歧视的情况下，收取可能提交给采集者处理的石油或天然气产量。同样，共同的采购者法规一般要求采集者在不过度歧视供应来源或生产商的情况下进行采购。这些法规限制了我们作为收集设施所有者决定与谁签订合同购买或运输石油或天然气的权利。联邦法律将天然气收集的任何经济监管留给各州。我们开展业务的各州对石油和天然气收集活动采取了基于投诉的监管，允许石油和天然气生产商和托运人向州监管机构投诉，以努力解决与石油和天然气收集准入和费率歧视有关的不满。其他州法规可能不会直接监管我们的业务，但可能会影响购买、加工和销售天然气的可用性，包括州政府对气井允许的日产量和最高产量的监管。虽然我们的专有集输线路目前受到有限的州监管，但州法律可能会发生变化，这可能会让生产商有更强大的基础来挑战线路的专有地位，或提供运输服务的集输线路的费率、条款和条件。

我们某些管道的州际费率受到联邦监管机构的审查和可能的调整。

根据NGA，FERC监管我们州际天然气管道运输服务的许多方面，包括允许我们的管道对此类服务收取的费率。根据NGA，州际运输费率必须是公正合理的，而不是不适当的歧视。如果FERC不允许我们要求的费率增加，或者如果FERC主动降低我们被允许收取的费率，或者由于客户或第三方提出的挑战，我们的
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费率可能不足以收回提供州际运输服务的全部成本。在某些情况下，FERC也有权下令退款。

如果我们未能遵守FERC管理的所有适用的法规、规则、法规和命令，我们可能会受到重大处罚，并将被返还利润。根据EP2005法案，FERC根据NGA拥有民事处罚权，可以对目前的违规行为处以每天最高100万美元的罚款，并可能对每次违规行为处以最高100万美元的刑事罚款和5年监禁。

我们提供州际运输服务的NGL管道、州际天然气管道以及根据NGPA第311条提供州际服务的州际管道的运费可能会受到FERC修订后的合伙企业管道所得税减免政策和降低企业所得税税率的联邦法律的不利影响。

自2018年1月1日起，联邦企业税率降至21%，2018年3月，FERC发布了一份修订后的政策声明，不允许在合伙所有的管道的服务成本税率中提供所得税减免。此前，FERC的政策一般允许合伙管道在FERC的服务成本程序中追回所得税免税额，前提是管道的最终所有者负有所得税责任。由于政策和法律的变化，我们提供州际运输服务的州际天然气管道和州内管道的最高基于成本的费率可能会在未来的费率诉讼中受到不利影响。对于州际石油和NGL管道，FERC通过其索引方法审查，在2020历年期间考虑了税收政策和法律变化对整个行业的影响。此外，受FERC监管的我们管道的任何新的基于成本的费率都将受到新政策和税法的影响。

最近提出或最终确定的规则对石油和天然气行业提出了更严格的要求，这可能会导致我们的客户和我们的资本支出和运营成本增加，以及对我们服务的需求减少。

美国环保署在2012年颁布了针对石油和天然气行业的强化新源表现标准(“NSPS”)规例，以控制挥发性有机化合物(“VOCs”)，并在2016年颁布了针对石油和天然气行业VOCs和甲烷的NSPS。这些规定包含在40 CFR第60部分OOOO和OOOA等内容中，要求通过确保适当的设计、要求安装排放控制以及建立泄漏检测和修复计划来控制受试源的VOC和甲烷排放。EPA 2016年的监管行动对生产井场设备以及压缩机和增压站等中游设备提出了VOCs和甲烷的泄漏检测和修复要求，对特定的石油和天然气设备提出了额外的减排要求，这是EPA未来根据《清洁空气法》第111(D)条采取行动监管现有石油和天然气甲烷来源的监管前提条件。2021年11月，EPA提议修订联邦石油和天然气部门污染源的NSPS，这些污染源监管VOCs和甲烷的排放。美国环保署2021年11月的拟议法规将扩大现有法规的范围和广度，包括：1)将清洁空气法这一部分的排放控制和减排要求扩大到现有油气来源，这是第一次；以及2)扩大和收紧2012年和2016年通过的新的或修改后的油气来源的现有减排要求。美国环保署还要求提供2022年一项补充提案的信息，该提案可能会扩大或修改2021年拟议的规则。

各州遵守美国环保署制定的臭氧国家环境空气质量标准(“NAAQS”)的努力也可能对我们的行动产生影响。未达到臭氧NAAQS的州或地区必须批准减少臭氧前体排放的实施计划，以实现对NAAQS的遵守，该计划可能会将排放控制要求和相关成本强加给我们或我们的客户。EPA在2015年修订并降低了臭氧NAAQS，从百万分之75降低到70ppm，2020年12月31日，EPA发布了保留2015年标准的最终规则。2021年末，美国环保署表示，它将重新考虑2020年保留臭氧NAAQS的决定，目的是在2023年底之前完成重新考虑。如果臭氧NAAQS降低，可能会导致需要进一步控制排放和相关成本的国家采取额外行动。各国必须评估是否符合百万分之七十的标准，如果达不到标准，则应通过实施计划，以减少石油和天然气等行业排放的挥发性有机化合物和氮氧化物等臭氧形成污染物的排放。持续的未达标状态，如臭氧，可能导致较低的主要污染源许可门槛(使选址和许可主要新建或改装设施的成本和复杂性更高)和额外的排放控制要求。2016年10月，环保局还敲定了适度臭氧未达标地区现有石油和天然气设备和工艺的VOC排放控制技术指南(CTGs)。这些CTG提供了建议，供各州和地方空气机构在确定哪些排放控制要求适用于未达标地区的污染源时加以考虑。

在科罗拉多州，包括维尔德县，EPA已将丹佛地铁/北前线范围列为2008年臭氧标准的“严重”未达标和2015/2020年臭氧标准的“边际”未达标。根据最近的环境空气数据，
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预计在2022年的某个时候，该地区将被归类为“严重”未达到2008年臭氧标准的区域。这一领域的未达标状况导致降低了主要污染源门槛，并通过了旨在减少臭氧前体排放的法规，包括采用CTGs条款的法规和其他侧重于减少石油和天然气行业挥发性有机化合物和氮氧化物排放的法规。科罗拉多州空气质量控制委员会的进一步规则制定预计将减少石油和天然气部门的VOCs和NOx排放，这是该州符合臭氧标准的实施计划的一部分。

新墨西哥州于2021年制定了一项规则，旨在通过控制石油和天然气行业的臭氧前体污染物VOCs和NOx，防止该州陷入臭氧NAAQS不达标的境地，预计这些法规也将控制或减少甲烷排放。新墨西哥州环境改善委员会的证据听证会已于2021年10月1日完成，最终规则预计将于2022年春季公布。虽然环境改善委员会仍未敲定该规则，但我们预期该规则会增加运作成本，并会带来潜在的遵守规管及执法风险。

各州可以启动并颁布影响石油和天然气运营及相关排放的法规，无论是作为自己的法定权力和项目，还是在实施联邦项目时，如联邦臭氧环境空气质量标准或联邦地区雾霾法规。可能会出现对新监管措施的司法挑战，我们无法预测此类挑战的结果。新的监管暂停、修订或撤销，以及新的监管规定，以及州和联邦监管授权的冲突，可能会抑制我们准确预测与未来监管合规相关的成本的能力。总体而言，实施更严格的法规可能需要修改我们勘探和生产客户的运营，以及我们的运营，包括安装新设备和新的排放管理做法，这可能会导致大量额外成本，包括增加资本支出和运营成本。这些规定还可能影响我们客户的设施和设备或我们的设施和设备的许可或许可证中的排放控制要求。我们的客户产生的此类支出和成本也可能导致这些客户的产量减少，从而转化为对我们服务的需求减少，这反过来可能对我们的业务和可用于分销的现金产生不利影响。

未来，我们可能会因拟议中的气候变化法规和立法而招致巨额成本。

美国国会和一些我们有业务的州可能会考虑与温室气体排放有关的立法或法规，包括甲烷排放，这可能会迫使这些排放减少。此外，已经有国际公约和努力建立全球温室气体减排标准，包括2015年12月的巴黎协定。2016年10月5日，巴黎协定的生效条件得到满足，30天后，该协定于2016年11月4日生效。最近，在2021年于格拉斯哥举行的联合国气候变化大会(COP26)上，美国和欧盟宣布了全球甲烷承诺，旨在将甲烷排放量在2020年的基础上限制30%。

在联邦一级，立法提案已经或可能包括对温室气体排放量的限制或上限，以及排放限额制度。例如，美国众议院在2010年通过的立法(参议院没有讨论这一立法)将把获得NGL碳含量许可的整个负担放在NGL所有者身上，处于分馏点。最近在立法方面，拜登政府于2021年提出了《重建更好法案》(Build Back Better Act)，众议院11月通过的该法案包括了一些条款，这些条款可能会在气候变化以及与温室气体排放相关的成本和要求方面对石油和天然气的发展产生普遍影响，同时还会激励对某些可再生能源项目的投资。目前，这项立法正在参议院待决。2011年，美国环保署在联邦和州两级的某些“清洁空气法”(Clean Air Act)计划下提出了对固定源的温室气体许可要求，包括防止显著恶化(“PSD”)计划和Title V许可，尽管这一规定受到了挑战。在这一挑战之后，2016年，EPA提出了PSD和Title V许可法规，如果达到某些阈值，将解决温室气体排放的控制问题。虽然EPA还没有最终敲定这项规定，但科罗拉多州等州已经采取了类似的要求。另外，2011年，EPA发布了规则，要求对某些陆上天然气和石油生产设施每年报告温室气体，2015年10月，EPA修改并扩大了这些温室气体报告要求，从2016年1月1日起适用于石油和天然气行业的所有部门。2013年6月, 奥巴马总统宣布了一项气候行动计划，作为综合机构间甲烷减排战略的一部分，该计划针对石油和天然气行业的甲烷排放。2016年6月，美国环保署扩大了针对新的或改良的VOCs油气来源的NSPS规定，将甲烷排放纳入其中，其中包括对生产井场设备以及压缩机和增压站等中游设备的VOC和甲烷提出泄漏检测和修复要求，并对特定的油气设备提出额外的减排要求。这是美国环保署未来根据《清洁空气法》第111(D)条采取行动监管现有石油和天然气甲烷来源的监管前提条件。2021年11月，美国环保署提议修订联邦石油和天然气部门污染源的NSPS，以规范VOCs的排放。
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和甲烷。美国环保署2021年11月的拟议法规将扩大现有法规的范围和广度，包括：1)将清洁空气法这一部分的排放控制和减排要求扩大到现有油气来源，这是第一次；以及2)扩大和收紧2012年和2016年通过的新的或修改后的油气来源的现有减排要求。美国环保署还要求提供2022年一项补充提案的信息，该提案可能会扩大或修改2021年拟议的规则。

同样，一些州可以根据自己的法定权限和计划，启动和颁布影响石油和天然气运营以及相关温室气体排放的法规。例如，2019年，科罗拉多州立法机构通过了众议院第19-1261号法案，即为该州设定温室气体减排目标的《减少污染的气候行动计划》，并包括机构当局和授权颁布法规以实现温室气体减排目标。2021年1月，州长发布了“减少温室气体污染路线图”，其中描述了州政府为实现HB19-1261温室气体减排目标而采取的行动和监管途径。温室气体减排路线图除其他事项外，明确了按经济部门(包括石油和天然气部门以及包括燃料燃烧排放的“住宅、商业和工业”部门)进行的预期减排。2021年，波利斯州长签署了HB21-1266成为法律，其中包括环境正义条款和通过规则的要求，即到2025年，“石油和天然气勘探、生产、加工、传输和储存作业”产生的温室气体(“GHG”)排放量在2005年基线的基础上至少减少36%和60%。包括科罗拉多州能源办公室和科罗拉多州空气质量控制委员会(“AQCC”)在内的多个州机构已经并将采取这些行政和监管行动。2021年12月，aqcc通过了一系列法规，以减少石油和天然气领域的温室气体排放，以满足排放和控制要求，包括生产井场的减排要求。, 以及清管活动的捕获要求和设备排污的捕获和控制要求。空气质量控制委员会还通过了指导委员会的要求，以评估减少碳氢燃料工业燃烧产生的温室气体排放的方法和可行性，特别是包括收集和运输天然气的石油和天然气行业压缩设备，最终形成了石油和天然气行业工业燃烧设备的计划和法规，以实现HB21-1266的减排目标。

新的法规，以及新的法规暂停、修订或撤销，以及州和联邦法规规定的冲突，可能会抑制我们准确预测与未来法规遵从性相关的成本的能力。如果制定法例或颁布额外规例规管温室气体排放，我们在(I)取得排放限额；(Ii)设计、准许及建造新的大型设施；(Iii)营运及维修我们的设施；(Iv)安装新的排放控制或实施减排措施；以及(V)管理温室气体排放计划方面的成本，可能会大幅增加。如果这样的立法成为法律，或者在美国或我们有业务的任何州颁布了额外的规则，而我们无法将这些成本作为我们服务的一部分进行转嫁，这可能会对我们的业务和可供分配的现金产生不利影响。

加强对水力压裂的监管可能会导致钻探和完成新油井和天然气井的成本减少、延迟或增加，这可能会减少我们收集、加工和运输的天然气和天然气液体的数量，从而对我们的收入产生不利影响。

我们客户的某些天然气是从需要水力压裂的地层中开发出来的，这是完井过程的一部分。压裂是一种将水、砂和化学物质在压力下注入地下地层以刺激油气生产的过程。虽然地下注液受到美国环保署(EPA)根据安全饮用水法案(SDWA)的监管，但水力压裂被排除在监管之外，除非注入液是柴油。美国环保署已经发布了一份解释性备忘录，并允许使用这一监管机构对压裂液进行监管。在过去的几年里，EPA已经敲定了针对水力压裂的各种监管计划。例如，2016年6月，美国环保署根据联邦清洁水法发布法规，进一步监管水力压裂和其他天然气生产向公有处理厂排放的废水。各国可以提出或颁布条例，或颁布倡议或立法，对使用水力压裂或水平钻井技术的水力压裂实践或油气井开发施加条件或限制。通过新的法律或法规，对水力压裂过程施加报告义务，或以其他方式限制或监管，可能会使我们的客户更难完成页岩地层中的油井和天然气井，并增加他们的合规成本。我们的客户所在的几个州也通过了法规，要求披露压裂液成分，或者以其他方式更严格地监管它们的使用。在俄克拉何马州, 污水处理井中注入流体引起的地震已导致对污水处理井中污水处理的监管限制。执行与水力压裂相关的规则可能会导致我们勘探和生产客户的支出增加，这可能会导致他们减少产量，从而导致这些客户对我们服务的需求减少。

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拜登总统已经采取行动，取消了特朗普政府为减轻国内生产的能源资源的开发或使用负担而实施的许多政策和法规。2021年1月20日，拜登总统发布了13990号行政命令，指示行政部门和机构审查所有现有的法规、命令、指导性文件、政策和特朗普政府期间采取的任何其他类似行动，这些法规、命令、指导文件、政策和其他类似行动与拜登总统提升气候问题的计划不一致，并酌情暂停、修改或撤销与该计划不一致的规定、命令、指导文件、政策和任何其他类似行动。我们的客户将继续受到与新的监管措施以及新的监管暂停、修订或撤销以及州和联邦监管规定冲突相关的不确定性的影响，这可能会对他们的生产产生不利影响，从而导致这些客户对我们服务的需求减少。

新资产的建设受到监管、环境、政治、法律、经济、民事抗议和其他风险的影响，这些风险可能会对我们的财务业绩产生不利影响。

建造新的中游设施或增加或修改现有的中游资产系统，涉及许多我们无法控制的监管、环境、政治、法律和经济不明朗因素，可能需要大量资本支出。例如，公众参与审查和许可过程可能会带来不确定性，并带来与项目时间安排和完成相关的额外成本。与此相关的是，关于环境和社会问题的公民抗议，包括与化石燃料相关的基础设施的建设，可能会导致联邦、州和地方各级政府增加立法和监管举措，并进行审查，这可能会阻止或推迟此类基础设施的建设和相关收入的实现。建设支出可能会在一段较长的时间内发生，但在项目完成并完全投入运营之前，我们不会收到任何现金流的实质性增长。此外，我们的项目现金流可能会延迟或可能达不到我们的预期。这些项目可能不会如期完成，也可能不在预算成本之内，甚至根本不能完成。我们可能会在一个没有实现这种增长的地区建造设施，以捕捉预期的未来产量增长。由于我们不从事天然气和石油储量的勘探和开发，因此在建设该地区的设施之前，我们往往无法获得对该地区潜在储量的第三方估计。就我们在决定建造新系统或增加系统时依赖对未来产量的估计而言，这样的估计可能被证明是不准确的，因为在估计未来产量时存在许多固有的不确定性。结果, 这些设施可能无法吸引足够的吞吐量来实现我们预期的投资回报，这可能会对我们的运营业绩和财务状况产生不利影响。建造新的系统或增加我们现有的集散和运输资产，可能需要我们在建造这些设施之前获得新的通行权。我们可能无法获得这样的通行权，将新的天然气供应与我们现有的集气管道连接起来，或者利用其他有吸引力的扩张机会。建设新的系统或增加我们现有的收集和运输资产也可能需要我们获得各种监管批准。例如，根据NGA和1969年的国家环境政策法案，FERC拥有广泛的权力批准建设新的州际天然气管道设施，包括对公共便利和必要性证明施加环境条件。由于对气候变化政策和化石燃料行业的日益关注，新的管道基础设施项目可能面临联邦、州和/或环境监管机构的更严格的审查和加强的监管审查。虽然我们目前没有面临实质性风险的待决项目，但任何给未来项目带来额外负担和/或成本的政府或监管行动，都可能对我们开发新基础设施的能力产生不利影响。建设新的系统或增加我们现有的集运资产可能需要我们依赖我们设施下游的第三方来为我们输送的天然气和NGL提供可用的能力。如果该第三方设施在我们的设施添加完成时没有建造或运行, 我们的经营业绩和财务状况可能会受到不利影响。如果钢铁等某些供应的大宗商品价格上涨，额外系统的建设可能需要更大的资本投资。施工还使我们面临与在预期成本内建设项目的能力相关的风险，包括通货膨胀或设备、材料、劳动力成本增加或其他我们无法控制的因素导致成本超支的风险，这些因素可能对运营结果、财务状况或现金流产生不利影响。

我们对数字技术的日益依赖使我们面临网络事件的风险，网络事件可能导致信息被盗、数据损坏、运营中断或经济损失。

我们越来越依赖数字技术来经营我们的业务和运营我们的资产。我们的DCP 2.0数字化转型侧重于在我们业务的各个方面增加数字技术的使用。我们使用数字技术进行某些工厂运营，监控管道、压缩机、泵、仪表和其他运营资产，记录财务和运营数据，并维护与我们业务相关的各种信息数据库。我们的服务供应商也越来越依赖数字技术。我们和他们对这项技术的依赖使我们日益面临技术系统故障、电信、数据和网络中断以及网络攻击和其他网络安全漏洞的风险，这可能会严重削弱我们开展业务的能力。任何此类事件都可能损害我们的声誉，并导致补救行动、业务损失或潜在责任造成的经济损失。因为这些网络风险
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随着我们对数字技术的依赖不断发展，我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或增强我们的保护措施，并补救网络漏洞。

我们的业务可能会受到安全威胁的负面影响，包括网络安全威胁、恐怖袭击、恐怖袭击威胁和相关中断。

我们面临各种安全威胁，包括未经授权访问敏感信息或使数据或系统无法使用的网络安全威胁。网络安全威胁正在演变，包括但不限于恶意软件、试图未经授权访问数据以及其他电子安全漏洞，这些漏洞可能导致关键系统中断、未经授权泄露机密或其他受保护的信息以及损坏数据。这些事件可能损害我们的声誉，并导致补救行动、业务损失或潜在责任造成的经济损失。

我们面临着未来恐怖袭击对我们整个行业和我们的威胁，包括基础设施可能成为恐怖行为的直接目标或间接伤亡。为防范可能发生的恐怖袭击，我们加强了安全措施，这增加了我们的业务成本。恐怖主义行为对设施造成的任何有形损害或网络事件可能不在保险范围内，或完全在保险范围内。我们可能需要花费大量资本来维修任何设施，这些设施的支出可能会对我们的业务和现金流产生不利影响。可归因于恐怖袭击的保险市场的变化可能会使我们更难获得某些类型的保险。此外，我们可以获得的保险可能比我们现有的保险范围要贵得多。恐怖主义或战争导致的金融市场不稳定也可能影响我们筹集资金的能力。
与我们的负债有关的风险

我们信用评级的下调可能会影响我们的流动性、获得资金的渠道以及我们的经营成本，而独立的第三方决定我们的信用评级不在我们的控制范围之内。

下调我们的信用评级可能会增加我们在信贷协议下的借款成本，并可能要求我们向第三方提供抵押品，包括我们的对冲安排，这可能会对我们的可用流动性产生负面影响，并增加我们的债务成本。

信用评级机构在分配信用评级时进行独立分析。该分析包括一系列标准，包括但不限于业务构成、市场和运营风险，以及各种财务测试。信用评级机构继续审查行业和各种债务评级的标准，并可能不时修改这些标准。信用评级不是建议买入、卖出或持有我们的证券，尽管这样的信用评级可能会影响我们债务工具的市场价值。评级机构可随时修改或撤销评级。

我们的债务水平可能会限制我们在获得额外融资和寻求其他商业机会方面的灵活性。

我们仍然有能力招致额外的债务，但受我们的信贷协议的限制。我们的债务水平可能会对我们产生重要后果，包括以下几点：
•我们获得额外融资(如有必要)用于营运资金、资本支出、收购或其他目的的能力可能会受损，或此类融资可能无法以优惠条件获得；
•我们的债务需要更多的现金流来支付利息；
•我们的债务水平将使我们更容易受到竞争压力或业务或经济普遍下滑的影响；以及
•我们的债务水平可能会限制我们应对不断变化的商业和经济状况的灵活性。

我们获得新债务融资或偿还现有债务的能力将取决于我们未来的财务和经营表现，除了市场利率外，这些表现还将受到当前经济状况和金融、商业、监管和其他因素的影响。如果我们的经营结果不足以偿还当前或未来的债务，我们可能会采取行动，如减少分配、减少或推迟我们的业务活动、收购、投资或资本支出、出售资产、重组或再融资我们的债务，或寻求额外的股本。我们可能不能以令人满意的条件实施这些行动中的任何一项，或者根本不能。

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我们债务协议中的限制可能会限制我们向单位持有人进行分配的能力，并可能限制我们利用收购和其他商业机会的能力。
我们的债务协议包含限制我们进行分配、招致债务、授予留置权、进行收购、投资或处置以及与附属公司进行交易的能力的契约。此外，我们的信贷协议包含要求我们保持一定杠杆率和满足某些其他测试的契约。随后对我们债务协议的任何替代或任何新的债务都可能有类似或更大的限制。如果我们的公约得不到履行，无论是由于上文所述的天然气和天然气产量水平下降或其他原因，我们的财务状况、运营业绩和向单位持有人分配的能力都可能受到重大不利影响。

利率的变化可能会对我们发行额外股本或产生债务的能力以及勘探和生产公司为我们系统周围的新钻探项目提供资金的能力产生不利影响。

未来信贷安排和债券发行的利率可能会高于当前水平，导致我们的融资成本增加。与其他以收益为导向的证券一样，我们的单价受到现金分配水平和隐含分配收益率的影响。分配收益率经常被投资者用来比较和排名相关的收益率导向型证券，以供投资决策之用。因此，利率的变化，无论是积极的还是消极的，都可能影响投资于我们部门的投资者的收益率要求，而不断上升的利率环境可能会削弱我们发行额外股本或产生债务进行收购和用于其他目的的能力。利息成本的增加还可能抑制我们系统服务的勘探和生产公司为新的资本钻探计划提供资金。
目前还不清楚LIBOR监管的变化或完全停止LIBOR可能会如何影响我们未来的融资成本。

信贷协议和证券化安排均根据与伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)挂钩的定价网格计息。此外，我们的三个系列首选有限合伙人单位分别从固定百分比分配转换为三个月期伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)年浮动率加上5.148%(A系列从2022年12月开始)、4.919%(B系列从2023年6月开始)和4.882%(C系列从2023年10月开始)的分配。2023年5月，我们将于2043年到期、利率为5.85%的固定利率至浮动利率的次级债券(我们的附属债券)将根据3个月期伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)加3.85%的利差，从固定利率转换为利息。然而，2021年12月31日，伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)的管理人洲际交易所基准管理有限公司(ICE Benchmark Administration Limited)永久停止发布关于一周和两个月美元LIBOR设置的LIBOR，并将于2023年6月30日永久停止发布关于所有其他美元LIBOR设置(隔夜、一个月、三个月、六个月和12个月美元LIBOR设置)的LIBOR。相应地，在不久的将来，伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)将不再是一种广泛使用的基准利率。当前和未来的任何改革都将导致LIBOR被新的基准或取代，并可能导致LIBOR在过渡期内的表现与过去不同。信贷协议考虑了从伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)过渡的过程，证券化安排已被修订，以规定从LIBOR过渡，但这些市场发展的后果无法完全预测，即使与信贷协议和证券化安排一致管理，从LIBOR过渡也可能增加我们可变利率债务的成本。
此外，英国金融市场行为监管局(FCA)、IBA、欧洲货币市场协会(前身为Euribor-EBF)、欧盟委员会或任何其他后续治理或监督机构做出的任何其他法律或监管变化，或该机构未来采用的确定LIBOR的方法的变化，或从LIBOR向后续基准的过渡，可能会导致LIBOR突然或长期增加或减少，推迟LIBOR的发布，以及这可能导致LIBOR不再被确定和发布。由于一周和两个月的美元LIBOR利率在2021年12月31日不可用，而所有其他美元LIBOR利率将在2023年6月30日之后不可用，在此之后，我们的信贷协议和证券化工具的利率将需要使用替代方法来确定，这可能导致利息义务随着时间的推移超过或不与根据信贷协议或证券化工具支付的任何未偿还债务的偿付相关(如果在2021年12月31日提供美元LIBOR此外，导致美元伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)中断或不可用的相同成本和风险，可能会使一种或多种计算利息的替代方法无法或不可行地确定。因此，这些后果中的任何一个都可能对我们的融资成本产生不利影响。
最后，我们的附属债券将于2023年5月从固定利率转换为利息，年利率为3个月期伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)加3.85%的利差。附属债券没有备用条款，规定在2023年6月30日之后无法获得伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)时，可以选择另一种利率。2021年4月，纽约州
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纽约州批准了涵盖受纽约州法律管辖的合同的立法，这些合同在伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)变得不可用时没有确定利率的后备条款。该法例提供法定架构，以有抵押隔夜融资利率(SOFR)为基准利率取代伦敦银行同业拆息。2021年12月，美国众议院通过了HR4616，它也提供了这样一个法定框架，在很大程度上与纽约州的立法类似。联邦立法要成为法律，必须由美国参议院通过，并由总统签署。不能保证参议院会通过这样的立法，不能保证总统会签署这样的立法，也不能保证任何联邦立法的最终形式。由于附属债券受纽约州法律管辖，因此，除非联邦立法先于纽约法律获得通过，否则纽约法律将适用于确定次级债券下LIBOR的替代率。我们不能保证所采纳的法例将如何实施，也不能保证当无法取得伦敦银行同业拆息时，适用于我们的附属债券的最终替代利率。

未偿还的优先票据和次级票据，或票据，是我们的运营子公司DCP Midstream Operating，LP或DCP Operating的无担保债务，不由我们的任何子公司担保。因此，我们的票据实际上低于DCP Operating的现有和未来担保债务，以及其子公司的所有债务和其他债务。
未偿还的优先票据和次级票据，或票据，是我们的运营子公司DCP Midstream Operating，LP或DCP Operating的无担保债务，不由我们的任何子公司担保。因此，我们的票据实际上低于DCP Operating的现有和未来担保债务，以及其子公司的所有债务和其他债务。
该批债券中，2023年到期的优先债券3.875%，2025年到期的优先债券5.375%，2027年到期的优先债券5.625%，2029年到期的优先债券5.125%，2030年到期的优先债券8.125%，2032年到期的优先债券3.25%，2036年到期的6.450%的优先债券，2037年到期的6.750%的优先债券，及2044年到期的5.60%的优先债券，或优先债券DCP经营的优先无担保债务与其所有其他现有和未来的优先无担保债务具有同等的偿付权，在担保该等债务的抵押品范围内，实际上低于其任何未来的有担保债务。2043年到期的5.85%固定利率至浮动利率次级债券是DCP Operating的次级债券，与其所有其他现有和未来的优先无担保债务相比，偿付权排名较低。我们所有的运营资产都归我们的子公司所有，这些子公司中没有一家担保DCP Operating在票据方面的义务。DCP Operating子公司的债权人可能对那些实际上优先于票据的子公司的资产拥有债权。如果在任何解散、清盘、清算、重组或破产程序中对该等子公司的资产进行任何分配或支付，则该等债权人的债权将在向就其在该等子公司的直接或间接股权运营的DCP进行任何该等分配或支付之前得到清偿。因此，在清偿这些债权人的债权后，可用于支付我们票据的金额可能很少或没有了。截至2021年12月31日，DCP Operating的子公司没有欠任何独立第三方的借款债务, 除根据证券化安排借入的金额外。管理票据的契约并不禁止该等附属公司日后招致债务。

此外，由于我们的票据和我们票据的担保是无担保的，我们的任何有担保债务的持有人将对构成此类债务抵押品的资产拥有优先于我们票据持有人的债权的债权。目前，除了我们的证券化工具外，我们没有任何担保债务。尽管我们的债务协议对我们创造担保债务的留置权的能力施加了一些限制，但这些限制也有很大的例外，这些限制将允许我们在不平等和按比例担保票据的情况下获得巨额债务。如果我们产生有担保的债务，并且这种债务加速或受到破产、清算或重组的影响，我们的资产将用于偿还与由此担保的债务有关的债务，然后才能对我们的票据进行任何付款。因此，任何此类担保债务实际上将优先于我们的票据和我们对票据的担保，只要担保该担保债务的抵押品的价值为限。在这种情况下，我们的票据持有人可能无法收回我们票据项下到期的全部本金或利息。

我们的巨额债务和债务协议中的限制可能会对我们未来的财务和运营灵活性产生不利影响。

截至2021年12月31日，我们的综合本金债务为54.35亿美元。我们的巨额债务和未来可能产生的任何额外债务可能会对我们的流动性产生不利影响，从而影响我们为票据和单位分配支付利息的能力。

我们的信用协议中的偿债义务和限制性契约，以及管理我们票据的契约，可能会对我们为未来的运营提供资金、进行收购和为其他资本需求提供资金的能力以及向我们的单位持有人进行分配的能力产生不利影响。此外，这种杠杆作用可能会使我们的运营结果更容易受到不利因素的影响。
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这可能会限制我们计划或应对业务和我们所在行业的变化的灵活性，并可能使我们与负债较少的竞争对手相比处于竞争劣势。

如果我们产生与我们的票据同等级别的任何额外债务，包括贸易应付款项，该债务的持有人将有权与我们票据的持有人按比例分享与我们或DCP经营的任何破产、清算、重组、解散或其他清盘相关的任何收益。这可能会减少支付给我们票据持有人的收益金额。如果在我们目前的债务水平上再增加新的债务，我们现在面临的相关风险可能会加剧。

我国公用事业单位投资的内在风险

我们的个人单位持有人和DCP Midstream，LLC之间可能存在利益冲突，DCP Midstream，LLC是我们普通合伙人的所有者，完全负责开展我们的业务和管理我们的运营。

DCP Midstream，LLC拥有并控制我们的普通合伙人。我们普通合伙人的一些董事和所有高管都是DCP Midstream，LLC或其所有者的董事或高管。因此，DCP Midstream、LLC及其附属公司与我们的单位持有人之间可能会出现利益冲突。在解决这些利益冲突时，我们的普通合伙人可能会偏向自己及其附属公司的利益，而不是我们单位持有人的利益。除其他外，这些冲突包括以下情况：
•我们的合作伙伴协议和任何其他协议都不要求DCP Midstream，LLC采取有利于我们的商业战略。DCP Midstream，LLC的董事和高级管理人员有受托责任做出这些决定，这符合DCP Midstream，LLC所有者的最佳利益，这可能与我们的利益背道而驰；
•在解决利益冲突时，我们的普通合伙人被允许考虑我们以外的各方的利益，如DCP Midstream、LLC及其附属公司，包括Phillips 66和Enbridge；
•DCP Midstream，LLC及其附属公司，包括Phillips 66和Enbridge，与我们竞争的能力并不局限于此。请阅读下面的“DCP Midstream，LLC及其附属公司与我们竞争的能力不受限制”；
•我们的普通合伙人已经限制了它的责任，减少了它的受托责任，并且还限制了我们的单位持有人对于如果没有这些限制，可能构成违反受托责任的行为的补救措施；
•我们的普通合伙人决定资产购买和出售、借款、发行额外的合伙证券和储备的金额和时间，每一项都会影响分配给单位持有人的现金金额；
•我们的普通合伙人决定任何资本支出的金额和时间，以及资本支出是持续性资本支出(减少运营盈余)还是扩张性资本支出(不减少运营盈余)。这一决定可能会影响分配给我们单位持有人的现金数量；
•我们的普通合伙人决定它及其附属公司发生的哪些费用可以由我们报销；
•我们的合伙协议不限制我们的普通合作伙伴向我们或其关联公司支付向我们提供的任何服务，或代表我们与这些实体中的任何实体签订额外的合同安排；
•我们的普通合伙人打算限制其对我们的合同义务和其他义务的责任，在某些情况下，有权得到我们的赔偿；
•普通合伙人及其附属公司持有普通单位80%以上的股份，可行使其有限的认购普通单位的权利；
•我们的普通合伙人控制我们普通合伙人及其关联公司对我们所欠义务的执行；以及
•我们的普通合伙人决定是否保留单独的律师、会计师或其他人为我们提供服务。

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DCP Midstream，LLC及其附属公司与我们竞争的能力不受限制，这可能会导致利益冲突，并限制我们获得更多资产或业务的能力，这反过来可能会对我们的运营业绩和可供分配给我们单位持有人的现金产生不利影响。

无论是我们的合作伙伴协议，还是我们与DCP Midstream之间的服务协议，有限责任公司都禁止DCP Midstream，LLC及其附属公司，包括Phillips 66和Enbridge，拥有资产或从事与我们直接或间接竞争的业务。此外，DCP Midstream，LLC及其附属公司，包括Phillips 66和Enbridge，可以在未来收购、建设或处置额外的中游或其他资产，而没有义务向我们提供购买或建设任何这些资产的机会。这些实体中的每一个都是中游能源业务的大型老牌参与者，每个实体都比我们拥有更多的资源，这些因素可能会使我们在商业活动和收购候选者方面更难与这些实体竞争。因此，来自这些实体的竞争可能会对我们的运营结果和可供分配的现金产生不利影响。

我们的普通合伙人及其附属公司提供的服务的费用报销将由我们的普通合伙人决定，这将是实质性的。

根据服务协议，DCP Midstream、LLC及其联属公司将获得报销，用于支付与我们的运营相关的运营费用，以及为我们的利益提供各种一般和行政服务。这些服务的付款将是实实在在的。此外，根据特拉华州合伙法律，我们的普通合伙人对我们的义务负有无限责任，例如我们的债务和环境责任，但我们明确规定的合同义务除外，这些义务没有向我们的普通合伙人追索。如果我们的普通合伙人代表我们承担义务，我们有义务补偿或赔偿。如果我们不能或不愿意偿还或赔偿我们的普通合伙人，我们的普通合伙人可能会采取行动，促使我们支付这些义务和责任。这些因素可能会减少可用于分配给我们的单位持有人的现金数量。

我们的合伙协议将我们普通合伙人的受托责任限制在我们单位的持有者身上。

虽然我们的普通合伙人有信托责任以有利于我们和我们的单位持有人的方式管理我们，但我们普通合伙人的董事和高级职员有信托责任以有利于其所有者DCP Midstream，LLC的方式管理我们的普通合伙人。我们的合伙协议包含了一些条款，这些条款降低了我们的普通合伙人的标准，否则我们的普通合伙人将受到国家受托责任法的约束。例如，我们的合伙协议允许我们的普通合伙人以个人身份做出许多决定，而不是以我们普通合伙人的身份做出决定，或者以其他方式免除对我们和我们的单位持有人的受托责任。这使我们的普通合伙人有权只考虑它想要的利益和因素，它没有责任或义务考虑我们、我们的联属公司或任何有限合伙人的任何利益或影响我们的任何因素。示例包括：
•有限的赎回权；
•对所属单位的表决权；
•其登记权；以及
•决定是否同意合伙企业的合并、合并或者合伙协议的修改。

通过购买一个单位，单位持有人将同意受合伙协议中的条款，包括上面讨论的条款的约束。

我们的合伙协议限制了我们单位的持有者对于我们的普通合伙人采取的否则可能构成违反受托责任的行动可获得的补救措施。

我们的合伙协议包含的条款限制了我们的单位持有人对我们的普通合伙人所采取的行动的补救措施，否则这些行动可能会构成违反受托责任。例如，我们的合作伙伴协议：
•规定我们的普通合伙人将不对我们或我们的单位持有人以普通合伙人的身份做出的决定承担任何责任，只要它真诚行事，这意味着它认为该决定符合我们合伙的最佳利益；
•一般规定，未经本公司普通合伙人董事会特别委员会批准且不涉及本公司单位持有人投票的关联交易和利益冲突解决方案的条款必须不低于一般向无关第三方提供或可从无关第三方获得的条款，或者必须是由我们的普通合伙人善意确定的对我们“公平合理”的条款，并且在确定一项交易或解决方案是否“公平合理”时，我们的普通合伙人可考虑
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该条例规定，普通合伙人及其高级管理人员及董事不会因任何作为或不作为而对吾等、吾等有限合伙人或受让人造成金钱损害，除非具司法管辖权的法院已作出最终且不可上诉的判决，裁定普通合伙人或其他人士恶意行事、从事欺诈或故意不当行为，或在刑事事宜中明知该行为属刑事行为，否则概不承担赔偿责任(包括其他可能对吾等特别有利或有利或有益的交易)。(B)普通合伙人及其高级管理人员及董事不会因任何作为或不作为而对吾等、吾等有限合伙人或受让人负上金钱损害责任，除非具司法管辖权的法院已作出最终且不可上诉的判决，裁定普通合伙人或该等其他人士在明知该行为犯罪的情况下行事。

我们单位的持有者投票权有限，无权选举我们的普通合伙人或其董事。

与公司普通股持有者不同，单位持有者对影响我们业务的事项的投票权有限，因此影响管理层关于我们业务决策的能力有限。我们的单位持有人不选举我们的普通合伙人或其董事会，也无权每年或以其他持续的方式选举我们的普通合伙人或其董事会。我们普通合伙人的董事会成员是由我们普通合伙人的所有者挑选的。由于这些限制，单位的交易价格可能会因为交易价格中没有或减少收购溢价而降低。

我们的单位可能会经历价格波动。

我们的单价过去曾经历过波动，由于本文包含的任何风险因素以及我们提交给美国证券交易委员会的其他公开文件中描述的风险，未来我们的单价可能会出现波动。例如，我们的部门可能会因为投资者对我们的竞争对手、我们的商业伙伴和整个行业的情绪发生变化而经历价格波动，这可能会受到天然气、天然气和原油价格波动的影响。此外，证券市场不时出现价格和成交量的大幅波动，这些波动与个别公司的经营表现无关，但会影响其证券的市价。这些市场波动也可能对我们单位的市场价格产生实质性的不利影响。

即使我们的单位持有人不满意，他们也可能无法在未经普通合伙人同意的情况下将其除名。

单位持有人可能无法在未经其同意的情况下撤换我们的普通合伙人，因为我们的普通合伙人及其附属公司拥有我们未偿还单位的相当大比例。要罢免普通合伙人，至少需要持有全部未偿还普通单位662/3%的持股人的投票。截至2021年12月31日，我们的普通合伙人及其附属公司拥有我们未偿还普通单位约57%的股份。

我们的合伙协议限制我们的单位持有人拥有我们任何类别单位20%或更多的投票权。

我们的单位持有人的投票权受到合伙协议条款的进一步限制，该条款规定，拥有当时未偿还的任何类别单位20%或以上的任何人持有的任何单位，除了我们的普通合伙人、其联属公司、其受让人和事先获得我们普通合伙人董事会批准的该等单位的人外，都不能就任何事项投票。我们的合伙协议还包括限制我们的单位持有人召开会议或获取有关我们的运营信息的能力的条款，以及限制我们的单位持有人影响管理方式或方向的其他条款。

如果根据#年的“投资公司法”，我们被视为“投资公司” 1940年，它将对我们共同单位的价格产生不利影响，并可能产生 对我们的业务造成实质性的不利影响。

我们的资产包括某些股权投资，如合资企业中的少数股权，这可能被视为1940年修订后的“投资公司法”(“投资公司法”)所指的“投资证券”。将来，我们可能会在合资企业中获得更多的少数股权，这些股权可以被视为“投资证券”。如果我们有足够数量的资产被视为“投资公司法”所指的“投资证券”，我们将不得不根据“投资公司法”注册为投资公司，获得美国证券交易委员会的豁免救济，或者修改我们的组织结构或我们的合同权利，使其不属于投资公司的定义。注册为投资公司可能会在很大程度上限制我们与关联公司进行交易的能力，包括向我们的关联公司或从我们的关联公司买卖某些证券或其他财产的能力，限制我们借入资金或从事其他涉及杠杆的交易的能力，并要求我们增加独立于我们或我们的关联公司的额外董事。部分或全部这些事件的发生可能会对我们的业务产生实质性的不利影响。

此外，将我们作为投资公司对待将使我们无法获得联邦所得税方面的合伙资格，在这种情况下，我们将被视为联邦所得税方面的公司，并受联邦税收的约束。
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按公司税率征收所得税，这可能会大大减少可用于分配的现金。此外，我们对单位持有人的分配将再次征税，因为公司分配，我们的收入、收益、损失或扣减都不会流向我们的单位持有人。

此外，由于我们希望避免根据“投资公司法”注册为投资公司，我们可能不得不放弃未来对可能被视为“投资公司法”所指的投资证券的公司的权益的收购，或者处置我们在任何被视为“投资证券”的资产中的现有权益。

我们普通合伙人的控制权可能会在没有单位持有人同意的情况下转让给第三方。

我们的普通合伙人可以在未经我们的单位持有人同意的情况下，在合并或出售其全部或几乎所有资产的过程中将其普通合伙人权益转让给第三方。此外，根据我们的合伙协议，我们普通合伙人的所有者可以质押、施加留置权或将他们在我们普通合伙人的全部或部分所有权权益转让给第三方。我们普通合伙人的任何新所有者将能够用自己的选择取代普通合伙人的董事会和高级管理人员，从而影响董事会和高级管理人员的决定。

一般情况下，我们可能会在没有单位持有人批准的情况下增发单位，包括优先于我们的共同单位的单位，这会稀释我们单位持有人现有的所有权权益。

我们的伙伴关系协议没有限制我们可以在任何时候不经我们的单位持有人批准而发行的额外公共单位的数量。我们发行额外的普通单位、优先单位或其他同等或更高级别的股本证券将产生以下影响：
•我们的单位持有人在我们公司的比例所有权权益将减少，包括任何投票权的相对稀释；
•每个单位可供分配的现金量可能会减少；
•应纳税所得额与分配额之比可能提高；
•每个先前未完成的单位的相对投票实力可能会减弱；以及
•普通单位的市场价格可能会下降。

如果我们首选单位的分配拖欠，我们将被禁止支付我们共同单位的分配。

持有本公司7.375%A系列固定利率至浮息累积赎回永久优先股(“A系列优先股”)、7.875%B系列固定至浮息累积赎回永久优先股(“B系列优先股”)及7.95%C系列固定至浮息累积赎回永久优先股(“C系列优先股”)的持有人，以及持有A系列及B系列优先股的人士例如分配权和合伙企业清算时的权利。如果我们不在我们的首选单位上支付所需的分配，我们将无法在我们的通用单元上支付分配。此外，由于对优先股持有人的分配是累积的，我们必须支付所有未支付的累积优先股分配，然后才能向我们的普通单位持有人支付任何分配。此外，由于对我们的共同单位持有人的分配不是累积的，如果我们没有就我们的共同单位支付任何季度的分配，如果我们稍后开始就我们的共同单位支付分配，那么我们的共同单位持有人将没有资格获得任何前期的分配。优先单位的优惠和特权可能会对我们共同单位的市场价格产生不利影响，或者可能会使我们未来更难出售共同单位。

我们的普通合作伙伴包括其附属公司可能会在公开或非公开市场出售单位，这可能会降低我们未完成的共同单位的市场价格。

如果我们的普通合伙人或其附属公司持有未注册的普通单位，在公开市场上出售这些单位中的很大一部分，无论是在一次交易还是一系列交易中，这可能会降低我们未完成的普通单位的市场价格。此外，这些销售，或者这些销售可能发生的可能性，可能会使我们未来更难销售我们的普通单位。

我们的普通合伙人拥有有限的赎回权，这可能要求我们的单位持有人以不受欢迎的时间或价格出售他们的单位。

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如果我们的普通合伙人及其附属公司在任何时候拥有超过80%的共同单位，我们的普通合伙人将有权(但没有义务)以不低于当时市场价格的价格收购非附属公司持有的全部(但不低于全部)共同单位，这是它可能转让给其任何附属公司或我们的义务。因此，我们的普通单位持有人可能会被要求以不理想的时间或价格出售他们的普通单位，而他们的投资可能得不到任何回报。我们的普通单位持有人也可能在出售他们的普通单位时承担纳税义务。

如果法院认定单位持有人的行为构成了对我们业务的控制，有限合伙人权益持有人的责任可能不会受到限制。

合伙企业的普通合伙人通常对合伙企业的义务负有无限责任，但明文规定的合伙企业的合同义务不向普通合伙人追索的除外。我们的合作伙伴关系是根据特拉华州的法律组织的，我们在其他一些州开展业务。在我们开展业务的其他一些州，还没有明确规定有限合伙人权益持有人对有限合伙企业义务的责任限制。在以下情况下，有限合伙人权益的持有人可以承担我们的任何和所有义务，就像该持有人是普通合伙人一样：
•法院或政府机构认定我们在一个州开展业务，但没有遵守该州的合伙企业法规；或
•有限合伙人权益持有人有权与其他单位持有人一起行动，以撤换普通合伙人、批准对我们的合伙协议的某些修订或根据我们的合伙协议采取其他行动，这构成了对我们业务的“控制”。

单位持有人可能有责任偿还错误分配给他们的分配。

在某些情况下，我们的单位持有人可能要偿还错误退还或分配给他们的款项。根据特拉华州修订后的统一有限合伙企业法第17-607条，如果分配会导致我们的负债超过我们资产的公允价值，我们不能向我们的单位持有人进行分配。特拉华州法律规定，从不允许的分配之日起三年内，收到分配并且在分配时知道这违反了特拉华州法律的有限合伙人将对有限合伙承担分配金额的责任。被替代有限合伙人有责任承担转让人向合伙企业出资的义务，该义务在被替代有限合伙人成为有限合伙人时是已知的；如果债务可以从合伙协议中确定，则对未知义务负有责任。由于合伙人的合伙权益而欠合伙人的负债以及对合伙企业没有追索权的负债不计入确定是否允许分配的目的。

投资于我们首选单位的内在风险

我们的优先单位从属于我们现有和未来的债务义务，您的权益可能会因发行额外的单位(包括额外的优先单位)和其他交易而被稀释。

优先股从属于我们现有和未来的所有债务。我们债务的本金和利息的支付减少了可用于分配给我们的有限合伙人(包括优先股持有人)的现金。发行与优先股平价或优先于优先股的额外单位(包括额外优先股)会稀释优先股持有人的利益，而发行同等或高级证券或额外债务可能会影响我们支付优先股的分派、赎回或支付优先股清算优先股的能力。

我们将所有可用现金分配给我们的普通股持有人，不需要为履行我们对优先股持有人的未来义务而积累现金，这可能会限制可用于在优先股上进行分配的现金。

我们的合作伙伴协议要求我们每个季度将我们所有的“可用现金”分配给我们的普通单位持有人。“可用现金”在我们的合伙协议中定义，并在合并财务报表附注16第8项中描述。“财务报表和补充数据。”因此，我们预计不会积累大量现金。根据我们现金分配的时间和金额，这些分配可能会大大减少我们在后续期间可用于支付优先股的现金。

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单位持有人的税务风险

我们的税收待遇取决于我们作为联邦所得税合伙企业的地位，以及我们是否受到个别州最低实体级别的税收的影响。如果美国国税局(Internal Revenue Service，简称IRS)出于联邦所得税的目的将我们视为一家公司，或者出于州税收的目的，我们将受到大量实体级税收的影响，这将大大减少可用于分配给单位持有人的现金数量。

在公共单位投资的预期税后经济效益在很大程度上取决于我们在联邦所得税方面被视为合伙企业。我们没有要求，也不打算要求美国国税局就我们的合伙地位做出裁决。

尽管根据特拉华州的法律，我们是有限合伙企业，但在某些情况下，像我们这样的合伙企业可能会被视为公司，以缴纳联邦所得税。尽管根据我们目前的运营情况，我们不认为我们会被视为公司，但美国国税局可能会不同意我们的立场，或者我们业务的变化(或现行法律的变化)可能会导致我们被视为公司来缴纳联邦所得税，或者以其他方式将我们作为一个实体征税。

如果出于联邦所得税的目的，我们被视为一家公司，我们将按公司税率(目前为21%)为我们的应税收入缴纳联邦所得税，并可能按不同的税率缴纳州所得税。对单位持有人的分配通常会作为公司股息再次征税(以我们目前和累积的收益和利润为限)，任何收入、收益、亏损、扣除或信用都不会流向单位持有人。由于我们作为一家公司将被征税，我们可供分配给单位持有人的现金将大幅减少。因此，出于联邦税收的目的，将我们视为一家公司将导致预期现金流的实质性减少，以及税后向单位持有人的回报，可能导致我们单位的价值大幅缩水。

上市合伙企业或对我们部门的投资的税收待遇可能会受到潜在的立法、司法或行政变化以及不同解释的影响，可能具有追溯性。

目前对包括我们在内的上市合伙企业或对我们单位的投资的联邦所得税待遇，可以随时通过行政、立法或司法解释进行修改。对联邦所得税法及其解释的任何修改都可能具有追溯力，也可能不具有追溯力。此外，任何此类修改都可能使我们更难或不可能满足例外情况，即允许产生合格收入的公开交易合伙企业被视为合伙企业(而不是公司)，以缴纳联邦所得税，影响或导致我们改变业务活动，或影响对我们单位的投资的税收后果。美国财政部发布了最终法规，解释了根据修订后的1986年国内收入法(Internal Revenue Code)第7704条或该法典产生合格收入的活动范围。我们认为，我们目前视为合格收入的收入符合最终法规对合格收入的要求。

公法115-97，即2017年12月22日颁布的《减税和就业法案》(简称《减税和就业法案》)，根据法典199A节向非公司普通单位持有人提供扣除，从2017年12月31日之后至2025年12月31日或之前的纳税年度，相当于其可分配份额的20%。就这项扣除而言，我们的“合格业务收入”等于我们的收入、收益、扣除和亏损项目的净额之和，但不包括某些特定类型的被动投资收入(如资本利得和股息)；以及在我们单位的处置中确认的任何收益，只要该收益可归因于某些资产，如折旧回收和我们的“库存项目”，因此根据第7条被视为普通收入。这项法律还包括对使用损失和其他扣除来抵消应税收入的某些新限制。这一扣除和这些限制的各个方面可以随时通过行政、立法或司法解释进行修改，这些解释可以追溯也可以不适用。

由于普遍存在的州预算赤字和其他原因，几个州正在评估通过征收州收入、特许经营权和其他形式的税收来对合伙企业征收实体税的方法，这将减少可用于分配给我们的单位持有人的现金。例如，我们需要向德克萨斯州缴纳保证金，按分摊给德克萨斯州的应税保证金的0.75%计算。





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税法的改变可能会对我们的业绩产生不利影响。

我们受到广泛的税收法律法规的约束，涉及联邦、州和外国所得税以及消费税、销售/使用税、工资税、特许经营税和从价税等交易税。新的税收法规和现行税收法规的修改正在不断出台，这可能会导致未来税收支出的增加。

如果税务机关对我们采取的税务立场提出异议，我们单位的市场可能会受到不利影响，与税务机关竞争的任何成本都会减少我们可用于分配给单位持有人的现金。

我们还没有要求美国国税局就我们作为合伙企业的联邦所得税待遇做出裁决。税务机关可能采取与我们律师的结论不同的立场，也可能与我们采取的立场不同，税务机关的立场最终可能会得到维持。可能有必要诉诸行政或法庭程序，以维持我们律师的部分或全部结论或立场。法院可能不同意我们律师的部分或全部结论或立场。任何与税务机关的竞争，以及任何此类竞争的结果，都可能增加单位持有人的纳税义务，并导致对与我们无关的项目进行调整，并可能对我们单位的市场及其交易价格产生实质性的不利影响。此外，我们与任何税务机关竞争的费用将由我们的单位持有人间接承担，因为这些费用将减少我们可供分配的现金。

在2017年12月31日之后的纳税年度，大型合伙企业的审计程序以及评估和征收因审计而应缴税款(包括适用的罚款和利息)的程序发生了变化。除非我们有资格(并选择)就经审核和调整后的申报表向我们的合作伙伴发布与修订后的附表K-1类似的报表，否则美国国税局可以在根据新程序完成审计的当年直接向我们评估和收取税款(包括任何适用的罚款和利息)。如果我们因为审计调整而被要求支付税款、罚款和利息，可供分配给我们单位持有人的现金可能会大幅减少。此外，由于完成审计的课税年度将支付款项，该课税年度的单位持有人将承担调整费用，即使他们在审计的纳税年度内不是单位持有人。

我们的单位持有人可能会被要求为从我们那里获得的收入缴税，即使单位持有人没有从我们那里获得任何现金分配。

由于我们的单位持有人将被视为合作伙伴，我们将向其分配应税收入(金额可能与我们分配的现金不同)，因此单位持有人将被要求支付任何联邦所得税，在某些情况下，即使他们没有从我们那里获得现金分配，也必须为他们在我们应税收入中的份额缴纳州和地方所得税。单位持有人从我们那里获得的现金分配可能不等于他们在我们应税收入中的份额，甚至不等于该收入产生的纳税义务。

我们可能采取的某些行动，例如发行额外的单位，可能会增加单位持有人的联邦所得税负担。

如果我们将来发行额外的单位或从事某些其他交易，分配给单位持有人的无追索权负债的可分配份额将重新计算，以计入我们发行的任何额外单位。单位持有人在我们的无追索权负债中所占份额的任何减少都将被视为对该单位持有人的现金分配，并将导致单位持有人单位的税基相应减少。在某些情况下，被视为现金分配可能导致单位持有人确认应税收益，只要被视为现金分配超过该单位持有人在其单位的纳税基础。

此外，如果我们处置资产或进行未来的单位发售，并以不会产生实质性额外扣除的方式使用收益，例如偿还目前未偿还的债务或收购不符合联邦所得税目的的折旧或摊销的财产，或者以比我们目前适用于我们资产的税率低得多的速度折旧或摊销，则单位持有人的联邦所得税负债可能会增加。

出售普通单位的税收收益或损失可能比预期的要多或少。

如果单位持有人出售其共同单位，单位持有人将确认等于变现金额与单位持有人在这些共同单位的纳税基础之间的差额的损益。由于分配给单位持有人的收入超过分配给该共同单位的应税净收入总额会降低其在该共同单位的纳税基础，因此，如果该共同单位以高于其在该共同单位的纳税基础的价格出售，则该先前相对于出售单位的超额分配的金额(如果有的话)实际上将成为该单位持有人的应税收入，即使价格低于其原始成本也是如此。此外，变现金额的很大一部分，无论是否代表收益，都可以作为普通收入征税。
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由于潜在的回收项目，包括折旧回收。此外，由于变现的金额包括单位持有人在我们无追索权债务中的份额，如果单位持有人出售其单位，单位持有人的纳税义务可能超过单位持有人从出售中获得的现金金额。

我们的单位持有人扣除我们产生的利息费用的能力可能会受到限制。

一般来说，我们有权扣除在我们的纳税年度内可适当分配给我们的贸易或业务的债务所支付或应计的利息。然而，根据减税和就业法案，在2017年12月31日之后的应税年度，我们对“商业利息”的扣除仅限于我们的商业利息收入和我们“调整后的应税收入”的30%(或2020年50%，经2020年3月27日冠状病毒援助、救济和经济保障法案修订)的总和。就这一限制而言，我们调整后的应税收入是在不考虑任何业务利息支出或业务利息收入的情况下计算的，如果是在2022年1月1日之前开始的纳税年度，任何允许用于折旧、摊销或损耗的扣除都不需要作为销售商品成本的一部分进行资本化。

免税实体和非美国人面临拥有单位的独特税收问题，这可能会给他们带来不利的税收后果。

免税实体(如个人退休账户或IRA)、其他退休计划和非美国人对单位的投资引发了他们特有的问题。例如，我们分配给免征联邦所得税的组织(包括IRA和其他退休计划)的几乎所有收入都将是无关的企业应税收入，这可能需要向他们征税。此外，就2017年12月31日之后开始的应纳税年度而言，拥有一项以上无关贸易或业务的免税实体(包括通过对从事一项或多项无关贸易或业务的合伙企业(如我们)的投资进行归属)，可能需要就每一项此类贸易或业务单独计算该免税实体的无关业务应纳税所得额(包括为确定任何净营业亏损扣除的目的)。因此，从2017年12月31日开始的几年内，免税实体可能无法利用投资于我们合伙企业的亏损来抵消另一不相关贸易或业务的不相关业务应税收入，反之亦然。

对非美国人的分配将通过按最高适用的有效税率预扣税款来减少，非美国人将被要求提交美国联邦纳税申报单，并就他们在我们应税收入中的份额纳税。非美国人出售或以其他方式处置我们的部门所获得的收益将作为与美国贸易或业务有效相关的收入缴纳联邦所得税。此外，我们单位的受让人(或受让人的经纪人，如果适用)通常被要求扣留转让人变现金额的10%，除非转让人证明不是外国人。最近的财政部最终法规规定，从2023年1月1日开始，这一扣缴规则适用于公开交易合伙企业的公开市场权益转让。根据这些规定，为此扣缴目的的“变现金额”是在转让时支付或贷记的毛收入。

如果单位持有人是免税实体或非美国人，在投资我们的单位之前，单位持有人应咨询其税务顾问。

我们对待每个购买公共单位的人都享有相同的税收优惠，而不考虑实际购买的公共单位。美国国税局可能会对这一待遇提出质疑，这可能会对共同单位的价值产生不利影响。

由于我们不能匹配普通单位的出让方和受让方，以及其他原因，我们采用了折旧和摊销头寸，这些头寸可能不符合现有财政部规定的所有方面。美国国税局对这些头寸的成功挑战可能会对单位持有人可获得的税收优惠金额产生不利影响。它还可能影响这些税收优惠的时间或出售共同单位的收益金额，并可能对我们共同单位的价值产生负面影响，或导致我们单位持有人纳税申报单的审计调整。

我们每个月的收入、收益、损失和扣除项目都是根据我们单位的所有权，而不是根据特定单位的转让日期，在我们单位的出让方和受让方之间按比例分配的。美国国税局(IRS)可能会对这一待遇提出质疑，这可能会改变我们的单位持有人之间收入、收益、损失和扣除项目的分配。

我们每个月的收入、收益、损失和扣除项目都是根据我们单位的所有权，而不是根据特定单位的转让日期，在我们单位的出让方和受让方之间按比例分配的。美国财政部通过了最终法规，提供了一个安全港，根据这些法规，公开交易的合伙企业可以使用类似的月度简化惯例，在转让人和受让人单位持有人之间分配税项。这些规定没有明确授权我们以前使用的分段计算方法。如果国税局
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如果我们的按比例分配方法或新的财政部条例颁布，我们可能会被要求改变单位持有人之间的收入、收益、损失和扣除项目的分配。

一个单位持有人，他的单位被借给一个“卖空者”来回补卖空。 可以认为已经处置了这些单元。如果是这样的话，单位持有人会 在税务方面不再被视为这些单位的合作伙伴 在贷款期内，并可能被要求确认 性情。

由於单位持有人将单位借给“卖空者”以应付单位的卖空，可能会被视为已处置所借出的单位，因此在向卖空者贷款期间，该单位持有人在税务上不再被视为该等单位的合伙人，而该单位持有人可能须确认该等处置的收益或损失。此外，在向卖空者贷款期间，我们与这些单位有关的任何收入、收益、损失或扣除可能不会由单位持有人报告，单位持有人收到的关于这些单位的任何现金分配可以作为普通收入全额纳税。基金单位持有人希望确保其作为合伙人的地位，并避免因向卖空者贷款而获得认可的风险，请修改任何适用的经纪账户协议，以禁止他们的经纪人借出和借出他们的单位。

我们采用了某些估值方法，这可能会导致单位持有人之间的收入、收益、损失和扣除的转移。美国国税局(IRS)可能会对这种待遇提出质疑，这可能会对单位的价值产生不利影响。

当我们发行额外的单位或从事某些其他交易时，我们确定我们资产的公平市场价值，并将我们资产的任何未实现收益或亏损分配到我们单位持有人的资本账户。我们的方法可能会被视为低估了我们资产的价值。在这种情况下，某些单位持有人之间可能会出现收入、收益、损失和扣除的转移，这可能对这些单位持有人不利。此外，根据守则第743(B)节的规定，随后购买我们单位的买家可能会有更大部分的调整分配给我们的有形资产，而较少的部分分配给我们的无形资产。美国国税局可能会挑战我们的估值方法，或我们对可归因于我们有形和无形资产的第743(B)条调整的分配，以及我们某些单位持有人之间的收入、收益、损失和扣除的分配。

美国国税局对这些方法或分配的成功挑战可能会对分配给单位持有人的应纳税所得额或损失额产生不利影响。这也可能影响我们的单位持有人出售我们的单位的收益金额，并可能对我们的单位价值产生负面影响，或者导致我们的单位持有人在没有额外扣除的情况下对纳税申报单进行审计调整。

将我们优先股的分配作为资本使用的保证付款，为优先股持有人创造了与我们共同单位持有人不同的税收待遇。

对我们首选单位的分配的税收处理是不确定的。出于税务目的，我们将把优先股持有人视为合作伙伴，并将优先股的分配视为资本使用的担保付款，优先股持有人一般应按普通收入纳税，没有资格享受守则199A节规定的扣除。尽管我们优先股的持有者即使在没有同时分配的情况下也可以从此类担保付款的应计收入中确认应税收入，但我们预计会累积和进行与优先股相关的担保付款分配。由于每个单位的担保付款必须在应计项目的应纳税年度内作为收入应计给持有人，因此，从12月15日开始至12月31日止期间的担保付款将作为收入计入12月31日优先单位的记录持有人，无论该持有人在实际分配时是否继续拥有优先单位。否则，我们的优先股持有人一般不会分享我们的收入、收益、损失或扣除项目，除非在可能的范围内向优先股提供清算优先股的好处。我们不会将我们的无追索权债务的任何份额分配给我们优先股的持有人。如果出于税务目的，我们的优先股被视为债务，而不是合伙企业权益，我们对优先股的分配很可能被视为我们向优先股持有人支付的利息，而不是资本使用的担保付款。

我们优先股的持有人将被要求确认出售其优先股的收益或亏损，该收益或亏损等于该持有人变现的金额与已售出优先股的税基之间的差额。一般情况下，变现的金额将等于现金和持有者为换取此类优先股而获得的其他财产的公平市场价值的总和。在符合要求在多项合伙权益之间采用混合基准的一般规则的规限下，优先单位的课税基准一般等于优先单位持有人为收购该优先单位而支付的现金和其他财产的公平市值之和。优先股持有人在出售或交换持有超过一年的优先股时确认的收益或损失，一般将作为长期资本收益或损失征税。因为我们的持有者
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优先股一般不会被分配到我们的折旧、损耗或摊销项目中的一部分，预计这些持有人不会因为重新收购规则而被要求将其收益的任何部分重新定性为普通收入。

单位持有人可能需要缴纳州税和地方税，并提交报税表。 在他们不居住的州的要求，因为他们投资于我们的 单位。

除联邦所得税外，单位持有人可能还需缴纳其他税，包括外国税、州税和地方税、非公司营业税和遗产税、遗产税或无形税，这些税是由我们开展业务或拥有财产的各个司法管辖区征收的，即使单位持有人不住在这些司法管辖区中的任何一个司法管辖区也是如此。单位持有人可能被要求提交外国、州和地方所得税申报单，并在这些司法管辖区中的一些或全部地区缴纳州和地方所得税。此外，单位持有人如未能遵守这些规定，可能会受到惩罚。当我们进行收购或扩大业务时，我们可能会在其他州拥有资产或开展业务，这些州征收个人所得税或实体税。每个单位持有人都有责任提交所有美国联邦、外国、州和地方的纳税申报单。我们的律师尚未就投资我们单位的外国、州或地方税后果发表意见。

一般风险因素

如果我们或DCP Midstream，LLC及其子公司不能吸引和留住关键管理人员和熟练员工，我们有效管理和发展业务的能力可能会受到不利影响。

我们依靠我们的执行管理团队来管理我们的日常事务，并建立和执行我们的战略业务和运营计划。这支执行管理团队在中游能源行业拥有丰富的经验。我们任何一位高管的流失，或因扩张、离职或退休而无法填补新职位，都可能对我们实施业务战略的能力产生不利影响。此外，我们的运营需要工程师、运营和现场技术人员以及其他高技能员工。对有经验的高管和熟练员工的竞争非常激烈，当其他能源公司对这类人员的需求很高时，竞争会加剧。如果我们或DCP Midstream，LLC及其子公司不能吸引、培训和留住这些人员，我们执行业务战略、提高或继续为现有客户提供服务的能力可能会受到损害，我们的业务可能会受到不利影响，这可能会对我们的运营业绩和现金分配能力产生不利影响。

未来全球信贷市场的混乱可能会使股票和债务市场更难进入，资本市场成本更高，造成信贷供应短缺，并导致信贷市场波动，这可能会扰乱我们的融资计划，限制我们的增长能力。

公开股票市场不时出现大幅下跌，全球信贷市场整体流动性短缺，从而导致信贷供应中断。未来全球金融市场的混乱，包括金融机构的破产或重组，可能会使股票和债务市场无法进入，并对已经安排的信贷供应以及未来的信贷供应和成本产生不利影响。根据我们的信贷协议，我们可以借入额外资本，但如果我们的一个或多个贷款人未能履行其向我们放贷的合同义务，我们在该贷款下借款的能力可能会受到损害。
     
作为一家公开交易的合作伙伴，这些进展可能会严重削弱我们进行收购或为增长项目融资的能力。我们每季度将我们修订和重述的合伙协议(“合伙协议”)中定义的所有可用现金分配给我们的普通单位持有人。我们依赖外部融资来源，包括发行债务和股权证券以及银行借款，为收购或扩张资本支出提供资金，或为例行的定期营运资金需求提供资金。我们获得外部资本的任何限制，包括资本市场流动性不足或波动造成的限制，都可能削弱我们以有利条件完成未来收购和建设项目的能力(如果有的话)。因此，与将所有可用现金再投资于扩大正在进行的业务的企业相比，我们可能处于竞争劣势，特别是在不利的经济条件下。

资本市场的波动可能会对我们的流动性造成不利影响。
资本市场可能会经历波动，这可能会导致金融不确定性。我们能否获得信贷协议项下的资金，取决于作为信贷协议一方的贷款人履行其融资义务的能力。如果这些贷款机构遭遇资本和流动性短缺，它们可能无法履行其资金承诺。如果信贷协议下的贷款人未能为其在信贷协议中的份额提供资金，我们的可用借款可能会进一步减少。此外，我们的借贷能力可能会受到信贷协议所载财务契约的进一步限制。
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经济大幅下滑可能会对我们的经营业绩、财务状况或现金流产生不利影响。如果我们的业绩受到负面影响，我们可能需要额外的借款。资本市场的恶化可能会对我们以合理条件及时获得资金的能力造成不利影响。

1B项。未解决的员工意见
没有。

第二项。 属性
有关我们的工厂、分馏和储存设施以及管道系统的详细信息，请参阅第一项。“业务--我们的运营部门。”我们相信，我们的物业总体状况良好，维护良好，在可预见的未来，我们的物业适合和充足地以最大限度地开展我们的业务。
我们的不动产分为两类：(1)我们收取费用而拥有的地块；(2)我们的权益来源于租约、地役权、通行权、土地所有者或政府当局允许我们使用这些土地进行运营的地块。我们的工厂和其他主要设施所在的部分土地由我们以费用所有权拥有，我们相信我们对这些土地拥有令人满意的所有权。我们厂址和主要设施所在的其余土地由我们(作为承租人)和土地的费用所有人(作为出租人)之间的土地租赁持有。吾等或吾等的前辈已租赁此等土地多年，而吾等并无知悉任何有关该等资产所在土地的业权的重大挑战，吾等相信吾等对该等土地拥有令人满意的租赁权。我们不知道对我们持有的任何物质租赁、地役权、通行权、许可证或许可证的潜在费用所有权或我们对任何物质租赁、地役权、通行权、许可证或租赁的所有权有任何挑战，我们相信我们对我们所有的物质租赁、地役权、通行权、许可证和许可证拥有令人满意的所有权。
我们的主要执行办公室位于科罗拉多州丹佛市雷顿大道6900E.Layton Avenue，Suite900，邮编：80237，电话号码是3035953331，网站地址是Www.dcpmidstream.com.

第三项。 法律程序

见项目8-财务报表-合并财务报表附注-注21请在本表格10-K的第II部分中查阅有关法律诉讼的信息。关于根据S-K法规第103(C)(3)(Iii)项披露以政府实体为当事方的环境诉讼，本公司已选择披露本公司合理地相信该诉讼将导致100万美元或更多罚款(不包括利息成本)的事项。

第四项。 煤矿安全信息披露
不适用。
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第二部分
第五项。 注册人共有单位、相关单位持有人事项和发行人购买共有单位的市场
市场信息
我们的共同单位在纽约证券交易所(“NYSE”)上市，代码为“DCP”。截至2022年2月16日，我们共同单位的登记持有者约有34人。这一数字不包括其共同单位由其他实体信托持有的单位持有人。

根据股权补偿计划授权发行的证券
第5项所要求的与我们的股权补偿计划有关的信息是通过参考第12项所述的信息而并入的。本文所载的“某些实益所有人和管理层的担保所有权及相关单位持有人事项”。
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第六项。 [已保留]
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第7项。 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析

下面的讨论分析了我们的财务状况和经营结果。您应该阅读下面关于我们的财务状况和经营结果的讨论，以及我们的合并财务报表和本年度报告中其他地方的附注(Form 10-K)。本部分Form 10-K年度报告一般讨论截至2021年12月31日和2020财年的业绩项目，以及2021年和2020财年的同比比较。关于2019年业绩的讨论以及2020年与2019年的同比比较并未包括在本Form 10-K年度报告中，而是可以在公司截至2020年12月31日的Form 10-K财年报告第二部分第7项中的“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”中找到。

概述
我们是由DCP Midstream，LLC组成的特拉华州有限合伙企业，拥有、运营、收购和开发补充中游能源资产的多元化投资组合。我们的业务分为两个可报告的部门：(I)物流和营销以及(Ii)收集和处理。我们的物流和营销部门包括运输、交易、营销和储存天然气和NGL，以及分馏NGL。我们的收集和加工部分包括天然气的收集、压缩、处理和加工，生产和分馏天然气，以及回收凝析油。

大势所趋与展望
我们预计我们的业务将继续受到以下主要趋势的影响。我们的预期是基于我们所做的假设和我们目前掌握的信息。如果我们对现有信息的基本假设或解释被证明是不正确的，我们的实际结果可能与我们的预期结果大不相同。
2020年3月，世界卫生组织宣布新冠肺炎疫情为大流行，美国经济开始感受到新冠肺炎大流行的明显影响。自2020年第一季度以来，由新冠肺炎病毒及其变异株(“新冠肺炎”)引起的大流行扰乱了美国经济，并立即导致对我们产品的需求下降。我们开始看到，从2020年下半年开始，对我们的天然气和NGL产品和服务的需求有所改善，这种情况一直持续到2021年。新冠肺炎疫情继续保持活力，整个经济面临的短期挑战依然存在。由于许多公司无法控制的因素，新冠肺炎大流行的持续影响程度仍然不确定，这些因素包括但不限于疫情的严重性、持续时间和死灰复燃、新的变种、公共安全措施的有效性、疫苗的分销和有效性以及供应链压力。管理层继续监测新冠肺炎疫情，然而，这些因素将在多大程度上影响我们的业务和我们在2022年及以后的运营结果仍不确定，目前无法合理估计任何此类中断的相关财务影响。
我们已经采取措施应对新冠肺炎疫情，以便在最大限度地减少中断的情况下，维持我们工厂和关键基础设施的基本业务功能。我们目前的连续性计划专门针对技术、通信和远程运营。我们继续把安全可靠的运营放在首位，没有经历过运营中断或因新冠肺炎疫情而产生的重大额外成本。
我们的业务受到商品价格和数量的影响。我们通过我们的收费资产和执行我们的套期保值计划，在整体合作的基础上减轻了大宗商品价格风险的很大一部分。如项目7A所示，各种因素影响商品价格和数量。“关于市场风险的定量和定性披露”，我们对大宗商品价格的某些现金和非现金变化很敏感。由于需求增加和供应收紧，大宗商品价格已经从疫情开始时的低点反弹。然而，国内勘探、开发和生产仍然有限，增长速度慢于需求，我们的天然气吞吐量和NGL产量继续受到影响。
我们的长期观点是，大宗商品价格将处于我们认为将支持国内生产持续或不断增长的水平。近年来，我们已经将我们的业务转变为更多以收费为基础的投资组合，更多地专注于物流和营销部门的业务，以减少大宗商品敞口。此外，我们使用我们的战略对冲计划来进一步降低大宗商品价格敞口。我们预计，未来大宗商品价格将受到关税和其他全球经济状况、勘探和生产公司在北美的生产和钻探活动水平、液化天然气、NGL和原油的进出口贸易平衡，以及冬季和夏季天气的严酷程度的影响。
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我们打算成为向低碳能源未来过渡的积极参与者。2021年8月，我们宣布了全公司温室气体排放强度降低目标的两个目标。到2030年，我们的目标是利用能源基础设施理事会GPA中游协会报告模板协议，将我们的范围1和范围2温室气体排放总量在2018年基线的基础上减少30%。到2050年，我们的目标是实现温室气体净零排放。我们计划通过双管齐下的方式实现这些目标，重点是清理核心，或提高现有业务的效率和现代化，并利用我们现有的战略和基础设施来建立相邻的业务线，抓住不断增长的市场机会，并利用绿色能源增长。我们正在努力通过在整个运营中节约资源和能源来不断提高运营和能源效率，并在实现我们的目标方面取得了进展，从2018年基线到2020年，我们的运营范围1和范围2的温室气体排放量减少了约15%。此外，我们在同一时期减少了23%的甲烷排放量。虽然我们相信所有这些目标都符合我们的长期增长战略、财务和运营重点，但它们都是令人向往的，可能会发生变化，而且不能保证它们会实现。
我们的业务主要是由生产商的天然气产量以及与我们的管道和分馏塔相连的加工厂的天然气产量推动的。这些产量可能受到钻探活动减少、大宗商品价格低迷、恶劣天气中断、运营中断和乙烷拒绝等因素的负面影响。上游生产商在2021年期间减少了资本支出，他们对大宗商品价格和需求变化的反应仍不确定。
在我们的收集和加工部门，我们对与我们预期的天然气、NGL和凝析油权益数量的一部分相关的大宗商品价格进行对冲。钻探活动水平因地理区域而异，我们将继续将我们的战略定位于我们预计生产商钻探活动的地理区域。
我们相信，我们与生产商的合同结构为我们提供了重要的信用风险保护，因为我们通常持有产品、销售产品，并在向生产商汇款之前扣留费用。目前，我们最大的20家生产商占我们收集和加工的天然气总量的大部分，在这20家生产商中，有6家拥有投资级信用评级。2021年2月，冬季风暴URI导致某些地区天然气产量下降，天然气价格异常高。在此期间，某些交易对手的账单仍存在争议，收取费用的时间比正常情况下要长。
全球经济前景继续令美国金融市场、企业和投资者感到担忧。这种不确定性可能会加剧金融和大宗商品市场的波动。
我们相信，我们有能力承受未来大宗商品价格的波动，原因如下：
•我们的收费业务占我们利润率的很大一部分。
•我们定位良好的多元化资产带来了正的运营现金流。
•我们有一个明确的、有针对性的多年套期保值计划。
•我们管理我们纪律严明的资本增长计划，重点放在基于收费的协议和具有长期产量前景的项目上。
•我们相信，我们拥有坚实的资本结构和资产负债表。
•我们相信，我们可以获得足够的资本来支持我们的增长，包括额外的分销覆盖和资产剥离。
在2022年期间，我们的战略目标是产生超额自由现金流(非GAAP衡量标准的协调-超额自由现金流中定义的非GAAP衡量标准)和降低杠杆率。我们认为，产生超额自由现金流的关键因素是我们资产组合的多样性，我们的收费业务占我们估计利润率的很大一部分，加上我们的对冲商品头寸，其目标是防范我们超额自由现金流的下行风险。我们将通过流程和技术改进，继续追求资产的增量收入、成本效益和运营改进。
我们为合并后的实体和未合并的附属公司产生资本支出。我们的2022年计划包括维持1亿至1.4亿美元的资本支出和1亿至1.5亿美元的扩张资本支出。



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近期事件
高级注释
2022年1月3日，我们使用循环信贷安排和AR证券化安排下的借款，在到期前按面值偿还了2022年4月1日到期的4.95%优先票据的全部3.5亿美元未偿还本金总额。
共同分布和优先分布
2022年1月24日，我们宣布普通合伙人董事会宣布我们共同单位的季度分配为每共同单位0.39美元。分派将于2022年2月14日支付给2022年2月4日登记在册的单位持有人。
同一天，普通合伙人董事会宣布，我们的B系列和C系列优先股的季度分配额分别为每股0.4922美元和0.4969美元。B系列分配将于2022年3月15日支付给2022年3月1日登记在册的单位持有人。C系列分配将于2022年4月15日支付给2022年4月1日登记在册的单位持有人。
可能对我们的结果有重大影响的因素
物流和营销部门
我们的物流和营销部门的经营业绩受我们在NGL管道上运输的NGL的吞吐量以及我们分离和储存的NGL的数量等因素的影响。我们运输、分离和储存NGL主要是收费的。我们的客户在乙烷拒绝模式下运行其加工厂，通常是因为乙烷价格相对于天然气价格较低，这可能会对产能产生负面影响。影响NGL供应和需求的因素，如下面我们收集和处理部门中所述，也可能影响我们物流和营销部门的吞吐量和数量。
这些合同安排可能要求我们的客户向我们的管道和设施承诺最低数量，从而减轻我们面临的数量风险。然而，这一业务部门的运营结果通常取决于运输、分级或储存的产品数量以及向客户收取的费用水平。我们不拥有在我们的NGL管道上运输、在我们的分馏设施中分馏或在我们的储存设施中储存的产品的所有权；相反，客户保留所有权和相关的商品价格风险。我们管道上输送的NGL数量取决于与我们的NGL管道相连的加工厂的NGL产量。当天然气价格相对于NGL价格较高时，由于天然气的价值高于NGL的价值，以及将NGL从天然气中分离出来的成本增加，加工天然气的利润较低。因此，我们在过去经历了天然气价格上涨或天然气价格下降会减少连接到我们天然气管道的工厂提取的天然气产量，进而降低我们资产的天然气产量的时期。
我们物流和营销部门的运营结果也受到与我们的天然气储存和管道资产相关的天然气数量、价格和基差以及与这些资产相关的基础衍生品的增减的影响。我们通过我们的商品衍生品计划管理与我们的天然气储存和管道资产相关的商品价格风险。与我们的天然气储存和管道资产相关的商业活动主要包括购买和销售天然气以及相关的时间价差和基差。通过在一个时间点建立长气体位置和在不同时间点建立相等的短气体位置来执行时间扩展交易。时间利差交易使我们能够锁定由我们天然气储存资产的注入、提取和储存能力支持的保证金。我们可能会执行基差交易，以降低整个系统的买卖价差风险。基差交易允许我们锁定实物天然气购买和销售的保证金，包括注入和从储存中提取。




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收集和处理数据段
我们收集和加工部门的运营结果受到以下因素的影响：(1)天然气、原油和天然气等大宗商品的价格及其之间的关系；(2)我们收集的天然气的井口量和质量的增减；(3)我们系统吞吐量和相关加工量的相关Btu含量；(4)我们加工设施的运营效率和可靠性；(5)下游和基础设施产能限制对吞吐量的潜在限制；以及(6)我们与生产商的加工合同安排的条款。这不是可能影响我们运营结果的因素的完整清单，而是我们认为最有可能影响这些结果的因素。
产量和运营效率通常由井口产量、工厂恢复、我们设施的运营可用性、物理完整性和我们在地区基础上的竞争地位以及更广泛的天然气、NGL和凝析油需求推动。商品价格变化的历史和当前趋势可能不能预示未来的趋势。产量和价格也受到残渣天然气和NGL的需求和带走能力的推动。
我们的加工合同安排会对我们的盈利能力和现金流产生重大影响。我们的实际合同条款基于多种因素，包括合同执行时的商品定价环境、天然气质量、地理位置、客户要求以及来自其他中游服务提供商的竞争。我们的收集和加工合同组合，以及我们对天然气、天然气和凝析油价格的风险敞口，可能会因生产商的偏好而发生变化，影响我们在某些类型合同更常见的地区的扩张，以及其他市场因素。我们的收入和我们收集和加工部门的调整后毛利主要来自合同，这些合同包含基于费用的安排和收益百分比/液体安排的组合。
我们的采集和加工部门的经营业绩受到市场状况的影响，这些市场状况导致天然气、原油和天然气价格的波动。中游天然气行业具有周期性，行业内企业的经营业绩明显受到钻探活动的影响，而钻探活动可能会受到当前大宗商品价格和全球需求的影响。美国活跃的石油和天然气钻井平台数量增加，从2020年12月31日的351座增加到2021年12月31日的586座。虽然残渣天然气的现行价格对我们的经营业绩的短期影响不如NGL价格，但从长期来看，我们业务的增长和可持续性取决于大宗商品价格是否足以为生产商提供勘探和生产天然气的激励和资金。
天然气、原油和天然气的价格可能会在一段时间内波动极大，而且可能不会总是有密切的关系。由于我们的套期保值计划，NGL价格和原油价格关系的变化可能会导致我们的大宗商品价格敞口不同，我们试图在本2021年Form 10-K中7A项的大宗商品价格敏感性中捕捉到这一点，即“关于市场风险的定量和定性披露”。我们的业绩也可能受到成本或可变现净值库存的非现金降低或不平衡调整的影响，当商品的市场价值降至我们的账面价值以下时就会发生这种情况。
我们在获取原始天然气供应方面面临着激烈的竞争。在获得额外的天然气供应以及收集和加工原始天然气方面，我们的竞争对手包括大型综合石油和天然气公司、州际和州际管道，以及收集、压缩、处理、加工、运输、储存和/或销售天然气的公司。在生产商进行强劲钻探的地理区域，以及原油、天然气和/或天然气的大宗商品价格居高不下的时期，竞争往往是最激烈的。在我们与客户的商业合同期限较短的地区，竞争也在加剧，因此必须更频繁地重新谈判。
天气
恶劣天气的经济影响可能会对国家的短期能源供求产生负面影响，并可能导致大宗商品价格波动。极端天气事件导致的天然气价格大幅波动可能会增加我们的营运资金要求，以便为大宗商品交易所未平仓合约的结算或保证金要求提供资金。此外，恶劣的天气可能会限制或阻止我们充分利用我们的资产，因为我们的资产受损，公用事业中断，以及我们设施下游可能出现的天然气和天然气削减，这可能会限制我们的生产。这些影响可能会持续到实际天气事件之后。虽然我们的绝大部分资产都有保险，但在某些情况下，保险可能不足以弥补我们的损失，在某些情况下，我们甚至无法按商业上合理的条款获得保险。
63

气候变化可能会对我们的业务产生长期影响。例如，我们位于德克萨斯州和路易斯安那州墨西哥湾沿岸等低洼地区的设施可能会因为洪水、海平面上升或更频繁和更恶劣的天气事件而中断运营而面临更大的风险。气候或天气模式的变化可能会阻碍勘探和生产活动，或增加石油和天然气资源的生产成本，从而影响进入我们系统的吞吐量。气候或天气的变化也可能影响对能源产品和服务的需求，或者改变燃料的总体能源需求。

资本市场

资本市场的波动可能会以多种方式影响我们的业务，包括限制我们的生产商为其钻井计划和运营提供资金的能力，以及限制我们支持或资助我们的运营和增长的能力。这些事件可能会影响我们的交易对手履行其信用或商业义务的能力。在可能的情况下，我们已经从高评级银行获得了额外的抵押品协议、信用证，或者已经管理了信贷额度，以缓解部分风险。

通货膨胀的影响

我们预计，劳动力成本的增加，以及主要与2021年下半年开始的通胀压力相关的供应链成本上升，将对我们2022年的运营产生影响。然而，这些成本的增加应该被我们商品销售、运输和加工价格的好处部分抵消。然而，利率上的通胀压力影响了我们的业务，也影响了更广泛的经济和能源业务。因此，在一般商业通货膨胀或能源大宗商品价格相对较高的时期，我们在化学品、公用事业、材料和用品、劳动力和主要设备采购方面的成本可能会增加。

其他
上述因素，包括大宗商品价格和交易量的持续恶化、其他市场下跌或我们的普通单价下降，可能会对我们的经营业绩产生负面影响，并可能增加非现金减值费用或非现金降低成本或可变现净值库存调整的可能性。

我们如何评估我们的运营
我们的管理层使用各种财务和运营指标来分析我们的业绩。这些衡量标准包括：(1)业务量；(2)调整后的毛利率和部门调整后的毛利率；(3)运营和维护费用，以及一般和行政费用；(4)调整后的EBITDA；(5)调整后的部门EBITDA；(6)可分配现金流量和(7)超额自由现金流量。调整后的毛利、部门调整后的毛利、调整后的EBITDA、调整后的部门EBITDA、可分配现金流和超额自由现金流都是非GAAP衡量标准。在允许的范围内，我们列报某些非GAAP指标，并将这些指标与其最直接可比的财务指标(根据GAAP计算和列报)进行对账。这些非GAAP衡量标准可能无法与另一家公司的类似名称的衡量标准相比较，因为其他实体可能不会以相同的方式计算这些非GAAP衡量标准。
卷数
我们认为井口、吞吐量和存储量是影响我们盈利能力的重要因素。我们根据收费运输合同收集和运输一些天然气和天然气。这些合同的收入是通过将规定的费率应用于运输量而获得的。随着油井枯竭，与我们管道相连的现有油井的输油量自然会随着时间的推移而下降。因此，为了维持或提高这些管道的吞吐量水平和天然气加工厂的利用率，我们必须不断获得新的天然气和天然气供应。我们维持现有天然气和NGL供应并获得新供应的能力受到以下因素的影响：(1)现有连接油井的修井或重新完工水平以及目前专用于我们管道的地区的成功钻探活动；以及(2)我们从其他地区现有和成功的新油井争夺产量的能力。我们管道上的NGL和天然气的吞吐量在很大程度上取决于我们的加工厂生产的NGL和天然气的数量，以及与我们的NGL和天然气管道有管道连接的其他加工厂生产的NGL和天然气的数量。我们定期监测我们服务和管道所在地区的生产商活动，并寻求机会将新的供应连接到这些管道。我们还监控我们的NGL和天然气储存库中的库存
64

根据季节模式和其他市场因素(如天气和整体市场需求)，对存储设备的总体需求进行了评估。

65

经营成果

综合概述
下表和讨论汇总了我们截至2021年12月31日和2020年12月31日的综合运营结果。在这一综合概述讨论之后，将进一步详细讨论各部门的运营结果。截至2020年12月31日的年度与截至2019年12月31日的年度的讨论可在我们截至2020年12月31日的年度报告表格10-K中找到，应结合以下讨论阅读。
 截至十二月三十一日止的年度，方差
2021 vs. 2020
 20212020增加
(减少)		百分比
 (百万，不包括运营数据)
营业收入(A)：
物流与营销$9,734 $5,530 $4,204 76 %
采集和处理6,894 3,479 3,415 98 %
部门间淘汰(5,921)(2,707)3,214 *
营业总收入10,707 6,302 4,405 70 %
采购及相关费用
物流与营销(9,596)(5,197)4,399 85 %
采集和处理(5,590)(2,253)3,337 *
部门间淘汰5,921 2,707 3,214 *
总购买量(9,265)(4,743)4,522 95 %
运维费用
(659)(607)52 9 %
折旧及摊销费用
(364)(376)(12)(3 %)
一般和行政费用
(223)(253)(30)(12 %)
资产减值
(31)(746)(715)(96 %)
其他收入(费用)，净额
5 (15)(20)*
资产出售损失净额
(5)— 5 *
重组成本
— (9)(9)*
未合并关联公司收益(B)
535 447 88 20 %
利息支出
(299)(302)(3)(1 %)
所得税费用
(6)— 6 *
可归因于非控股权益的净收入
(4)(4)— — %
合伙人应占净收益(亏损)$391 $(306)$697 *
其他数据：
调整后的毛利率(C)：
物流与营销$138 $333 $(195)(59 %)
采集和处理1,304 1,226 78 6 %
调整后毛利率合计$1,442 $1,559 $(117)(8 %)
非现金商品衍生品按市值计价$(125)$55 $(180)*
NGL管道吞吐量(MBbls/d)(D)652 661 (9)(1 %)
输气管道吞吐量(TBtu/d)(D)1.0 1.1 (0.1)(9 %)
天然气井口(MMCF/d)(D)4,196 4,558 (362)(8 %)
天然气总产量(MBbls/d)(D)398 400 (2)(1 %)
*百分比变动意义不大
(A)营业收入包括交易和营销收益(亏损)的影响，净额。
(B)若干未合并联属公司的盈利包括于2020年第一季就Discovery Producer Services LLC的股权投资而产生的投资账面值与实体相关股本之间的净差额摊销，以及临时减值6,100万美元。
66

(C)调整后的毛利由总营业收入减去采购和相关成本组成。每个部门的分部调整毛利包括该部门的总营业收入、减去该部门的采购和相关成本。请阅读“非公认会计准则衡量标准的对账”。
(D)对于并非由吾等全资拥有的实体，包括吾等根据吾等拥有的百分比所占的井口份额、吞吐量及天然气产量。

截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度
营业总收入-2021年总营业收入比2020年增加44.05亿美元，主要原因如下：
•我们的物流和营销部门增加了42.04亿美元，主要是由于大宗商品价格上涨以及运输、加工和其他业务的增加，但天然气和天然气产量下降以及不利的大宗商品衍生活动部分抵消了这一增长；以及
•我们的采集和加工部门增加了34.15亿美元，主要是由于大宗商品价格上涨，运输、加工和其他业务增加，以及DJ盆地的产量增加，但被不利的大宗商品衍生活动以及南方、二叠纪和中大陆地区的产量下降所部分抵消。
这些增幅被以下各项部分抵销：
•部门间抵销变动32.14亿美元，这与我们的收集和加工部门向我们的物流和营销部门销售天然气和天然气产量有关，这主要是由于大宗商品价格上涨所致。
总购买量-与2020年相比，2021年的总购买量增加了45.22亿美元，主要原因如下：
•由于上述商品价格和数量的变化，我们的物流和营销部门增加了43.99亿美元；以及
•由于上文讨论的商品价格和数量变化，我们的收集和加工部分增加了33.37亿美元。
这些增幅被以下各项部分抵销：
•由于上文讨论的原因，部门间抵销发生了32.14亿美元的变化。
一般和行政费用-与2020年相比，2021年的一般和行政费用有所下降，主要原因是员工人数和福利减少，以及2020年的费用增加。
资产减值-2021年的资产减值涉及我们收集和加工部门在中大陆和南部地区的长期资产，以及我们物流和营销部门在德克萨斯州南部的长期资产。2020年的资产减值涉及二叠纪和南部地区的长期资产以及与我们北方地区相关的商誉。
其他收入(费用)-2021年的其他收入主要是合同结算的结果。2020年的其他费用主要与资产注销和管道填充调整有关。
资产出售损失，净额-2021年出售资产的净亏损主要是出售中大陆地区的收集系统。
重组成本-与2020年相比，2021年的重组成本有所下降，这主要是由于我们在2020年第二季度减少了兵力。
未合并附属公司的收益-与2020年相比，2021年来自未合并附属公司的收益有所增加，这主要是因为我们在2020年对Discovery的股权投资减值。
所得税费用-与2020年相比，2021年的所得税支出发生了变化，这是基于使用我们在德克萨斯州的未来预期分摊预测的临时差异逆转。
67

可归因于合作伙伴的净收益(亏损)-由于上述所有原因，2021年可归因于合作伙伴的净收入(亏损)比2020年有所增加。
调整后的毛利率-与2020年相比，2021年调整后的毛利率减少了1.17亿美元，主要原因如下：
•我们的物流和营销部门减少1.95亿美元，主要是由于不利的商品衍生活动、不利的NGL营销和储存活动，以及与冬季风暴URI相关的减少(这对我们的天然气营销管道资产产生了不利影响)，但由于商品价差增加导致天然气管道和储存营销利润率增加，以及NGL管道利润率增加，这部分抵消了减少的影响。
这一下降被以下因素部分抵消：
•我们的采集和加工部门增加了7800万美元，这主要是由于大宗商品价格上涨和DJ盆地产量增加所致，但这部分被我们的公司股权对冲计划导致的不利大宗商品衍生活动、采集和加工利润率下降、南部、二叠纪和中大陆地区产量下降以及冬季风暴URI导致生产商停产的负面影响所抵消。
关于未合并附属公司的补充信息
下表分别列出了截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内与未合并附属公司有关的财务信息：
对未合并附属公司的投资收益如下：
 截至十二月三十一日止的年度，
 20212020
 (百万)
DCP沙山管道有限责任公司$274 $279 
DCP南山管道有限责任公司91 78 
墨西哥湾沿岸快递有限责任公司63 66 
前段流水线有限责任公司38 38 
德克萨斯快速管道有限责任公司19 18 
贝尔维尤山-1分馏塔17 12 
Discovery Producer Services LLC(A)16 (63)
夏延连接器有限责任公司12 6 
贝尔维尤山企业分馏塔3 11 
其他2 2 
未合并附属公司的总收益$535 $447 
(A)包括2020年第一季度投资发生的6100万美元临时减值以外的减值。
68

从未合并的附属公司收到的分配情况如下：
 截至十二月三十一日止的年度，
 20212020
 (百万)
DCP沙山管道有限责任公司$293 $335 
DCP南山管道有限责任公司102 92 
墨西哥湾沿岸快递有限责任公司78 81 
前段流水线有限责任公司42 49 
德克萨斯快速管道有限责任公司21 22 
贝尔维尤山-1分馏塔17 14 
Discovery Producer Services LLC29 14 
夏延连接器有限责任公司17 7 
贝尔维尤山企业分馏塔1 12 
其他4 5 
来自未合并附属公司的总分配$604 $631 

运营业绩-物流和营销部门

我们物流和营销部门的运营结果如下：
 截至十二月三十一日止的年度，方差
2021 vs. 2020
 20212020增加
(减少)		百分比
 
营业收入：
天然气、天然气和凝析油的销售$9,931 $5,355 $4,576 85 %
运输、加工和其他65 51 14 27 %
交易和营销(亏损)收益，净额(262)124 (386)*
营业总收入9,734 5,530 4,204 76 %
采购及相关费用(9,596)(5,197)4,399 85 %
运维费用(38)(36)2 6 %
折旧及摊销费用(12)(13)(1)(8 %)
一般和行政费用(6)(7)(1)(14 %)
资产减值(13)— 13 *
其他收入(费用)，净额6 (10)(16)*
未合并关联公司收益(A)519 510 9 2 %
出售资产收益，净额2 — (2)*
可归因于合作伙伴的部门净收入$596 $777 $(181)(23 %)
其他数据：
分部调整后毛利率(B)$138 $333 $(195)(59 %)
非现金商品衍生品按市值计价$(19)$78 $(97)*
NGL管道吞吐量(MBbls/d)(C)652 661 (9)(1 %)
输气管道吞吐量(TBtu/d)(C)1.0 1.1 (0.1)(9 %)
*百分比变动意义不大
(A)若干未合并联属公司的收益包括投资账面金额与实体相关权益之间的净差额摊销。
69

(B)调整后的毛利包括营业总收入减去采购和相关费用。每个部门的分部调整毛利由该部门的总营业收入减去该部门的采购量和相关成本组成。请阅读“非公认会计准则衡量标准的对账”。
(C)对于并非由我们全资拥有的实体，根据我们的所有权百分比，包括我们在吞吐量中所占的份额。
截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度
营业总收入-2021年总营业收入比2020年增加42.04亿美元，主要原因如下：
•增加54.85亿美元，原因是衍生品活动影响前大宗商品价格上涨；以及
•运输、加工和其他方面增加了1400万美元。
这些增幅被以下各项部分抵销：
•减少9.09亿美元，原因是天然气和天然气使用量减少；以及
•商品衍生活动减少3.86亿美元，原因是未实现现金结算亏损增加9700万美元，商品远期价格变动导致已实现商品衍生亏损增加2.89亿美元。
采购及相关费用-由于上述原因，2021年采购及相关成本比2020年增加了43.99亿美元。
资产减值-2021年的资产减值与南得克萨斯州的长期资产有关，我们在那里确定，由于长期成交量预测的负面前景，触发事件发生了。
其他收入(费用)-2021年的其他收入主要是合同结算的结果。2020年的其他费用主要与管道填充物调整有关。
部门调整后的毛利率-与2020年相比，2021年部门调整后的毛利率减少了1.95亿美元，主要原因如下：
•上文讨论的商品衍生品活动减少3.86亿美元，其中包括2021年商品远期价格变动导致的未实现衍生品亏损增加9700万美元；以及
•2021年不利的NGL营销和储存活动导致2700万美元的减少；以及
•由于冬季风暴URI造成的500万美元的减少，这对我们的天然气营销管道资产产生了不利影响，扣除了天然气储存利润率的大量有利抵消。
这些减幅被以下各项部分抵销：
•2021年，由于更有利的大宗商品价差，天然气管道和储存营销利润率增加，导致2.1亿美元的增长；以及
•NGL管道利润率增加了1300万美元。

70

操作结果-收集和处理部分

我们采集和处理部分的作业结果如下：
 截至十二月三十一日止的年度，方差
2021 vs. 2020
 20212020增加
(减少)		百分比
 (百万，不包括运营数据)
营业收入：
天然气、天然气和凝析油的销售$6,776 $3,042 $3,734 *
运输、加工和其他474 405 69 17 %
交易和营销(亏损)收益，净额(356)32 (388)*
营业总收入6,894 3,479 3,415 98 %
采购及相关费用(5,590)(2,253)3,337 *
运维费用(603)(554)49 9 %
折旧及摊销费用(325)(333)(8)(2 %)
一般和行政费用(15)(22)(7)(32 %)
资产减值(18)(746)(728)*
其他费用，净额(1)(3)(2)(67 %)
资产出售损失净额(7)— 7 *
未合并关联公司的收益(亏损)(A)16 (63)79 *
部门净收入(亏损)351 (495)846 *
可归因于非控股权益的分部净收入(4)(4)— — %
可归因于合作伙伴的部门净收益(亏损)$347 $(499)$846 *
其他数据：
分部调整后毛利率(B)$1,304 $1,226 $78 6 %
非现金商品衍生品按市值计价$(106)$(23)$(83)*
天然气井口(MMCF/d)(C)4,196 4,558 (362)(8 %)
天然气总产量(MBbls/d)(C)398 400 (2)(1 %)
*百分比变动意义不大
(A)若干未合并联属公司的收益包括于2020年第一季度摊销投资账面金额与实体相关股本之间的净差额，以及我们于Discovery Producer Services LLC的股权投资中的6,100万美元减值。
(B)每个分部的分部调整毛利由该分部的总营业收入减去该分部的采购和相关成本组成。请阅读“非公认会计准则衡量标准的对账”。
(C)对于非我们全资拥有的实体，包括基于我们的所有权百分比的我们在井口和NGL生产中的份额

截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度
营业总收入-2021年总营业收入比2020年增加34.15亿美元，主要原因如下：
•在衍生产品活动影响之前，由于商品价格上涨而增加39.99亿美元；以及
•运输、加工和其他方面增加6900万美元。
这些增幅被以下各项部分抵销：
71

•商品衍生活动减少3.88亿美元，原因是2021年商品远期价格变动导致未实现商品衍生亏损增加8300万美元，已实现现金结算亏损增加3.05亿美元；
•由于南部、二叠纪和中大陆地区的产量下降，减少了2.65亿美元，但部分被DJ盆地的产量增加所抵消。
采购及相关费用-与2020年相比，2021年的采购和相关成本增加了33.37亿美元，这主要是由于上文讨论的大宗商品价格和数量的变化。
一般和行政费用-与2020年相比，2021年一般和行政费用下降，主要是由于2020年费用增加。
资产减值-2021年的资产减值与中大陆和南部地区的长期资产有关。2020年的资产减值涉及二叠纪和南部地区的长期资产以及北部地区的商誉。
资产出售损失，净额-2021年出售资产的净亏损主要是出售中大陆地区的收集系统。
未合并附属公司的收益(亏损)-与2020年相比，2021年来自未合并附属公司的收益(亏损)有所增加，这主要是由于我们在2020年对Discovery的股权投资减值。
部门调整后的毛利率-与2020年相比，2021年部门调整后的毛利率增加了7800万美元，主要原因如下：
•由于大宗商品价格上涨，增加了5.55亿美元。
这一增长被以下因素部分抵消：
•3.23亿美元的减少，这是由于我们的公司股权对冲计划导致不利的大宗商品衍生品活动；以及
•减少1.19亿美元，原因是采集和加工利润率较低，以及南部、二叠纪和中大陆地区的采集量减少，但部分被DJ盆地的采集量增加所抵消；以及
•由于冬季风暴URI导致销量减少3500万美元，反映了由于生产商关闭、与掉期相关的大宗商品衍生品活动以及生产商支付和营销活动的净影响而导致的销量减少。



72

流动性与资本资源
我们预计我们的流动性来源包括：
•经营产生的现金；
•来自我们未合并关联公司的现金分配；
•我们信贷协议项下的借款；
•资产合理化收益；
•发债；
•定期贷款、证券化协议或其他信贷安排下的借款；以及
•增发普通单位、优先单位或其他有价证券。
我们预计我们对资源的更重要使用包括：
•季度分配给我们的普通单位持有人，分配给我们的首选单位持有人；
•为偿还债务而支付的款项；
•资本支出；
•向我们未合并的附属公司捐款，为我们在其资本支出中的份额提供资金；
•业务和资产收购；以及
•与我们掉期合约的交易对手进行抵押品交易，以确保这些合约下的潜在风险敞口，根据大宗商品价格走势，这一风险有时可能会很大。
我们相信，这些来源产生的现金将足以满足我们至少在未来12个月的短期营运资本需求、长期资本支出和季度现金分配。
我们定期评估战略投资或收购的机会。未来的重大投资或收购可能需要我们获得额外资本，承担第三方债务或产生其他长期债务。我们可以选择利用股权和债务工具作为我们投资活动或收购的长期融资工具。
根据目前及预期的营运水平，我们相信我们有足够的承诺财务资源来开展我们的持续业务，尽管我们的经营环境恶化可能会限制我们的借贷能力、影响我们的信用评级、提高我们的融资成本，以及影响我们遵守信贷协议及其他债务工具所载的财务契约。
高级注释-2021年11月19日，我们发行了本金总额为3.250美元的高级债券，2032年2月到期，除非在到期前赎回。我们利用此次发行的净收益偿还了我们循环信贷安排下的债务，并用于一般合伙目的。债券利息每半年派息一次，由二零二二年八月十五日起，每年二月十五日及八月十五日派息一次。
2022年1月3日，我们使用循环信贷安排和AR证券化安排下的借款，在到期前按面值偿还了2022年4月1日到期的4.95%优先票据的全部3.5亿美元未偿还本金总额。

信贷协议-截至2021年12月31日，根据信贷协议，我们有13.83亿美元的未使用借款能力，扣除1700万美元的信用证，其中13.83亿美元可用于营运资本和其他基于信贷协议规定的财务契约的一般合伙目的借款。除非发生违约，否则根据我们的信用协议借入的金额不会在2024年12月9日到期日之前到期。截至2022年2月16日，我们的未使用借款能力为11.2亿美元，扣除信贷协议下2.63亿美元的未偿还借款和1700万美元的信用证。根据信贷协议，我们的借款成本由基于评级的定价网格决定。


73

应收账款证券化安排— 截至2021年12月31日，我们有2.6亿美元按伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)市场指数利率加保证金计算我们证券化工具项下的未偿还借款。2021年8月2日，我们对我们的证券化安排进行了修订，将该安排的期限延长至2024年8月12日，并在LIBOR不可用时，根据SOFR规定证券化安排下的替代利率。修正案还包括与环境、社会和治理挂钩的关键绩效指标，这些指标根据我们相对于同行的安全表现以及我们温室气体排放强度率的逐年变化来增加或降低某些费用。证券化机制以伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)市场利率外加保证金提供高达3.5亿美元的借款能力。当伦敦银行同业拆借利率变得不可用时，这些利率将如上所述发生变化。
证券发行-2020年10月，我们向美国证券交易委员会提交了搁置登记书，备案后生效，允许我们发行数量不限的普通单位、优先单位、债务证券和债务证券担保。在截至2021年12月31日的年度内，我们根据这份搁置登记声明，发行了本金总额4亿美元，2032年2月到期的3.25%优先债券。
2020年10月，我们还向美国证券交易委员会提交了货架登记声明，根据我们的市场计划，我们可以发行最高7.5亿美元的普通单位。在截至2021年12月31日的年度内，我们没有根据本注册声明发行任何普通单位，还有7.5亿美元可用于未来的销售。
登记债务证券的担保-DCP Midstream，LP，或“母担保人”的合并财务报表，包括DCP Midstream Operating LP，或“Subsidiary Issuer”，是一家100%拥有的子公司，以及所有其他子公司的账户，这些子公司都是非担保人子公司。母担保人已同意为优先票据提供全额和无条件担保。本公司的全部营业资产和负债、营业收入、费用和其他综合收益全部存在于其非担保人子公司，母担保人和子公司发行人没有独立于各自的融资活动和对非担保人子公司的投资的资产、负债或业务。管理票据的契约中的所有契约都限制了附属发行人的活动，包括对支付股息、招致额外债务、进行限制性付款、设立留置权、出售资产或向母担保人发放贷款的能力的限制。

根据S-X法规第13-01条，本公司有资格进行替代披露，因为子公司发行人和母担保人的合并财务信息(不包括对非发行人或担保人的子公司的投资)反映的是，除了各自的融资活动和对非担保人子公司的投资外，没有任何重大资产、负债或经营结果。汇总的财务信息如下。子公司发行人和母担保人在合并基础上的唯一资产、负债和经营业绩，独立于他们各自在非担保人子公司的投资是：

•截至2021年12月31日和2020年12月31日的应付帐款和其他流动负债分别为8100万美元和8700万美元；
•截至2021年12月31日和2020年12月31日，与债务相关的余额分别为51.74亿美元和52.73亿美元；以及
•利息支出，截至2021年12月31日和2020年12月31日的财年分别净减少2.96亿美元和2.97亿美元。

商品掉期和抵押品-天然气、NGL和凝析油价格的变化以及我们加工安排的条款直接影响我们运营现金的产生和使用，因为它们影响净收入，以及由此产生的营运资本变化。有关我们衍生品活动的更多信息，请阅读项目7A。“关于市场风险的定量和定性披露”。
当我们签订商品掉期合约时，如果我们的潜在付款风险超过预定的抵押品门槛，我们可能被要求向交易对手提供抵押品。抵押品门槛由吾等及各交易对手(视情况而定)根据吾等及交易对手对信誉度的评估，在管理吾等金融交易的主合同中设定。我们对抵押品门槛的头寸评估是基于交易对手的基础上确定的，并受到我们掉期合约下具有代表性的远期价格曲线和名义数量的影响。由于具有代表性的原油和天然气远期价格曲线之间的相互关系，确定我们的掉期合约将达到抵押品门槛的定价点是不切实际的，因为我们可能会与同一交易对手交易多种商品。根据每日大宗商品价格的不同，每天发布的抵押品数量可能会上升或下降。
周转金-营运资本是流动资产超过流动负债的数额。我们的季度分配部分减少了流动资产，这是我们的合作伙伴协议条款所要求的，基于
74

合伙协议中定义的可用现金。一般来说，我们的营运资本受到我们买卖商品价格变化、库存水平以及其他影响我们净收入和现金流的业务因素的影响。我们的营运资本还受到经营现金收入和支出的时间、我们可能需要向商品衍生工具交易对手提交的现金抵押品、债务和证券化工具的借款和支付、资本支出以及其他长期资产的增减的影响。我们预计，我们未来的营运资金需求将受到同样的经常性因素的影响。2021年2月，冬季风暴乌里导致地区产量下降，天然气价格在一段时间内异常高企。我们与冬季风暴URI相关的大部分应收账款已经收回。在此期间，某些交易对手账单存在争议，收集时间比正常时间更长，这对我们在2021年12月31日的营运资金产生了负面影响。我们相信欠我们的款项是欠我们的，并正在积极寻求法律途径来收回这些应收账款。
截至2021年12月31日和2020年12月31日，由于长期债务的当前到期日分别为3.55亿美元和5.05亿美元，我们的营运资本赤字分别为2.61亿美元和6.13亿美元。截至2021年12月31日，我们有5900万美元的净衍生营运资本赤字，截至2020年12月31日，我们有700万美元的盈余。

现金流量 —经营、投资和融资活动如下：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202120202019
 (百万)
经营活动提供的净现金$646 $1,099 $859 
用于投资活动的净现金$(110)$(259)$(760)
用于融资活动的净现金$(591)$(785)$(99)

截至2021年12月31日的年度与截至2020年12月31日的年度
经营活动-与2020年同期相比，2021年经营活动提供的净现金减少4.53亿美元。经营活动提供的现金净额的变化归因于我们的净收益(亏损)经非现金费用和综合现金流量表中列报的营运资本变化调整后的净收益(亏损)。截至2021年12月31日，其中很大一部分是由于抵押品现金存款增加，为我们为缓解部分天然气和NGL价格风险而进入的大宗商品交易所未平仓头寸的保证金要求提供资金。2021年2月，冬季风暴乌里导致地区产量下降，天然气价格在一段时间内异常高企。我们与冬季风暴URI相关的大部分应收账款已经收回。在此期间，某些交易对手的账单存在争议，需要比正常时间更长的时间来收集。有关我们的收益波动和来自未合并关联公司的分配的更多信息，请阅读“经营业绩”下的“关于未合并关联公司的补充信息”。
投资活跃度与2020年同期相比，2021年用于投资活动的S-净现金减少了1.49亿美元，这主要是由于资本支出减少和对未合并附属公司的投资减少。
融资活动与2020年同期相比，2021年用于融资活动的S-净现金减少了1.94亿美元，这主要是由于2020年第一季度分配增加和债务净支付增加所致。
合同义务在正常业务过程中产生的重大合同义务主要包括购买义务、长期债务和相关利息支付、租赁和其他长期负债。请参阅注释13和14项目1“财务报表”所列合并财务报表中与租赁和债务有关的2021年12月31日未付金额。
购买义务是合同义务，包括在未来期间购买实物数量的商品和其他项目的各种不可撤销的承诺，包括正常业务过程中的天然气供应、分馏和运输协议。
管理层相信，我们的现金和投资状况、运营现金流以及现有和可用的信贷协议下的能力将足以满足我们在可预见的未来的流动性和资本需求。我们相信，我们目前和预计的资产状况足以满足我们的流动性要求。
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资本要求-中游能源业务可能是资本密集型的，需要大量投资来维护和升级现有业务。对于资本支出，我们可以签订定购单和不可撤销的建造协议。我们的资本需求主要包括，我们预计将继续包括以下内容：
•可持续资本支出，即维持我们现金流、运营或盈利能力的现金支出。这些支出增加或改善了所拥有的资本资产，包括某些系统完整性、合规性和安全改进。持续的资本支出还包括某些良好的联系，并可能包括收购或建设新的资本资产；以及
•扩张资本支出，即增加我们现金流或运营或盈利能力的现金支出。扩张资本开支包括收购或资本改善(我们增加或改善所拥有的资本资产，或收购或建造新的集散线和油井连接、处理设施、加工厂、分馏设施、管道、码头、码头、卡车货架、油罐和其他储存、分配或运输设施以及相关或类似的中游资产)。
我们为合并后的实体和未合并的附属公司产生资本支出。我们的2022年计划包括维持1亿至1.4亿美元的资本支出和1亿至1.5亿美元的扩张资本支出。
我们预计未来的收购和资本支出将用我们运营产生的资金、我们信贷协议下的借款、证券化安排以及发行额外的债务和股权证券来提供资金。未来的重大投资或收购可能需要我们获得额外资本，承担第三方债务或产生其他长期债务。我们可以选择利用股权和债务工具作为我们投资活动和收购的长期融资工具。

向单位持有人分配现金-我们的合作伙伴协议要求，在每个季度结束后的45天内，我们按照合作伙伴协议的定义分配所有可用现金。在截至2021年12月31日和2020年12月31日的一年中，我们向普通单位持有人和普通合伙人分别分配了3.25亿美元和4.06亿美元的现金。
2022年1月24日，我们宣布普通合伙人董事会宣布我们共同单位的季度分配为每共同单位0.39美元。分配已于2022年2月14日支付给2022年2月4日登记在册的单位持有人。
同一天，普通合伙人董事会宣布，我们的B系列和C系列优先股的季度分配额分别为每股0.4922美元和0.4969美元。B系列分配将于2022年3月15日支付给2022年3月1日登记在册的单位持有人。C系列分配将于2022年4月15日支付给2022年4月1日登记在册的单位持有人。
我们预计将继续使用经营活动提供的现金向我们的单位持有人支付分配。参见注释16。合并财务报表附注第8项中的“合伙企业权益和分配”。“财务报表。”

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非GAAP衡量标准的对账
调整后的毛利率和分部调整后的毛利率-除了净收入外，我们还将调整后的毛利率视为衡量我们业务核心盈利能力的重要业绩指标。我们每月审查调整后的毛利率，以确保一致性和趋势分析。
我们将调整后的毛利定义为总营业收入减去采购和相关成本，我们将每个部门的分部调整后毛利定义为该部门的总运营收入减去该部门的采购和相关成本。我们调整后的毛利等于我们部门调整后毛利的总和。调整后的毛利和分部调整后的毛利是管理层使用的主要业绩衡量标准，因为这些衡量标准代表了产品销售和采购的结果，产品销售和采购是我们业务的关键组成部分。作为我们经营业绩的一个指标，调整后的毛利和分部调整后的毛利不应被视为营业收入、毛利、部门毛利、净收益或亏损、合作伙伴应占净收益或亏损、营业收入、经营活动提供的净现金或根据公认会计准则提出的任何其他财务业绩衡量标准的替代指标或更有意义的指标。
我们相信，调整后的毛利率为我们的投资者提供了有用的信息，因为我们的管理层将我们调整后的毛利率和分部调整后的毛利率视为代表产品销售和采购结果的重要业绩衡量标准，产品销售和采购是我们业务的关键组成部分。我们每月审查调整后的毛利和分部调整后的毛利，以便进行一致性和趋势分析。我们相信，投资者可以获得管理层在评估我们的经营业绩时使用的相同财务指标，这将使投资者受益。
调整后的EBITDA-我们将调整后的EBITDA定义为合作伙伴应占的净收益或亏损，这些净收益或亏损是根据(I)来自未合并附属公司的分配，扣除收益，(Ii)折旧和摊销费用，(Iii)净利息支出，(Iv)折旧和所得税支出的非控制利息，(V)商品衍生品的未实现损益，(Vi)所得税支出或利益，(Vii)减值支出和(Viii)某些其他非现金项目调整后的。调整后的EBITDA进一步排除了我们认为不能代表我们正在进行的业务的收入或亏损项目。管理层相信，这些措施为投资者提供了对持续运营结果的有意义的洞察力。
调整后的EBITDA不应被视为净收益或亏损、合作伙伴应占净收益或亏损、营业收入、经营活动提供的净现金或根据公认会计准则作为经营业绩、流动性或偿债能力的衡量标准提出的任何其他财务业绩指标的替代指标，或比这些指标更有意义的指标。
调整后的EBITDA被用作补充的流动性和业绩衡量标准，调整后的分部EBITDA被我们的管理层和我们财务报表的外部用户(如投资者、商业银行、研究分析师和其他人)用作补充的绩效衡量标准，以评估：
•不考虑融资方式、资本结构或历史成本基础的资产财务业绩；
•我们的经营业绩和资本回报率与中游能源行业的其他公司相比，无论融资方式或资本结构如何；
•收购和非经常开支项目的可行性和表现，以及投资机会的整体回报率；以及
•就调整后的EBITDA而言，是指我们资产产生的现金足以支付利息成本、支持我们的债务、向我们的单位持有人分配现金以及支付资本支出的能力。
调整后的分部EBITDA-我们将每个部门调整后的部门EBITDA定义为合作伙伴应占的部门净收入或亏损，这些净收益或亏损是根据(I)未合并附属公司的分配、扣除收益、(Ii)折旧和摊销费用、(Iii)净利息支出、(Iv)折旧和所得税支出的非控制利息、(V)商品衍生品的未实现损益、(Vi)所得税支出或利益、(Vii)减值支出和(Viii)某些其他非现金项目调整后的。调整后的分部EBITDA进一步排除了我们认为不能代表该分部正在进行的业务的收入或亏损项目。我们调整后的分部EBITDA可能无法与其他公司的类似标题衡量标准相比较，因为它们可能不会以相同的方式计算调整后的分部EBITDA。
调整后的分部EBITDA不应单独考虑，也不应作为我们根据GAAP提出的财务指标(包括营业收入、应占合作伙伴的净收入或亏损)或根据GAAP提出的任何其他业绩衡量标准的替代指标来考虑。
我们调整后的毛利率、部门调整后的毛利率、调整后的EBITDA和调整后的部门EBITDA可能无法与另一家公司的类似名称的衡量标准相比较，因为其他实体可能不会在
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同样的方式。附表提供了调整后的毛利、分部调整后的毛利和调整后的分部EBITDA与其最直接可比的GAAP财务指标之间的对账。

可分配现金流-我们将可分配现金流定义为调整后的EBITDA，如上所述，减去持续资本支出，扣除可偿还项目，减去利息支出，减去可归因于优先单位的收入，以及某些其他项目。持续性资本支出是指为维持我们的现金流、运营或盈利能力而进行的现金支出。这些支出增加或改善了所拥有的资本资产，包括某些系统完整性、合规性和安全改进。持续的资本支出还包括某些良好的联系，并可能包括收购或建设新的资本资产。可归因于优先股的收入代表优先股赚取的现金分配。假设分配是由我们的董事会宣布的，将支付给优先股持有人的现金分配不适用于普通单位持有人。在计算可分配现金流时，衍生工具的非现金按市值计价被视为非现金，因为结算要到未来期间才会发生，并将受到商品价格和利率未来变化的影响。我们将产生的可分配现金流与预期支付给合作伙伴的现金分配进行比较。可分配现金流被我们的管理层和财务报表的外部用户(如投资者、商业银行、研究分析师和其他人)用作补充流动性和业绩衡量标准，以评估我们向单位持有人和普通合伙人分配现金的能力。

我们的可分配现金流可能无法与另一家公司的类似名称的衡量标准相比较，因为其他实体可能不会以相同的方式计算可分配现金流。
超额自由现金流-我们将超额自由现金流定义为可分配现金流，如上所述，减少对有限合伙人的分配，减少扩展资本支出，扣除可偿还项目，以及对股权方法投资和某些其他项目的贡献。扩张资本支出是指增加我们现金流或运营或盈利能力的现金支出。扩张资本开支包括收购或资本改善(我们增加或改善所拥有的资本资产，或收购或建造新的集散线和油井连接、处理设施、加工厂、分馏设施、管道、码头、码头、卡车货架、油罐和其他储存、分配或运输设施以及相关或类似的中游资产)。
超额自由现金流被我们的管理层和我们财务报表的外部用户(如投资者、商业银行、研究分析师和其他人)用作补充流动性和业绩的衡量标准，对投资者和管理层来说是有用的，作为我们产生现金的能力的衡量标准。一旦业务需求和义务得到满足，包括为我们单位的分配付款提供资金的现金储备，以及我们业务的适当运作(包括为未来资本支出和预期信贷需求准备的现金储备)，这些现金就可以用于减少债务，为未来的增长再投资于公司，或者返还给单位持有人。

我们对超额自由现金流的定义是有限的，因为它不代表可用于可自由支配支出的剩余现金流。因此，我们认为，将超额自由现金流量用于上述和本报告所述的有限目的，并不能替代经营活动提供的净现金流量，后者是最具可比性的公认会计准则衡量标准。超额自由现金流可能无法与另一家公司的类似名称的衡量标准相比较，因为其他实体可能不会以相同的方式计算超额自由现金流。
















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下表列出了我们对某些非GAAP衡量标准的调整：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202120202019
非GAAP衡量标准的对账(百万)
毛利与调整后毛利的对账：
营业收入$10,707 $6,302 $7,625 
收入成本
采购及相关费用8,093 3,627 4,933 
从附属公司购买和相关成本188 166 223 
附属公司的运输和相关费用984 950 866 
折旧及摊销费用364 376 404 
毛利率1,078 1,183 1,199 
折旧及摊销费用364 376 $404 
调整后的毛利率$1,442 $1,559 $1,603 
分部毛利与分部调整后毛利的对账：
物流和营销部门：
营业收入$9,734 $5,530 $6,856 
收入成本
采购及相关费用9,596 5,197 6,602 
折旧及摊销费用12 13 19 
部门毛利率126 320 $235 
折旧及摊销费用12 13 $19 
分部调整后的毛利率$138 $333 $254 
采集和处理段：
营业收入$6,894 $3,479 $4,319 
收入成本
采购及相关费用5,590 2,253 2,970 
折旧及摊销费用325 333 355 
部门毛利率979 893 994 
折旧及摊销费用325 333 355 
分部调整后的毛利率$1,304 $1,226 $1,349 
79

截至十二月三十一日止的年度，
 202120202019
 (百万)
将可归因于合作伙伴的净收入与调整后的分部EBITDA进行对账：
物流和营销部门：
可归因于合伙人的分部净收入(A)$596 $777 $605 
非现金商品衍生品按市值计价
19 (78)29 
折旧和摊销费用，扣除非控制利息12 13 19 
未合并关联公司的分配，扣除收益后的净额
56 106 44 
资产减值
13 — 35 
其他(收入)费用
(2)2 10 
调整后的部门EBITDA$694 $820 $742 
采集和处理段：
可归因于合作伙伴的部门净收益(亏损)$347 $(499)$22 
非现金商品衍生品按市值计价106 23 49 
折旧和摊销费用，扣除非控制利息324 332 354 
未合并关联公司的分配，扣除收益后的净额13 78 22 
资产减值18 746 212 
其他费用9 3 76 
调整后的部门EBITDA$817 $683 $735 

(a) 我们确认截至2021年12月31日的年度的成本或可变现净值调整没有降低。在截至2020年12月31日的一年中，我们确认了600万美元的成本或可变现净值调整。

运营和维护以及一般和管理费用
根据贡献协议，合伙公司于2017年1月1日订立服务协议，取代合伙公司与DCP Midstream，LLC于2013年2月14日订立(经修订)的服务协议。根据服务协议，我们必须偿还DCP Midstream，LLC代表我们支付的人员工资和员工福利，以及资本支出、维护和维修费用、税款和其他直接成本。根据服务协议，我们向DCP Midstream，LLC支付的其他费用和支出或代表我们支付的款项没有限制。

运营和维护费用是与特定资产运营相关的成本，主要包括直接人工、从价税、维修和维护、租赁费用、水电费和合同服务。这些费用根据在特定时期进行的活动而波动。

一般和行政费用是指管理业务所发生的成本。这笔费用包括由DCP Midstream，LLC执行的集中公司职能的成本，包括法律、会计、现金管理、保险管理和索赔处理、风险管理、健康、安全和环境、信息技术、人力资源、信贷、工资和工程，以及开展业务所需或适当的所有其他费用。
我们还发生了第三方一般和行政费用，这主要与直接支持我们运营的人员的薪酬和福利费用有关。还包括与单位持有人年度和季度报告有关的开支、纳税申报单和K-1报表的准备和分配时间表、独立审计师费用、尽职调查和收购费用、与2002年“萨班斯-奥克斯利法案”有关的费用、投资者关系活动、登记和转让代理费、董事和高级职员责任保险的递增费用以及董事赔偿。
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关键会计估计

我们的财务报表反映了会计政策的选择和应用，这些政策要求管理层做出估计和假设。管理层认为，以下是目前影响我们财务状况和经营结果的会计政策应用中更关键的判断领域。管理层根据历史经验及其认为在当时情况下合理的各种其他假设作出估计，而这些假设的结果构成对资产及负债账面值作出判断的基础。我们的主要会计政策在合并财务报表附注2的第8项中作了进一步说明。“财务报表和补充数据。”

长期资产减值-当事实及情况显示物业、厂房及设备、经营租赁使用权(“ROU”)资产及其他有限年期资产之账面值可能无法收回时，我们会评估该等资产之减值。

如果确定触发事件已经发生，我们将根据主要资产剩余使用年限内预期实现的未贴现现金流预测编制量化评估。如果账面金额超过资产的使用和最终处置预期产生的未贴现现金流的总和，则不能收回账面金额。如果账面价值不可收回，减值损失以资产账面价值超过其公允价值计量。

我们估计公允价值计量以记录某些长期资产的减值，并根据会计准则编纂(“ASC”)360和820确定公允价值披露。这些重要的估计、判断、投入和假设(如适用)包括根据各自资产的性质选择适当的估值方法，例如收益法、市场或销售比较法。我们运营资产组的公允价值是使用贴现现金流模型估计的，因为没有报价的市场价格。对于其他长期资产，公允价值是采用基于相关事实和情况的适当方法确定的，其中可能包括贴现现金流或可比交易分析。

确定减值指标是否存在，估计公司长期资产的未贴现现金流和公允价值以进行减值测试，需要做出重大判断。用于评估减值的假设考虑了历史趋势、宏观经济和行业状况以及与公司经营战略一致的预测。我们的未贴现现金流预测含有不确定性，因为它们要求管理层在估计未来现金流时做出假设和应用判断，包括根据未来天然气或其他适用产量、未来大宗商品价格、运营成本预测预计收入和利润率、预测资产的使用寿命、评估不同结果的可能性，以及就资产公允价值选择适当的贴现率来估计这些预计现金流的现值。折现率是根据我们认为市场参与者在确定资产组的购买价格时适当反映与现金流相关的风险所要求的回报来选择的。

使用本文描述的减值审查方法，我们在截至2021年12月31日的一年中记录了3100万美元的长期资产减值费用。这些估计对变化很敏感，如果实际结果与我们的假设和估计不一致，或者我们的假设和估计因新信息而发生变化，我们可能会面临可能是重大的额外减值费用。如果我们的预测显示未来一段时间大宗商品价格下跌，导致生产商减少或改变我们经营地区的钻探方向，这可能会对我们对未来经营业绩的估计产生不利影响，这可能会导致未来的减值，因为这可能会对我们的运营和现金流产生潜在影响。

对未合并关联公司的投资减值-每当事件或环境变化表明，根据管理层的判断，我们在未合并关联公司的投资的公允价值可能已下降至低于其账面价值，并且减值不是暂时的，我们就评估此类投资的减值。

我们估计公允价值计量以记录某些未合并联属公司的减值，并根据ASC 323和820确定公允价值披露。这些重要的估计、判断、投入和假设(如适用)包括根据各自资产的性质选择适当的估值方法，例如收益法、市场或销售比较法。在确定价值下降是否是暂时的时，管理层会考虑诸如下降的持续时间和程度、被投资人的财务状况和
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短期前景，以及我们有能力和意愿在一段允许复苏的时期内保留我们的投资。我们未合并联营公司的公允价值主要是使用贴现现金流模型估计的，因为没有报价的市场价格。

确定减值指标是否存在以及评估本公司未合并关联公司进行减值测试的公允价值需要重大判断。用于评估暂时性减值以外的假设考虑了历史趋势、宏观经济和行业状况以及与公司经营战略一致的预测。我们的公允价值计算含有不确定性，因为它们要求管理层在估计未来现金流时做出假设和应用判断，包括根据未来天然气或其他适用产量、未来大宗商品价格、运营成本预测预计收入和利润率、预测资产的使用寿命、评估不同结果的可能性，以及就资产公允价值选择适当的折现率来估计这些预计现金流的现值。贴现率是根据我们认为市场参与者要求的回报来选择的，该回报适当地反映了与现金流相关的风险。

使用本文所述的减值审核方法，在截至2021年12月31日的年度内，我们没有记录任何针对未合并关联公司的投资的重大减值费用。这些估计对变化很敏感，如果实际结果与我们的假设和估计不一致，或者我们的假设和估计因新信息而发生变化，我们可能面临重大减值费用。如果我们未合并联属公司的估计公允价值低于账面价值，只有在非临时性亏损的情况下，我们才会确认账面价值超过估计公允价值的减值损失。大宗商品价格较低的一段时间可能会对我们对未来经营业绩的估计产生不利影响，这可能会导致未来的减值，因为这可能会对被投资方的运营和现金流产生潜在影响。


































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第7A项。 关于市场风险的定量和定性披露

市场风险是指由于市场价格和利率的不利变化而产生的损失风险。我们面临着市场风险，包括大宗商品价格和利率的变化。我们可以使用远期合约、掉期和期货等金融工具来缓解已识别风险的部分影响。一般而言，我们试图减轻部分因适用商品价格或利率变化而导致的未来收益和现金流变化的风险，以便我们能够保持足够的现金流，以满足偿债、必要的资本支出、分配目标和类似要求。
风险管理政策
我们已经建立了一套全面的风险管理政策或风险管理政策，并设立了一个风险管理委员会或风险管理委员会，以监测和管理与大宗商品价格和交易对手信贷相关的市场风险。我们的风险管理委员会由高级管理人员组成，他们定期听取有关头寸和风险敞口、信用敞口以及市场活动背景下的整体风险管理的简报。风险管理委员会负责商品价格风险和交易对手信用风险的全面管理，包括监测交易和营销风险暴露、风险限额、估值和风险计量方法、风险管理活动、商品合同和其他相关操作、政策和程序、暴露限额和内部控制到位。
我们已经为我们的商品现金流保护活动建立了成交量限制、期限限制、操作时机和所需的退出战略。
我们还建立了基于天然气资产的交易和营销的总体积限制、体积不平衡限制、基期限制和总价值限制，这些限制都是每天监测的。
见合并财务报表附注第8项“风险管理和套期保值活动”附注15。“财务报表和补充数据”，以进一步讨论衍生品合同的会计问题。
商品价格风险
由于我们的收集、加工、销售和储存活动，我们面临着天然气、天然气和凝析油价格市场波动的影响。对于收集服务，我们从生产商那里收取费用或商品，将天然气从井口输送到加工厂。对于加工和储存服务，我们要么收取费用，要么收取商品，作为这些服务的付款，这取决于合同的类型。风险管理委员会批准在执行我们的风险承担和缓解战略时要进行的商品、产品和交易类型。我们在各个市场使用掉期、期货、远期和期权来管理我们商品价格风险缓解策略的执行，并使用从实物商品市场活动中获得的市场知识来捕捉市场机会。
我们对衍生工具的使用受我们董事会和风险管理委员会批准的风险管理政策的约束，该政策禁止使用高杠杆衍生工具或没有足够市场流动性进行可比估值的衍生工具，并建立风险限额、政策和程序来管理与我们的交易、营销和对冲活动相关的风险。我们的风险管理委员会每天都会监控这些限制的遵守情况。
商品现金流保护活动-我们密切关注大宗商品价格变化对我们未来业务的相关风险，并在适当情况下使用各种固定价格掉期合同，以缓解价格波动可能对我们的资产和业务价值产生的部分影响。根据我们的风险管理目标，我们可能会在这些工具到期之前定期结算其中的一部分。
我们签订衍生金融工具，以减轻与我们的收集、加工和销售活动相关的天然气、天然气和凝析油价格走弱的部分风险，从而稳定我们的现金流。我们用于套期保值计划的商品衍生工具是直接NGL产品、原油和天然气套期保值的组合。
如项目1A所示，商品价格在2021年期间经历了波动。风险因素--“我们的现金流受到天然气、天然气和凝析油价格的影响.”大宗商品价格下跌可能导致勘探和开发活动减少
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我们的天然气收集和残渣天然气和天然气管道运输系统以及我们的天然气加工和处理厂所服务的某些领域的开发活动，可能会导致这些资产的利用率进一步降低。
我们签订的衍生金融工具通常被称为“掉期”合约。掉期合约使吾等有权在参考价格低于合约所述掉期价格的范围内收取合约交易对手的结算付款，而吾等须于结算时向交易对手支付参考价格高于合约所述的掉期价格。
我们对所有商品现金流保护活动使用按市值计价的会计方法，这大大增加了我们经营业绩的波动性，因为我们在当期收益中确认了衍生品活动按市值计价的所有非现金损益。
下表列出了有关我们的固定价格掉期的更多信息，这些掉期用于缓解与我们的收益百分比安排相关的部分天然气和NGL价格风险，以及与我们的收集和加工业务相关的凝析油价格风险。截至2022年2月16日，我们的头寸如下：
商品掉期
期间商品概念上的
卷
-短
职位		  参考价  价格范围
2022年1月至2022年12月天然气(142,500) MMBtu/d (d)纽约商品交易所最终结算价(A)$2.40-$5.90/MMBtu
2023年1月至2023年12月天然气(17,500) MMBtu/d (d)纽约商品交易所最终结算价(A)$2.80-$3.25/MMBtu
2022年1月至2022年12月NGLS(9,622) Bbls/d (e)贝尔维尤山(B)$.54-$1.30/Gal
2022年1月至2022年2月原油(5,988) Bbls/d (e)NYMEX原油期货(C)$45.46-$65.56/Bbl
2022年3月至2023年2月原油(4,025) Bbls/d (e)NYMEX原油期货(C)$46.86-$82.07/Bbl
2023年3月至2023年12月原油(1,961) Bbls/d (e)NYMEX原油期货(C)$60.37-$74.18/Bbl
(A)纽约商品交易所天然气期货合约(NG)的最终结算价。
(B)Mt.Mt.的每月平均OPIS价格。Belvieu Tet/Non-Tet
(C)即期月NYMEX轻质低硫原油期货合约(CL)的每日平均收盘价。
(D)每段时间的平均MMBtu/d。
(E)每个时间段的平均Bbls/d。
下表显示的我们对2022年的敏感性是根据我们对2022年日历年的平均估计大宗商品价格敞口和大宗商品现金流保护活动估计的，不包括非现金按市值计价变化对我们大宗商品衍生品的影响。我们利用直接产品原油、天然气和NGL衍生品来缓解我们的部分凝析油、天然气和NGL商品价格敞口。这些敏感性与我们目前未对冲的凝析油、天然气和天然气产量有关。

现金流保护活动的商品敏感性净额 
按单位递减单位：
量测		估计数
减少
年净额
收入
归因于
合作伙伴
   (百万)
NGL价格$0.01 加仑$5 
天然气价格$0.10 MMBtu$2 
原油价格$1.00 枪管$3 
除了上述商品敏感度的线性关系外，其他因素可能会使我们对商品价格下跌的敏感度降低。我们净收入的一部分来自收费合同，一部分来自收益百分比和液体百分比加工安排，这些安排包含最低费用条款，根据这些条款，随着大宗商品价格的下降，我们的加工利润率将转换为基于费用的安排。
84

我们估计与我们商品现金流保护活动的未平仓相关的商品衍生品非现金按市值计价的敏感性如下：
非现金按市值计价的商品敏感性
每单位
增加		单位：
量测		估计数
标价对标价-
市场影响
(减少
净收入
归因于
合作伙伴)
   (百万)
NGL价格$0.01 加仑$1 
天然气价格$0.10 MMBtu$5 
原油价格$1.00 枪管$1 
虽然上述大宗商品价格敏感性表明大宗商品价格的变化可能对我们的年化净收入产生影响，但在价格剧烈波动和市场状况的某些时期的变化或NGL价格与原油价格关系的变化可能会导致我们的大宗商品价格敏感性与这些估计值大不相同。

中游天然气行业具有周期性，行业内企业的经营业绩明显受到NGL现行价格的影响，而NGL的现行价格又普遍与原油价格相关。虽然残渣天然气的现行价格对我们的经营业绩的短期影响不如NGL价格，但从长期来看，我们业务的增长和可持续性取决于天然气价格处于足以为生产商提供刺激和资金增加天然气勘探和生产的水平。为了将未来潜在的基于商品的定价和现金流波动降至最低，我们已经签订了一系列衍生品金融工具。
根据历史趋势，我们普遍预计NGL价格将在长期内跟随原油价格的变化呈方向性。不过，NGL和原油之间的定价关系可能不同，因为我们认为原油价格将在很大程度上取决于主要原油出口国的产量水平和世界经济增长产生的需求，而NGL价格更多地与供应和美国石化需求相关。此外，NGL出口需求水平也可能对价格产生影响。我们认为，未来天然气价格将受到勘探和生产公司在北美的生产和钻探活动水平、液化天然气和NGL进出口贸易差额以及冬季和夏季天气严酷程度的影响。随着天然气价格下跌，钻探活动可能会受到不利影响。能源市场的不确定性也可能减少北美的钻探活动。有限的资金来源也可能减少钻探。持续一段时间内较低的钻探水平将减少收集和加工的天然气数量，但如果供应相对于需求水平下降，可能会推高大宗商品价格。
基于天然气储存和管道资产的商品衍生项目-我们的天然气储存和管道资产面临某些风险，包括大宗商品价格的变化。我们通过我们的商品衍生品计划管理与我们的天然气储存和管道资产相关的商品价格风险。与我们的天然气储存和管道资产相关的商业活动主要包括购买和销售天然气以及相关的时间价差和基差。
通过在一个时间点建立长气体位置和在不同时间点建立相等的短气体位置来执行时间扩展交易。时间利差交易使我们能够锁定由我们天然气储存资产的注入、提取和储存能力支持的保证金。我们可能会执行基差交易，以降低整个系统的买卖价差风险。基差交易允许我们锁定实物天然气购买和销售的保证金，包括注入和从储存中提取。我们通常使用掉期来执行这些交易，这些交易不被指定为对冲工具，并按公允价值记录，公允价值变动记录在本期合并经营报表中。虽然我们储存地点的天然气以平均成本或可变现净值中的较低者记录，但用于管理我们储存设施的衍生工具以公允价值记录，公允价值的任何变化目前都记录在我们的综合运营报表中。即使我们可能在经济上对冲了风险敞口，并锁定了未来的利润率，但对我们的实物库存使用成本或市场较低的会计方法，以及对我们的衍生品工具使用按市值计价的会计方法，可能会使我们的收益受到市场波动的影响。

85

下表列出了有关我们的衍生工具的更多信息，这些工具用于缓解截至2021年12月31日我们天然气储存业务中与库存相关的部分天然气价格风险：
库存 
期间已结束商品名义体积-长
职位		公允价值
(百万)		加权
平均价格
2021年12月31日天然气11,394,892 MMBtu$43 3.74美元/MMBtu

商品掉期 
期间商品名义成交量-(短)/长
职位		公允价值
(百万)		价格范围
    
2022年1月至2022年3月天然气(17,765,000)MMBtu$17 $3.53-$6.33/MMBtu
2022年1月至2022年2月天然气6,022,500 MMBtu$— $3.66-$4.39/MMBtu

天然气资产交易与营销 - 我们的贸易和营销活动受到商品价格波动的影响，以应对供求、市场状况和其他因素的变化。

我们可以签订实物合同和金融工具，目的是从基于商品的工具的买卖中实现正利润。下表列出了我们截至2021年12月31日的商品衍生工具：
商品掉期
期间商品名义成交量-(空头)/多头公允价值(百万)价格区间(A)
2022年1月至2025年12月天然气(71,077,500)MMBtu$(7)$0.05-$0.60/MMBtu
2022年1月至2026年10月天然气72,210,000MMBtu$(4)$0.19-$1.70/MMBtu

(A)代表与NYMEX天然气期货合约在规定时间段的最终结算价的基差
我们根据我们的风险管理政策管理我们的商品衍生产品活动，该政策限制了对市场风险的敞口，并要求定期向管理层报告潜在的财务敞口。
估值-合同公允价值的估值由独立于营销小组的内部小组验证。虽然普遍的行业惯例被用于开发估值技术，但定价方法或基本假设的变化可能导致公允价值和收入确认显著不同。当可用时，报价市场价格或通过外部来源获得的价格被用来确定合同的公允价值。对于无法获得报价市场价格的交货地点或期限的合同，公允价值是根据主要根据历史和预期与报价市场价格关系制定的定价模型确定的。
价值进行调整，以反映交易固有的信用风险，以及在当前条件下在合理时间段内有序清算未平仓头寸的潜在影响。市场价格和管理层估计的变化直接影响这些合同的估计公允价值。因此，这样的估计在短期内可能会发生变化，这是合理的。
我们的商品非交易衍生品的公允价值预计将在未来期间实现，详情见下表。由于市场波动、交易对手违约和其他可能影响这些价值的金额和/或实现的其他不可预见的事件等因素，这些合同最终实现的现金金额将不同于下表所示的金额。


86

截至2021年12月31日的合同公允价值
公允价值来源总计2022年到期
(百万)
由市场报价和其他外部来源支持的价格$(74)$(56)
基于模型或其他估值技术的价格(5)(3)
总计$(79)$(59)

“由市场报价和其他外部来源支撑的价格”类别包括我们在天然气、NGL和原油方面的大宗商品头寸。此外，这一类别包括我们的天然气远期头寸，我们的远期价格曲线是从第三方定价服务获得的，然后通过内部流程进行验证，其中包括使用独立的经纪商报价。这一类别还包括我们在NGL的远期头寸，这些头寸在整个工具期限内都可以获得类似资产或负债的场外交易(OTC)经纪商报价。这一类别还包括“剥离”交易，其定价输入可以直接或间接从外部来源观察到，然后根据需要模拟为每日或每月价格。
“基于模型和其他估值技术的价格”类别包括市场上无法观察到该工具公允价值投入并被认为对该工具整体公允价值具有重大意义的交易价值。这些工具的公允价值可能基于内部开发的价格曲线，该曲线是由于交易的长期性质或市场点位的流动性不足而构建的。
信用风险
我们的客户包括大型跨国石化和炼油公司、天然气营销商以及日用品生产商。我们几乎所有的天然气、丙烷和天然气销售都是以市场价格为基础的。信用风险的这种集中可能会影响我们的整体信用风险，因为这些客户可能同样会受到经济、监管或其他因素变化的影响。在面临信用风险的情况下，我们会在达成协议之前分析交易对手的财务状况，建立信用额度，并持续监测这些额度的适当性。我们的公司信用政策，以及我们协议的标准条款和条件，规定了财务责任的使用和充分担保的合理理由。这些规定允许我们的信用部门要求交易对手通过张贴超过既定信用额度风险的现金或信用证来补救其违反信用额度的行为。信用额度代表未到期的信用额度，根据我们的信用政策确定。我们的标准协议还规定，交易对手无法提供抵押品是终止合同和清算所有头寸的充分理由。充分的保证条款还允许我们在买方以令人满意的形式向我们提供付款担保后，暂停向买方交货、取消协议或继续向买方交货。
利率风险
信贷协议和证券化贷款的利率，以及未来债券发行的利率可能高于当前水平，导致我们的融资成本相应增加。尽管这可能会限制我们在债务资本市场筹集资金的能力，但我们预计在收购和资本项目方面仍将保持竞争力，因为我们的竞争对手将面临类似的情况。我们可以通过利率掉期来缓解部分未来的利率风险，利率掉期分别将我们债务的可变利率转换为固定利率，并锁定我们预期的未来固定利率债务的利率，从而减少我们对市场利率波动的敞口。此外，见风险因素：“目前还不清楚LIBOR监管的变化或完全停止LIBOR可能会如何影响我们未来的融资成本。”在第1A项中。风险因素。
截至2021年12月31日，我们未偿债务的有效加权平均利率为5.23%。








87

第八项。 财务报表
财务报表索引

DCP中游，LP合并财务报表：
独立注册会计师事务所报告(PCAOB ID.34)
89
独立注册会计师事务所报告(墨西哥湾沿岸快速管道有限责任公司)(PCAOB ID243 )
91
截至2021年12月31日和2020年12月31日的合并资产负债表
92
截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的综合营业报表
93
截至2021年、2020年和2019年12月31日的综合全面收益(亏损)表
94
截至2021年、2020年和2019年12月31日的综合权益变动表
95
截至2021年、2020年和2019年12月31日的合并现金流量表
98
合并财务报表附注
99

88

独立注册会计师事务所报告

致DCP Midstream GP，LLC董事会和DCP Midstream，LP的单位持有人

对财务报表的几点看法

本公司已审核DCP Midstream、LP及附属公司(“合伙企业”)于二零二一年十二月三十一日及二零二零年十二月三十一日的合并资产负债表、截至2021年12月31日止三年内各年度的相关综合营运报表、全面(亏损)收益、权益变动及现金流量，以及相关附注(统称为“财务报表”)。我们认为，财务报表在所有重要方面都公平地反映了合伙企业截至2021年12月31日和2020年12月31日的财务状况，以及截至2021年12月31日的三年中每一年的经营成果和现金流量，符合美利坚合众国普遍接受的会计原则。

我们没有审计墨西哥湾沿岸快速管道有限责任公司的财务报表，这是一项由合伙企业使用权益法核算的投资。该合伙企业的合并财务报表包括截至2021年12月31日其在墨西哥湾海岸快速管道有限责任公司的股权投资4.22亿美元，以及截至2021年12月31日的年度在墨西哥湾海岸快速管道有限责任公司的股权收益6300万美元。这些报表已由其他审计师审计，其报告已提交给我们，而我们的意见，就涉及墨西哥湾快速管道有限责任公司的金额而言，仅基于其他审计师的报告。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了合伙企业截至2021年12月31日的财务报告内部控制，其依据是内部控制-综合框架(2013)特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的报告和我们2022年2月18日的报告，对合伙企业的财务报告内部控制表达了毫无保留的意见。

意见基础

这些财务报表由合伙企业管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对合伙企业的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)和PCAOB的适用规则和规定，我们必须与合伙企业保持独立。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估财务报表的整体列报。我们相信我们的审计和其他审计师的报告为我们的观点提供了合理的基础。

关键审计事项

下文所述的关键审计事项是指在对财务报表进行当期审计时产生的事项，该事项已传达或要求传达给审计委员会，(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露，(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。

财产、厂房和设备净额--减值指标的确定--见财务报表附注2、9和12

关键审计事项说明

当情况显示长期资产的账面价值可能无法收回时，合伙企业定期评估长期资产的账面价值是否已受损。管理层在决定是否应对长期资产进行减值评估时会考虑各种因素，包括商业环境的重大不利变化、当期运营或现金流亏损与亏损历史相结合、资产使用范围或方式的重大不利变化，或目前对资产将在其使用年限结束前出售或以其他方式处置的预期。
89


合伙企业确定长期资产是否存在减值指标需要管理层做出重大判断。当存在显示长期资产的账面价值可能无法收回的事件或情况时，合伙企业通过将适用资产组的账面金额与资产的使用和最终处置预期产生的未贴现现金流的总和进行比较，评估其长期资产的减值。

如果管理层确定账面价值不可收回，减值损失以资产账面价值超过其公允价值计量。

截至2021年12月31日，房地产、厂房和设备的净余额为77.01亿美元。由于各自资产组的账面价值被确定为不可收回，合伙企业在截至2021年12月31日的年度内记录了与物业、厂房和设备相关的3100万美元减值费用。

我们确认物业、厂房及设备的减值指标为一项重要审计事项，是因为管理层在决定是否已发生事件或环境变化时作出重大假设，显示物业、厂房及设备的账面金额可能无法收回。

这需要审计师的高度判断，包括加大与评估减值指标相关的工作力度，以及审计管理层是否正确识别减值指标。

如何在审计中处理关键审计事项

我们与确定长期资产减值指标相关的审计程序包括以下内容：

•我们测试了财务报告内部控制的有效性，这与管理层为长期资产确定可能的减值指标有关，这些指标可能表明长期资产的账面价值可能无法收回。
•我们通过以下几个方面评估管理层对减损指标的分析：
•评估具有减值指标的长期资产是否得到适当识别
•考虑到行业和分析师报告以及宏观经济因素的影响，如监管环境的不利变化、法律或其他因素，这些因素可能代表管理层分析中以前没有考虑到的减损指标
•评估管理层对历史趋势、宏观经济和行业状况的判断，以及预测是否与伙伴关系的运营战略一致
•通过比较以下预测来评估管理层的预测：合伙企业公开披露的信息、最近的运营结果、资产集团运营数据的趋势，如最近几年和几个季度的盈利衡量标准
•询问管理层是否可以在资产先前估计的使用寿命结束前大量出售或以其他方式处置长期资产
•查阅董事会和执行管理层委员会的会议记录，了解是否有可能代表长期资产减值指标的因素



/s/ 德勤律师事务所(Deloitte&Touche LLP)

科罗拉多州丹佛市
2022年2月18日

自2004年以来，我们一直担任该伙伴关系的审计师。

90

独立注册会计师事务所报告

董事会及成员
墨西哥湾沿岸快速管道有限责任公司
休斯敦，得克萨斯州

对财务报表的几点看法

我们审计了墨西哥湾快速管道有限责任公司(“贵公司”)截至2021年12月31日和2020年12月31日的资产负债表、截至该日止年度的相关收益表、成员权益表和现金流量表，以及相关附注(统称为“财务报表”)。我们认为，财务报表在所有重要方面都公平地反映了本公司于2021年12月31日和2020年12月31日的财务状况，以及截至该日止年度的经营业绩和现金流量。,符合美利坚合众国普遍接受的会计原则。

意见基础

这些财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的财务报表发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会(SEC)和PCAOB的适用规则和规定，我们必须与公司保持独立。

我们是根据PCAOB的标准和美国公认的审计标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是欺诈。该公司不需要，也不需要我们对其财务报告的内部控制进行审计。作为我们审计的一部分，我们被要求了解财务报告的内部控制，但不是为了表达对公司财务报告内部控制有效性的意见。因此，我们不表达这样的意见。

我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查关于财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。

关键审计事项

关键审计事项是指在对财务报表进行当期审计时产生的、已传达或要求传达给审计委员会的事项：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。我们确定没有关键的审计事项。

重视与关联方的重大交易

如财务报表附注4所述，本公司已与关联方进行重大交易。

/s/ BDO USA，LLP

自2020年以来，我们一直担任本公司的审计师。

德克萨斯州休斯顿
2022年2月16日
91

DCP中游，LP
综合资产负债表

2021年12月31日2020年12月31日
资产(百万)
流动资产：
现金和现金等价物$1 $52 
应收账款：
贸易，扣除信贷损失准备金#美元后的净额2及$2分别为百万美元
1,029 572 
联属389 238 
其他7 10 
盘存77 38 
衍生工具的未实现收益86 63 
抵押品现金存款128 14 
其他32 21 
流动资产总额1,749 1,008 
财产、厂房和设备、净值7,701 7,993 
无形资产净额39 44 
对未合并附属公司的投资3,578 3,641 
衍生工具的未实现收益10 16 
经营性租赁资产104 85 
其他长期资产199 170 
总资产$13,380 $12,957 
负债和权益
流动负债：
应付帐款：
贸易$977 $536 
联属205 161 
其他
16 23 
流动债务355 505 
衍生工具的未实现亏损145 56 
应计利息79 85 
应计税51 59 
应计工资和福利60 70 
资本支出应计项目7 4 
其他115 122 
流动负债总额2,010 1,621 
长期债务5,078 5,119 
衍生工具的未实现亏损30 7 
递延所得税34 30 
经营租赁负债93 76 
其他长期负债259 243 
总负债7,504 7,096 
承付款和或有负债(见注21)
股本：
首轮优先有限合伙人(500,000优先单位分别为授权单位、已发行单位和未偿还单位)
489 489 
B系列优先有限合伙人(6,450,000优先单位分别为授权单位、已发行单位和未偿还单位)
156 156 
C系列首选有限合伙人(4,400,000优先单位分别为授权单位、已发行单位和未偿还单位)
106 106 
有限合伙人(208,373,672和208,351,528(已授权、已发行和未偿还的共同单位分别)
5,106 5,090 
累计其他综合损失(6)(7)
合伙人权益总额5,851 5,834 
非控制性权益25 27 
总股本5,876 5,861 
负债和权益总额$13,380 $12,957 

请参阅合并财务报表附注。
92

DCP中游，LP
合并业务报表

 截至十二月三十一日止的年度，
 202120202019
 (百万，单位金额除外)
营业收入：
天然气、天然气和凝析油的销售$7,681 $4,603 $6,023 
向附属公司销售天然气、天然气和凝析油3,105 1,088 1,176 
运输、加工和其他539 455 439 
交易和营销(亏损)收益，净额(618)156 (13)
营业总收入10,707 6,302 7,625 
运营成本和费用：
采购及相关费用8,093 3,627 4,933 
从附属公司购买和相关成本188 166 223 
附属公司的运输和相关费用984 950 866 
运维费用659 607 728 
折旧及摊销费用364 376 404 
一般和行政费用223 253 275 
资产减值31 746 247 
其他(收入)费用，净额(5)15 8 
资产出售损失净额5 — 80 
重组成本— 9 11 
总运营成本和费用10,542 6,749 7,775 
营业收入(亏损)165 (447)(150)
来自未合并关联公司的收益535 447 474 
利息支出，净额(299)(302)(304)
所得税前收入(亏损)401 (302)20 
所得税(费用)福利(6)— 1 
净收益(亏损)395 (302)21 
可归因于非控股权益的净收入(4)(4)(4)
合伙人应占净收益(亏损)391 (306)17 
A系列优先有限合伙人对净收入的兴趣
(37)(37)(37)
B系列优先考虑有限合伙人对净收入的兴趣(13)(13)(13)
C系列优先考虑有限合伙人对净收益的兴趣(9)(9)(9)
普通合伙人在净收入中的权益— — (118)
可分配给有限合伙人的净收益(亏损)$332 $(365)$(160)
每个有限合伙人单位的净收益(亏损)-基本和摊薄$1.59 $(1.75)$(1.05)
加权平均未偿还有限合伙人单位-基本208.4 208.3 153.1 
加权平均未偿还有限合伙人单位-摊薄208.6 208.3 153.1 
请参阅合并财务报表附注。

93

DCP中游，LP
综合全面收益表(损益表)

 截至十二月三十一日止的年度，
 202120202019
 (百万)
净收益(亏损)$395 $(302)$21 
其他全面收入：
现金流对冲损失重新分类为收益1 — 1 
其他综合收益合计1 — 1 
综合收益(亏损)总额396 (302)22 
可归因于非控股权益的全面收益总额(4)(4)(4)
可归因于合作伙伴的全面收益(亏损)合计$392 $(306)$18 
请参阅合并财务报表附注。

94

DCP中游，LP
合并权益变动表

 
 合伙人权益  
 首轮优先有限合伙人B系列优先有限合伙人C系列首选有限合伙人有限
合作伙伴		累计
其他
全面
损失		非控制性
利益		总计
权益
 (百万)
余额，2021年1月1日$489 $156 $106 $5,090 $(7)$27 $5,861 
净收入37 13 9 332 — 4 395 
其他综合收益— — — — 1 — 1 
分配给单位持有人(37)(13)(9)(325)— — (384)
对非控股权益的分配— — — — — (6)(6)
基于权益的薪酬— — — 9 — — 9 
余额，2021年12月31日$489 $156 $106 $5,106 $(6)$25 $5,876 
请参阅合并财务报表附注。

95

DCP中游，LP
合并权益变动表

 合伙人权益  
 首轮优先有限合伙人B系列优先有限合伙人C系列首选有限合伙人有限
合作伙伴		累计
其他
全面
损失		非控制性
利益		总计
权益
 (百万)
平衡，2020年1月1日$489 $156 $106 $5,861 $(7)$28 $6,633 
净收益(亏损)37 13 9 (365)— 4 (302)
分配给单位持有人(37)(13)(9)(406)— — (465)
对非控股权益的分配— — — — — (5)(5)
平衡，2020年12月31日$489 $156 $106 $5,090 $(7)$27 $5,861 
请参阅合并财务报表附注。

96

DCP中游，LP
合并权益变动表
 合伙人权益  
 首轮优先有限合伙人B系列优先有限合伙人C系列首选有限合伙人有限
合作伙伴		一般信息
合伙人		累计
其他
全面
损失		非控制性
利益		总计
权益
 (百万)
余额，2019年1月1日$489 $156 $106 $6,418 $107 $(8)$29 $7,297 
净收益(亏损)37 13 9 (160)118 — 4 21 
其他综合收益— — — — — 1 — 1 
分配给单位持有人(37)(13)(9)(447)(171)— — (677)
对非控股权益的分配— — — — — — (5)(5)
GP经济利益转换与IDR— — — 50 (54)— — (4)
余额，2019年12月31日$489 $156 $106 $5,861 $— $(7)$28 $6,633 
请参阅合并财务报表附注。


















97

DCP中游，LP
合并现金流量表

 截至十二月三十一日止的年度，
 202120202019
 (百万)
经营活动：
净收益(亏损)$395 $(302)$21 
对净收益(亏损)与经营活动提供的现金净额进行调整：
折旧及摊销费用364 376 404 
来自未合并关联公司的收益(535)(447)(474)
来自未合并附属公司的分配604 631 540 
衍生工具未实现净亏损(收益)125 (55)78 
资产减值31 746 247 
资产出售损失净额5 — 80 
其他，净额26 22 21 
提供现金的经营性资产和负债的变化：
应收账款(605)62 170 
盘存(39)3 9 
应付帐款478 (47)(133)
其他资产和负债(203)110 (104)
经营活动提供的净现金646 1,099 859 
投资活动：
资本支出(108)(160)(519)
对未合并附属公司的投资(5)(107)(450)
来自未合并附属公司的分配— 6 — 
出售资产所得收益3 2 209 
用于投资活动的净现金(110)(259)(760)
融资活动：
债务收益4,721 4,407 5,971 
偿还债项(4,916)(4,713)(5,372)
与GP经济利益和IDR转换相关的费用— — (3)
分配给优先有限合伙人(59)(59)(59)
分配给有限合伙人和普通合伙人(325)(406)(618)
对非控股权益的分配(6)(5)(5)
发债成本(6)(8)(13)
其他— (1)— 
用于融资活动的净现金(591)(785)(99)
现金、现金等价物和限制性现金净变化(55)55 — 
期初现金、现金等价物和限制性现金56 1 1 
期末现金、现金等价物和限制性现金$1 $56 $1 
现金、现金等价物和限制性现金的对账：2021年12月31日2020年12月31日2019年12月31日
现金和现金等价物$1 $52 $1 
包括在其他流动资产中的受限现金— 4 — 
现金总额、现金等价物和限制性现金$1 $56 $1 

请参阅合并财务报表附注。
98
DCP中游，LP
合并财务报表附注
截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度









1. 业务描述和呈报依据

DCP Midstream，LP及其合并子公司，或“我们,” “我们,” “我们的”或“伙伴关系”DCP Midstream，LLC是特拉华州的一家有限合伙企业，由DCP Midstream，LLC于2005年成立，目的是拥有、运营、收购和开发补充中游能源资产的多元化投资组合。
我们的合作伙伴包括我们的物流和营销以及收集和加工部门。有关这些细分市场的其他信息，请参阅注意23-业务细分市场。
我们的运营和活动由我们的普通合作伙伴DCP Midstream GP，LP管理，而DCP Midstream GP，LP又由其普通合作伙伴DCP Midstream GP，LLC管理，我们将其称为普通合作伙伴100DCP Midstream，LLC拥有1%的股份。DCP Midstream，LLC及其子公司和附属公司，统称为DCP Midstream，LLC50%由菲利普斯66和50%由Enbridge Inc.及其附属公司或Enbridge。DCP Midstream，LLC通过其对普通合伙人的所有权和控制权来指导我们的业务运营。截至2021年12月31日，DCP Midstream，LLC与我们的普通合作伙伴拥有约57%的人通过有限合伙人权益。
合并财务报表包括合伙企业和我们有能力行使控制权的所有控股子公司的账目。投资大于20不是可变利益实体且我们没有能力实施控制的%拥有的附属公司，以及在以下方面的投资20我们有能力施加重大影响的拥有%的附属公司，使用权益法核算。
综合财务报表是根据公认会计准则编制的。所有公司间余额和交易均已在合并中冲销。

2. 重要会计政策摘要
预算的使用 - 符合GAAP要求管理层做出影响合并财务报表和附注中报告金额的估计和假设。虽然这些估计是基于管理层对当前和预期未来事件的最佳了解，但实际结果可能与这些估计不同，这些估计可能会受到各种因素的重大影响，包括那些我们无法控制的因素，例如大宗商品价格和交易量的持续恶化的影响，这将对我们的运营业绩、财务状况和现金流产生负面影响。
现金、现金等价物和限制性现金-我们认为，以最初规定的90天或更短期限购买的高流动性金融工具的投资，以及对短期货币市场证券的临时现金投资，均被视为现金等价物。限制性现金主要包括我们的非合格递延补偿计划中持有的金额。限制性现金不包括在现金和现金等价物中，而包括在其他流动或长期资产中。
信贷损失准备-管理层根据我们对各种因素的评估，估计所需的信贷损失拨备金额，这些因素包括历史损失率、应收账款余额的年龄、客户的信用质量、当前的经济状况、对未来经济状况的合理和可支持的预测，以及其他可能影响我们向客户收取的能力的相关因素。
盘存-主要由NGL和天然气组成的库存，以加权平均成本或可变现净值中的较低者入账。运输成本包括在库存中。
风险管理活动与金融工具会计-非交易能源商品衍生品被指定为对预测交易或未来现金流的对冲(现金流对冲)，对公认资产、负债或公司承诺的对冲(公允价值对冲)，或正常购买或正常销售。剩余的非交易衍生工具与未选择正常购买或正常销售例外的基于资产的活动相关，在综合资产负债表中按公允价值计入衍生工具的未实现收益或未实现亏损，公允价值变动在综合经营报表中确认。对于每一种衍生产品，合并经营报表中损益或收入和费用的会计方法和列报如下：
99


合同的分类会计核算方法损益列报或收支列报
交易衍生品按市价计价法(A)交易和营销损益的净基数
非交易衍生品：
现金流对冲套期保值方法(B)与相关套期保值项目属于同一合并经营报表类别的毛基
公允价值对冲套期保值方法(B)与相关套期保值项目属于同一合并经营报表类别的毛基
正常购买或正常销售权责发生制(C)基于买入或卖出的相应合并经营报表类别结算时的毛基
其他非交易性衍生工具活动按市价计价法(A)交易和营销损益的净基数，净额

(a)按市价计价-一种会计方法，通过这种方法，资产或负债的公允价值变化在当期净额的交易和营销损益的综合经营表中确认。
(b)套期保值法-一种会计方法，将资产或负债的公允价值变动作为衍生工具的未实现收益或未实现亏损记录在综合资产负债表中。对于现金流对冲，在提供服务或相关交付影响收益之前，合并营业报表中不会确认有效部分。对于公允价值套期保值，资产或负债的公允价值变动以及套期保值项目的抵销价值变动在合并经营报表中与相关套期保值项目在同一类别中确认。
(c)权责发生制-一种会计方法，在提供服务或相关交付影响收益之前，不会在合并资产负债表或合并经营报表中确认合同公允价值的变化。

现金流量与公允价值套期保值-对于被指定为现金流对冲或公允价值对冲的衍生品，我们保留对冲的正式文件。此外，我们在套期保值关系开始时以及在持续的基础上正式评估套期保值合同在抵消被套期保值项目的现金流或公允价值变化方面是否非常有效。除非另有说明，每个衍生工具损益的所有组成部分都包括在套期保值有效性的评估中。

被指定为现金流对冲的衍生工具的公允价值在合并资产负债表中记录为衍生工具的未实现收益或未实现亏损。被指定为现金流对冲的衍生工具有效部分的公允价值变动计入合伙人权益累计其他全面收益(AOCI)，无效部分计入综合经营报表。在被套期保值交易影响收益期间，与被套期保值交易相关的AOCI中的金额被重新分类到与被套期保值项目相同的行项目中的合并运营报表中。当确定衍生工具不再具有有效对冲的资格时，或当被套期保值交易很可能不会发生时，套期保值会计前瞻性地停止。当衍生工具不再具有有效对冲的资格而终止套期保值会计时，衍生工具将采用按市值计价的会计方法。衍生工具继续按其公允价值计入综合资产负债表；然而，其公允价值的后续变动在本期收益中确认。在对冲交易影响收益之前，以前在AOCI积累的与非连续性对冲相关的损益将保留在AOCI，除非对冲交易很可能不会发生，在这种情况下，先前在AOCI递延的损益将立即在当期收益中确认。
被指定为公允价值对冲的衍生工具的公允价值在资产负债表上记录为衍生工具的未实现收益或未实现亏损。我们确认衍生工具的收益或损失，以及当期收益中套期保值项目的抵销亏损或收益。所有被指定并计入公允价值套期保值的衍生品都与经营业绩中被套期保值的项目归类在同一类别。
估值-当可用时，报价的市场价格或通过外部来源获得的价格用于确定合同的公允价值。对于无法获得报价市场价格的交货地点或期限的合同，公允价值是根据主要根据与报价市场价格的历史关系以及与报价市场价格的预期关系而制定的定价模型来确定的。
100


价值进行调整，以反映交易固有的信用风险，以及在当前条件下在合理时间段内有序清算未平仓头寸的潜在影响。市场价格和管理层估计的变化直接影响这些合同的估计公允价值。因此，这样的估计在短期内可能会发生变化，这是合理的。
物业、厂房和设备-财产、厂房和设备按历史成本记录。维护和维修费用并不是很大的改进，但在发生时会计入费用。折旧是在资产的预计使用年限内使用直线法计算的。
资本化利息-我们在重大项目建设中利用利息。利息是根据每月未偿还资本余额计算的，在资产投入使用的当月停止计息。我们还利用我们的权益法投资的利息，这些投资正致力于建立一项新的业务，但尚未开始计划的本金业务。当被投资方开始计划的本金业务时，资本化停止。用于计算资本化利息的利率是债务的加权平均成本，包括利率互换的影响。
资产报废义务-我们的资产报废义务主要涉及各种收集管道和加工设施的报废，以及与通行权和土地地役权协议有关的义务。我们每季度调整我们的资产报废债务，以应对在此期间发生或结算的任何负债、增值费用以及对估计现金流的任何修订。
与有形长期资产相关的资产报废义务，如能对公允价值作出合理估计，则在产生期间按公允价值入账，并计入相关资产的账面金额。这笔额外的账面金额随后会在资产的生命周期内折旧。负债是使用信用调整后的无风险利率确定的，并根据货币的时间价值随着时间的推移而增加，直到债务清偿为止。
无形资产-无形资产包括客户合同，包括商品采购、运输和加工合同，以及相关关系。这些无形资产在预期未来收益期间按直线摊销。无形资产在完全摊销期间从账面总额和累计摊销总额中扣除。
对未合并附属公司的投资-我们使用权益法来核算拥有超过20%股权的附属公司的投资。
每当事件或环境变化显示非暂时性的投资价值下降时，我们就评估我们在未合并关联公司的投资的减值。当有非暂时性减值的证据时，我们会将投资的估计公允价值与投资的账面价值进行比较，以确定是否发生了减值。我们使用普遍接受的技术评估我们在未合并关联公司的投资的公允价值，并可能使用多种方法，但主要使用贴现现金流模型来衡量。如果估计公允价值低于账面价值，账面价值超过估计公允价值的部分确认为减值损失。
长寿资产-当情况显示长期资产(包括无形资产)的账面价值可能无法收回时，我们会定期评估该等资产的账面价值是否已受损。这项评估是基于未贴现的现金流预测。如果账面金额超过资产使用和最终处置预期产生的未贴现现金流的总和，则不能收回账面金额。在决定是否对这些资产进行减值评估时，我们会考虑各种因素，包括但不限于：
•法律因素或者经营环境发生重大不利变化的；
•当期经营亏损或现金流亏损加上经营亏损或现金流亏损的历史记录，或者表明与使用长期资产相关的持续亏损的预测或预测；
•成本的累积大大超过收购或建造长期资产的最初预期金额；
•资产的使用范围、使用方式或者实物状况发生重大不利变化；
•资产市值的重大不利变化；或
101


•目前的一种预期，即资产更有可能在其预计使用寿命结束之前被出售或以其他方式处置。

如果账面价值不可收回，减值损失以资产账面价值超过其公允价值计量。我们使用公认的方法评估长期资产的公允价值，并可能使用一种以上的方法，包括但不限于最近的第三方可比销售和贴现现金流模型。由于资产状况或管理层利用资产意图的改变等事件导致的市场状况发生重大变化，通常要求管理层重新评估与长期资产相关的现金流。大宗商品价格较低的一段时间可能会对我们对未来经营业绩的估计产生不利影响，这可能会导致未来的减值，因为这可能会对我们的运营和现金流产生潜在影响。
租契-我们的租赁活动主要包括运输协议、办公场所、车辆和现场设备。我们在一开始就确定一项安排是经营性租赁还是融资租赁。使用权资产是指当我们通过获得资产的几乎所有经济利益来控制资产的使用，并指导资产的使用时，我们在租赁期内使用标的资产的权利。租赁负债是指我们有义务支付因租赁而产生的租赁款项。使用权资产及租赁负债于开始日按租赁期内的租赁付款现值确认。用于计算租赁付款现值的利率是租赁中隐含的利率(当可确定时)或我们的递增借款利率。我们的递增借款利率主要基于我们的抵押借款利率(当存在此类借款时)或基于独立第三方报价的估计抵押借款利率(当此类借款不存在时)。我们的租赁条款可能包括在合理确定我们将行使该选择权时延长或终止租约的选择权。经营租赁费用在租赁期内按直线确认。融资租赁费用采用有效利息法确认，使用权资产摊销采用直线法确认。
实用的权宜之计 -我们在会计准则编纂(“ASC”)842中采用了某些实际的权宜之计，我们不确认短期租赁的ROU资产和租赁负债，而是以类似于传统租赁会计准则下的经营租赁的方式记录它们。短期租赁是指最长租赁期限为12个月或更短的租赁，不包括承租人合理确定将行使的购买选择权。我们将与我们的办公室和仓库租赁相关的租赁和非租赁组件(如果适用)合并在一起。

未摊销债务贴现和费用-发行长期债务所产生的贴现和费用使用实际利息法在债务期限内摊销。折价和未摊销费用计入合并资产负债表，计入长期债务账面金额。

非控股权益-非控股权益代表我们合并的非全资实体中的任何第三方或附属公司权益。为了财务报告的目的，这些实体的资产和负债与我们自己的资产和负债合并，我们合并资产负债表中的任何第三方或关联公司的权益都显示为股权中的非控制性权益。向非控股权益的分配和来自非控股权益的贡献分别代表向该第三方和关联投资者支付的现金和来自该等关联投资者的现金贡献。

收入确认-我们的营业收入主要来自以下活动：

•天然气、天然气和凝析油的销售；
•与天然气的收集、压缩、处理和加工有关的服务；
•与天然气和天然气的运输和储存有关的服务。

天然气、天然气和凝析油的销售 -我们向各种客户销售我们的商品，从大型跨国石化和炼油公司到地区性丙烷零售分销商。我们在客户获得控制权时确认商品销售收入。通常，随着商品价格的变化性得到解决，交易价格在每次交货时确定。顾客通常根据上个月购买的产品按月付款。

天然气、NGL和凝析油的销售包括符合金融衍生工具资格的实物销售合同，以及涉及与同一交易对手进行库存购买和销售的买卖交易，这些交易在法律上是或有或有的，或在合并净值基础上将彼此视为一笔交易。这两类安排都不属于财务会计准则委员会(FASB)或“FASB”、“会计准则更新”或“ASU”、2014-09年度与客户签订的合同收入或“主题606”范围内的与客户签订的合同。
102



天然气的收集、压缩、处理和加工-就天然气收集和加工活动而言，我们会收到费用和/或商品销售收益的一定比例，作为支付这些服务的费用，这取决于合同的类型。对于主题606范围内的收集和处理协议，当气体在我们的设施中收集、处理或处理时，我们确认与我们的服务相关的收入。根据收费合同，我们根据吞吐量收取服务费。根据收益百分比合同，我们要么获得销售残渣天然气和NGL实际收益的商定百分比，要么获得基于天然气和NGL指数相关价格的商定百分比。我们的收益百分比合同也可能包括基于费用的部分。

运输和储存 -运输和储存协议的收入根据提供服务期间运输和储存的合同量确认。

我们的服务合同有时期限超过一年，并随着时间的推移得到认可。我们大多数服务合同的履约义务包括为分配可变对价和确认收入而对每天离散数量的天然气或NGL执行的一系列不同服务，同时客户同时接收和消费所提供服务的好处。收入根据每天交付或储存的数量，与随时间向客户转移的商品或服务相一致地在一段时间内确认。对价通常是可变的，交易价格不能在合同开始时确定，因为提供服务的天然气或NGL的量只是按天或按月指定的。交易价格在提供服务时确定，不确定性得到解决。客户通常根据上个月提供的服务按月付费。

采购安排 - 根据采购安排，我们在工厂的井口或后门购买天然气。这些采购安排代表与供应商之间的安排，并记录在“采购及相关费用”中。通常，在这些安排中，我们为在控制产品之前执行的服务赚取费用，并且服务收入记录在这些费用中。在这些采购安排中获得的产品销售所产生的收入在综合经营报表中报告为“天然气、天然气和凝析油的销售”，并在销售前购买和控制产品时按毛数确认，是交易的本金。

实用的权宜之计 -我们在主题606中应用了某些实际权宜之计，不披露分配给最初预期期限为一年或更短的剩余履约义务的交易价格信息，如果可变对价完全分配给完全未履行的履约义务，我们也不披露分配给剩余履约义务的交易价格信息。

合同责任-我们与客户签订了合同，根据这些合同，客户向我们报销建立与我们运营资产的某些连接的费用。这些协议通常是与收集和加工协议以及与客户的运输协议一起签订的，是合同对价的一部分。我们将这些付款记录为递延收入，在预期的合同期限内摊销为收入。
购买及相关费用-采购及相关成本主要包括(I)采购商品的成本，包括天然气、天然气和凝析油，以及(Ii)商品运输和分馏产生的费用。
重要客户-在截至2021年、2020年和2019年12月31日的几年里，没有第三方客户占总运营收入的10%以上。在截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的几年里，我们与附属公司进行了重大交易。
103


环境支出-根据未来的经济效益，适当地对环境支出进行支出或资本化。与过去业务造成的现有状况相关的支出，以及不能产生当前或未来收入的支出，将计入费用。这些支出的负债在环境评估和(或)清理可能且费用可以合理估计的情况下以未贴现的方式入账。
基于股权的薪酬-股权分类奖励按授予日期的公允价值计量，公允价值在必要的服务或归属期内以直线方式确认。预计股权分类奖励将导致在归属时发行普通股。负债分类权益补偿成本根据收盘担保价格在每个报告日按公允价值重新计量，并确认为必要服务期内的费用。具有分级归属条款的奖励的补偿费用在奖励的每个单独归属部分的必要服务期内以直线方式确认。
所得税-我们的结构是主有限合伙企业，这是一个直通实体，用于联邦所得税目的。我们的所得税支出包括某些司法管辖区，包括主有限责任合伙企业和子公司的州税、地方税、特许经营税和保证金税。我们采用资产负债法核算所得税。根据这一方法，递延所得税被确认为财务报表账面金额与资产和负债的计税基础之间的暂时性差异的税收后果。我们的应税收入或损失可能与合并经营报表中报告的净收益或损失有很大差异，按比例包括在每个合伙人的联邦所得税申报单中。
每个有限合伙人单位的净收益或亏损-每个有限合伙人单位(LPU)的基本和稀释后净收益或亏损，即LPU，计算方法是将可分配给有限合伙人的净收入或亏损除以在此期间使用两级法的未偿还LPU的加权平均数量。每个有限合伙人单位的摊薄净收入或亏损是根据有限合伙人单位的加权平均数加上期间未偿还的摊薄潜力单位(如有)的影响计算的。

3. 近期会计公告
FASB ASU, 2020-04 “参考汇率改革(主题848)：促进参考汇率改革对财务报告的影响” or ASU 2020-04 - 2020年3月，FASB发布了ASU 2020-04，其中为将GAAP应用于合同修改、套期保值关系和其他交易提供了可选的权宜之计和例外，这些交易参考了伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)或预计将因参考利率改革而停止的其他参考利率。本ASU适用于2020年3月12日或之后的中期和年度报告期。我们在2020年3月12日采用了这个ASU，它没有对我们的合并财务报表产生实质性影响。
财务会计准则委员会已经发布了一些会计更新，这些更新经过评估，要么被确定为不适用，要么预计不会对我们的财务报表产生重大影响。

4. 性情
2021年期间，我们在中大陆地区剥离了几项非核心资产，剥离了我们的收集和加工部门，并在德克萨斯州西部剥离了我们的物流和营销部门。我们收到了$的收益3百万美元，并确认出售资产和业务的净亏损为#美元。52021年将达到100万。
2019年1月30日，我们与NGL Energy Partners LP签订了一项购销协议，出售天然气供应资源(Gas Supply Resources)，这是我们的丙烷批发业务，主要由我们物流和营销部门在美国东部的七个天然气液体终端组成，收购价格为$90百万美元。收到的净收益约为#美元。103百万美元，原因是习惯性购进价格调整和亏损#美元9一百万人获得认可。交易于2019年3月1日完成。
除了出售天然气供应资源，我们还剥离了中大陆和二叠纪地区的几项非核心资产。我们收到了$的收益106百万美元，并确认出售资产和业务的净亏损为#美元。712019年将达到100万。

5. 收入确认
我们按照每个可报告部门的合同类型对我们与客户的合同收入进行分类，因为我们认为它最好地描述了我们收入和现金流的性质、时机和不确定性。下表按这些类别列出了我们的收入：
104

截至2021年12月31日的年度
物流与营销采集和处理淘汰总计
(百万)
天然气销售情况$3,798 $2,824 $(2,614)$4,008 
天然气和凝析油的销售(A)6,133 3,952 (3,307)6,778 
运输、加工和其他65 474 — 539 
交易和营销损失，净额(B)(262)(356)— (618)
营业总收入$9,734 $6,894 $(5,921)$10,707 
(a)    包括$2,111在截至2021年12月31日的一年中，我们物流和营销部门的实物销售合同和买卖交换交易的收入为100万美元，扣除美元2,590与买入-卖出收入相关的买入-卖出购买交易达百万美元2,857不在FASB ASC 606“承包商与客户的收入”(“主题606”)范围内的100万美元。
(B)不在专题606的范围内。

截至2020年12月31日的年度
物流与营销采集和处理淘汰总计
(百万)
天然气销售情况$1,786 $1,384 $(1,263)$1,907 
天然气和凝析油的销售(A)3,569 1,658 (1,443)3,784 
运输、加工和其他51 405 (1)455 
交易和营销收益，净额(B)124 32 — 156 
营业总收入$5,530 $3,479 $(2,707)$6,302 
(a)    包括$1,786在截至2020年12月31日的一年中，来自物流和营销部门的实物销售合同和买卖交换交易的收入为百万美元，扣除美元1,004与买入-卖出收入相关的买入-卖出购买交易达百万美元1,300一百万条不在主题606的范围内。
(B)不在专题606的范围内。

截至2019年12月31日的年度
物流与营销采集和处理淘汰总计
(百万)
天然气销售情况$2,098 $1,734 $(1,525)$2,307 
天然气和凝析油的销售(A)4,744 2,171 (2,023)4,892 
运输、加工和其他46 395 (2)439 
交易和营销(亏损)收益，净额(B)(32)19 — (13)
营业总收入$6,856 $4,319 $(3,550)$7,625 
(A)包括$3,236截至2019年12月31日的年度，我们物流和营销部门的实物销售合同和买卖交换交易的收入为100万美元，这不在主题606的范围内。
(B)不在专题606的范围内。
预计未来确认的与未履行的履约义务有关的收入约为#美元。442截至2021年12月31日，这一数字为100万。我们剩余的履约义务主要包括最低数量承诺费安排，预计到2031年将得到确认，加权平均剩余寿命为三年截至2021年12月31日。作为专题606允许的实际权宜之计，这一数额不包括可变对价以及最初预期期限为一年或更短(视情况而定)的剩余履约义务。我们剩余的履约义务还不包括我们与客户签订的合同中对可变费率升级条款的估计。

6. 合同责任
我们的合同负债包括从可报销项目收到的递延收入。递延收入的非流动部分包括在我们合并资产负债表上的其他长期负债中。
105

下表汇总了我们合并资产负债表中包括的合同负债的变化：
十二月三十一日，
20212020
(百万)
期初余额$35 $33 
加法1 3 
已确认收入(A)(2)(1)
期末余额$34 $35 
(A)已确认的递延收入计入综合经营报表中的运输、加工和其他业务。
上表披露的合同负债将确认为收入，因为这些债务在其平均剩余合同期限内得到履行，即35岁截至2021年12月31日。

7. 与关联公司的协议和交易
DCP中流，有限责任公司
服务协议及其他一般和行政费用
根据服务和员工借调协议(“服务协议””)，我们必须偿还DCP Midstream，LLC因一般和行政职能而发生或支付的成本、开支和支出或付款，这些职能包括但不限于法律、会计、合规、财务、保险管理和索赔处理、风险管理、健康、安全和环境、信息技术、人力资源、福利计划维护和管理、信用、工资总额、内部审计、税收和工程，以及借调员工的工资和福利、保险覆盖范围和索赔、资本支出、维护和维修成本及税款。根据服务协议，我们向DCP Midstream，LLC支付的费用、开支和支出或代表我们支付的款项没有限制。下表汇总了合并运营报表中包括的由DCP Midstream，LLC向合伙企业收取的员工相关成本：
截至十二月三十一日止的年度，
202120202019
(百万)
DCP Midstream，LLC收取的员工相关成本
运维费用$157 $160 $197 
一般和行政费用$149 $165 $189 
重组成本$— $9 $11 
菲利普斯66及其附属公司
我们将部分残渣气体和NGL出售给Phillips 66及其各自的附属公司，并从他们那里购买NGL。我们预计将继续在正常业务过程中向菲利普斯66及其附属公司销售商品和从菲利普斯66及其附属公司购买商品。
Enbridge及其附属公司
我们从Enbridge及其附属公司购买NGL。我们预计在正常业务过程中将继续从Enbridge及其附属公司购买商品。




106

未合并的附属公司
我们已与DCP Sand Hills Pipeline，LLC，或Sand Hills，DCP Southern Hills Pipeline，LLC，或Southern Hills，Front Range Pipeline LLC，或Front Range，Texas Express Pipeline LLC，或Texas Express，Bay Coast Express Pipeline，LLC，或Bay Coast and Cheyenne Connector LLC，或Cheyenne Connector LLC，签订了运输协议。根据2028年至2030年到期的这些协议的条款，我们承诺按照每条管道各自费率中定义的费率运输最低吞吐量。
我们将部分废气和NGL出售给未合并的附属公司，向其购买天然气和其他NGL产品，向其提供收集和运输服务，并从其接受运输服务。我们预计在正常业务过程中继续购买和销售商品，并接受和向未合并的附属公司提供服务。
根据沙山有限责任公司协议及南山有限责任公司协议或沙山及南山有限责任公司协议的条款，沙山及南山须偿还吾等代表沙山及南山产生的任何直接成本或开支(一般及行政服务除外)。此外，沙山和南山分别支付我们每年#美元的服务费。5作为沙山和南山的运营商，我们提供集中的公司职能，包括法律、会计、现金管理、保险管理和索赔处理、风险管理、健康、安全和环境、信息技术、人力资源、信贷、工资、税务和工程。除年度服务费外，沙山及南山根据沙山及南山有限责任公司协议就我们代表沙山或南山招致的其他开支向我们作出的补偿并无上限。
与关联公司的交易摘要
下表汇总了我们与附属公司的交易：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202120202019
(百万)
菲利普斯66(包括其附属公司)：
向附属公司销售天然气、天然气和凝析油$3,000 $1,037 $1,140 
从附属公司购买和相关成本$62 $96 $142 
附属公司的运输和相关费用$158 $113 $67 
运维和一般行政费用$14 $11 $13 
Enbridge(包括其附属公司)：
向附属公司销售天然气、天然气和凝析油$2 $2 $(2)
从附属公司购买和相关成本$40 $20 $26 
附属公司的运输和相关费用$1 $1 $1 
运维和一般行政费用$1 $2 $2 
未合并的附属公司：
向附属公司销售天然气、天然气和凝析油$103 $49 $38 
运输、加工和其他运输到附属公司$18 $13 $4 
从附属公司购买和相关成本$86 $50 $70 
附属公司的运输和相关费用$825 $836 $783 

107

 我们与附属公司的余额如下：
2021年12月31日2020年12月31日
 (百万)
菲利普斯66(包括其附属公司)：
应收账款$361 $217 
应付帐款$114 $89 
其他资产$1 $1 
Enbridge(包括其附属公司)：
应付帐款$4 $2 
未合并的附属公司：
应收账款$28 $21 
应付帐款$87 $70 

8. 盘存
库存情况如下：
2021年12月31日2020年12月31日
 (百万)
天然气$43 $18 
NGLS34 20 
总库存$77 $38 

当我们存货的账面价值超过其可变现净值时，我们确认成本或可变现净值调整中的较低者。这些非现金费用是综合业务表中采购和相关成本的组成部分。我们认识到零, $6百万美元，以及$10分别为截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度成本或可变现净值调整较低的100万美元。


9. 物业、厂房和设备
物业、厂房及设备分类摘要如下：
可折旧
生命		2021年12月31日2020年12月31日
  (百万)
采集和传输系统
20 — 50年数
$7,645 $7,680 
加工、储存和码头设施
35 — 60年数
5,057 4,986 
其他
3 — 30年数
585 585 
融资租赁资产
2 — 5年数
28 25 
在建工程正在进行中103 144 
财产、厂房和设备13,418 13,420 
累计折旧(5,717)(5,427)
财产、厂房和设备、净值$7,701 $7,993 
建筑项目的资本化利息为#美元。2百万，$7百万美元，以及$13截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分别为100万美元。
折旧费用为$358百万，$370百万美元，以及$396截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分别为100万美元。
资产报废义务

108

我们确认各种资产具有不确定的寿命，因此没有要求为与这些资产相关的未来退休义务确定公允价值。这些资产包括某些管道、收集系统和加工设施。这些资产报废债务的负债只有在确定了具有可确定寿命的未来报废债务时才会被记录。这些资产的寿命是不确定的，因为它们被拥有，如果得到适当的维护，它们将在未来不确定的时期内运行。此外，如果一间自有厂房内含有石棉的部分须予改装或拆卸，我们便须在法律上清除这些石棉。我们目前没有计划采取行动，要求清除这些资产中的石棉。因此，无法估计与该石棉相关的资产报废债务的公允价值，也未记录任何债务。

下表汇总了我们资产负债表中包括的资产报废债务的变化：
十二月三十一日，
2021 (a)2020 (a)
(百万)
期初余额$150 $141 
增值费用10 $9 
性情(2)$— 
期末余额$158 $150 
(A)资产报废负债计入综合资产负债表中的其他长期负债。增值费用记录在我们的综合经营报表中的运营和维护费用中。截至2019年12月31日的年度增加费用为$9百万美元。


10. 商誉与无形资产
在2020年第一季度，我们的某些业务领域以及我们同行中的其他中游公司的市场价值大幅下降，这主要是由于大宗商品价格和对石油和天然气产品的需求大幅下降。这是估计企业价值下降和我们估计贴现率上升的结果。我们进行了一项分析，以确定北方报告单位截至2020年3月31日的估计公允价值，得出的结论是，其账面价值超过报告单位内部记录的商誉金额，导致减值费用为#美元。159百万美元。
大宗商品价格以及对石油和天然气产品需求的大幅下降减少了预测现金流，因此，虽然在未贴现的基础上超过资产账面价值，但它们不足以恢复北方报告单位分配的商誉价值。
我们主要使用贴现现金流分析，辅之以市场方法分析，进行商誉评估。分析中的主要假设包括使用适当的贴现率、年终倍数和估计的未来现金流，包括对运营成本、一般成本和行政成本的估计。在估计现金流时，我们考虑了当前的市场信息(包括预测量和商品价格)，以及历史和其他因素。
我们每个可报告部门的商誉账面价值如下：
采集和处理物流与营销总计
(百万)
余额，2019年12月31日$159 $— $159 
损伤(159)— (159)
平衡，2020年12月31日$— $— $— 

无形资产包括客户合同，包括商品采购、运输、加工合同及相关关系。这些无形资产的账面总额和累计摊销额作为无形资产净值计入合并资产负债表，具体如下：
109

十二月三十一日，十二月三十一日，
20212020
(百万)
总账面金额$110 $111 
累计摊销(71)(67)
无形资产净额$39 $44 

我们记录的摊销费用为#美元。6百万，$6百万美元和$8截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分别为100万美元。截至2021年12月31日，剩余摊销期限约为1年份至13年，加权平均剩余期限约为10好几年了。

这些无形资产的未来摊销估计如下：
预计未来摊销
(百万)
2022$4 
20234 
20244 
20254 
20264 
此后19 
总计$39 


11. 对未合并附属公司的投资
下表汇总了我们对未合并附属公司的投资：
  账面价值截至
 百分比
所有权		十二月三十一日，
2021		2020年12月31日
  (百万)
DCP沙山管道有限责任公司66.67%$1,703 $1,723 
DCP南山管道有限责任公司66.67%728 734 
墨西哥湾沿岸快递有限责任公司25.00%422 436 
前段流水线有限责任公司33.33%195 198 
德克萨斯快速管道有限责任公司10.00%94 97 
贝尔维尤山-1分馏塔20.00%6 7 
Discovery Producer Services LLC40.00%231 244 
夏延连接器有限责任公司50.00%148 152 
贝尔维尤山企业分馏塔12.50%28 26 
帕诺拉管道公司15.00%20 21 
其他五花八门3 3 
对未合并附属公司的总投资$3,578 $3,641 

下表显示了截至2021年12月31日和2020年12月31日，投资账面价值超过(低于)我们在未合并附属公司的投资的基础股本的超额(赤字)：

110

未合并关联公司账面价值高于(低于)基础权益的超额(亏损)
2021年12月31日2020年12月31日
(百万)
DCP沙山管道有限责任公司$590 $605 
DCP南山管道有限责任公司$132 $135 
墨西哥湾沿岸快速管道有限责任公司$1 $1 
前段流水线有限责任公司$4 $4 
德克萨斯快速管道有限责任公司$2 $2 
Discovery Producer Services LLC$1 $(8)
夏延连接器有限责任公司$4 $4 

账面值超过或低于我们未合并联属公司的相关权益，将在联属公司相关长期资产的存续期内摊销。

投资于未合并附属公司的收益如下:
 截至十二月三十一日止的年度，
 202120202019
 (百万)
DCP沙山管道有限责任公司$274 $279 $287 
DCP南山管道有限责任公司91 78 77 
墨西哥湾沿岸快递有限责任公司63 66 27 
前段流水线有限责任公司38 38 32 
德克萨斯快速管道有限责任公司19 18 16 
贝尔维尤山-1分馏塔17 12 13 
Discovery Producer Services LLC(A)16 (63)6 
夏延连接器有限责任公司12 6 — 
贝尔维尤山企业分馏塔3 11 14 
其他2 2 2 
未合并附属公司的总收益$535 $447 $474 
(A)见注12以供进一步讨论。
下表汇总了我们在未合并附属公司的投资的综合财务信息：
 截至十二月三十一日止的年度，
 202120202019
 (百万)
运营说明书：
营业收入$2,110 $2,049 $1,798 
运营费用$844 $746 $695 
净收入$1,261 $1,297 $1,103 
111

 
 十二月三十一日，
2021		十二月三十一日，
2020
 (百万)
资产负债表：
流动资产$429 $355 
长期资产7,277 7,510 
流动负债(200)(177)
长期负债(254)(258)
净资产$7,252 $7,430 


12. 公允价值计量
公允价值的确定
以下是我们按公允价值计量的衍生金融资产和负债的估值方法的一般说明。公允价值一般基于市场报价或通过外部来源获得的价格(如有)。如果无法获得上市市场价格或报价，我们将根据市场报价确定公允价值，并由其他基于市场或独立来源的市场数据调整，如历史大宗商品波动性、原油未来收益率曲线和/或交易对手特定考虑因素。这些调整导致每项资产或负债在“退出价格”方法下的公允价值，与我们认为市场参与者将对该资产或负债进行估值的方式一致。公允价值进行调整，以反映交易固有的信用风险，以及在当前条件下在合理时间段内有序清算未平仓头寸的潜在影响。这些调整可能包括反映交易对手信用质量、我们自身信誉的影响和/或市场流动性的金额。
•当工具的市场价格由于交易对手的信用质量而不能反映公允价值时，交易对手信用估值调整是必要的。一般来说，市场报价假设所有交易对手的违约率接近于零或较低，信用质量相同。因此，可能有必要进行调整，以反映特定交易对手的信用质量，以确定该工具的公允价值。我们根据我们既定的交易对手信用政策，记录截至计量日期处于净资产状况的所有衍生品的交易对手信用估值调整，该政策考虑了交易对手可能向我们过帐的任何抵押品保证金以及他们提供的任何信用证。
•实体估值调整是必要的，以反映我们自身的信用质量对我们与每个交易对手的净负债头寸的公允价值的影响。这一调整将考虑到任何信用增强，例如我们可能向交易对手过帐的抵押品保证金，以及我们提供的任何信用证。确定这一调整的方法与我们评估交易对手信用风险的方法一致，考虑到我们自己的信用评级、当前的信用利差以及自上次测量日期以来此类利差的任何变化。
•当我们无法观察到金融工具最近的市场价格时，流动性估值调整是必要的，这些金融工具在不太活跃的市场交易，以公允价值反映退出头寸的成本。交易所交易合约按市值估值，不作任何额外估值调整，因此不动用流动资金储备。对于非交易所交易工具的合约，我们将我们的头寸标记为买卖价差的中点，并根据我们的总净头寸记录流动性储备。我们相信，这种做法产生了市场参与者认为最可靠的公允价值计量。
我们以投资组合为基础管理我们的衍生工具，上述估值调整是在此基础上计算的。我们认为，投资组合水平的方法代表了这些资产的最高和最佳用途，因为在任何给定的时间，投资组合中的自然抵消头寸都有固有的好处，而且这种方法与市场参与者对资产和负债的看法和估值是一致的。虽然我们采取投资组合的方法来管理这些资产和负债，但为了反映投资组合中任何一份合同的公允价值，我们根据名义合同量或合同价值(以更适用的为准)，在认为必要的范围内，将所有估值调整向下分配到合同水平。
上述方法可能会产生公允价值计算，该公允价值计算可能不能反映可变现净值或反映未来公允价值。虽然我们认为我们的估值方法是恰当的，与其他市场的估值方法是一致的。
112

作为参与者，我们认识到，使用不同的方法或假设来确定某些金融工具的公允价值可能会导致在报告日期对公允价值的不同估计。我们定期检讨我们的公允价值政策，并考虑到市场的变化，如有必要，我们将相应地调整我们的政策。请参阅备注 15-风险管理和对冲活动。
估值层次结构
我们的公允价值计量分为三级估值层次，并将其整体归类于公允价值层次的同一级别，作为对整个计量具有重要意义的最低级别投入。估值层次是基于截至计量日期对资产或负债估值的投入的透明度。这三个级别的定义如下。
•一级-投入是活跃市场中相同资产或负债的未经调整的报价。
•第2级-投入包括活跃市场中类似资产和负债的报价，以及该资产或负债在基本上整个金融工具期限内直接或间接可观察到的投入。
•级别3-输入不可观察，并被认为对公允价值计量具有重要意义。
金融工具在层次结构内的分类是基于在确定该工具的公允价值时最重要的投入所涉及的判断水平。以下是对所使用的估值方法的描述，以及根据等级对这类工具的一般分类。
商品衍生资产和负债
我们签订了各种衍生金融工具，其中可能包括交易所交易工具(如纽约商品交易所(NYMEX)、原油或天然气期货)或场外交易工具(如天然气合约、原油或NGL掉期)。交易所交易工具通常由评级较高的经纪交易商作为个人交易的票据交换所执行。
我们的活动使我们面临不同程度的商品价格风险。为了减轻部分风险，并管理主要与自有天然气储存和管道资产相关的大宗商品价格风险，我们从事基于天然气资产的交易和营销，并可能在市场条件有利的情况下进入天然气和原油衍生品，以锁定特定的保证金。其中一部分可以通过使用交易所交易的衍生品合约来实现。这类工具通常被归类为一级，因为其价值等于截至我们资产负债表日期交易所交易工具的报价市场价格，不需要进行调整。根据市场状况和我们的策略，我们可能会进入交易所交易的衍生品头寸，并在相当长的时间范围内到期。虽然这类工具是交易所交易的，但市场价格可能只在工具有效期的一段时间内容易观察到。为了计算这些工具的公允价值，在可获得的范围内利用了容易观察到的市场信息；然而，如果没有容易观察到的市场数据，我们可能会根据可观察到的数据进行内插或外推。在我们使用内插或外推值的情况下，如果它被认为对整个合同的估值具有重要意义，我们会将该工具归类为3级。
我们还从事能源相关产品和服务的交易，这使我们面临市场变数和大宗商品价格风险。我们可以签订实物合同或金融工具，目的是通过购买和销售这些基于商品的工具来实现正利润。我们可以进入NGL或其他能源相关产品的衍生工具，主要使用场外衍生工具市场，这些市场不像交易所交易工具那样活跃和流动性。这类合约的市场报价可能只适用于短期头寸(最多六个月)，而活跃的市场本身可能不会超过这一时间范围。在场外交易市场上很容易观察到价格的、时间范围相对较短的合同通常被归类为2级。时间范围较长的合同(我们在内部生成远期曲线来评估此类工具的价值)通常被归类为3级。内部生成的曲线可以利用各种假设，包括但不限于从第三方定价服务获得的数据、NGL价格与原油价格的历史和未来预期关系、对即将上线的预期供应来源的了解、美国某些地区的预期天气趋势以及未来的预期需求。该曲线可以利用各种假设，包括但不限于从第三方定价服务获得的数据、NGL价格与原油价格的历史和未来预期关系、对即将上线的预期供应来源的了解、美国某些地区的预期天气趋势以及未来的预期需求
每种工具在每个财务季度末被分配到层次结构中的一个级别，这取决于估值投入的可观察程度。通常，仪器将向层次结构内的级别移动，该级别
113

随着到期时间的临近，以及资产交易的市场可能会变得更具流动性，市场上的价格更容易获得，因此减少了依赖我们内部开发的假设的需要，因此需要较低的判断力。然而，给定工具的水平可能会在任一方向上发生变化，这取决于市场状况和市场可观测数据的可用性。
下表列出了截至2021年12月31日和2020年12月31日，按综合资产负债表标题和估值层次按公允价值经常性列账的金融工具，如上所述：

 2021年12月31日2020年12月31日
 1级2级3级总计
携带
价值		1级2级3级总计
携带
价值
 (百万)
流动资产：
商品衍生品$24 $62 $— $86 $21 $42 $— $63 
短期投资(A)$4 $1 $— $5 $— $— $— $— 
长期资产：
商品衍生品$— $8 $2 $10 $1 $13 $2 $16 
有价证券投资(A)$28 $— $— $28 22$1 $— $23 
流动负债：
商品衍生品$(42)$(100)$(3)$(145)$(19)$(34)$(3)$(56)
长期负债：
商品衍生品$(1)$(25)$(4)$(30)$— $(6)$(1)$(7)
(a) $5在“其他”流动资产中记录的百万美元和400万美元以及#美元。28截至2021年12月31日和2020年12月31日，“其他长期资产”中分别记录了100万美元和1900万美元。
第1级和第2级公允价值计量的变化
将一种金融工具归类为第一级或第二级的决定是基于活跃市场上相同或相似资产和负债的报价。任何个别金融工具的分类可能因计量日期不同而有所不同，视乎市场上随时可见的资料及/或使用对整体估值有重大影响的相同或相似报价而定。
第3级公允价值计量的变化
下表说明了我们已归类为第3级衍生金融工具的综合资产负债表中包含的金额的前滚。由于归类为第3级的金融工具通常包括可观察成分(即积极报价并可从外部来源确认的成分)和不可观察成分的组合，下表中的损益可能包括部分由于可观察市场因素引起的公允价值变化，或我们对不可观察成分的假设的变化。任何个别金融工具的分类可能因计量日期不同而有所不同，视乎市场上随时可见的资料及/或对整体估值有重大影响的不可观察投入的使用而定。用于确定公允价值的重大不可观察输入包括其他基于市场或独立来源的市场数据的调整，如历史商品波动性、原油未来收益率曲线和/或交易对手特定考虑因素。如果将某一文书归类为3级或将其归类为3级，我们将在下表的“转入/转出3级”标题中反映这些项目。
我们在投资组合层面上管理我们的总体风险，在执行我们的战略时，我们可以使用金融工具的组合，这些金融工具可以被归类到任何级别。由于1级和2级风险管理工具不包括在下面的前滚中，表中的损益并不反映我们全部风险管理活动的影响。

114

 商品衍生工具
 当前
资产		长期
资产		当前
负债		长期
负债
 (百万)
截至2021年12月31日的年度(A)：
期初余额$— $2 $(3)$(1)
计入收益的未实现净亏损— — (10)(6)
转出级别3— — 3 3 
聚落— — 7 — 
期末余额$— $2 $(3)$(4)
仍包含在收益中的衍生品未实现净收益(亏损)$— $1 $(3)$(4)
截至2020年12月31日的年度(A)：
期初余额$4 $— $(1)$(3)
计入收益的未实现(亏损)净收益(1)5 5 2 
转出级别3— (3)— — 
聚落(3)— (7)— 
期末余额$— $2 $(3)$(1)
仍包含在收益中的衍生品未实现净收益(亏损)$— $2 $(3)$(1)
(A)截至2021年12月31日及2020年12月31日止年度，并无购买、发行或出售衍生工具或转移至第3级。
与第三级不可观测输入相关的定量信息和公允价值敏感性
我们利用市场方法来衡量我们商品合同的公允价值。这种计算公允价值的方法中使用的重要的不可观察的输入是较长时间的报价。我们对这些较长期远期曲线价格的敏感度如下表所示。任何单独的这些投入的重大变化都将导致公允价值计量的显著不同，这取决于我们在合同中的空头头寸或多头头寸。
2021年12月31日
产品组公允价值评估技术无法观察到的输入转发
曲线范围		加权平均(A) 
 (百万) 
资产
天然气$2 市场方法较长期远期曲线价格
$2.22-$3.37
$2.86每MMBtu
负债
NGLS$(4)市场方法较长期远期曲线价格
$0.30-$1.82
$0.93每加仑
天然气$(3)市场方法较长期远期曲线价格
$2.17-$3.55
$2.57每MMBtu
(A)不可观察到的投入由该工具的名义金额加权。
非金融资产和负债
我们利用公允价值对我们的财产、厂房和设备、商誉、未合并关联公司的股权投资以及无形资产进行必要的减值测试。用于确定该等公允价值的投入主要基于内部开发的现金流量模型，如果我们被要求在我们的合并财务报表中按公允价值计量和记录该等资产，一般将被归类为3级。此外，我们使用公允价值来确定我们的资产报废义务的初始价值。用于确定这种公允价值的投入主要是
115

根据类似工程历来发生的费用，以及独立第三方对将租赁财产恢复到合同规定的条件所需费用的估计，将被归类为3级。
在截至2021年12月31日的年度内，我们确定，由于我们对资产未来使用的预期发生变化，我们收集和加工部门以及物流和营销部门南方地区内某些资产的长期未来吞吐量预测前景负面，因此发生了触发事件。因此，我们在综合营业报表中确认了2400万美元的长期资产减值。我们还确认了与我们收集和加工部门在中大陆地区待售的某些非核心资产相关的700万美元减值，这些资产于2021年7月出售。于截至2020年12月31日止年度，我们确定，由于大宗商品价格对各自最近编制的预算预测的影响，加上对这些资产组的长期产量预测的负面前景，特定资产组发生了触发事件。对于每个资产组，我们确定账面价值超过了各自的未贴现现金流。我们使用收益法计算资产组的公允价值，并将其与账面价值进行比较。我们计算的主要投入是预测的采集量和加工量、未来的商品定价和贴现率。记录的减值金额代表公允价值和账面价值之间的差额。结果，我们认出了一张$587与我们收集和处理部门的二叠纪和南部地区的某些资产组相关的百万减值损失，包括$11百万与客户合同无形资产有关，以及暂时性减值以外的减值#美元61我们在Discovery Producer Services LLC(“Discovery”)的股权投资中，我们可能会确定其他触发事件，需要对我们的长期资产和投资的账面价值的可恢复性进行未来评估，这些事件可能会导致未来的减值。此类减值可能会对我们的经营业绩产生重大影响，这将在账面价值被确定为无法完全收回的期间确认。
下表按截至计量日期的综合资产负债表标题，按公允价值在非经常性基础上按公允价值计量的某些资产和资产组。
资产减值
公允价值20212020
(百万)
长寿资产$1 $31 
长期资产(A)96 $587 
商誉— 159 
对未合并附属公司的直接投资256 61 
总计$31 $807 
(A)包括$11与客户合同无形资产相关的百万美元。

金融工具的估计公允价值
合同公允价值的评估是由一个独立于营销小组的内部小组进行验证的。虽然普遍的行业惯例被用于开发估值技术，但定价方法或基本假设的变化可能导致公允价值和收入确认显著不同。当可用时，报价市场价格或通过外部来源获得的价格被用来确定合同的公允价值。对于无法获得报价市场价格的交货地点或期限的合同，公允价值是根据主要根据历史和预期与报价市场价格关系制定的定价模型确定的。
我们的利率掉期(如果有的话)和大宗商品非交易衍生品的公允价值是基于由报价市场价格和其他外部来源支持的价格，以及基于模型和其他估值方法的价格。“由市场报价和其他外部来源支撑的价格”类别包括我们的利率掉期(如果有的话)、我们的NGL和原油掉期以及我们在NYMEX持有的天然气头寸。此外，这一类别包括我们的天然气远期头寸，我们的远期价格曲线是从第三方定价服务获得的，然后通过内部流程进行验证，其中包括使用独立的经纪商报价。这一类别还包括我们在NGL的远期头寸，在该工具的整个期限内，场外经纪商对类似资产或负债的报价均可获得。这一类别还包括“剥离”交易，其定价输入可以直接或间接从外部来源观察到，然后根据需要模拟为每日或每月价格。“基于模型和其他估值方法的价格”类别包括
116

在市场上无法观察到该工具公允价值投入并被认为对该工具的整体公允价值具有重大意义的交易价值。这些工具的公允价值可能基于内部开发的价格曲线，该曲线是由于交易的长期性质或特定市场点的流动性不足而构建的。
我们已使用现有市场信息和适当的估值方法确定公允价值金额。然而，在解释市场数据以制定公允价值估计时，需要相当大的判断力。因此，这里提出的估计并不一定代表我们在当前市场交易中可以变现的金额。使用不同的市场假设及/或估计方法可能会对估计公允价值金额产生重大影响。
应收账款及应付账款的公允价值与其账面值并无重大差异，因该等工具属短期性质，或所述利率接近市场汇率。衍生工具按公允价值列账。
我们根据从债券交易商那里获得的报价来确定我们的固定利率优先票据和次级票据的公允价值。信贷协议及证券化融资项下借款之账面值大致为公允价值，因其利率乃根据现行市场利率厘定。我们将未偿债务余额的公允价值归类于估值层次的第二级。自.起2021年12月31日和2020年12月31日，我们总债务(包括当前到期日)的账面价值和公允价值如下：
 2021年12月31日2020年12月31日
 账面价值(A)公允价值账面价值(A)公允价值
 (百万)
债务总额$5,445 $6,107 $5,635 $5,938 
(A)不包括未摊销发行成本和融资租赁负债。

117

13. 租契
我们有运输协议、办公空间和现场设备的运营租赁。我们有现场设备和车辆的融资租赁。我们的租约的剩余租期从一年至19几年，其中一些可能包括将租约延长到20其中一些条款可能包括在不到一年的时间内终止租约的选项。某些压缩机和现场设备的延期选择权包括在用于计算我们的经营租赁资产和负债的租赁条款中，因为我们可以合理地确定我们会行使这些选择权。营业和融资租赁包括在我们的综合资产负债表中，如下所示：
合并资产负债表中的位置自.起
2021年12月31日2020年12月31日
(百万)
资产
经营性租赁资产经营性租赁资产$104 $85 
融资租赁资产财产、厂房和设备28 25 
总使用权资产$132 $110 
负债
流动负债
经营租赁负债其他流动负债$26 $24 
融资租赁负债流动债务5 5 
非流动负债
经营租赁负债经营租赁负债$93 $76 
融资租赁负债长期债务21 22 
租赁总负债$145 $127 
可变租赁成本主要包括办公空间的公共区域维护和可变运输成本。租赁费用的构成如下：
合并操作报表中的位置截至十二月三十一日止的年度，
20212020
(百万)
经营租赁成本运维费用$28 $27 
融资租赁成本
使用权资产摊销折旧及摊销费用3 2 
租赁负债利息利息支出1 1 
可变租赁成本运维费用6 6 
短期租赁成本运维费用4 4 
总租赁成本$42 $40 

118

截至2021年12月31日，不可撤销租赁项下的经营和融资租赁负债到期日如下：
截至2021年12月31日的未来最低租赁付款
经营租约融资租赁
(百万)
2022$29 $6 
202328 6 
202419 7 
202515 3 
20269 5 
此后33 5 
租赁付款总额$133 $32 
扣除的利息(14)(6)
租赁总负债$119 $26 
与租赁相关的补充现金流量信息如下：
截至十二月三十一日止的年度，
20212020
(百万)
为计量租赁负债所包括的金额支付的现金：
营业租赁的营业现金流$30 $27 
融资租赁的营业现金流5 4 
融资租赁产生的现金流1 1 
以经营性租赁义务换取的使用权资产：$44 $13 
以融资租赁义务换取的使用权资产：$4 $5 
与经营租赁有关的其他信息如下：
加权平均剩余租期6年份6年份
加权平均贴现率4.00 %4.00 %
与融资租赁相关的其他信息如下：
加权平均剩余租期4年份5年份
加权平均贴现率3.00 %3.00 %

119

14. 债务
2021年12月31日2020年12月31日
 (百万)
高级注释：
2011年9月发行，利息为4.750每半年支付一次，2021年9月到期
$— $500 
2012年3月发行，利息为4.950每半年支付一次，2022年4月到期
350 350 
2013年3月发行，利息为3.875每半年支付一次，2023年3月到期
500 500 
2018年7月和2019年1月发行，利息为5.375每半年支付一次，2025年7月到期
825 825 
2020年6月发行，利息为5.625%每半年支付一次，2027年7月到期
500 500 
2019年5月发行，利息为5.125每半年支付一次，2029年5月到期
600 600 
2000年8月发行，利息为8.125每半年支付一次，2030年8月到期(A)
300 300 
2021年11月发行，利息为3.250每半年支付一次，2032年2月到期
400 — 
2006年10月发行，利息为6.450每半年支付一次，2036年11月到期
300 300 
2007年9月发行，利息为6.750每半年支付一次，2037年9月到期
450 450 
2014年3月发行，利息为5.600每半年支付一次，2044年4月到期
400 400 
次级票据：
2013年5月发行，利息为5.850每半年支付一次，2043年5月到期
550 550 
应收账款证券化贷款：
应收账款证券化融资，利息为1.000截至2021年12月31日的百分比，截止日期为2024年8月
260 350 
与利率互换公允价值对冲相关的公允价值调整(A)16 17 
未摊销发行成本(38)(38)
未摊销折扣，净额(6)(7)
融资租赁负债26 27 
债务总额5,433 5,624 
流动融资租赁负债5 5 
流动债务350 500 
长期债务总额$5,078 $5,119 
(A)与这笔债务相关的掉期此前已终止。与掉期相关的剩余长期公允价值将作为利息支出的减少摊销至2030年，也就是债务的最初到期日。

高级债券发行
2021年11月19日，我们发行了美元400百万本金总额3.2502032年2月到期的优先债券，除非在到期前赎回。我们收到了$的收益396百万美元，扣除承销商费用和相关费用后，我们用来偿还循环信贷安排下的债务和用于一般合伙目的。债券利息每半年派息一次，由二零二二年八月十五日起，每年二月十五日及八月十五日派息一次。

高级债券及次级债券
我们的优先票据和次级票据，统称为我们的债务证券，在各自的到期日到期并支付，不受任何偿债基金或强制性赎回条款的约束。优先票据为优先无抵押债务，由合伙企业担保，与吾等其他优先无抵押债务(包括吾等信贷协议项下的债务)享有同等的偿付权，而次级票据为无抵押票据，在偿付权上次于吾等所有现有及未来的优先债务。债务证券包括可选的赎回，我们可以选择赎回全部或部分票据，并不时支付溢价。此外，我们可能会延迟支付次级票据的全部或部分利息，延期一段或多段时间，最长可连续5年。承销商的费用和相关费用记录在我们的综合资产负债表中，计入长期债务的账面金额，并将在票据期限内摊销。
120

优先债券赎回
2021年6月30日，我们在到期前按面值偿还了所有美元。500未偿还本金总额为百万美元4.7502021年9月到期的优先票据百分比，使用我们循环信贷安排下的借款。
信贷协议
我们是一个$1.4受信贷协议管辖的10亿无担保循环信贷安排，该协议将于2024年12月9日到期。信贷协议还授予我们增加循环贷款承诺的选择权，本金总额最高可达#美元。500100万美元，有待贷款人的必要批准。信贷协议可以延长最多两个额外的一年期限，但须得到必要的贷款人批准。信贷协议项下的贷款可用于营运资金和其他一般合伙目的，包括收购。
信贷协议允许不受限制的现金和现金等价物从合并债务中扣除，以计算合伙企业的综合杠杆率(定义见信贷协议)。此外，根据信贷协议，合伙企业截至任何财政季度末的综合杠杆率不得超过5.00至1.0；但如有合格收购(如信贷协议所界定)，最高综合杠杆率不得超过5.50至1.0在连续三个会计季度结束时，包括发生合格收购的会计季度。
根据信贷协议，我们的借款成本由基于评级的定价网格决定。信贷协议项下的债务利息为：(1)伦敦银行同业拆借利率(LIBOR)，外加适用保证金1.35%基于我们目前的信用评级；或(2)(A)基本利率，以最优惠利率加联邦基金利率中较高者为准0.50%或伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)市场指数利率加1.00%，外加(B)适用的边际0.35%基于我们目前的信用评级。信贷协议每年产生的融资费为0.275%基于我们目前的信用评级。这项费用是按美元的已支取部分和未支取部分支付的。1.410亿美元的循环信贷安排。2021年12月31日，一周和两个月美元LIBOR设置永久不可用，所有其他美元LIBOR设置(隔夜、一个月、三个月、六个月和12个月美元LIBOR设置)将于2023年6月30日永久不可用。
截至2021年12月31日，我们有未使用的借款能力$1,383百万美元，扣除$17信用证协议项下的百万份信用证，其中#美元1,383根据信贷协议所载的财务契诺，将有百万元可供借贷作营运资金及其他一般合伙用途。除非发生违约，否则根据我们的信用协议借入的金额不会在2024年12月9日到期日之前到期。
应收账款证券化安排
2021年8月2日，我们对我们的证券化安排进行了修订，将该安排的期限延长至2024年8月12日，并在LIBOR不可用时，根据SOFR规定证券化安排下的替代利率。修正案还包括与环境、社会和治理挂钩的关键绩效指标，这些指标根据我们相对于同行的安全表现以及我们温室气体排放强度率的逐年变化来增加或降低某些费用。证券化贷款最高可达$350截至2024年8月，按伦敦银行间同业拆借利率(LIBOR)市场指数利率加保证金计算的100万借款能力。当伦敦银行同业拆借利率变得不可用时，这些利率将如上所述发生变化。根据此证券化安排，合伙企业的若干全资子公司向合伙企业的另一家合并子公司DCP Receivables LLC(“DCP Receivables”)出售或贡献应收账款，DCP Receivables LLC(“DCP Receivables”)是为证券化安排的唯一目的而创建的远离破产的特殊目的实体。
DCP应收账款的唯一活动包括从参与证券化融资的合伙企业的全资子公司购买应收账款，并提供这些应收账款作为DCP应收账款在证券化融资下借款的抵押品。DCP应收账款是一个独立的法人实体，DCP应收账款的应收账款(不超过证券化融资项下未偿还债务的金额)不能用于偿付合伙企业债权人、其出售证券化融资项下应收账款的子公司或其联营公司的债权。任何超额应收账款均有资格满足合伙企业债权人、其根据证券化融资出售应收账款的子公司或其关联公司的债权。可供借款的金额可能会受到合格应收账款和其他习惯因素和条件以及证券化安排中规定的契诺的限制。截至2021年12月31日，DCP应收账款约为$1,175我们的应收账款担保借款金额为$260证券化机制下的100万美元。

121



截至2021年12月31日，我们的债务到期日如下：
 债务
到期日
 (百万)
2022$350 
2023500 
2024260 
2025825 
2026— 
此后3,500 
债务总额$5,435 

15. 风险管理和套期保值活动
我们的业务使我们面临各种各样的风险，包括但不限于我们买卖的商品价格的变化，利率的变化，以及我们每一家交易对手的信誉。我们通过实物或金融交易管理某些风险敞口。我们已经建立了全面的风险管理政策和风险管理委员会(“风险管理委员会”)，以监测和管理与大宗商品价格和交易对手信贷相关的市场风险。风险管理委员会由高级管理人员组成，他们定期听取有关头寸和风险敞口、信用敞口和市场活动背景下的整体风险管理的简报。风险管理委员会负责信用风险和大宗商品价格风险的全面管理，包括监控曝险限额。
商品价格风险

我们的商品衍生产品组合主要使用按市价计价的会计方法进行会计核算；然而，根据我们的风险状况和目标，在某些有限的情况下，我们可能会执行符合对冲会计方法的交易。下文讨论和总结了用于缓解此类风险的风险、战略和工具，以及会计方法。

天然气资产交易与营销

我们的天然气储存和管道资产面临一定的风险，包括大宗商品价格的变化。我们通过我们的商品衍生品计划管理与我们的天然气储存和管道资产相关的商品价格风险。与我们的天然气储存和管道资产相关的商业活动主要包括购买和销售天然气以及相关的时间价差和基差。

通过在一个时间点建立长气体位置和在不同时间点建立相等的短气体位置来执行时间扩展交易。时间利差交易使我们能够锁定由我们天然气储存资产的注入、提取和储存能力支持的保证金。我们可能会执行基差交易，以降低整个系统的买卖价差风险。基差交易允许我们锁定实物天然气购买和销售的保证金，包括注入和从储存中提取。我们通常使用掉期来执行这些交易，这些交易不被指定为对冲工具，并按公允价值记录，公允价值变动记录在本期合并经营报表中。虽然我们储存处持有的天然气以平均成本或市场中较低的价格记录，但用于管理我们储存设施的衍生工具以公允价值记录，公允价值的任何变化目前都记录在我们的综合运营报表中。尽管我们可能在经济上对冲了风险敞口，并锁定了未来的保证金，但对实物库存使用成本较低或可变现净值，以及对衍生品工具使用按市值计价的会计方法，可能会使我们的收益受到市场波动的影响。


122

商品现金流对冲
为了使我们的天然气储存设施继续运行，必须在每个储气库中保持最低水平的基础气体，这些储气库在我们的合并资产负债表中作为物业、厂房和设备的一个组成部分净额资本化。在建造或扩建我们的储气库期间，我们可能会执行一系列衍生金融工具，以减轻我们在储气库投入运营时与天然气预期购买相关的部分风险。这些衍生金融工具可以被指定为现金流对冲。虽然结算这些对冲时支付的现金在经济上固定了购买基础气所需的现金，但递延亏损或收益将保留在累计其他全面收益(AOCI)中，直到洞穴清空并出售基础气。我们之前结算的基础天然气现金流对冲的AOCI余额为亏损#美元。6截至2021年12月31日，这一数字为100万。

商品现金流保护活动
由于我们的收集、加工、销售和储存活动，我们面临着天然气、天然气和凝析油价格市场波动的影响。对于收集、处理和存储服务，我们可能会收到现金或商品作为这些服务的付款，具体取决于合同类型。我们可能会签订衍生金融工具，以减轻与我们的收集、加工和销售活动相关的天然气、天然气和凝析油价格走弱的部分风险，从而稳定我们的现金流。截至2021年12月31日，我们用于缓解天然气、NGL和凝析油价格走弱的部分风险的衍生品金融工具将持续到2023年底。用于我们套期保值计划的商品衍生工具是直接NGL产品、原油和天然气套期保值的组合。原油和NGL交易主要是通过使用远期合约完成的，这些远期合约有效地将浮动价格风险交换为固定价格。根据我们的风险管理目标，用于降低部分风险的工具类型可能会有所不同。这些交易不被指定为会计上的对冲工具，公允价值的变化在我们的综合经营报表中作为交易和营销收益和(亏损)净额反映在当期。

NGL自营交易

我们的NGL自营交易活动包括能源相关产品和服务的交易。我们通过使用固定远期买卖、基差和价差交易、仓储机会、看跌期权、定期合约和现货市场交易进行这些活动。这些能源交易业务面临与这些产品和服务相关的市场变数和商品价格风险，这些业务可能会签订实物合同和金融工具，目的是通过购买和销售基于商品的工具实现正利润。该等实物及金融工具并非指定为对冲工具，而是按公允价值记录，并于本期综合经营报表中记录公允价值变动。

我们采用既定的风险限额、政策和程序来管理与我们基于天然气资产的交易和营销以及NGL自营交易相关的风险。

信用风险

我们的主要客户从大型天然气营销商到我们天然气产品和服务的工业终端用户，以及大型跨国石化和炼油公司，再到我们NGL产品和服务的小型地区性丙烷分销商。我们几乎所有的天然气和天然气销售都是以市场价格为基础的。信用风险的这种集中可能会影响我们的整体信用风险，因为这些客户可能会受到经济、监管或其他因素变化的类似影响。在面临信用风险的情况下，我们会在签订协议之前分析交易对手的财务状况，建立信用额度，并持续监测这些额度的适当性。我们可能会使用各种主协议，其中包括给予我们权利要求抵押品的语言，以减轻信用风险。抵押品语言为交易对手提供了PO如果风险敞口超过设定的门槛，应使用现金或信用证。阈值金额表示未结清的金额信用额度，按照规定确定。我们的信用政策。抵押品条款还规定，无法提供抵押品是终止合同和清算所有头寸的充分理由。此外，我们的主协议和我们的标准天然气和天然气销售合同包含足够的保证条款，允许我们暂停交付和取消协议，或在买方提供可接受的付款担保后继续向买方交付。



123

或有信用功能
上述每一种风险都是通过与各种交易对手执行单独的合同来管理的。我们的某些衍生品合约可能包含与信用风险相关的或有条款，这些条款可能要求我们在某些情况下采取某些行动。
我们有国际掉期和衍生品协会(ISDA)合同，这些合同是标准化的总法律安排，确立了管理某些衍生品交易的关键条款和条件。这些ISDA合同包含与信用风险相关的标准或有条款。下面概述了我们要遵守的一些规定。
•如果根据我们的信用协议，我们发生并持续发生有效的违约事件，我们的ISDA交易对手可能有权要求提前终止和净结清任何未偿还的衍生品债务头寸。
•我们的ISDA交易对手的抵押品门槛一般为零，当我们的信用评级低于投资级时，要求我们以净负债头寸的任何大宗商品合约为全部抵押品。
•此外，在某些情况下，我们的ISDA合同包含交叉违约条款，这可能构成与信用风险相关的或有特征。如果吾等在其他信贷安排下未能及时付款，且违约金额高于某些预定义的门槛，该等门槛明显较高，且与吾等的信贷协议的条款大致一致，则该等条文适用。截至2021年12月31日，我们没有加入任何会触发交叉违约条款的协议。
我们不受ISDA合约管辖的商品衍生品合约没有任何与信用风险相关的或有特征。根据商品价格和利率的变动，我们与商品衍生工具或利率掉期工具的交易对手签订的每一份合约都处于净资产或净负债状态。截至2021年12月31日，我们拥有500万美元的个人大宗商品衍生品合约，这些合约包含与信用风险相关的或有特征，处于净负债头寸。如果我们因信用风险相关事件而被要求与单个交易对手净结清头寸，我们的ISDA合同可能允许我们净额结算与该交易对手的所有未平仓合同，无论是净资产头寸还是净负债头寸，以及任何已过帐的现金抵押品。截至2021年12月31日，我们还没有被要求提供额外的抵押品。尽管截至2021年12月31日，我们包含信用风险相关或有特征的大宗商品衍生品合约处于净负债头寸，但净负债头寸将被净资产头寸的合同所抵消，使我们的净负债降至200万美元。
抵押品
截至2021年12月31日，我们的现金存款为$128100万美元，包括在我们综合资产负债表的抵押品现金存款中。此外，截至2021年12月31日，我们持有的信用证金额为$131从交易对手那里获得100万美元，以确保其未来在金融或实物合同下的业绩。持有或张贴的抵押品金额可能是固定的，也可能是不同的，这取决于标的合同的价值，可能包括正常的购买和销售、服务、交易和对冲合同。在许多情况下，我们和我们的交易对手都公开披露了信用评级，这可能会影响抵押品要求的金额。
实物远期合约和金融衍生品是在合约期限届满时结算的现金。这些交易通常受合同中特定信贷条款的约束，这些条款允许卖方在买方提供令卖方满意的付款担保后，自行决定暂停交货、取消协议或继续向买方交货。
偏移量
我们的某些金融衍生工具受总净额结算或类似安排的约束，据此，我们可以选择通过单一净额付款与单个交易对手结算多个头寸。无论我们是否有能力净结清头寸，我们的每一种衍生工具都是在综合资产负债表上以总基础列报的。受包括净结算条款的协议管辖的票据，在提交终止事件时，允许通过取消双方之间的相互债务以换取到期净额来最终结算未偿还金额。我们有与衍生工具相关的贸易应收账款及应付款项，但须遵守总净额结算或类似协议，该等款项并不包括在下表内。以下汇总了我们的衍生工具的毛额和净额：
124


 
2021年12月31日2020年12月31日
总金额
资产和
(负债)
在
资产负债表		金额备注
中的偏移量
资产负债表-
金融
仪器		网络
金额		总金额
资产和
(负债)
在
资产负债表		金额备注
中的偏移量
资产负债表-
金融
仪器		网络
金额
(百万)
资产：
商品衍生品$96 $— $96 $79 $— $79 
负债：
商品衍生品$(175)$— $(175)$(63)$— $(63)

衍生品信息摘要
我们每期按市价计价的衍生工具的公允价值，以及每种工具在我们综合资产负债表中的位置，按主要类别汇总如下。截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们没有被指定为会计对冲工具的衍生品工具。
 
资产负债表行项目十二月三十一日，
2021		十二月三十一日，
2020		资产负债表行项目十二月三十一日，
2021		十二月三十一日，
2020
 (百万) (百万)
未被指定为对冲工具的衍生资产：未指定为套期保值工具的衍生负债：
大宗商品衍生品：大宗商品衍生品：
衍生工具的未实现收益--当前$86 $63 衍生工具的未实现亏损--电流$(145)$(56)
衍生工具的未实现收益--长期收益10 16 衍生工具的未实现亏损--长期(30)(7)
总计$96 $79 总计$(175)$(63)

以下汇总了截至2021年12月31日的一年中AOCI内部相对于我们的利率、大宗商品和外币现金流对冲的余额和活动：
利息
费率现金
流动
篱笆		商品
现金流量
篱笆		外国
货币
现金流量
对冲(A)		总计
 (百万)
AOCI净递延(亏损)收益(期初余额)$(2)$(6)$1 $(7)
亏损从AOCI重新分类为收益有效部分1 — — 1 
AOCI净递延(亏损)收益(期末余额)$(1)$(6)$1 $(6)
AOCI的递延亏损预计将在未来12个月重新分类为收益$— $— $— $— 
(a)与Discovery相关，Discovery是一家未合并的附属公司。







125

以下汇总了截至2020年12月31日的一年，AOCI内部相对于我们的利率、大宗商品和外币现金流对冲的余额和活动：
利息
费率现金
流动
篱笆		商品
现金流量
篱笆		外国
货币
现金流量
对冲(A)		总计
 (百万)
AOCI净递延(亏损)收益(期初余额)$(2)$(6)$1 $(7)
AOCI净递延(亏损)收益(期末余额)$(2)$(6)$1 $(7)
AOCI的递延亏损预计将在未来12个月重新分类为收益$— $— $— $— 
    (A)与Discovery(一家未合并的联属公司)有关。
在截至2021年和2020年12月31日的年度中，我们的综合营业报表中没有确认可归因于无效部分或被排除在有效性测试之外的金额的衍生品损失、交易和营销损益、净费用或利息支出。在截至2021年和2020年12月31日的年度，没有任何衍生品损失从AOCI重新分类为交易和营销损益、净额或利息支出，这是由于与某些不可能发生的预测交易有关的现金流对冲停止造成的。
衍生工具的价值变动(从一个时期到下一个时期没有选择对冲会计方法)记录在综合经营报表中。以下汇总了这些金额以及在合并业务报表中反映这些金额的位置：
商品衍生产品：操作报表行项目截至十二月三十一日止的年度，
 202120202019
 (百万)
已实现(亏损)收益$(493)$101 $65 
未实现(亏损)收益(125)55 (78)
交易和营销(亏损)收益，净额$(618)$156 $(13)
我们没有任何被指定为净投资对冲的衍生金融工具。














126

下表按商品类型表示我们的净多头或净空头头寸，预计将在每一年部分或全部结算。如果我们拥有跨越多个日历年的长期衍生品头寸，则该合同将出现在下表中的多个行项目中。
 2021年12月31日
 原油天然气天然气
液体		天然气
基差互换
过期年份净空头
职位
(BBLS)		净(空)头头寸
(MMBtu)		净空头
职位
(BBLS)		净(短)长
职位
(MMBtu)
2022(1,133,000)(76,565,200)(5,080,635)(7,015,000)
2023(446,000)912,500 (1,344,000)(830,000)
2024— — (1,455,000)(2,280,000)
2025— — (1,440,000)9,530,000 
2026— — (1,440,000)535,000 
 2020年12月31日
 原油天然气天然气
液体		天然气
基差互换
过期年份净空头
职位
(BBLS)		净空头头寸
(MMBtu)		净空头
职位
(BBLS)		净多头(空头)
职位
(MMBtu)
2021(1,969,000)(69,887,800)(9,857,339)(7,130,000)
2022(214,000)(36,500,000)(1,422,842)10,950,000 
2023— — (1,440,000)3,650,000 
2024— — (1,440,000)2,140,000 
2025— — (1,320,000)1,825,000 

16. 合伙企业权益与分配
首选单位 — 优先股在分配权和清算时的权利上高于我们的普通股。优先股的持有者没有投票权，但我们的合作伙伴协议中规定的某些有限的保护性投票权除外。

优先股的分配从可用现金中支付，是增值的，自优先股最初发行之日起累计。

•A系列优先股的分配每半年支付一次，在每年的6月15日和12月15日拖欠。

•B系列优先股的分配在每年3月、6月、9月和12月的第15天每季度向记录在册的持有人支付欠款，截止到将进行分配的月份的第一个营业日交易结束时。

•C系列优先股的分配在每年1月、4月、7月和10月的第15天每季度向记录在册的持有人支付欠款，截止到将进行分配的月份的第一个营业日交易结束时。
公共单位— 在截至2021年12月31日和2020年12月31日的几年中，我们没有根据我们的市场计划发行共同单位。截至2021年12月31日，美元750根据我们的市场销售计划，仍有数百万台普通设备可供销售。
我们的普通合伙人有权获得相当于其有限合伙人权益的所有季度分配的一定比例，以及DCP Midstream，LLC，大约57截至2021年12月31日。
可用现金的定义-我们的合伙协议要求，在每个季度结束后的45天内，我们将合伙协议中定义的所有可用现金分配给在适用记录上登记的单位持有人
127

日期由我们的普通合伙人决定。任何季度的可用现金包括该季度末手头的所有现金和现金等价物：
•减去我们的普通合伙人建立的现金储备金额，以：
•为我们的业务提供适当的运作，包括为未来的资本支出和预期的信贷需求预留资金；
•遵守适用法律或任何债务文书或其他协议或义务；
•提供资金支付优先选择的单位；或
•在接下来的四个季度中的任何一个或多个季度，为我们的普通单位持有人提供分配资金。
•此外，如果我们的普通合伙人这样决定，在确定本季度可用现金的日期，手头的全部或部分现金和现金等价物。
分配-下表列出了我们在2021年、2020和2019年支付的现金分配：
付款日期每单位
分布		现金总额
分布
 (百万)
分配给普通单位持有人
2021年11月12日$0.39 $81 
2021年8月13日$0.39 $81 
May 14, 2021$0.39 $82 
2021年2月12日$0.39 $81 
2020年11月13日$0.39 $81 
2020年8月14日$0.39 $82 
May 15, 2020$0.39 $81 
2020年2月14日$0.78 $162 
2019年11月14日$0.78 $155 
2019年8月14日$0.78 $154 
May 15, 2019$0.78 $155 
2019年2月14日$0.78 $154 
分配给A系列首选单位持有人
2021年12月15日$36.8750 $19 
June 15, 2021$36.8750 $18 
2020年12月15日$36.8750 $19 
June 15, 2020$36.8750 $18 
2019年12月16日$36.8750 $19 
June 17, 2019$36.8750 $18 
分配给B系列首选单位持有人
2021年12月15日$0.4922 $3 
2021年9月15日$0.4922 $4 
June 15, 2021$0.4922 $3 
March 15, 2021$0.4922 $3 
2020年12月15日$0.4922 $4 
2020年9月15日$0.4922 $3 
June 15, 2020$0.4922 $3 
March 16, 2020$0.4922 $3 
128

2019年12月16日$0.4922 $4 
2019年9月16日$0.4922 $3 
June 17, 2019$0.4922 $3 
March 15, 2019$0.4922 $3 
分配给C系列首选单位持有人
2021年10月15日$0.4969 $3 
July 15, 2021$0.4969 $2 
April 15, 2021$0.4969 $2 
2021年1月15日$0.4969 $2 
2020年10月15日$0.4969 $2 
July 15, 2020$0.4969 $3 
April 15, 2020$0.4969 $2 
2020年1月15日$0.4969 $2 
2019年10月15日$0.4969 $2 
July 15, 2019$0.4969 $3 
April 15, 2019$0.4969 $2 
(2019年1月15日)$0.5576 $2 

17. 基于股权的薪酬

2016年4月28日，合伙企业单位持有人批准了2016年度长期激励计划(简称《2016 LTIP》或《LTIP》)。2016年的计划授权最多900,000普通合伙人及其附属公司的员工、高级管理人员和非员工董事可通过奖励发行共同单位。2016年LTIP下的奖励可能包括单位期权、虚拟单位、受限单位、分配等价权(“DER”)、单位奖金、共同单位奖励和绩效奖励。2016 LTIP将于普通合伙人董事会终止之日或计划下所有可用公共单位已支付或发放之日(以较早者为准)到期。

根据DCP Midstream，LLC的长期激励计划(“DCP Midstream LTIP”)，可能会向关键员工颁发奖励。DCP中游LTIP提供战略绩效单位(“SPU”)和幻影单位(Phantom Unit)的拨款。Spus和Phantom单位由一个基于合伙企业共同单位的公平市场价值的名义单位组成。

由于我们有意愿和能力以单位结算我们控制范围内的某些奖励，我们根据其公允价值将其归类为股权奖励。我们股权奖励的公允价值是根据我们共同单位在授予日的收盘价确定的。股权奖励的补偿费用在每个归属期间按比例确认。我们将其他必须以现金结算的赔偿(包括DER)视为责任赔偿。这些奖励的补偿费用在每个归属期间按比例确认，并将在每个报告期重新计量所有未支付的奖励，直到单位归属为止。所有责任奖励的公允价值是根据我们共同单位在每个计量日期的收盘价确定的。2020年及以后发行的幻影单位旨在按比例以现金和DCP Common LP单位支付。

基于股权的薪酬支出为$20百万，$11百万美元和$14截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日的年度分别为100万美元。

129

下表列出了与Spus和Phantom单位相关的未归属单位奖励的公允价值：



归属期间
(年)
无法识别
补偿
费用为
2021年12月31日
(百万)		估计数
没收
费率		加权平均剩余归属
(年)
DCP中流LTIP：
SPU3$7 
0% - 11%
2
幻影单位
1 - 3
$7 
0% - 11%
1


战略绩效单位-最终将授予价值最高为未偿还服务提供商的200%的服务提供商数量，视乎在三年内达到指定业绩目标的情况而定。最终绩效支出由我们普通合伙人的薪酬委员会决定。SPU奖励包括在履约期或归属期(视适用情况而定)内根据授予的单位数量获得DER的权利。当值员工会在服务期满时以现金支付。下表显示了与SPU相关的信息：
单位授予日期加权-平均单价测量日期加权-单位均价
截至2019年1月1日未偿还251,319 $43.33 
授与222,440 $30.60 
没收(40,348)$34.95 
既得(A)(83,054)$56.80 
截至2019年12月31日未偿还350,357 $33.02 
授与296,700 $23.71 
没收(76,183)$27.45 
既得(B)(141,613)$36.23 
在2020年12月31日未偿还429,261 $26.52 
授与323,460 $19.44 
没收(54,641)$21.32 
既得(C)(173,171)$30.60 
截至2021年12月31日的未偿还金额524,909 $21.35 $27.48 
预计将授予481,926 $21.35 27.48 

(A)2017年的补助金归属于120%.
(B)2018年归属于152%.
(C)2019年归属于150%
预计将授予的SPU的估计是基于高度主观的假设，这些假设可能会随着时间的推移而变化，包括预期的罚没率和业绩目标的实现情况。

130

下表列出了与战略绩效单位相关的归属单位的公允价值和为单位奖励支付的单位负债：
单位归属单位的公允价值按单位计算的已付负债
(百万)
2019年已归属或以现金支付83,054 $6 $9 
2020年归属或以现金支付141,613 $4 $6 
2021年归属或以现金支付173,171 $7 $4 

幻影单位-幻影单位通常在三年结束时被授予悬崖，并包括在归属期间(如适用)根据授予的单位数量接收DER的权利。当值员工的欠款是按季发放的。影子单位可以通过发行单位或等同于奖励公允价值的现金支付来结算，这是基于我们股票在接近业绩期末的市场价格。下表显示了与虚拟设备相关的信息：
单位授予日期加权-平均单价测量日期加权-单位均价
截至2019年1月1日未偿还231,706 $42.55 
授与281,930 $30.52 
没收(43,170)$34.14 
既得(171,881)$40.92 
截至2019年12月31日未偿还298,585 $33.35 
授与671,040 $20.07 
没收(78,320)$22.99 
既得(123,817)$36.25 
在2020年12月31日未偿还767,488 $22.33 
授与403,130 $21.64 
没收(221,480)$20.43 
既得(362,116)$24.88 
截至2021年12月31日的未偿还金额587,022 $20.99 $22.80 
预计将授予523,046 $20.98 $22.80 

下表列出了与虚拟单位相关的归属单位的公允价值和为基于单位的奖励支付的基于单位的负债：
单位归属单位的公允价值按单位计算的已付负债
(百万)
2019年已归属或以现金支付171,881 $6 $5 
2020年归属或以现金支付123,817 $3 $6 
2021年归属或以现金支付362,116 $5 $3 

131

18. 优势

我们没有自己的员工。支持我们运营的员工是DCP服务有限责任公司的员工，我们根据服务协议为此收取费用。所有年满18周岁且每周工作至少20小时的DCP Services，LLC员工都有资格参加401(K)和退休计划，该计划的范围包括4%至7根据服务年限，每个合格员工合格收入的%将用于退休计划。所有新员工都会自动加入401(K)计划6百分比贡献水平。员工可以选择退出这个缴费级别，也可以随时更改它。此外，DCP Services，LLC将员工在401(K)计划中的贡献进行匹配，最高可达6合格收益的%。在截至2021年、2020年和2019年12月31日的年度内，我们支出了计划捐款$24百万，$26百万美元和$31分别为百万美元。

DCP服务，有限责任公司为某些符合条件的高管提供参与高管延期薪酬(“EDC”)计划的机会。EDC计划允许参与者在税前基础上推迟目前的薪酬，并获得此类贡献的递延纳税收益。EDC计划也为计划参与者提供了完整的条款，否则我们可以代表参与者为401(K)计划贡献的金额可能会受到限制。

19. 每个有限合伙人单位的净收益或亏损
我们有能力选择以现金或普通单位结算受限制的虚拟单位。对于2021年至2020年期间授予的限制性幻影单位，我们有能力和意向通过发行普通单位来解决既有单位。有几个304,270截至2020年12月31日未偿还的限制性幻影单位，这些单位不包括在截至2020年12月31日的年度的单位稀释净亏损计算中，因为计入它们将是反稀释的。
每个有限合伙人单位的基本净收入和稀释后净收入在所示年份计算如下：
截至十二月三十一日止的年度，
202120202019
(百万，单位金额除外)
有限合伙人应占净收益(亏损)$332 $(365)$(160)
加权平均未偿还有限合伙人单位，基本208,366,254 208,338,544 153,116,233 
非既得性限制性幻象单元的稀释效应233,804 — — 
加权平均未偿还有限合伙人单位，稀释208,600,058 208,338,544 153,116,233 
每个有限合伙人单位的基本和摊薄净收益(亏损)$1.59 $(1.75)$(1.05)

20. 所得税

我们的结构是一家拥有足够合格收入的主有限合伙企业，这是一个符合联邦所得税目的的直通实体。

所得税费用包括以下内容：
截至十二月三十一日止的年度，
202120202019
(百万)
当前：
国家所得税费用$(1)$— $(1)
延期：
州所得税(费用)优惠(5)— 2 
所得税(费用)福利总额$(6)$— $1 

132

截至2021年12月31日和2020年12月31日，我们的州递延税负为34百万美元和$30分别为百万美元。州递延税负主要与德克萨斯州的特许经营税有关。

我们的有效税率与法定税率不同，主要是因为我们的结构是主有限合伙企业，它是联邦所得税目的的直通实体，而在某些州(主要是德克萨斯州)被视为应税实体。德克萨斯州征收保证金，税率为截至2021年、2020年和2019年12月31日的每一年分配给德克萨斯州的应税保证金的0.75%。

21. 承付款和或有负债
诉讼-我们不是任何实质性法律程序的当事人，但我们是在正常业务过程中出现的各种行政和监管程序以及商业纠纷的当事人。管理层目前相信，就整体而言，在考虑应计金额、保险范围或其他赔偿安排后，上述事项的最终解决不会对我们的经营业绩、财务状况或现金流产生重大不利影响。
保险-我们的保险由第三方保险公司和菲利普斯66的附属公司承保。我们的保险范围包括：(I)涵盖第三者风险的一般责任保险；(Ii)法定工伤赔偿保险；(Iii)所有自有、非自有及租用车辆的汽车责任保险；(Iv)超出既定一般责任及汽车责任保险基本限额的超额责任保险；(V)财产保险，包括不动产及个人财产的重置价值，并包括业务中断；以及(Vi)为董事及高级职员提供与我们的业务活动有关的保险。所有保险都有一定的限制和免赔额，其条款和条件对于拥有类似业务类型的公司来说是常见的。
环境、健康和安全-收集、运输、加工、处理、分馏或储存天然气、天然气和其他产品的管道、工厂和其他设施的运营，必须遵守与环境、健康和安全有关的严格而复杂的法律法规。作为这些设施的所有者或运营者，我们必须遵守联邦、州以及在某些情况下与工人健康和安全、公共健康和安全、管道安全、空气和水质量、固体和危险废物管理和处置以及其他环境事项相关的联邦、州和地方各级的法律和法规。规划、设计、建造和运营管道、工厂和其他设施的成本包括遵守环境法律法规、适用于工人和公众的健康和安全标准以及适用于我们各种设施的安全标准。此外，(I)监管机构和社区，以及通过诉讼，越来越关注水力压裂以及这种技术对环境或公众健康的实际或预期影响，这间接地对我们现有的天然气供应和由此产生的NGL供应构成了一些风险；(Ii)关于管道系统安全的监管机构，这可能会增加监管负担，增加我们的运营成本；(Iii)州和联邦监管官员关于与我们的运营或作为我们业务一部分管理的材料相关的温室气体和其他空气排放，这可能会施加监管负担。以及(Iv)监管机构和社区，它们可能会阻止或推迟化石燃料能源基础设施的发展，如管道、工厂和我们业务中使用的其他设施。不遵守这些不同的健康标准, 安全和环境法律法规可能会引发各种行政、民事和潜在的刑事执法措施，包括公民诉讼，其中可能包括评估罚款、实施补救要求以及发布禁令或限制运营。管理层相信，根据目前已知的信息，遵守这些现行法律法规不会对我们的经营业绩、财务状况或现金流产生重大不利影响。
以下悬而未决的诉讼涉及联邦、州和地方法律规定的政府当局作为一方向环境排放材料。我们已选择披露我们有理由相信此类诉讼将导致100万美元或更多的罚款(不包括利息和费用)的事项。我们无法预测这些未决诉讼的最终结果；但是，我们预计其中一个或多个诉讼的结果不会对我们的运营结果、财务状况或现金流产生重大不利影响：

•2019年3月，美国环境保护局(EPA)第8区发布了一份违规通知，指控我们科罗拉多州的五家天然气加工厂在2011年底至2017年期间的不同时间违反了联邦泄漏检测和修复法规(称为KKK和OOO子部分)，这些法规的存在是为了减少天然气工厂某些设备的挥发性有机化合物的排放。DCP不同意许多关于不遵守规定的指控。DCP一直并正在与EPA就指控的适当性进行信息交流和讨论，包括各种指控的事实和监管基础。DCP最近与EPA的讨论包括解决这些指控的可能性，包括
133

潜在的民事处罚和其他因素，尽管这件事可能会在正式程序中结束。EPA可能要求支付高于上述披露门槛金额的民事罚款或同等金额，尽管我们不相信此事的结果会对我们的运营结果、财务状况或现金流产生实质性的不利影响。

•2018年，科罗拉多州公共卫生和环境部(CDPHE)发布了一份合规咨询，涉及我们一家天然气加工厂的一个不正当许可的设施火炬和火炬作业产生的相关空气排放，我们已于2017年12月自我披露给CDPHE。在与CDPHE交换信息和进行讨论后，提出了一项决议，根据该决议，工厂的空中许可证将被修订，以包括此类耀斑的耀斑和排放限制，此外，我们还将支付行政处罚和经济利益付款，一般涵盖要求将耀斑纳入设施空气许可证的期间。修订后的航空许可证于2019年5月发放，但各方尚未达成最终和解协议，以完成此事。随后，2020年7月，CDPHE发布了一份与该气体加工厂的胺处理机排放有关的违规通知，我们已于2020年4月向CDPHE自我披露了这一点。我们仍在与CDPHE交换信息，并就此和前述与耀斑相关的执法事项进行讨论，包括可能的和解条款，尽管这些事项后来合并在一起，最终可能会进入正式的法律程序。这一问题的解决可能包括行政处罚和经济利益支付，进一步修订设施空气许可证，或安装排放管理设备，或这些措施的组合，总计可能超过上述披露门槛金额，尽管我们不认为这一问题的解决会对我们的运营结果、财务状况或现金流产生重大不利影响。



22. 重组成本

2020年4月，我们宣布削减15%，其结果是$9截至2020年12月31日的年度非经常性支出为100万美元。


23. 业务部门
我们的业务分为两个可报告的部门：(I)物流和营销以及(Ii)收集和处理。这些部门由管理层根据我们的内部预测单独监测业绩，并与内部财务报告保持一致。这些细分市场是根据不同的产品和服务、监管环境以及这些业务所需的专业知识确定的。我们的收集和处理可报告部门包括基于所提供产品和服务的性质进行汇总的运营部门。调整后的毛利率是管理层用来监控每个部门运营的业绩衡量标准。可报告分部的会计政策与附注中包括的重要会计政策摘要中描述的会计政策相同2.
我们的物流和营销部门包括运输、贸易、营销、储存天然气和NGL，以及分馏NGL。我们的收集和加工部分包括收集、压缩、处理、加工天然气、生产和分馏天然气以及回收凝析油。我们业务运营的其余部分被表示为“其他”，由未分配的公司成本组成。部门间交易的抵销反映在“抵销”列中。







134


下表列出了我们的细分市场信息：
截至2021年12月31日的年度
 
物流与营销采集和处理其他淘汰总计
 (百万)
营业总收入$9,734 $6,894 $— $(5,921)$10,707 
调整后毛利率(A)$138 $1,304 $— $— $1,442 
运维费用(38)(603)(18)— (659)
一般和行政费用(6)(15)(202)— (223)
折旧及摊销费用(12)(325)(27)— (364)
资产减值(13)(18)— — (31)
其他收入(费用)，净额6 (1)— — 5 
出售资产所得(损)净额2 (7)— — (5)
来自未合并关联公司的收益519 16 — — 535 
利息支出— — (299)— (299)
所得税费用— — (6)— (6)
净收益(亏损)$596 $351 $(552)$— $395 
可归因于非控股权益的净收入— (4)— — (4)
合伙人应占净收益(亏损)$596 $347 $(552)$— $391 
非现金衍生工具按市值计价$(19)$(106)$— $— $(125)
资本支出$7 $93 $8 $— $108 
对未合并附属公司的投资，净额$5 $— $— $— $5 





截至2020年12月31日的年度：
物流与营销采集和处理其他淘汰总计
 (百万)
营业总收入$5,530 $3,479 $— $(2,707)$6,302 
调整后毛利率(A)$333 $1,226 $— $— $1,559 
运维费用(36)(554)(17)— (607)
一般和行政费用(7)(22)(224)— (253)
折旧及摊销费用(13)(333)(30)— (376)
资产减值— (746)— — (746)
其他费用，净额(10)(3)(2)— (15)
重组成本— — (9)— (9)
未合并附属公司的收益(亏损)510 (63)— — 447 
利息支出— — (302)— (302)
净收益(亏损)$777 $(495)$(584)$— $(302)
可归因于非控股权益的净(亏损)— (4)— — (4)
合伙人应占净收益(亏损)$777 $(499)$(584)$— $(306)
非现金衍生工具按市值计价$78 $(23)$— $— $55 
成本或可变现净值调整中的非现金减值$6 $— $— $— $6 
资本支出$4 $140 $16 $— $160 
对未合并附属公司的投资，净额$101 $— $— $— $101 

135

截至2019年12月31日的年度：
物流与营销采集和处理其他淘汰总计
 (百万)
营业总收入$6,856 $4,319 $— $(3,550)$7,625 
调整后毛利率(A)$254 $1,349 $— $— $1,603 
运维费用(42)(664)(22)— (728)
一般和行政费用(8)(23)(244)— (275)
折旧及摊销费用(19)(355)(30)— (404)
资产减值(35)(212)— — (247)
其他费用，净额(3)(5)— — (8)
资产出售损失净额(10)(70)— — (80)
重组成本— — (11)— (11)
来自未合并关联公司的收益468 6 — — 474 
利息支出— — (304)— (304)
所得税费用— — 1 — 1 
净收益(亏损)$605 $26 $(610)$— $21 
可归因于非控股权益的净收入— (4)— — (4)
合伙人应占净收益(亏损)$605 $22 $(610)$— $17 
非现金衍生工具按市值计价$(29)$(49)$— $— $(78)
成本或可变现净值调整中的非现金减值$10 $— $— $— $10 
资本支出$29 $474 $16 $— $519 
对未合并附属公司的投资，净额$450 $— $— $— $450 



十二月三十一日，十二月三十一日，
20212020
 (百万)
细分长期资产：
采集和处理$7,515 $7,788 
物流与营销3,887 3,929 
其他(B)229 232 
长期资产总额11,631 11,949 
流动资产1,749 1,008 
总资产$13,380 $12,957 

(A)经调整毛利包括总营业收入，包括商品衍生产品活动、减去采购及相关成本。根据美国证券交易委员会的规则，调整后的毛利率被视为非公认会计准则的财务指标，但被纳入为补充披露，因为它是管理层使用的主要业绩指标，因为它代表了产品销售与产品购买的结果。作为我们经营业绩的一个指标，调整后的毛利不应被视为净收益、经营活动提供的净现金或根据公认会计原则确定的毛利的替代品或更有意义。我们调整后的毛利率可能无法与另一家公司的类似名称衡量标准相比，因为其他实体可能不会以相同的方式计算调整后的毛利率。
(B)其他不可分配给分部的长期资产包括公司租赁改进和其他长期资产


136

24. 补充现金流信息
 
 截至十二月三十一日止的年度，
 202120202019
 (百万)
支付利息的现金：
利息支付的现金，扣除资本化金额后的净额$297 $283 $258 
所得税支付的现金，扣除所得税退税后的净额$3 $3 $3 
非现金投融资活动：
随应付账款和应计负债购置的财产、厂房和设备$10 $7 $45 
财产、厂房和设备的其他非现金变动$(9)$(3)$(2)
其他非现金活动：
842主题实施产生的经营性租赁资产$— $— $84 
以经营性和融资租赁负债换取的使用权资产$48 $18 $82 


25. 后续事件
在……上面2022年1月24日，我们宣布普通合伙人董事会宣布我们共同单位的季度分配额为$0.39每个普通单位。分发费已经付清了。2022年2月14日致记录在案的单位持有人2022年2月4日.
同一天，普通合伙人董事会宣布对我们的B系列和C系列优先股进行季度分配，金额为$0.4922及$0.4969分别为每单位。B系列分发将在March 15, 2022致记录在案的单位持有人March 1, 2022。C系列分发将在April 15, 2022致记录在案的单位持有人April 1, 2022.
2022年1月3日，我们提前按面值偿还了所有美元。350本公司未偿还本金总额(百万美元)4.9502022年4月1日到期的优先票据百分比，使用我们的循环信贷安排和AR证券化安排下的借款。
137

第九项。 会计与财务信息披露的变更与分歧
在截至2021年12月31日的一年中，会计和财务披露方面没有变化或与会计师存在分歧。
138

第9A项。 管制和程序

信息披露控制和程序的评估
吾等维持披露控制及程序，旨在确保吾等根据1934年证券交易法(经修订)(“交易法”)提交或提交予美国证券交易委员会的报告中须披露的信息，在美国证券交易委员会规则及表格指定的时间内予以记录、处理、汇总及报告，并累积信息并传达至普通合伙人管理层，包括普通合伙人的主要行政人员及主要财务官(我们称之为“核证官”)，以便及时就所需披露作出决定。在认证官员的参与下，我们普通合伙人的管理层根据《交易法》第13a-15(B)条评估了截至2021年12月31日我们的披露控制和程序的有效性。基于这一评估，认证官员得出结论，截至2021年12月31日，我们的披露控制和程序在合理的保证水平下是有效的。
财务报告内部控制的变化
在截至2021年12月31日的季度内，财务报告的内部控制(根据《交易法》第13a-15(F)条的定义)没有发生重大影响或合理地可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
管理层关于财务报告内部控制的年度报告
我们的普通合伙人负责建立和维护充分的财务报告内部控制系统，这一术语在交易法规则13a-15(F)和15d-15(F)中有定义。我们的内部控制系统旨在向我们的管理层和我们普通合伙人的董事会提供合理的保证，以编制和公平列报已公布的财务报表。
所有的内部控制系统，无论设计得多么好，都有其固有的局限性。因此，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。对未来期间进行任何有效性评估的预测都有这样的风险，即控制措施可能会因为条件的变化而变得不充分，或者遵守政策和程序的程度可能会恶化。
我们的管理层，包括首席执行官和首席财务官，根据特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的《内部控制-综合框架(2013)》，对截至2021年12月31日的财务报告内部控制的有效性进行了评估。基于这一评估，管理层得出结论，截至2021年12月31日，我们对财务报告的内部控制在合理的保证水平下是有效的。
独立注册会计师事务所德勤会计师事务所(Deloitte&Touche LLP)发布了关于我们财务报告内部控制的报告(紧随其后)。











139

独立注册会计师事务所报告

致DCP Midstream GP，LLC董事会和DCP Midstream，LP的单位持有人

财务报告内部控制之我见

本公司已根据下列准则审核截至2021年12月31日DCP Midstream、LP及附属公司(“合伙企业”)的财务报告内部控制内部控制-综合框架(2013)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。我们认为，截至2021年12月31日，合伙企业在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是#年#月#日确定的标准。内部控制-综合框架(2013)由COSO发布。

我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了合伙企业截至2021年12月31日及截至2021年12月31日年度的合并财务报表，以及我们2022年2月18日的报告，对这些合并财务报表表达了无保留意见。

意见基础

合伙企业管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的管理层财务报告内部控制年度报告中。我们的责任是根据我们的审计对合伙企业的财务报告内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会(Securities And Exchange Commission)和PCAOB的适用规则和规定，我们必须与合伙企业保持独立。

我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都保持了有效。我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和操作有效性，以及执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。

财务报告内部控制的定义及其局限性

公司对财务报告的内部控制是一个过程，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)保持合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，保证交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收支只有按照公司管理层和董事的授权才能进行；(2)提供合理的保证，以便于根据公认的会计原则编制财务报表，以及公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(2)提供合理的保证，以记录必要的交易，以便按照公认的会计原则编制财务报表，并确保公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)对可能对财务报表产生重大影响的擅自收购、使用、处置公司资产的行为的预防或及时发现提供合理保证。

由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有这样的风险，即由于条件的变化，控制措施可能会变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。


/s/德勤律师事务所

科罗拉多州丹佛市
2022年2月18日
140

第9B项。 其他信息

某些人员的薪酬安排

2022年2月16日，拥有本合伙企业普通合伙人DCP Midstream GP，LLC的DCP Midstream，LLC董事会薪酬委员会(以下简称薪酬委员会)确定了2022财年公司指定高管(NEO)的薪酬水平，自2022年3月21日起生效：
名字 基本工资短期激励目标 长期激励目标总计
沃特·T·范·肯彭 $775,935100%450%$5,043,578
肖恩·P·奥布莱恩 $503,32780%250%$2,164,306
唐·A·巴尔德里奇$451,74380%255%$1,965,082
威廉·L·约翰逊$440,72570%190%$1,586,610
乔治·R·格林 $414,80070%150%$1,327,360

补偿委员会还制定了2022财年近地天体某些补偿安排的业绩标准。绩效标准涉及根据2016年长期投资计划向近地天体提供的赠款，以及根据科技创新向近地天体提供的奖励。

2016年LTIP规定授予现金和普通单位结算的虚拟单位以及现金结算的股息等价权。虚拟单位由一个基于合伙企业共同单位公允市场价值的名义单位组成。幻影单位将被授予一半的限制性幻影单位(“RPU”)，将以普通单位结算，另一半将以现金结算的战略业绩单位(“SPU”)。RPUS将在为期三年的归属期限结束时进行归属。SPU将根据薪酬委员会确定的业绩水平授予0%至200%不等的金额，该金额由以下衡量标准和权重组成：(A)业绩期间第三年合伙企业每个共同单位的可分配现金流为25%，(B)业绩期间每个共同单位产生的三个年度可分配现金流的平均值为25%，以及(C)合伙企业相对于以下同业集团的相对总股东回报率为50%：
Antero Midstream公司Genesis Energy，L.P.ONEOK，Inc.
Cheniere Energy，Inc.霍利能源合伙公司(Holly Energy Partners，L.P.)Phillips 66 Partners LP
Crestwood Equity Partners LP麦哲伦中流合伙人，L.P.壳牌中流合伙公司(Shell Midstream Partners，L.P.)
DT Midstream，Inc.MPLX LP塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)
EnLink Midstream，LLCNuSTAR Energy L.P.西部中游合作伙伴(Western Midstream Partners，LP)
Equitrans Midstream公司

以上对SPU和RPU赠款的描述通过参照赠款协议的条款对其整体进行限定。

2022年STI奖的支付机会将基于合作伙伴在年度战略优先事项和目标方面取得的业绩水平，包括可分配现金流、不变价现金产生和成本等财务指标；与可记录伤害率、过程安全事件和温室气体排放相关的安全和环境目标；以及工厂效率和可靠性等运营卓越指标，以及与员工敬业度、包容性和多样性以及员工发展相关标准的文化和人员记分卡。


项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露

不适用。
141

第三部分
第10项。 董事、高管与公司治理

DCP中游的管理，LP
我们没有董事或高级管理人员，这是上市合伙企业常见的情况。我们的运营和活动由我们的普通合作伙伴DCP Midstream GP，LP管理，而DCP Midstream GP，LP又由其普通合作伙伴DCP Midstream GP，LLC管理，我们称之为我们的普通合伙人。我们的普通合伙人由DCP Midstream，LLC 100%拥有。我们普通合伙人的高级管理人员和董事负责管理我们。我们普通合伙人的所有董事由DCP Midstream，LLC每年任命，我们普通合伙人的所有高级职员由董事自行决定。单位持有人无权选举我们普通合伙人的董事或直接或间接参与我们的管理或运营。

DCP Midstream GP，LLC董事会及高级管理人员
我们普通合伙人的董事会目前有八名成员，其中三名是根据纽约证券交易所建立的独立标准定义的独立成员。由于我们是一家上市有限合伙企业和控股公司，根据纽约证券交易所规则，我们不需要在普通合伙人的董事会中拥有多数独立董事，也不需要设立薪酬委员会或提名/公司治理委员会。然而，我们普通合伙人的董事会已经成立了一个审计委员会，由三名独立董事会成员和一个专门委员会来处理冲突情况。

我们的普通合伙人董事会每年都会审查董事的独立性，并肯定地决定每个预期独立的董事与我们的普通合伙人没有直接或间接的实质性关系，无论是作为合伙人、单位持有人还是与我们普通合伙人有关系的组织的高管。我们的普通合伙人董事会已经肯定地认定，福勒先生、金布尔先生和韦卡斯特先生符合美国证券交易委员会和纽约证券交易所的独立性标准。

我们普通合伙人的执行人员负责制定和执行战略业务和运营计划，并管理我们业务的日常事务。我们所有的高管也都是DCP Midstream，LLC的高管。我们利用DCP Midstream，LLC的员工(包括高级管理人员)来运营我们的业务，并根据服务协议条款向DCP Midstream，LLC提供一般和行政服务，这些服务将报销给DCP Midstream，LLC。

下表显示了我们的普通合伙人DCP Midstream GP，LLC的现任董事和高管信息。董事由DCP Midstream，LLC每年任命，任期一年，或直至其继任者当选并获得资格，或至其去世、辞职、免职或取消资格(以较早者为准)。高级职员由我们普通合伙人的董事会自行决定。任何董事或行政人员之间均无家族关系。
名字年龄与DCP Midstream GP，LLC合作定位
沃特·T·范·肯彭52董事会主席、总裁兼首席执行官、董事
肖恩·P·奥布莱恩52集团副总裁兼首席财务官
唐·A·巴尔德里奇52运营部总裁
威廉·L·约翰逊50运营部总裁
乔治·R·格林41集团副总裁兼总法律顾问
艾伦·C·卡普斯51董事
希瑟·克劳德52董事
弗雷德·J·福勒75董事
威廉·F·金布尔62董事
布莱恩·曼德尔58董事
斯蒂芬·J·尼兰54董事
比尔·W·韦卡斯特83董事

142

Wouter T. 范肯彭2013年1月被任命为DCP Midstream GP，2013年1月被任命为LLC首席执行官(CEO)，2014年1月被任命为董事会主席，2016年2月被任命为总裁。Van Kempen先生也是DCP Midstream，LLC的董事会主席、总裁兼首席执行官，DCP Midstream，LLC自2013年1月以来一直是DCP Midstream GP，LLC的所有者。Van Kempen先生之前担任DCP Midstream，于2012年9月至2013年1月担任LLC总裁兼首席运营官，领导收集和加工以及营销和物流业务部门，并监督该组织的所有公司职能；于2012年1月至2012年8月担任收集和加工总裁，于2010年8月至2011年12月担任中大陆业务部总裁兼首席发展官。在2010年8月加入DCP Midstream，LLC之前，van Kempen先生于2006年9月至2010年7月担任杜克能源发电服务部总裁，并于2005年12月至2006年9月担任并购副总裁。范·肯彭先生于2003年加入杜克能源公司，并担任过多个管理职位。在加入杜克能源公司之前，van Kempen先生受雇于通用电气公司，在那里他担任了越来越多的职责，并于1999年成为公司合并和收购的员工高管。

肖恩·P·奥布莱恩2014年1月被任命为DCP Midstream GP，LLC集团副总裁兼首席财务官。奥布莱恩先生也是DCP Midstream，LLC的集团副总裁兼首席财务官，自2012年5月以来一直担任该职位。在此之前，O‘Brien先生从2011年5月起担任DCP Midstream，LLC高级副总裁兼财务主管，在此之前，他从2009年9月起担任财务规划与分析副总裁。在2009年9月加入DCP Midstream，LLC之前，O‘Brien先生在Duke Energy Corporation工作，从2006年5月起担任Duke Energy商业业务部财务规划和预测总经理，在此之前，他从2005年5月起担任Duke Energy Generation Services副总裁兼财务总监。奥布莱恩于1997年加入杜克能源公司。奥布莱恩先生是一名注册会计师，在金融领域拥有超过25年的经验，在能源行业拥有超过20年的经验。

唐·A·巴尔德里奇2017年2月被任命为DCP中游GP，LLC运营总裁。Baldridge先生自2013年3月以来一直担任DCP Midstream，LLC总裁，负责商业、营销和物流业务；在此之前，他自2011年2月起担任DCP Midstream，LLC负责天然气和NGL营销的副总裁。Baldridge先生曾在2009年1月至2011年2月期间担任DCP Midstream，LLC负责业务发展的副总裁。鲍德里奇先生于2005年3月加入DCP Midstream，LLC。Baldridge先生在能源行业拥有超过25年的经验，包括商业、贸易和业务开发活动。

威廉·L·约翰逊于2021年11月被任命为DCP Midstream GP，LLC运营总裁。在此之前，Johnson先生自2017年1月起担任DCP Midstream GP，LLC的集团副总裁兼首席转型官，负责工程、项目、信息技术、运营技术、数字解决方案以及DCP Midstream GP(DCP Midstream GP，LLC的综合协作中心)。在此之前，约翰逊先生曾担任北部和二叠纪地区运营副总裁。他之前还担任过技术服务副总裁，负责区域工程、企业可靠性、压缩服务和测量。在2011年加入DCP Midstream GP，LLC之前，Johnson先生在多个化工和炼油工厂以及Arco Chemical、Lyondell和LyondellBasell的公司总部担任过项目工程、运营、可靠性和维护、周转、企业工程和工厂管理方面的管理职位。

乔治·R·格林2021年1月被任命为DCP Midstream GP，LLC集团副总裁兼总法律顾问。格林于2014年加入公司法律部，此后担任的职务越来越多。在担任现职之前，他直接担任DCP Midstream GP，LLC副总裁兼副总法律顾问。在加入公司之前，他是一名私人执业律师，在商业纠纷、合同索赔、产品责任案件和环境事务中代表客户。

艾伦·C·卡普斯2016年8月被任命为DCP Midstream GP，LLC的董事公司。自2020年9月以来，Capps先生一直担任Enbridge负责企业发展和能源服务的高级副总裁。在此之前，他自2019年6月以来担任Enbridge负责企业发展和投资审查的高级副总裁，在此之前，他自2017年2月以来担任高级副总裁兼首席会计官。在此之前，Capps先生自2012年1月起担任Spectra Energy副总裁兼财务总监。2010年4月至2012年1月，Capps先生担任Spectra Energy旗下加拿大天然气公用事业公司Union Gas Limited负责业务开发、储存和传输的副总裁，并于2007年12月至2010年4月担任Spectra Energy副总裁兼财务主管。卡普斯先生在能源行业拥有丰富的经验，自2003年以来一直担任各种高级财务和会计职务。

希瑟·克劳德于2020年11月被任命为DCP Midstream GP，LLC的董事(Sequoia Capital)。克劳德目前担任Phillips 66副总裁兼总税务官，她自2018年1月1日以来一直担任该职位。在2016年5月加入Phillips 66之前，克劳德女士在康菲石油担任了五年的企业执行税务顾问。在加入之前
143

2011年，克劳德女士在毕马威会计师事务所(“毕马威”)工作了15年，最终于2008年成为毕马威合伙人。

弗雷德·J·福勒2015年3月被任命为DCP Midstream GP，LLC的董事公司。福勒是Spectra Energy的前总裁兼首席执行官，于2008年12月退休。在Spectra Energy于2006年12月从Duke Energy Corporation分离之前，Fowler先生自2006年4月起担任Duke Energy天然气传输业务的集团总裁。在此之前，福勒先生自2002年11月起担任杜克能源公司总裁兼首席运营官。福勒先生于1968年在能源行业开始了他的职业生涯。福勒先生于1998年3月至2003年2月担任TEPPCO Partners，L.P.董事会副主席，并于2007年4月至2009年1月担任我们普通合伙人的董事会主席。福勒曾在奥文蒂夫公司(Ovintiv Inc.，前身为Encana Corp.)董事会任职。至2021年4月28日，并在PG&E公司董事会任职至2020年6月30日。

威廉·F·金布尔2015年6月被任命为DCP Midstream GP，LLC的董事公司。金布尔于2015年2月从毕马威(KPMG)退休，毕马威是世界上最大的审计、税务和咨询服务公司之一。Kimble先生曾担任毕马威亚特兰大办事处的执行合伙人和美国东南部的执行合伙人，从2009年到退休，他一直负责该公司的审计、咨询和税务业务。金布尔先生还负责主持毕马威审计委员会研究所和审计委员会主席会议。在他退休之前，金布尔自1986年以来一直在毕马威或其前身公司工作。在毕马威任职期间，金布尔先生担任过许多高级领导职务，包括工业市场全球主席。金布尔先生还曾担任毕马威会计师事务所能源部门主管约十年，并担任毕马威全球能源研究所董事的高管。金布尔先生目前在Liberty油田服务公司的董事会及其审计委员会任职，此前还曾在PRGX全球公司的董事会及其审计委员会任职。

布莱恩·曼德尔2015年5月被任命为DCP Midstream GP，LLC的董事公司。曼德尔先生拥有近30年的石油和天然气行业经验，曾担任过各种营销、商业和中游职位。他目前是菲利普斯66公司负责营销和商业的执行副总裁。 他之前曾担任菲利普斯66公司(Phillips 66)负责商业的高级副总裁。 在此之前，他曾担任菲利普斯66公司全球营销部总裁，在此之前，他还担任过清洁产品商业部全球贸易主管。在2012年5月加入Phillips 66之前，他自2011年起在康菲石油手下担任美国汽油交易部经理。在此之前，曼德尔先生曾在商业NGL部门任职，在2006年担任处理资产和业务发展经理后，被任命为NGL贸易部经理。曼德尔于1991年在康菲石油开始了他的职业生涯，从事过各种营销工作。

斯蒂芬·J·尼兰于2020年6月被任命为DCP Midstream GP，LLC的董事(Sequoia Capital)。尼兰先生目前担任Enbridge公司负责财务、天然气传输和中游的副总裁。自2001年加入Enbridge以来，尼兰先生曾担任过多个高级领导职位，负责Enbridge的多家美国子公司的财务运营、财务报告、风险管理和控制，其中包括担任Enbridge几家上市合伙企业的首席财务官。尼兰先生在能源行业拥有超过25年的经验，此前曾在科赫工业公司、KCS能源公司和安徒生公司任职。

比尔·W·韦卡斯特2015年6月被任命为DCP Midstream GP，LLC的董事公司。韦卡斯特先生在碳氢化合物加工行业工作超过45年后，于2003年4月从德克萨斯石化有限责任公司(“德克萨斯石化”)退休。从1992年4月到退休，韦卡斯特先生一直担任德克萨斯石化公司的总裁兼首席执行官。在此之前，Waycaster先生在陶氏化学公司(“陶氏化学”)任职27年，担任碳氢化合物和能源资源副总裁兼总经理，直到他离开公司加入德克萨斯石化公司。韦卡斯特先生在陶氏化学公司担任过从项目工程师到业务和资产管理副总裁的各种职位。韦卡斯特先生之前曾在美国国家石化和炼油商协会董事会任职，在那里他担任过石化委员会主席和执行委员会主席，还担任过美国化学理事会的董事会成员。韦卡斯特先生此前曾在Destec Energy，Inc.和Enterprise Products GP，LLC的董事会任职。



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董事经验和资质

DCP Midstream，LLC根据既定标准评估和推荐普通合伙人董事会成员候选人。在评估董事的候选人、被提名人和现任董事DCP Midstream时，DCP Midstream有限责任公司告诉我们，它考虑的因素包括教育背景、对我们商业和行业的了解、专业声誉、独立性和代表单位持有人最佳利益的能力。DCP Midstream，LLC和我们普通合伙人的董事会相信，上述特质，加上中游天然气行业的领导技能和经验，为合伙企业提供了一个有能力和知识渊博的董事会。

Wouter T. 范肯彭-范·肯彭先生被任命为董事是因为他作为DCP Midstream GP，LLC的董事长、总裁和首席执行官，以及DCP Midstream，LLC的董事长、总裁和首席执行官，对我们的资产有广泛的了解和经验。范·肯彭先生拥有丰富的管理经验，曾在杜克能源公司和通用电气公司担任职责日益增加的职位。

艾伦·C·卡普斯-卡普斯先生被任命为董事是因为他在能源行业有很强的背景，包括他在恩布里奇和斯派卡能源公司担任会计、财务和业务开发方面的领导职务。

希瑟·克劳德-克劳德女士被任命为董事的原因是她拥有二十多年的经验，涵盖了能源行业的广泛领域，包括油井服务、综合、上行、中下游市场。克劳德女士作为法律顾问参与了以财务报表税务披露为重点的外部审计，具有丰富的税务经验。

弗雷德·J·福勒-福勒先生被任命为董事是因为他在能源行业拥有广泛的知识和经验，包括对我们的资产、客户、监管环境和竞争格局有深刻的理解。福勒带来了领导力、管理和商业技能，这些技能是作为上市公司和私人持股公司的高管和董事人员培养起来的。

威廉·F·金布尔-金布尔先生被任命为董事，因为他有广泛的会计背景和在其他上市公司担任董事的经验。金布尔先生带来了上市公司面临的最新、最紧迫的审计和财务合规问题以及报告义务的丰富知识。

布莱恩·曼德尔-曼德尔先生被任命为董事的一员，因为他有深厚的背景和知识，拥有20多年担任各种职务的高级领导经验，包括行业内的商业和营销。

斯蒂芬·J·尼兰-尼兰之所以被任命为董事，是因为他在能源行业拥有20多年的经验，并在投资者关系、内部控制、审计和并购方面拥有专业知识。尼兰先生曾担任多家上市公司的首席财务官，是指定的注册会计师。

比尔·W·韦卡斯特-韦卡斯特先生被任命为董事的原因是他在能源行业的长期任职和超过50年的行政管理经验。韦卡斯特先生凭借其以前的上市公司领导层和董事会经验，对战略、公司治理和合规问题提供了宝贵的见解。

拖欠款项第16(A)条报告

交易法第16(A)条要求DCP Midstream GP、LLC董事和高管，以及拥有我们股权证券注册类别超过10%的个人，向美国证券交易委员会和纽约证券交易所提交初始所有权报告和我们共同部门和其他股权证券所有权变更的报告，并向我们提供此类报告的副本。据我们所知，仅根据对以电子方式向美国证券交易委员会提交或提交给我们的报告及其修正案副本的审查，以及我们董事和高管关于不需要其他报告的书面陈述，在截至2021年12月31日的财年中，适用于此类报告人的所有第16(A)条备案要求都得到了及时遵守。

审计委员会

我们普通合伙人的董事会有一个常设审计委员会。审计委员会由三名独立董事威廉·F·金布尔(主席)、弗雷德·J·福勒和比尔·W·韦卡斯特组成，他们中的每一人都能够理解基本财务报表，并且至少有一人过去有会计或相关财务方面的经验。
145

管理经验。金布尔先生已被董事会指定为审核委员会的财务专家，符合美国证券交易委员会颁布的要求(载于交易所法案S-K规则第407(D)项)，这是基于他的教育和工作经验(如上文金布尔先生的传记中更详细地描述)而制定的。

董事会已决定，根据纽约证券交易所上市标准第303A.02条和交易所法案第10A(M)(3)条，审计委员会的每位成员都是独立的。在作出独立性决定时，董事会考虑了纽约证券交易所和我们的公司治理准则的要求。在其他因素中，董事会考虑了董事或其直系亲属目前或以前在我们、我们的审计师或他们的附属公司的工作，我们有投票权证券的所有权，以及与我们的其他实质性关系。

审计委员会已经通过了一项章程，并已得到董事会的批准和批准。审计委员会的主要目的是协助董事会监督(1)合伙企业财务报表的完整性，(2)普通合伙人和合伙企业遵守法律和法规要求，以及普通合伙人和合伙企业的商业道德准则，(3)独立审计师的资格和独立性，以及(4)合伙企业内部审计职能和独立审计师的履行情况。

特别委员会

我们普通合伙人的董事会有一个特别委员会。该特别委员会由两名或两名以上的独立董事组成，根据董事会的决定临时召开，审议董事会认为可能涉及利益冲突的具体事项，包括我们与DCP Midstream，LLC或其关联公司之间的交易。特别委员会确定利益冲突的解决方案对我们是否公平合理，或者是否基于与通常无关的第三方提供的理由不低于对我们有利的理由。特别委员会的成员可能不是我们普通合伙人的高级职员或雇员，也不是其附属公司的董事、高级职员或雇员。特别委员会的每一名成员都必须符合纽约证券交易所(NYSE)和《交易法》(Exchange Act)确立的独立性和经验标准。特别委员会批准的任何事项将最终被认为对我们是公平合理的，并得到我们所有合伙人的批准，而不是我们的普通合伙人违反了它可能欠我们或我们的单位持有人的任何职责。

可持续发展委员会

我们普通合伙人的董事会有一个可持续发展委员会。可持续发展委员会目前由我们董事会的所有成员组成，不包括我们的董事长兼首席执行官范·肯本先生。可持续发展委员会提供监督，以确保环境、社会和治理的机会和风险纳入我们的长期业务战略。可持续发展委员会还监督我们的可持续发展披露和报告的发展，以及对利益相关者对可持续发展的期望和担忧的战略回应。

公司治理准则、商业道德准则和审计委员会章程

我们普通合伙人的董事会通过了公司治理指南，概述了有关我们治理的重要政策和做法。

我们已经通过了一项商业道德准则，适用于所有担任我们董事、高级管理人员(包括但不限于我们的首席执行官、首席财务官和首席会计官)和员工的人。我们打算在我们的网站上披露适用于我们的高管或董事的对我们的商业道德准则的任何修订或放弃，网址是：Www.dcpmidstream.com以满足美国证券交易委员会和纽约证券交易所规则下与此类信息相关的披露要求。

我们的企业管治指引、商业道德守则和审计委员会约章可于我们的网站下载，网址为Www.dcpmidstream.com。任何人只要向科罗拉多州丹佛市莱顿大道6900E.Layton Avenue，Suite900，Colorado 80237，DCP Midstream公司秘书办公室提出请求，都可以免费获得这些物品的印刷本。我们网站上包含或与之相关的信息不会以引用方式并入本10-K表格年度报告中，因此不应被视为本报告或我们提交给美国证券交易委员会的任何其他报告的一部分。

非管理董事会议及与董事的沟通

在我们的普通合伙人董事会的每个季度会议上，独立董事都会在执行会议上开会，执行会议由威廉·F·金布尔(William F.Kimble)主持。此外，在董事会每次季度会议上，
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董事和董事会的非管理层成员在执行会议上开会，执行会议由弗雷德·J·福勒(Fred J.Fowler)主持。

单位持有人或有利害关系的各方可以通过指名向一名或多名董事或向董事会主席或董事会任何委员会发送信件的方式与我们的任何和所有董事会成员或董事会任何委员会沟通：董事名称，抄送：科罗拉多州丹佛市莱顿大道6900E号，Suite900，Colorado 80237，DCP Midstream，6900E.Layton Avenue，Suite900，DCP Midstream，6900E.Layton Avenue，Suite900，Colorado 80237。

审计委员会报告书

审计委员会代表董事会监督我们的财务报告过程。管理层对财务报表和报告程序负有主要责任，包括财务报告的内部控制制度。审计委员会根据董事会批准的书面章程运作。该章程规定，审计委员会负责任命、补偿、监督、保留和终止独立审计师。在这方面，审计委员会：

•与管理层和德勤会计师事务所(Deloitte&Touche LLP)一起审查和讨论本年度报告中包含的季度和年度收益新闻稿、季度未经审计财务报表和年度经审计财务报表(Form 10-K)，包括讨论会计原则的质量(而不仅仅是可接受性)、重大判断的合理性以及财务报表中披露的清晰度；
•与德勤会计师事务所(Deloitte&Touche LLP)进行审查，他们负责就经审计的财务报表是否符合公认的会计原则发表意见，他们对我们的会计原则的质量和可接受性的判断，以及根据美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的审计准则需要与审计委员会讨论的其他事项；
•收到德勤会计师事务所向审计委员会提供的PCAOB道德和独立性规则(与审计委员会进行的独立性讨论)要求的书面披露和信函；
•与德勤(Deloitte&Touche LLP)讨论了独立于管理层和我们的独立性，并考虑了独立审计师提供非审计服务与审计师独立性的兼容性；
•与德勤律师事务所讨论关于第16号审计准则(PCAOB第16号审计准则，与审计委员会的沟通，PCAOB准则的相关修正案和AU第380条的过渡性修正案)的声明需要讨论的事项；
•与我们的内部审计师和德勤会计师事务所讨论了各自审计的总体范围和计划。审计委员会与内部审计师和德勤律师事务所会面，在管理层在场和不在场的情况下，讨论他们的检查结果、他们对我们内部控制的评估以及我们财务报告的整体质量；
•基于上述审查和讨论，建议董事会将经审计的财务报表纳入截至2021年12月31日的10-K表格年度报告，供美国证券交易委员会备案；以及
•批准重新任命德勤律师事务所为我们的独立审计师，考虑因素包括：他们在我们审计方面的历史和近期表现，他们与审计委员会和管理层沟通的质量和坦率，他们审计团队的专业知识深度和他们国家办事处提供的价值，他们的收费是否合适，他们保持独立性的有效性，他们作为我们的独立审计师的任期，他们对我们的运营、会计政策和做法的了解，对财务报告的内部控制，以及与以下相关的外部数据

本报告由董事会审计委员会成员提供：

审计委员会
威廉·F·金布尔(主席)
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弗雷德·J·福勒
比尔·W·韦卡斯特

本报告中审计委员会的报告不应被视为通过引用方式并入DCP Midstream，LP根据1933年证券法(经修订)或交易法提交的任何其他文件，除非我们通过引用特别将此信息并入，否则不应被视为根据该等法律提交。

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第11项。 高管薪酬

薪酬问题探讨与分析

一般信息

我们成立于2005年。与其他公开交易的合作伙伴类似，我们的业务由我们的普通合伙人DCP Midstream GP，LP管理，而DCP Midstream GP，LP又由其普通合伙人DCP Midstream GP，LLC管理，我们称之为我们的普通合伙人。我们的普通合伙人由DCP Midstream，LLC 100%拥有。当我们在这里提到董事会时，我们指的是我们普通合伙人的董事会。此外，这里所指的薪酬委员会是指由菲利普斯66公司董事长兼首席执行官格雷格·C·加兰德和安桥总裁兼首席执行官阿尔摩纳哥组成的DCP Midstream，LLC董事会的薪酬委员会。

我们已与DCP Midstream，LLC签订了服务协议，根据该协议，除其他事项外，DCP Services，LLC将聘用管理和运营我们资产的员工，并担任我们普通合伙人的高管，包括指定的高管或近地天体(NEO)。在截至2021年12月31日的一年中，我们普通合伙人的近地天体是：董事会主席、总裁兼首席执行官(首席执行官)Wouter T.van Kempen；集团副总裁兼首席财务官(首席财务官)Sean P.O‘Brien；运营总裁Don A.Baldridge；运营总裁William L.Johnson，他因前运营总裁Corey D.Walker于2021年10月30日离职而被任命填补空缺职位；以及集团副总裁兼总经理George R.Green

普通合伙人尚未与任何近地天体签订雇佣协议。近地天体不会因他们为我们的业务提供的服务或作为我们普通合伙人的高管而从我们那里获得任何单独的补偿。我们向DCP Midstream，LLC支付近地天体补偿的全部费用。补偿委员会对DCP Midstream，LLC支付给近地天体的补偿拥有最终决策权。

薪酬决定

所有与负责我们运营和管理的高管有关的薪酬决定都是由薪酬委员会做出的。薪酬委员会在薪酬事宜上的职责包括：

•每年审查伙伴关系与近地天体补偿有关的目标和目的；
•根据伙伴关系的目标和目的，每年评估近地天体的业绩，并批准近地天体的补偿水平；
•定期评估短期和长期奖励计划的条款和管理，以确保它们的结构和管理方式与伙伴关系的目标和目的一致；
•保留和终止任何薪酬顾问，以协助评估NEO和非普通合伙人或其关联公司的高级管理人员或雇员的董事或我们的非雇员董事的薪酬；以及
•定期审查我们非雇员董事的薪酬。

薪酬理念

合作伙伴的薪酬计划旨在提供以下福利：

•通过提供与本行业其他高管具有竞争力的薪酬，吸引、留住并奖励有才华的高管；
•激励高级管理人员实现强劲的财务和运营业绩；
•强调绩效薪酬，平衡短期和长期结果；以及
•奖励个人表现。

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方法论-顾问和同行公司

薪酬委员会审查独立顾问提供的市场调查数据，以评估我们在基本工资、年度短期激励和长期激励薪酬以及非雇员董事薪酬方面的竞争地位。关于NEO的薪酬，薪酬委员会还会考虑个人表现、责任水平、技能和经验。管理层通常代表薪酬委员会聘请薪酬顾问美世公司进行一项研究，以协助我们制定近地天体的整体薪酬方案。我们认为美世独立于合伙企业，因此美世的工作不会产生利益冲突。美世的研究基于一组拥有类似业务的同行公司的薪酬，这些公司是从公开文件以及多个调查来源获得的，包括当前的美世基准数据库和美世能源行业的美世总薪酬调查。美世的研究由以下同行公司组成：

Crestwood Equity Partners LPMPLX LP
启用中流合作伙伴LPNuSTAR Energy L.P.
EnLink Midstream，LLCONEOK，Inc.
Genesis Energy，L.P.塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)
麦哲伦中流合伙人，L.P.西部中游合作伙伴(Western Midstream Partners，LP)

这样的研究通常只包括每家公司薪酬最高的官员，这与近地天体相关。美世公司的研究结果以及目标业绩目标等其他因素可作为建立近地天体年度直接补偿一揽子计划的基准。使用了美世研究中的同行数据和调查中代表市场第50个百分位数的数据点。
补偿的构成部分
近地天体的年度直接补偿方案总额由三部分组成：(1)基本工资；(2)短期现金奖励(STI)，以年度基本工资的百分比为基础；(3)长期奖励，由绩效单位和幻影单位的赠款组成，以年度基本工资的百分比为基础。2020年2月，薪酬委员会批准了我们近地天体的以下基本工资、短期激励目标和长期激励目标，但Johnson和Green先生除外，他们在最近完成的财年之前不是近地天体，将于2020年3月23日生效，这一点在我们截至2020财年的Form 10-K年度报告中显示。 然而，为了应对新冠肺炎疫情和影响我们行业的全球需求破坏，我们实施了各种成本削减，包括自愿减少基本工资调整，最终在2021年2月18日恢复如下：
姓名和主要职位 基本工资短期激励目标 长期激励目标总计
Wouter T.van Kempen，董事长、总裁兼首席执行官 $730,000100% 375%$4,197,500
肖恩·P·奥布莱恩(Sean P.O‘Brien)，集团副总裁兼首席财务官 $473,53075% 245%$1,988,826
唐·A·巴尔德里奇(Don A.Baldridge)，运营部总裁$425,00075%250%$1,806,250
科里·D·沃克(Corey D.Walker)，前运营总裁 $425,00075% 250%$1,806,250

10月份，除了格林先生之外，所有近地天体的基本工资都获得了2.5%的业绩增长，格林先生的总薪酬从2021年8月起获得了基于市场的调整，如下所示。 2021年11月，薪酬委员会为约翰逊先生确定了与他被任命为运营总裁有关的以下薪酬。
名字 基本工资短期激励目标 长期激励目标总计
威廉·L·约翰逊$425,00070%190%$1,530,000
乔治·R·格林 $400,00060% 120%$1,120,000

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在基本工资、短期激励和长期激励之间分配薪酬时，我们认为近地天体薪酬的很大一部分应该以业绩为基础，因为这些人有更大的机会影响我们的业绩。在做出这一分配时，我们在一定程度上依赖于美世的研究，并考虑了薪酬的每个组成部分，如下所述。

基本工资-近地天体的基本工资是根据个人表现、责任水平、技能和经验以及与从美世研究获得的类似职位的个人工资进行比较而确定的。基本工资部分的目标是将近地天体的补偿水平定为与我们行业中规模相当的公司中担任可比职位的个人的工资中位数大致相当的水平。

近地天体的基本工资通常每年重新评估，作为我们业绩审查过程的一部分，或者在工作责任水平发生变化时重新评估。薪酬委员会每年根据绩效考核过程的结果考虑并批准基本工资的绩效增长。奖励的增加是基于行业趋势和对某些类别的个人表现的审查，如商业价值、环境、健康和安全表现、领导力、财务结果、项目结果、态度、能力和知识。

短期现金激励-根据STI计划，每年向高管提供现金奖励，以促进我们业绩目标的实现。根据STI计划为高管提供的目标激励机会是按基本工资的百分比确定的。奖励金额的目的是在实现目标业绩时，按市场中位数为担任可比职位的高管提供现金薪酬总额，当业绩低于目标时，低于市场中位数，当业绩超过目标时，高于市场中位数。美世的研究被用来确定可比职位的激励机会的竞争力。STI付款通常在每年3月进行，以反映上一财年的业绩。

2021年的STI目标最初是由我们的董事会主席、总裁兼首席执行官设计和提出的，随后得到了薪酬委员会的批准。所有科技创新目标都与伙伴关系的绩效挂钩，并根据年度战略优先事项和目标每年都会发生变化。构成近地天体科技创新机会总量的2021年目标如下。

财务目标(占总STI的60%)：

•可分配现金流。这个目标旨在捕捉每年可用于向我们的单位持有人进行季度分配的现金数量。为达致这个目标，我们订下了最低7.1亿元至最高8.5亿元不等的服务表现。
•不变价现金生成。这一目标旨在获取伙伴关系业务产生的现金，不包括商品价格的影响。为了达到这一目标，我们确定了最低10.8亿美元至最高11.8亿美元的业绩范围。
•成本。这一目标旨在计入伙伴关系的持续运营费用、一般费用和行政费用。为达致这个目标，我们订下了最低9.1亿元至最高8.55亿元不等的服务表现。

卓越运营目标(占总STI的20%)：

•运营/ICC。该目标旨在衡量通过利用我们的集成协作中心(ICC)的功能而创建的效率。
•今天的劳动力。一个目标是提高我们员工的技能和多才多艺，以支持我们资产的高效和可靠运营。
•文化和人。令人遗憾的离职是DCP用来跟踪和减少关键员工离职的关键措施，这些员工的技能和才华很难被取代。此外，文化和人员记分卡还用于提高DCP对不同人才组合的吸引力和留存力。

安全和环境目标(占总STI的20%)：

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•总可记录伤害率(TRIR)。员工和承包商事故率的目标，涵盖合伙企业的资产。为此，最高性能水平是TRIR为0.21，最低性能水平为TRIR为0.44。
•过程安全事故率(PSE率)。使用涵盖合作伙伴资产的第1级和第2级过程安全事件的目标。为此，最高性能级别为0.70的PSE速率，最低性能级别为1.30的PSE速率。
•总排放量。空气排放的一个目标，即天然气排放或燃烧，涵盖伙伴关系的资产。为了实现这一目标，我们在这类资产上设定了一定的排放水平。

合作伙伴目标的支付范围从0%(如果没有达到最低绩效水平)、50%(如果达到最低绩效水平)、100%(如果达到目标绩效水平)和200%(如果达到最高绩效水平)不等。当绩效水平落在这些百分比之间时，将使用直线插值法计算支出，最终百分比由薪酬委员会确定。

2022年初，管理层编写了一份关于2021年伙伴关系目标实现情况的报告。这些结果随后由薪酬委员会审查和批准。2021年实现的每项科技创新目标的绩效水平如下：
STI目标实现的绩效级别
可分配现金流最大值
不变价现金生成低于最低要求
成本在目标和最大值之间
运营/ICC在最小值和目标之间
当今的劳动力在最小值和目标之间
文化与人在最小值和目标之间
总可记录伤害率(TRIR)在最小值和目标之间
过程安全事故率(PSE率)在目标和最大值之间
总排放量最大值

长期激励计划-LTIP的目标是注重长期价值创造和加强高管留任。根据LTIP，幻影单位是基于我们共同单位的公平市场价值的名义单位，其中一半是战略绩效单位(SPU)，另一半是受限幻影单位(RPU)。SPU将根据在三年业绩期间或业绩期间内某些业绩目标的实现程度，以倍数进行授予，并将以现金结算。如果高管在三年授权期结束或授权期结束时仍在受雇，或者在死亡、残疾、退休或下岗的情况下更早受雇，则RPU将进行授予。我们的RPU历来以现金结算；然而，从2020年的赠款开始，RPU将通过发行共同单位进行结算。SPU和RPU奖项每年颁发一次，分别有三年的表现期和获得期。我们相信，这一计划有助于留住高管，并使高管专注于长期价值创造的目标。

2021年，工作人员叙事库有以下三项业绩衡量标准：(1)一个季度是根据项目7中定义的三年可分配现金流(DCF)衡量的。“管理层对业绩期间每个共同单位的财务状况和经营结果的讨论和分析”，每个共同单位的DCF将使用我们的2022年财务报表来确定；(2)一个季度是根据业绩期间三个一年可分配现金流指标的平均值来衡量的，(3)其余一半是根据相对总股东回报(RTSR)来衡量的，RTSR的定义是合伙企业在三年业绩期间相对于以下同行群体的总股东回报：(2)季度是根据业绩期间三个一年可分配现金流指标的平均值来衡量的；(3)剩余的一半是根据相对股东总回报(RTSR)来衡量的。
Antero Midstream公司Genesis Energy，L.P.ONEOK，Inc.
Cheniere Energy，Inc.霍利能源合伙公司(Holly Energy Partners，L.P.)Phillips 66 Partners LP
Crestwood Equity Partners LP麦哲伦中流合伙人，L.P.壳牌中流合伙公司(Shell Midstream Partners，L.P.)
支持中游合作伙伴、LPMPLX LP塔尔加资源公司(Targa Resources Corp.)
EnLink Midstream，LLCNGL Energy Partners L.P.TC管道，LP
Equitrans Midstream公司NuSTAR Energy L.P.西部中游合作伙伴(Western Midstream Partners，LP)

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薪酬委员会认为应该使用合伙企业单位贴现现金流，这是一种反映我们向单位持有人分配现金能力的流动性和业绩衡量指标，也是反映我们与一组有代表性的公司(投资者用来评估我们的相对业绩)相比的业绩的RTSR，因为它们衡量管理层的有效性，并直接将近地天体的业绩与合伙企业的成功保持一致。我们相信，这些业绩衡量标准为管理层提供了适当的激励，促使我们有纪律地稳步增长，并执行我们的战略重点。

SPU和RPU奖励包括在履约期间或归属期间(如果适用)根据授予的虚拟公共单位数量获得股息等价权(DER)的权利。在服务期完结时，服务提供者的应收账款会以现金支付，而在归属期内，公共服务股的应收账款则按季以现金支付。就退休计划支付的款额，相当于在履约期及归属期间就所赚取的服务质素单位或已批出的零售单位数目而实际支付的基本公用单位的季度分派金额。

我们的做法是确定我们想要提供的长期激励薪酬的美元金额，然后在授予日授予一些公平市值等于该金额的SPU和RPU，这是基于我们的普通单位在纽约证券交易所(NYSE)截至LTIP授予日期前两天的20个交易日的平均收盘价。根据该计划，根据美世(Mercer)针对可比职位个人的研究数据，为高管提供的目标长期激励机会是以基本工资的百分比确定的。

如果获奖者在授予日期后180天后因死亡、残疾、退休或裁员而被解雇，则获奖者：(I)工作人员工会将按比例临时授予在绩效期间工作的时间，在绩效期间结束时衡量的最终绩效将决定支付金额，(Ii)RPU将成为完全既得和应支付的单位。(I)工作人员工会将按比例授予在绩效期间内工作的时间，并在绩效期间结束时衡量最终绩效，以确定支付金额，以及(Ii)RPU将成为完全既得和应支付的单位。如因任何其他原因终止雇佣关系，任何未获授权的单位及未赚取的雇佣合约将会被没收。

单位所有权准则-为使我们人员的利益与单位持有人的利益进一步一致，我们已采纳指引，规定我们的人员实益拥有价值如下表所列的共同单位。有关人员须在受指引规管后五年内达致这项指引，并在任职期间维持该最低拥有权水平。在确定高管是否达到要求的所有权级别时，将包括拥有的DCP公用单位、未授予的公用单位结算的RPU，以及在高管延期薪酬计划中对DCP公用单位的投资。对单位所有权准则的遵守情况每年进行一次审查。所有近地天体目前都遵守这些单位所有权准则，或有望在适用的五年期限内遵守，如下所示。
职位指导方针下基本工资的倍数截至2021年12月31日的实际倍数
沃特·T·范·肯彭5x15x
肖恩·P·奥布莱恩3x6x
唐·A·巴尔德里奇3x7x
威廉·L·约翰逊3x4x
乔治·R·格林3x0.8x

反套期保值和反质押政策-我们的所有高级管理人员、员工和董事都受我们的内幕交易政策的约束，其中包括直接或间接地禁止(I)在保证金账户中持有我们的证券，(Ii)从事卖空我们的证券，(Iii)购买或出售衍生工具或其他对冲，包括但不限于交易所基金、远期、掉期、期权、看跌、看涨、套期保值，以及(Iv)将我们的证券质押为抵押品。本保单涵盖我们作为补偿计划的一部分收到的证券，以及我们个人购买的证券。

退款政策--2021年，实行激励性薪酬追回政策。我们的政策规定，支付给我们现任和前任人员的基于激励的薪酬(现金和股权)可以在重报我们的财务业绩的情况下或在某些其他情况下获得追回，例如人员的欺诈或不当行为导致或可能造成我们的财务或声誉损害。对于此类事件，董事会或薪酬委员会将有权要求偿还或没收任何奖励薪酬，包括短期现金奖励计划下的付款和长期奖励计划下的付款和赠款。此外，如果美国证券交易委员会采纳并实施与之相关的最终规则，我们将采取行动修改追回政策，以符合交易所法案第10(D)节和纽约证交所规则。
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其他补偿-此外，高管有资格参加其他薪酬计划，包括但不限于：

固定缴款计划的公司匹配和退休缴费-高管可以选择参加401(K)和退休计划。根据该计划，高管可以选择推迟最高75%的合格薪酬，或者最高达到美国国税局(Internal Revenue Service)规定的限制。我们将高管支付给该计划的合格薪酬的前6%进行匹配。此外，我们根据服务年限，按美国国税局(Internal Revenue Service)规定的限额，为符合条件的计划参与者提供4%至7%的退休缴费。我们没有固定福利计划。

杂项补偿-高管有资格参加不合格的递延薪酬计划。高管可以推迟最高75%的基本工资、最高90%的STI和最高100%的LTIP或其他薪酬。主管人员选择在特定计划年度内按美国国税局规定在特定日期一次性缴费、在特定日期按年金缴费(最多五年)、按国税局规定领取年金，或在离职时一次性或按年领取年金(超过三至十年)。

在非限定递延补偿计划中，有一个非限定的固定缴款退休计划，在该计划下赚取的福利可归因于超过守则第401(K)条规定的年度补偿限额的补偿。根据该计划的这一部分，我们向非合格递延薪酬计划贡献高达计划定义的年度薪酬的13%。

福利计划-我们为包括高管在内的员工提供各种健康和福利计划。健康和福利计划旨在保护员工免受灾难性损失，并促进福祉。这些计划包括医疗、牙科、人寿保险、意外死亡和残疾以及长期残疾。我们还为员工提供月度停车证或公共交通系统通行证。

我们不向我们的高管提供任何物质福利或任何其他个人福利。

出于美国联邦所得税的目的，我们是一家合伙企业，而不是一家公司，因此不受守则第162(M)条的高管薪酬免税限制的约束。因此，支付给近地天体的任何补偿都不受这一限制。

董事会关于薪酬的报告

我们普通合伙人的董事会没有薪酬委员会。普通合伙人的董事会已经审查并与管理层讨论了上述“薪酬讨论和分析”。与董事会进行讨论的管理层成员包括普通合伙人的董事会主席、总裁兼首席执行官以及DCP Midstream，LLC的集团副总裁兼首席人力资源官。此外，我们聘请了薪酬顾问美世公司(Mercer)进行一项研究，以帮助我们制定高管的整体薪酬方案。基于此次审核和讨论，普通合伙人董事会建议将上述提及的《薪酬讨论与分析》纳入截至2021年12月31日的本Form 10-K年度报告中。

本董事会报告中包含的有关赔偿的信息不应被视为“征集材料”，也不应被视为向美国证券交易委员会提交的“备案文件”，也不应通过引用将该等信息纳入美国证券交易委员会提交的任何文件，也不应承担交易法第18条规定的责任，除非我们特别以引用方式将其纳入根据1933年证券法(经修订的“证券法”)或交易法提交的文件中。

董事会
Wouter T.van Kempen(主席)
艾伦·C·卡普斯
希瑟·克劳德
弗雷德·J·福勒
威廉·F·金布尔
布莱恩·曼德尔
斯蒂芬·J·尼兰
比尔·W·韦卡斯特
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下表和随附的叙述性披露提供了截至2021年12月31日我们任命的高管(NEO)的薪酬信息。

薪酬汇总表

下表汇总了我们普通合伙人的指定高管因他们为我们的业务提供的服务而获得、赚取或支付的薪酬：
姓名和主要职位 年 薪金 LTI
奖项
(a)		 非股权
奖励计划
补偿(B)		 所有其他
补偿
(c)		 总计
沃特·T·范·肯彭, 董事会主席、总裁兼首席执行官
2021$718,208 $2,737,587 $1,106,040 $913,087 $5,474,922 
2020$670,154 $2,737,447 $1,007,130 $858,090 $5,272,821 
2019$691,742 $2,467,198 $1,003,026 $925,285 $5,087,251 
肖恩·P·奥布莱恩 集团副总裁兼首席财务官
2021$469,341 $1,160,238 $492,808 $416,010 $2,538,397 
2020$454,186 $1,160,324 $511,925 $396,208 $2,522,643 
2019$453,846 $1,034,276 $493,558 $463,715 $2,445,395 
唐·A·鲍德里奇运营部总裁
2021$421,240 $1,062,596 $442,302 $348,141 $2,274,279 
2020$404,533 $1,062,441 $455,959 $316,805 $2,239,738 
2019$399,975 $706,663 $434,973 $377,289 $1,918,900 
威廉·L·约翰逊运营部总裁
2021$390,435 $467,869 $440,020 $240,328 $1,538,652 
2020$— $— $— $— $— 
2019$— $— $— $— $— 
乔治·R·格林集团副总裁兼总法律顾问
2021$364,692 $276,053 $382,927 $78,024 $1,101,696 
2020$— $— $— $— $— 
2019$— $— $— $— $— 
 
 
科里·D·沃克原 运营部总裁(D)
2021$354,221 $1,062,596 $— $372,359 $1,789,176 
2020$338,365 $4,239,236 $564,380 $745,405 $5,887,386 
2019$— $— $— $— $— 
(A)本栏中的金额反映了根据LTIP授予的战略绩效单位(SPU)和受限虚拟单位(RPU)的授予日期公允价值，并根据FASB会计准则编纂(或ASC，718“补偿-股票补偿”或ASC 718)的规定计算。SPU奖励取决于绩效条件，所显示的金额是针对目标绩效的，因为目标是可能的结果。对于2021年授予的SPU，如果没有达到最低性能水平，则性能条件在0%之间，如果达到最高性能水平，则性能条件在200%之间。根据2021年授予日期公允价值，假设SPU被授予最高绩效条件，SPU的最大应付价值将为Wouter T.van Kempen为2,737,621美元，Sean P.O‘Brien为1,160,121美元，Don A.Baldridge为1,062,668美元，William L.Johnson为467,853美元，George R.Green为276,053美元，Corey D.Walker为1,062,668美元。
(B)包括根据STI计划支付的金额，包括自愿递延到非限定递延补偿计划的任何金额。这些款项预计将在2022年3月支付。
(C)包括DER、合伙企业对固定缴款计划的缴款、合伙企业对非限定递延补偿计划的缴款和应计假期，详情如下。
(D)沃克先生自2021年10月30日起辞职。
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所有其他补偿

薪酬汇总表中的“所有其他薪酬”包括2021年的以下内容：
名字公司对固定缴款计划的缴费公司对不合格递延薪酬计划的贡献DERS其他(A)项总计
沃特·T·范·肯彭$31,900 $347,477 $533,710 $— $913,087 
肖恩·P·奥布莱恩$31,900 $158,606 $225,504 $— $416,010 
唐·A·巴尔德里奇$34,800 $121,661 $191,680 $— $348,141 
威廉·L·约翰逊$31,900 $89,760 $118,668 $— $240,328 
乔治·R·格林$29,000 $15,535 $33,489 $— $78,024 
科里·D·沃克$29,000 $7,816 $322,663 $12,880 $372,359 

(A)与沃克先生离职有关的累积假期津贴，自2021年10月30日起生效。
基于计划的奖励的授予
以下是截至2021年12月31日的一年内向近地天体发放的基于计划的奖励：
   项下的预计未来支出
非股权激励计划奖(A)		 项下的预计未来支出
股权激励计划奖		 
名字 格兰特
日期(B)		 最低要求
($)		 目标
($)		 极大值
($)		 最低要求
(#)		 目标
(#)		 极大值
(#)		 授予日期
公允价值
LTIP的
获奖金额(美元)
沃特·T·范·肯彭 不适用 $—  $718,208 $1,436,415  —  —  —  $— 
SPU  $—  $— $—  — 70,510 141,020  $1,368,811 
RPUS  $—  $— $—  64,360 64,360 64,360  $1,368,776 
肖恩·P·奥布莱恩 不适用 $—  $352,006 $704,012  — — —  $— 
SPU  $—  $— $—  — 29,880 59,760  $580,060 
RPUS  $—  $— $—  27,280 27,280 27,280  $580,177 
唐·A·巴尔德里奇不适用$— $315,930 $631,861 — — — $— 
SPU$— $— $— — 27,370 54,740 $531,334 
RPUS$— $— $— 24,980 24,980 24,980 $531,262 
威廉·L·约翰逊不适用$— $273,304 $546,608 — — — $— 
SPU$— $— $— — 12,050 24,100 $233,927 
RPUS$— $— $— 11,000 11,000 11,000 $233,943 
乔治·R·格林 不适用 $—  $218,815 $437,631  — — —  $— 
SPU  $—  $— $—  — 7,110 14,220  $138,026 
RPUS  $—  $— $—  6,490 6,490 6,490  $138,026 
科里·D·沃克 不适用 $—  $265,666 $531,332  — — —  $— 
SPUS(C)  $—  $—  $—  — 27,370 54,740  $531,334 
建议零售价(RPUS)(C)  $—  $—  $—  24,980 24,980 24,980  $531,262 
156

(A)所示款额为“科技创新”下的款额。如果未达到最低性能水平，则STI的一个或多个组件的支出可能为零。
(B)授予日期不适用于非股权激励计划奖励。根据LTIP于2021年1月1日授予的SPU将在2023年12月31日全部授予，如果满足指定的绩效条件，或者如果不满足最低绩效水平，则支付可能为零。根据LTIP于2021年2月28日授予的RPU，如果NEO仍受雇于DCP，或在死亡、残疾、退休或裁员的情况下，将于2024年2月27日全部授予。
(C)反映2021年授予的STI和单位。他离开后，所有STI和单位都被没收，从2021年10月30日起生效。


财政年度末的杰出股权奖
以下是截至2021年12月31日近地天体尚未获得的股权奖励：
  杰出的LTIP大奖
名字 股权激励
计划奖：
未赚取单位
那些还没有
既得(A)		 股权激励
计划奖：
的市场价值
未赚取单位
那些还没有
既得(B)
沃特·T·范·肯彭 388,880 $11,311,187 
肖恩·P·奥布莱恩 164,820 $4,794,048 
唐·A·巴尔德里奇150,940 $4,390,333 
威廉·L·约翰逊83,910 $2,412,660 
乔治·R·格林 29,930 $865,018 
科里·D·沃克(Corey D.Walker)— $— 
(A)2020年和2021年获奖的工作人员工会在满足规定的绩效条件的情况下，分别于2022年12月31日和2023年12月31日在0%至200%的范围内全部授予工作人员。2020年和2021年授予的RPUS，如果仍然受雇，分别在2023年2月27日和2024年2月27日全部穿上背心。为了确定未完成的奖励，预计将授予的SPU数量的计算基于假设绩效200%，因为上一财年的绩效已超过目标绩效。
(B)根据我们的普通单位在纽约证券交易所2021年12月31日的收盘价27.48美元计算的价值。披露的价值包括截至2021年12月31日就2020年和2021年授予的SPU赚取但未归属的分配等价物。2021年应计的未偿还工作人员计划的分配等价物也在薪酬汇总表中的“所有其他薪酬”中报告。
(C)自2021年10月30日起，所有未完成的单位在他离开时被没收。


已授予的股票奖励

以下是截至2021年12月31日的一年中授予近地天体的股票奖励：
  股票大奖
名字 归属时取得的单位数量 归属实现的价值(A)
沃特·T·范·肯彭 97,502 $3,135,725 
肖恩·P·奥布莱恩 40,874 $1,315,380 
唐·A·巴尔德里奇27,927 $916,622 
威廉·L·约翰逊16,819 $567,823 
乔治·R·格林 3,170 $108,971 
科里·D·沃克(B)— $322,663 
(A)根据纽约证券交易所2021年最后20个交易日的平均收盘价计算的价值，其中我们的共同单位为25.76美元。披露的价值包括截至2021年12月31日就2019年授予的SPU应计的分配等价物，以及2021年就2019年、2020年和2021年授予的RPU支付的分配等价物。可归因于此类SPU的2021年分配当量，以及可归因于所有此类RPU的分配当量，也在薪酬汇总表中的“所有其他薪酬”中报告。
(B)反映了2020年和2021年批准的RPU在2021年可归因于2021年的分配当量。沃克先生离开后，与SPU有关的所有单位和应计分配等价物都被没收。

157

不合格延期补偿

以下是截至2021年12月31日年度近地天体的不合格递延补偿：
名字 执行人员
投稿
在上一财年
年份(A)		注册人
投稿
在上一财年
年份(B)		集料
年收益
上一财年
年份(C)		集料
提款/
分配		集料
余额为
十二月三十一日，
2021 (d)
沃特·T·范·肯彭 $157,023 $347,477 $2,495,758 $— $10,646,931 
肖恩·P·奥布莱恩 $151,175 $158,606 $512,463 $(672,852)$2,256,569 
唐·A·巴尔德里奇$69,642 $121,661 $569,791 $— $3,441,245 
威廉·L·约翰逊$51,120 $89,760 $480,528 $— $1,692,481 
乔治·R·格林 $14,588 $15,535 $9,551 $— $46,713 
科里·D·沃克$50,794 $7,816 $14,794 $— $80,717 
(A)这些数额列入2021年补偿表如下：范·肯彭先生35910美元，巴尔德里奇先生42124美元，约翰逊先生19522美元，格林先生14588美元。
(B)这些数额包括在2021年的薪酬汇总表内。
(C)在每名高管的选举中，非限定递延薪酬的表现与某些共同基金、DCP Common Unit Fund或特定于能源行业的美国高收益BB评级债券指数挂钩。
(D)包括以前在“薪酬汇总表”中报告的前几年的数额。

终止或控制权变更时的潜在付款

普通合伙人尚未与我们的任何高管签订任何雇佣协议。在非自愿或无理由终止雇佣的情况下，近地天体参与由DCP Services，LLC维持的高管离职安排。

如上所述，在与解雇相关的某些情况下，工作人员计划、RPU和相关的股息等价权(DER)将支付给高管。当雇员终止雇佣时，他们有权获得现金支付，金额为终止之日未使用的假期时数。提供至少30天退休通知的符合退休资格的雇员有权获得现金支付，金额为退休年度已赚取但未使用的假期小时数加未得假期小时数。

如果控制权发生变化，SPU、RPU和相关DER的处置将由DCP Midstream，LLC董事会决定。在控制权发生变化的情况下，没有正式的遣散费计划。











158

下表列出了截至2021年最后一个工作日的退休、死亡或残疾(如果适用)的支付情况：
2021 STI2019 LTI加速LTIP总计
沃特·T·范·肯彭$1,106,040 $2,891,211 $5,182,485 $9,179,736 
肖恩·P·奥布莱恩$492,808 $1,212,031 $2,196,642 $3,901,481 
唐·A·巴尔德里奇$442,302 $828,115 $2,011,437 $3,281,854 
威廉·L·约翰逊$440,020 $498,730 $1,335,070 $2,273,820 
乔治·R·格林$382,927 $93,999 $376,674 $853,600 
科里·D·沃克(A)$— $— $— $— 
(A)由于沃克先生于2021年10月30日离职，因此不适用。

下表列出了截至2021年最后一个工作日，如果由于非原因原因终止的额外付款：
遣散费
沃特·T·范·肯彭$1,496,500 
肖恩·P·奥布莱恩$728,052 
唐·A·巴尔德里奇$653,438 
威廉·L·约翰逊$637,500 
乔治·R·格林$600,000 
科里·D·沃克(A)$— 
(A)由于沃克先生于2021年10月30日离职，因此不适用。


CEO薪酬比率

我们提供以下关于我们员工的年度总薪酬与我们的普通合伙人董事会主席、总裁兼首席执行官Wouter T.van Kempen的年度总薪酬之间的关系的信息：

2021年，也就是我们最后一个完成的财年，我们公司所有员工(首席执行官除外)的年总薪酬中值为127,232美元，我们首席执行官的年度总薪酬(如上面的薪酬摘要表所示)为5,474,922美元。根据这一信息，2021年，van Kempen先生的年度总薪酬是所有雇员年度总薪酬中位数的43倍。

在美国证券交易委员会规则允许的情况下，截至2021年的财年，用于薪酬比率披露的员工中位数相同 由于在截至2021年的财政年度内，我们的员工人数、员工薪酬安排或相同中位数员工的情况没有发生变化，我们有理由相信这些变化会导致薪酬比率披露发生重大变化，因此我们确定了在截至2020财年的先前薪酬比率披露中所涉及的员工。在准备披露薪酬比率时，我们采取了以下步骤：

•我们确定，截至2021年12月31日，我们的员工总数为1,788人，所有这些人都位于美国(如本Form 10-K年度报告中的第1项业务所述)。这些人包括我们的全职、兼职和临时工。

•在最初确定我们之前披露的截至2020财年的薪酬比率时，我们将符合短期激励计划条件的2020年收入与2020年支付的2019年获得的短期激励进行了比较，这反映在我们2020年的工资记录中。我们使用此薪酬度量确定了我们的中位数员工，该薪酬度量一致地应用于计算中包括的所有员工。由于我们所有的员工都在美国，我们的首席执行官也是如此，我们在确定“中位员工”时没有进行任何生活费调整。

159

•关于计算上面披露的中位数员工的年薪酬总额，我们综合了该员工2021年薪酬总额的所有要素。

•上面披露的薪酬比率是根据美国证券交易委员会规则，基于我们的记录和上述方法计算的合理估计。美国证券交易委员会关于确定薪酬中值员工和计算薪酬比率的规则允许企业使用各种方法和应用各种假设。各种方法的应用可能会导致其他美国证券交易委员会报告公司的报告结果出现重大差异。因此，其他美国证券交易委员会报告公司报告的薪酬比率可能与我们上面披露的薪酬比率有很大差异，也可能无法与之相比。

董事薪酬

一般信息-身为普通合伙人或其关联公司的高级管理人员或雇员的董事会成员不会因担任董事而获得报酬.

2021年，董事会批准了一项针对非雇员董事的年度薪酬方案，其中包括每年9万美元的现金预聘金和每年授予的公共单位拨款，这些单位在授予当天的价值约为10万美元。董事会各委员会主席每年可额外获得20000美元的现金预付金。所有的现金预付金都是按季度支付的欠款。董事不收取参加董事会或其委员会会议的额外费用。董事们获得了与其董事会成员资格相关的自付费用的报销。

单位所有权准则-为了进一步使我们非雇员董事的利益与我们单位持有人的利益保持一致，我们采取了指导方针，即我们的非雇员董事受益地拥有价值至少是年度现金预留金3倍的共同单位。非雇员董事预计将在成为董事后的5年内达到这一指导方针，并在董事任期内保持这一最低持股水平。所有非雇员董事目前都遵守这些单位所有权准则。

下表列出了普通合伙人非雇员董事在截至2021年12月31日的年度中获得的薪酬：
名字以现金形式赚取的费用单位
奖项(A)		总计
弗雷德·J·福勒(Fred J.Fowler)(D)$95,000 $100,233 $195,233 
威廉·F·金布尔(William F.Kimble，b)$110,000 $100,233 $210,233 
比尔·W·韦卡斯特(Bill W.Waycaster)(C)$110,000 $100,233 $210,233 
(A)本栏中的金额反映了根据美国会计准则第718条计算的共同单位奖励的授予日期公允价值。
(B)Kimble先生作为审计委员会主席额外赚取20000美元的费用。
(C)韦卡斯特先生作为特别委员会主席额外赚取了20000美元的费用。
(D)福勒先生从2021年12月开始担任可持续发展委员会主席，额外赚取5,000美元的费用。
在特拉华州法律允许的最大范围内，每个董事都有权因其与成为董事相关的行为而获得我们的全部赔偿。
160

薪酬委员会连锁与内部人参与

如上所述，我们普通合伙人的董事会不设薪酬委员会。2021年，我们普通合伙人的所有者DCP Midstream，LLC董事会薪酬委员会决定了我们近地天体的所有薪酬要素。只有范·肯彭先生是董事的一员，也是我们普通合伙人的新成员。此外，van Kempen先生是DCP Midstream，LLC董事会的无投票权成员，但他不是该公司薪酬委员会的成员，也没有参与该董事会关于他自己薪酬的审议。在2021年期间，我们的近地天体都没有担任过董事或其他实体的薪酬委员会成员，而其他实体已经或曾经有高管担任过我们的董事会成员、DCP Midstream，LLC的董事会成员或DCP Midstream，LLC的董事会薪酬委员会成员。

161

第12项。 某些实益拥有人的担保所有权以及管理和相关单位持有人事宜
下表列出了我们的共同单位和优先单位的受益所有权：
•我们所知的每个人都是我们共同单位超过5%的实益所有人；
•DCP Midstream GP，LLC的每一个董事(DCP Midstream GP，LLC)；
•DCP Midstream GP，LLC的每个近地天体；以及
•作为一个集团，DCP Midstream GP，LLC的所有董事和高管。
受益共有单位总数的百分比为208,378,739 未偿还的普通单位和受益拥有的A系列优先单位的百分比是基于截至2022年2月16日的500,000个未偿还的A系列优先单位。截至2022年2月16日，下表中列出的指定实益业主均不拥有6,450,000个未偿还的B系列优先股中的任何一个或4,400,000个未偿还的C系列优先股中的任何一个。
实益拥有人姓名或名称(A)实益拥有的普通单位实益拥有的普通单位百分比A系列实益拥有的优先股A系列优先股实益拥有比例
DCP中流，有限责任公司(B)117,762,52656.5%——
DCP中游GP，LP(C)66,887,61832.1%——
阿尔卑斯山顾问公司(Alps Advisors，Inc.)11,603,5385.6%——
沃特·T·范·肯彭67,040*750*
肖恩·P·奥布莱恩16,500*——
唐·A·巴尔德里奇20,689*50*
威廉·L·约翰逊5,870*——
乔治·R·格林763*——
艾伦·C·卡普斯————
希瑟·克劳德————
弗雷德·J·福勒57,900*——
威廉·F·金布尔23,800*——
布莱恩·曼德尔————
斯蒂芬·J·尼兰————
比尔·W·韦卡斯特23,800*——
全体董事和高级管理人员(12人)216,362*800*
_____________
*不到1%。
(a)除非另有说明，否则本表中所有受益所有人的地址是：科罗拉多州丹佛市莱顿大道6900号，Suite900，邮编：80237。
(b)包括50,874,908个共同单位，由DCP Midstream，LLC(“中流”)直接持有；597,455个共同单位由与中流公司的执行递延补偿计划(“计划”)建立的拉比信托基金持有，这些共同单位是由该计划在公开市场上收购的，由该计划持有，其唯一目的是为该计划的递延补偿负债提供资金，该负债与参与者作出的某些投资选择投资于在经济上与共同单位相等的虚拟单位有关；以及66,887,618个共同单位直接由该计划持有；以及66,887,618个直接由该计划持有的共同单位；以及66,887,618个直接由该计划持有的共同单位；以及66,887,618个共同单位DCP Midstream，LLC是DCP Midstream GP，LLC的唯一成员，DCP Midstream GP，LLC是DCP Midstream GP，LP的普通合伙人，因此可能被视为间接实益拥有此类证券，但放弃实益所有权，但其金钱利益除外。
(c)DCP Midstream GP，LLC是DCP Midstream GP，LP的普通合伙人，因此可能被视为间接实益拥有此类证券，但放弃实益所有权，但其金钱利益除外。
(d)如附表13G/A所述，Alps Advisors，Inc.和Alerian MLP ETF于2022年2月3日提交给美国证券交易委员会，地址分别为百老汇1290号，Suite1000，Colorado 80203。附表13G/A报告，Alps Advisors，Inc.(下称“Alps Advisors，Inc.”)是一家根据1940年经修订的“投资顾问法令”注册的投资顾问，向根据经修订的“1940年投资公司法”注册的投资公司(统称为“基金”)提供投资意见。作为投资顾问，AAI对基金所拥有的注册人的共同单位拥有投票权和/或投资权，并可被视为此类共同单位的受益者。
162

基金持有的单位。Alerian MLP ETF是根据1940年《投资公司法》注册的投资公司，是AAI提供投资建议的基金之一。Alerian MLP ETF拥有超过11,603,538个普通单位的投票权和投资权。本文中报告的共同单位归基金所有，AAI否认对此类共同单位的实益所有权。

股权薪酬计划信息

下表列出了截至2021年12月31日我们股权薪酬计划的相关信息。
计划类别在行使未偿还期权、认股权证及权利时须发行的证券数目未偿还期权、权证和权利的加权平均行权价根据股权补偿计划未来可供发行的证券数量(不包括(A)栏反映的证券)
(a)(b)(c)
单位持有人批准的股权补偿计划(1)535,360 $— 286,396 
未经单位持有人批准的股权补偿计划— — — 
总计535,360 $— 286,396 

1.这一信息涉及我们2016年的LTIP，单位持有人在2016年4月28日的特别会议上批准了这一点。有关2016 LTIP的更多信息，请参阅注释17。合并财务报表附注第8项中的“股权补偿”。“财务报表和补充数据。”

163

第13项。某些关系和相关交易，以及董事独立性
向我们的普通合伙人及其附属公司分发和付款
下表汇总了我们将向我们的普通合伙人及其附属公司支付的与我们持续运营和任何未来清算相关的分配和付款。这些分配和支付是由关联实体和关联实体之间确定的，因此，不是保持距离谈判的结果。
运行阶段：
向我们的普通合伙人及其附属公司分配可用现金我们通常会根据单位持有人的比例权益向单位持有人(包括我们的普通合伙人及其附属公司)进行现金分配。
向我们的普通合作伙伴和
其附属公司
有关向我们的普通合作伙伴付款的更多信息，请参阅下面的“服务协议”部分。
退出或撤销我们的普通合伙人如果我们的普通合伙人退出或被除名，其普通合伙人权益将出售给新的普通合伙人，以换取相当于该权益公平市场价值的现金。
清算阶段：
清算在我们清算时，合伙人，包括我们的普通合伙人，将有权根据他们各自的资本账户余额获得清算分配。
服务协议
根据服务协议，吾等须偿还DCP Midstream，LLC就一般及行政职能(包括但不限于法律、会计、合规、库务、保险行政及索赔处理、风险管理、健康、安全及环境、信息技术、人力资源、福利计划维护及管理、信贷、薪资、内部审计、税务及工程，以及借调员工的薪金及福利、保险覆盖及索赔、资本开支、维护及维修成本及税项)支付的成本、开支及开支或以吾等名义支付的款项。根据服务协议，我们向DCP Midstream，LLC支付的费用、开支和支出或代表我们支付的款项没有限制。
我们的普通合伙人及其附属公司也将根据下文“与附属公司签订的合同”中所述的合同安排从我们那里获得付款。
如果我们的普通合伙人无故被解职，并且我们的普通合伙人及其附属公司持有的单位没有投票赞成该解职，则DCP Midstream，LLC可以选择终止服务协议(赔偿条款除外)。如果我们、我们的普通合伙人或DCP Midstream，LLC的控制权发生变化，服务协议也将终止。
竞争
根据合作伙伴协议或服务协议，DCP Midstream，LLC或其任何附属公司(包括Phillips 66和Enbridge)均不受与我们竞争的限制。DCP Midstream，LLC及其任何附属公司，包括Phillips 66和Enbridge，可以在未来收购、建设或处置额外的中游能源或其他资产，而没有义务向我们提供购买或建设这些资产的机会。
与附属公司签订的合同
我们将部分残渣气体和NGL出售给Phillips 66及其各自的附属公司，并从他们那里购买NGL。我们预计在正常业务过程中将继续向菲利普斯66及其各自的附属公司购买和销售这些商品。
我们从Enbridge及其附属公司购买NGL。我们预计在正常业务过程中将继续从Enbridge及其附属公司购买商品。
未合并的附属公司
根据沙山及南山各自的营运协议条款，沙山及南山须就我们代表沙山及南山招致的任何直接费用或开支(一般及行政服务除外)向我们作出补偿。此外，沙山和南山每年向我们支付500万美元的服务费，用于我们作为沙山和南山运营商提供的集中企业职能，包括法律、会计、现金管理、
164

保险管理和索赔处理、风险管理、健康、安全和环境、信息技术、人力资源、信贷、工资、税务和工程。除每年服务费外，沙山及南山根据各自的营运协议就我们代表沙山或南山招致的其他开支向我们作出的补偿并无上限。
交通安排
德克萨斯快线、Front Range、沙丘、Southern Hills、墨西哥湾沿岸快线和夏延连接器管道与我们签订了运输协议，这些协议将在2028年至2030年之间到期，根据这些协议，我们承诺按照每条管道的运费中规定的费率运输最低吞吐量。
审查、批准或批准与关联人的交易
我们的合作伙伴协议包含解决普通合伙人所有者及其附属公司(包括DCP Midstream，LLC)与我们及其子公司之间潜在利益冲突的具体条款。无论何时出现这样的利益冲突，我们的普通合伙人都会解决冲突。我们的普通合伙人可以(但不是必须)向我们的普通合伙人的董事会特别委员会寻求批准该决议，该委员会由独立董事组成，并充当我们的冲突委员会。合伙协议规定，在以下情况下，我们的普通合伙人将不会违反合伙协议规定的义务或对我们或我们的单位持有人的责任：
•经冲突委员会批准；
•经多数未完成的共同单位表决通过，不包括我们的普通合伙人或其任何附属公司拥有的任何共同单位；
•对我们有利的条款不低于通常向无关第三方提供或可从无关第三方获得的条款；或
•公平和合理，考虑到所涉各方之间的整体关系，包括可能对我们特别有利或有利的其他交易。
如果我们的普通合伙人没有寻求特别委员会的批准，而我们普通合伙人的董事会认为就利益冲突采取的决议或行动符合上述第三和第四个要点中的任何一项标准，那么董事会在做出决定时将被推定为本着善意行事，在任何有限合伙人或合伙企业或代表任何有限合伙人或合伙企业提起的任何诉讼中，提起或起诉该诉讼的人将承担推翻这种推定的责任。除非在我们的合作伙伴协议中明确规定解决冲突，否则我们的普通合伙人或冲突委员会可以考虑其真诚确定的任何因素，以便在解决冲突时予以考虑。当我们的合伙协议要求某人真诚行事时，它要求该人合理地相信他是在为合伙企业的最佳利益行事，除非上下文另有要求。
此外，我们的商业道德准则要求所有员工，包括为我们和我们的普通合作伙伴提供服务的DCP Midstream，LLC附属公司的员工，避免或披露任何可能干扰或看起来干扰我们责任的活动。
董事独立自主
请参阅第10项。有关我们普通合伙人董事会及其委员会独立性的信息，请参阅本年度报告Form 10-K中的“董事、高管和公司治理”。

165

第14项。首席会计师费用及服务
下表列出了德勤会计师事务所或我们的首席会计师德勤为审计我们的财务报表而提供的专业服务的费用，以及德勤提供的其他服务的费用：
截至十二月三十一日止的年度，
费用类别20212020
(百万)
审计费(A)$3 $3 
与审计有关的费用和税费(B)(C)$— $1 
(a)审计费用是德勤为综合审计我们的合并财务报表(包括在我们的Form 10-K年度报告中)和审查我们的Form 10-Q季度报告中的财务报表而收取的专业服务费用，这些服务通常由德勤提供与法定和监管备案相关的服务。
(b)审计相关费用包括德勤为遵守普遍接受的审计标准而提供的担保和相关服务，以及与美国证券交易委员会申报和融资交易相关的安慰和同意书。
(c)德勤税务受聘于审查合伙企业的联邦纳税申报单，并为持有者准备和处理截至2020年12月31日的K-1时间表，总固定费用为28.5万美元。在此之后，德勤没有向我们提供任何与税务合规、税务服务和税务筹划相关的服务。
审计委员会预批政策
审计委员会根据具体情况预先批准独立审计师提供的所有审计和允许的非审计服务。这些服务可以包括审计服务、审计相关服务、税务服务和其他服务。审计委员会预先批准了不损害独立审计师独立性的审计相关服务，每次聘用最高可达50,000美元，每年最高可达100,000美元，前提是及时向审计委员会通报此类审计相关服务。但是，审计委员会可以不时将其权力授权给任何审计委员会成员，这些成员将在下一次审计委员会会议上报告批准的独立审计师服务。

166

第四部分
第15项。 展品、财务报表明细表

(A)财务报表和附表

我们的合并财务报表包括在本年度报告第二部分第8项下。有关这些报表和附注的列表，请参阅“财务报表索引”。

所有其他财务报表明细表均被省略，原因是这些明细表不是必需的、不适用的、数额不足以要求提交明细表，或者这些信息以其他方式包括在合并财务报表和附注中。


(B)展品

展品编号     描述
2.1
*#
DCP Midstream Partners、LP、DCP Midstream Operating LP、DCP Midstream GP、LLC、DCP Midstream GP、LP、Duke Energy Field Services、LLC、DEFS Holding 1、LLC、DEFS Holding、LLC、DCP Assets Holdings、LP、DCP Assets Holdings、GP、LLC、Duke Energy Guadalupe Pipeline Holdings，Inc.、Duke Energy NGL Services、LP、DCP LP Holdings、LP和DCP有限责任公司目前的Form 8-K报告(档案号001-32678)于2005年12月12日提交给美国证券交易委员会。
2.2
*#
DCP Holdings，LP和DCP Midstream Partners，LP于2006年10月9日签订的出资协议(附于DCP Midstream Partners的附件10.1，LP于2006年10月13日提交给美国证券交易委员会的最新Form 8-K报告(文件编号001-32678))。
2.3
*#
阿纳达科采油公司、阿纳达科能源服务公司和DCP Midstream Partners有限责任公司于2007年3月7日签订的买卖协议(作为DCP中游合伙人的附件99.1，LP于2007年5月14日向美国证券交易委员会提交的最新Form 8-K报告(文件编号001-32678))。
2.4
*#
天然气供应资源控股有限公司、DCP Midstream，LLC和DCP Midstream Partners，LP于2007年5月21日签署的出资和销售协议(作为DCP Midstream Partners LP于2007年5月25日提交的8-K表格当前报告(文件编号001-32678)的附件10.1)。
2.5
*#
DCP Midstream LP Holdings，LP，DCP Midstream，LLC，DCP Midstream GP，LP及DCP Midstream Partners，LP于2007年5月23日签署的出资协议(作为DCP Midstream Partners LP于2007年5月25日提交给美国美国证券交易委员会的8-K表格当前报告(文件编号001-32678)的附件10.1)。
2.6
*#
本公司于2009年2月24日签署一份由DCP Holdings，LLC，DCP Midstream GP，LP DCP Midstream，LLC及DCP Midstream Partners，LP于2009年2月24日签订的出资协议(见附件10.16给DCP Midstream Partners，LP于2009年3月5日向美国证券交易委员会提交的Form 10-K年度报告(文件编号001-32678))。
2.7
*#
差饷物业中游公司、有限责任公司及差饷物业中游合夥人之间的买卖协议，日期为2010年11月4日(附于差饷物业中游合夥人附件2.1，合伙公司于2010年11月8日提交美国证券交易委员会的最新8-K表格报告(文件编号001-32678))。
2.8
*#
德州东南有限公司与德州东南合伙公司与德州东南部合伙公司签订的出资协议，日期为2010年11月4日(作为德州合伙公司中游合伙人的附件2.2，有限责任公司于2010年11月8日向美国证券交易委员会提交的最新8-K表格报告(文件编号001-32678))。
2.9
*#
DCP控股有限公司、DCP Midstream GP，LP，DCP Midstream，LLC及DCP Midstream Partners，LP之间于二零一一年十一月四日签订的出资协议(附于DCP Midstream，LLC于2012年1月13日的附表13D(档案号005-81287)，附件为DCP Midstream，LLC于2012年1月13日的附表13D(档案号005-81287))。
2.10
*#
DCP Midstream，LLC，DCP Midstream Partners，LP之间于2012年2月27日签订的出资协议(随附于DCP Midstream Partners，LP的附件2.1，LP于2012年3月1日提交给美国证券交易委员会的最新8-K表格报告(文件编号001-32678))，该协议由DCP Midstream Holdings，LLC和DCP Midstream Partners，LP于2012年3月1日提交给DCP Midstream Partners，作为附件2.1附于Form 8-K表(文件号：001-32678)。
2.11
*
第一修正案出资协议，日期为2012年3月30日，由DCP Holdings，LLC，DCP Midstream，LLC和DCP Midstream Partners，LP签订(作为DCP Midstream Partners的附件2.1，有限责任公司于2012年4月5日提交给美国证券交易委员会的最新Form 8-K报告(文件编号001-32678))。
2.12
*#
DCP Holdings，LLC，DCP Midstream，LLC和DCP Midstream Partners之间的出资协议，日期为2012年6月25日的LP(作为DCP Midstream Partners的附件2.1，LP于2012年6月29日提交给美国证券交易委员会的最新8-K表格报告(文件编号001-32678))。
167

展品编号     描述
2.13
*#
DCP Midstream Partners LP，LLC，DCP Midstream GP，LP，DCP Midstream，LLC，以及DCP Midstream Partners，LP于2012年11月2日签署的出资协议(作为DCP Midstream Partners LP于2012年11月7日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格(文件编号001-32678)的附件2.1)。
2.14
*#
DCP有限公司、DCP Midstream、DCP Midstream Partners，LP于2013年2月27日签订的出资协议(作为DCP Midstream Partners的附件2.1，LP于2013年2月27日向美国证券交易委员会提交的当前Form 8-K报告(文件编号001-32678))。
2.15
*
DCP控股有限公司、DCP Midstream，LLC和DCP Midstream Partners，LP之间于2013年3月28日签订的《出资协议第一修正案》(作为DCP Midstream Partners，LP的附件2.1，LP于2013年4月3日向美国证券交易委员会提交的当前Form 8-K报告(文件号：001-32678))。
2.16
*#
DCP Midstream Partners，LP和DCP Midstream LP之间的买卖协议(O‘Connor Plant)，日期为2013年8月5日(作为DCP Midstream Partners的附件2.1，LP于2013年8月6日提交给美国证券交易委员会的最新8-K表格报告(文件编号001-32678))。
2.17
*#
DCP Midstream Partners、LP和DCP Midstream之间的买卖协议(前范围管道)，LP日期为2013年8月5日(作为DCP Midstream Partners的附件2.2，LP于2013年8月6日提交给美国证券交易委员会的最新Form 8-K报告(文件编号001-32678))。
2.18
*#
买卖协议日期为2014年2月25日，买卖双方为DCP Midstream，LP(卖方)和DCP Midstream Partners，LP(买方)(见DCP Midstream Partners，LP于2014年2月26日提交给美国证券交易委员会的最新8-K表格报告(文件编号001-32678)，附件为DCP Midstream Partners的附件2.2)。
2.19
*#
DCP LP Holdings，LLC，DCP Midstream GP，LP，DCP Midstream，LLC和DCP Midstream Partners，LP于2014年2月25日签署的出资协议(作为DCP Midstream Partners的附件2.1，LP于2014年2月26日提交给DCP Midstream Partners的当前Form 8-K报告(文件号001-32678))。
2.20
*
第一修正案出资协议，由DCP LP Holdings，LLC，DCP Midstream GP，LP，DCP Midstream，LLC，以及DCP Midstream Partners，LP于2014年2月27日签订(作为DCP Midstream Partners的附件2.1，LP当前的Form 8-K报告于2014年2月28日提交给美国证券交易委员会(Standard Chartered Bank)，文件编号001-32678)。
2.21
*
第二次修订出资协议，日期为2014年3月28日，由DCP LP Holdings，LLC，DCP Midstream GP，LP，DCP Midstream，LLC，以及DCP Midstream Partners，LP(作为DCP Midstream Partners的附件2.1，LP于2014年4月2日提交给美国证券交易委员会的当前Form 8-K报告(文件编号001-32678))。
2.22
*#
由DCP Midstream，LLC，DCP Midstream Partners，LP和DCP Midstream Operating，LP之间签署的、日期为2016年12月30日的出资协议(作为DCP Midstream Partners的附件2.1，LP于2017年1月6日提交给美国证券交易委员会的当前Form 8-K报告(文件编号001-32678))。
3.1
*
差饷物业中游合伙人有限合伙证书，日期为2005年8月5日(见合伙人有限合伙证书附件3.1，合伙有限公司于2005年9月16日向美国证券交易委员会提交的S-1表格注册说明书(文件编号333-128378))。
3.2
*
有限责任公司有限合伙证书修正案证书，日期为2017年1月11日(附于2017年1月17日向美国证券交易委员会提交的有限责任合伙人表格8-K的最新报告(文件编号001-32678)，作为合伙人有限合伙证书的附件3.1)。
3.3
*
第五次修订和重新签署的《迪拜中游有限合伙协议》，LP日期为2019年11月6日(作为DCP中游的附件3.1，LP于2019年11月8日向美国证券交易委员会提交的当前Form 8-K报告(文件编号001-32678))。
4.1
*
作为发行人的DCP Midstream Operating，LP作为发行人，其任何担保方和作为受托人的纽约银行梅隆信托公司之间发行债务证券的契约，日期为2010年9月30日(附于DCP Midstream Partners的附件4.1，LP于2010年9月30日提交给美国证券交易委员会的最新8-K表格报告(文件编号001-32678))。
4.2
*
日期为2012年6月14日的第三份补充契约，以及日期为2010年9月30日的第三份补充契约，发行人为DCP Midstream Operating，LP，担保人为DCP Midstream Partners，LP，以及受托人为纽约州的纽约梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)(见附件DCP Midstream Partners的附件4.1，LP于2012年6月14日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告(文件编号001-32678))。
4.3
*
日期为2013年3月14日的第五份补充契约至截至2010年9月30日的第五份补充契约，发行人为DCP Midstream Operating，LP，担保人为DCP Midstream Partners，LP，以及受托人为纽约州的纽约梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)(见附件DCP Midstream Partners的附件4.3，LP于2013年3月14日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告(文件编号001-32678))。
4.4
*
日期为2014年3月13日的第六份补充契约至日期为2010年9月30日的契约，发行人为DCP Midstream Operating，LP，担保人为DCP Midstream Partners，LP，以及受托人为纽约州的纽约梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)(见附件DCP Midstream Partners的附件4.3，LP于2014年3月13日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告(文件编号001-32678))。
168

展品编号     描述
4.5
*
日期为2018年7月17日的第七份补充契约至日期为2010年9月30日的契约，该契约由DCP Midstream Operating，LP作为发行人，DCP Midstream，LP作为担保人，以及New York Mellon Trust Company，N.A.作为受托人(附于DCP Midstream的附件4.3，LP于2018年7月17日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(文件编号001-32678))。
4.6
*
日期为2019年5月10日的第八份补充契约至日期为2010年9月30日的契约，该契约由DCP Midstream Operating，LP(发行人)、DCP Midstream，LP(担保人)和New York Mellon Trust Company，N.A.(受托人)组成(附于DCP Midstream的附件4.3，LP于2019年5月10日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告(文件编号001-32678))。
4.7
*
DCP Midstream Operating，LP(发行人)、DCP Midstream，LP(担保人)和New York Mellon Trust Company，N.A.(受托人)之间日期为2010年9月30日的第九份补充契约(附于DCP Midstream附件4.3，LP当前于2020年6月24日提交给美国证券交易委员会的8-K表格报告(第001-32678号文件))，该契约日期为截至2010年9月30日的DCP Midstream Operating，LP作为发行人，DCP Midstream，LP作为担保人，以及作为受托人的纽约州银行梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)。
4.8
*
日期为2021年11月19日的第十份补充契约和日期为2010年9月20日的契约，双方为发行人DCP Midstream Operating，LP作为担保人，以及纽约银行梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)作为受托人(附于DCP Midstream附件4.3，LP于2021年11月19日向美国证券交易委员会提交的当前8-K表格报告(文件第001-32678号))。(见附件：DCP Midstream Operating，LP，作为发行人的DCP Midstream Operating，LP作为担保人，DCP Midstream，LP作为担保人，以及作为受托人的纽约州银行梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.))
4.9
*
契约，日期为2000年8月16日，由杜克能源现场服务有限责任公司和大通曼哈顿银行之间签订(作为DCP中游合伙人的附件4.1，LP于2017年1月6日提交给美国证券交易委员会的最新Form 8-K报告(文件编号001-32678))。
4.10
*
第一补充契约，日期为2000年8月16日，由杜克能源现场服务有限责任公司和大通曼哈顿银行之间签署(作为DCP Midstream的附件4.1，有限责任公司于2000年8月16日向美国证券交易委员会提交的最新的Form 8-K报告(文件编号：000-31095))。
4.11
*
第五补充契约，日期为2006年10月27日，由杜克能源现场服务有限责任公司和纽约银行(作为摩根大通银行的继任者，前身为大通曼哈顿银行)(附于DCP Midstream Partners的附件4.3，LP于2017年1月6日提交给美国证券交易委员会的最新8-K表格报告(文件编号001-32678))。
4.12
*
第六份补充契约，日期为2007年9月17日，由DCP Midstream，LLC(前身为Duke Energy Field Services，LLC)和纽约银行(JPMorgan Chase Bank，N.A.，前身为大通曼哈顿银行的继任者)共同提交(作为DCP Midstream Partners的附件4.4，LP于2017年1月6日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(文件编号001-32678))。
4.13
*
第11份补充契约，日期为2017年1月1日，由DCP Midstream Operating，LP，DCP Midstream，LLC和纽约梅隆银行信托公司(纽约梅隆银行的继承人，也是摩根大通银行的继任者，前身为大通曼哈顿银行)(作为DCP Midstream Partners的附件4.8DCP Midstream Partners，LP当前的8-K表格报告(文件号001-32678))于1月6日提交给美国证券交易委员会
4.14
*
第十二份补充契约，日期为2017年1月1日，由DCP Midstream Operating，LP(DCP Midstream，LLC(前身为Duke Energy Field Services，LLC)的继任者，DCP Midstream Partners，LP和纽约梅隆银行信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.)(纽约梅隆银行(Bank Of New York Mellon)的继承者，前身为大通曼哈顿银行的继任者)签署
4.15
*
契约，日期为2013年5月21日，由DCP Midstream Operating，LP(作为DCP Midstream，LLC的发行人和继任者)和纽约银行梅隆信托公司，N.A.(作为DCP Midstream Partners的附件4.10，LP于2017年1月6日提交给美国证券交易委员会的最新8-K表格报告(文件编号001-32678))签署。
4.16
*
第一补充契约，日期为2013年5月21日，由DCP Midstream，LLC和纽约梅隆银行信托公司N.A.提供(作为DCP Midstream Partners的附件4.11，LP于2017年1月6日提交给美国证券交易委员会的最新Form 8-K报告(文件编号001-32678))。
4.17
*
第二补充契约，日期为2017年1月1日，由DCP Midstream Operating，LP，DCP Midstream，LLC和纽约银行梅隆信托公司，N.A.(作为附件4.12发给DCP Midstream Partners，LP于2017年1月6日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(文件编号001-32678))。
4.18
*
7.375%系列A固定至浮动利率累计可赎回永久优先股单位证书表格(附于2017年11月20日向美国证券交易委员会提交的LP当前8-K表格报告(第001-32678号文件)，附件为DCP Midstream附件4.1)。
169

展品编号     描述
4.19
*
7.875%B系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股单位证书表格(附于2018年5月11日向美国证券交易委员会提交的LP当前8-K表格报告(第001-32678号文件)，附件为DCP Midstream附件4.1)。
4.20
*
7.95%C系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股单位证书表格(见DCP Midstream附件4.1，LP于2018年10月4日向美国证券交易委员会提交的当前Form 8-K报告(文件编号001-32678))。
4.21
DCP Midstream，LP的证券说明。
10.1
*
经二零零九年一月二十日第1号修正案修订及重订的德政中游GP，LLC的有限责任公司协议(见附件DCP中游合伙人于2009年3月5日提交予美国证券交易委员会的10-K表格年报(第001-32678号文件)，载于附件为DCP中游合伙人附件3.1)。
10.2
  *  
二零一三年二月十四日修订及重订的德正达中游GP，LLC有限责任公司协议第二修正案(附于二零一三年二月二十一日提交美国证券交易委员会的有限责任合伙公司表格8-K的最新报告(文件编号001-32678)，附件为DCP中游合伙公司附件3.1)，修订及重订之有限责任公司协议书日期为二零一三年二月十四日。
10.3
*
于2013年11月6日修订及重订的“德州中游GP，LLC有限责任公司协议”第3号修正案(附件为DCP中游合伙人附件3.3，LP于2013年11月6日向美国证券交易委员会提交的10-Q表格季度报告(文件编号001-32678))。
10.4
*
二零一六年十二月三十日修订及重订的德昌中游GP，LLC有限责任公司协议第4号修正案(附于德昌中游的附件10.4，LP于2017年2月15日向美国证券交易委员会提交的10-K表格年报(文件编号001-32678))。

10.5
  *  
第一次修订和重新签署的有限合伙协议DCP Midstream GP，日期为2005年12月7日(作为DCP Midstream Partners的附件3.2，LP最新的Form 8-K报告(文件号001-32678)于2005年12月12日提交给美国证券交易委员会)。
10.6
*+
DCP中游合伙人，LP 2016年长期激励计划(附件为DCP中游合伙人附件A，LP关于附表14A的最终委托书(文件编号001-32678)，于2016年3月15日提交给美国证券交易委员会)。
10.7
*+
DCP服务，有限责任公司2008年长期激励计划，自2017年3月1日起修订和重述(作为DCP中游的附件10.3，LP于2017年5月10日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(文件编号001-32678))。

10.8
*+
应课税品服务项下战略业绩单位授予协议表，LLC 2008年长期激励计划(附于应课税品中游项目附件10.12，有限责任公司于2020年2月21日向美国证券交易委员会提交的10-K表格年度报告(文件编号001-32678))。
10.9
*+
根据应课税品服务，LLC 2008年长期奖励计划项下的限制性幻影单位授予协议表格(载于应课税品中游有限责任公司于2020年2月21日向美国证券交易委员会提交的10-K表格年报(文件编号001-32678)的附件10.13)。
10.10
*+
差饷物业中游战略绩效单位授予协议表，有限合伙人2016年长期激励计划(见差饷中游项目附件10.1，有限责任公司于2020年5月7日向美国证券交易委员会提交的10-Q表季度报告(文件编号001-32678))。
10.11
*+
应课税品中游限制性幻影单位授予协议表，LP 2016年长期激励计划(见见DCP Midstream附件10.2，LP于2020年5月7日向美国证券交易委员会提交的Form 10-Q季度报告(文件编号001-32678))。
10.12
*+
《差饷中游战略业绩单位授予协议表》，LP 2016年长期激励计划(见差饷中游附件10.1，LP于2021年5月6日向美国证券交易委员会提交的10-Q季度报告(文件编号001-32678))。
10.13
*+
应课税品中游限制性幻影单位授予协议表，LP 2016年长期激励计划(附于《应课税品中游》附件10.2，LP于2021年5月6日向美国证券交易委员会提交的Form 10-Q季度报告(文件编号001-32678))。
10.14
+
应课税品中游，LP 2016长期奖励计划下的受限幻影单位授予协议表格
10.15
*+
DCP中游，LP高管延期薪酬计划(见DCP中游附件10.18，LP于2017年2月15日向美国证券交易委员会提交的10-K表格年报(文件编号001-32678))。
10.16
*+
迪拜中游有限责任公司高管延期薪酬计划认购协议(附于迪拜中游有限责任公司于2017年2月15日向美国证券交易委员会提交的10-K表格年报(文件编号001-32678)附件10.19)。
170

展品编号     描述
10.17
*+
DCP Services，LLC修订并重新制定了自2020年2月19日起生效的高管离职计划(作为DCP Midstream的附件10.3，LP于2020年5月7日提交给美国证券交易委员会的10-Q表格季度报告(文件编号001-32678))。
10.18
*+
DCP Services，LLC与Brian Frederick于2019年12月11日签订的分居协议(作为DCP Midstream的附件10.18，LP于2020年2月21日提交给美国证券交易委员会的Form 10-K年度报告(文件号001-32678))。
10.19
*
服务和员工借调协议，日期为2017年1月1日，由DCP Services有限责任公司和DCP Midstream Partners，LP之间签订(作为DCP Midstream Partners的附件10.1，LP于2017年1月6日提交给美国证券交易委员会的最新Form 8-K报告(文件编号001-32678))。
10.20
*
第二次修订和重新签署的信贷协议，日期为2017年12月6日，由DCP Midstream Operating，LP，DCP Midstream，LP，LP，Mizuho Bank，Ltd作为行政代理，以及贷款人之间签订的第二份修订和重新签署的信贷协议(作为DCP Midstream的附件10.1，LP于2017年12月8日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(文件号001-32678))。
10.21
*
第二次修订和重新签署的信贷协议的第一修正案，日期为2019年12月9日，由DCP Midstream Operating，LP，DCP Midstream，LP，Lp，Mizuho Bank，Ltd作为行政代理，以及作为行政代理的金融机构之间的第一修正案(作为DCP Midstream的附件10.2，LP于2019年12月10日提交给美国证券交易委员会的当前Form 8-K报告(文件号001-32678))。
10.22
*
2018年8月13日，在DCP应收账款有限责任公司中，作为借款人的合伙企业作为初始服务机构、贷款人、LC参与者和集团代理作为当事人，PNC银行全国协会作为行政代理，LC银行和PNC Capital Markets LLC作为结构代理(作为DCP中流的附件10.1，LP于2018年8月14日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(文件编号001-32678))签订了一份应收款融资协议。
10.23
*
应收账款融资协议第一修正案，日期为2019年8月12日，其中DCP应收账款有限责任公司作为借款人，DCP Midstream，LP作为初始服务机构，贷款人、LC参与者和集团代理不时作为当事人，PNC Bank National Association作为行政代理，LC银行和PNC Capital Markets LLC作为结构代理(作为DCP Midstream附件10.1附于DCP Midstream，LP当前提交给美国证券交易委员会的8-K表格报告(文件号001-32678)
10.24
*
应收账款融资协议第二修正案，日期为2019年12月23日，其中DCP应收账款有限责任公司作为借款人，DCP Midstream，LP作为初始服务机构，贷款人、LC参与者和集团代理不时作为当事人，PNC Bank National Association作为行政代理，LC银行和PNC Capital Markets LLC作为结构代理(作为DCP Midstream附件10.3附于DCP Midstream，LP当前提交给美国证券交易委员会的8-K表格报告(文件号001-32678)
10.25
*
应收账款融资协议第三修正案，日期为2021年4月22日，其中DCP应收账款有限责任公司作为借款人，DCP Midstream，LP作为初始服务机构，贷款人、LC参与者和集团代理不时作为当事人，PNC Bank National Association作为行政代理，LC银行和PNC Capital Markets LLC作为结构代理(作为DCP Midstream附件10.4附于DCP Midstream，LP当前提交给美国证券交易委员会的8-K表格报告(文件号001-32678)
10.26
*
应收账款融资协议第四修正案，日期为2021年8月2日，其中DCP应收账款有限责任公司作为借款人，DCP Midstream，LP作为初始服务机构，贷款人、LC参与者和集团代理不时作为当事人，PNC Bank National Association作为行政代理，LC银行和PNC Capital Markets LLC作为结构代理(作为DCP Midstream附件10.5附于DCP Midstream，LP当前提交给美国证券交易委员会的8-K表格报告(文件号001-32678)
10.27
*
应收账款出售和出资协议，日期为2018年8月13日，由发起人不时与DCP应收账款有限责任公司签订(作为DCP Midstream的附件10.2，LP于2018年8月14日提交给美国证券交易委员会的当前8-K表格报告(文件编号001-32678))。
10.28
*
DCP Midstream GP，LP和DCP Midstream，LP之间的股权重组协议，日期为2019年11月6日。(作为DCP Midstream附件10.1，LP当前的Form 8-K报告(文件号001-32678)于2019年11月8日提交给美国证券交易委员会)。
21.1
DCP Midstream，LP的子公司名单。
22
担保证券一览表
23.1
德勤律师事务所同意DCP Midstream，LP的合并财务报表和DCP Midstream，LP的财务报告内部控制的有效性。
23.2
BDO USA，LLP对墨西哥湾沿岸快速管道有限责任公司财务报表的同意。
24.1
授权书(以表格10-K格式的本年报签名页作为参考而合并)。
31.1
    
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条颁发首席执行官证书。
171

展品编号     描述
31.2
    
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第302条认证首席财务官。
32.1
    
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案(Sarbanes-Oxley Act)第906节通过的美国法典第18编第1350条对首席执行官的认证。
32.2
    
根据2002年萨班斯-奥克斯利法案第906条通过的《美国法典》第18编第1350条对首席财务官的认证。
101    以XBRL格式编制的截至2021年12月31日的DCP Midstream，LP表格10-K年度报告中的财务报表：(I)综合资产负债表，(Ii)综合经营报表，(Iii)综合全面收益表(亏损)，(Iv)综合现金流量表，(V)综合权益变动表，以及(Vi)综合财务报表附注。(I)综合资产负债表，(Ii)综合经营报表，(Iii)综合全面收益表(亏损)，(Iv)综合现金流量表，(V)综合权益变动表，以及(Vi)综合财务报表附注。
104封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)。
*到目前为止，此类展品已作为所述备案的一部分提交给美国证券交易委员会，并通过引用并入本文。
+表示管理合同或补偿计划或安排。
#    根据S-K条例第601(B)(2)项，合伙企业同意补充提供任何遗漏的
应要求向美国证券交易委员会提交时间表.

172

第16项。 表格10-K摘要

没有。

173

签名
根据1934年“证券交易法”第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签名者代表其签署本报告。
DCP中流，LP
由以下人员提供：
DCP中游GP、LP
其普通合伙人
由以下人员提供：
DCP中游GP，LLC
其普通合伙人
2022年2月18日由以下人员提供：/s/Wouter T.van Kempen
姓名：沃特·T·范·肯彭
标题：总裁兼首席执行官
(首席行政主任)

174

授权书
通过这些陈述，我知道所有人，每个在下面签名的人构成并指定Wouter T.van Kempen和Sean P.O‘Brien作为他的真实合法的事实代理人和代理人，有充分的替代和再代理的权力，以他的名义、地点和替代，以任何和所有的身份，签署本年度报告的任何和所有修正案，并将本年度报告连同所有证物和其他相关文件提交给证券交易委员会，授予上述代理律师资格。完全有权作出和执行与此相关的每一项必要和必要的作为和事情，尽其可能或可以亲自作出的一切意图和目的，在此批准并确认所有上述事实代理人和代理人，以及他们中的每一人，或他们或他们的替代者，可以合法地作出或安排作出凭借本条例而作出的一切行为和事情。
根据1934年证券交易法的要求，本报告已由以下人员以注册人的身份在指定日期代表注册人签署。
签名职位(DCP中流GP，LLC职位)日期
/s/Wouter T.van Kempen总裁兼行政总裁
董事局主席兼董事(Sequoia Capital)		2022年2月18日
沃特·T·范·肯彭(首席行政主任)
/s/肖恩·P·奥布莱恩(Sean P.O‘Brien)集团副总裁兼首席财务官2022年2月18日
肖恩·P·奥布莱恩(首席财务官)
/s/理查德·A·洛夫首席会计官2022年2月18日
理查德·A·洛夫(首席会计官)
/s/Allen C.Capps董事2022年2月18日
艾伦·C·卡普斯
/s/希瑟·克劳德董事2022年2月18日
希瑟·克劳德
/s/弗雷德·J·福勒董事2022年2月18日
弗雷德·J·福勒
/s/威廉·F·金布尔董事2022年2月18日
威廉·F·金布尔
/s/布莱恩·曼德尔董事2022年2月18日
布莱恩·曼德尔
/s/斯蒂芬·J·尼兰(Stephen J.Neland)董事2022年2月18日
斯蒂芬·J·尼兰
/s/Bill Waycaster董事2022年2月18日
比尔·韦卡斯特

175