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目录表

美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-Q
ý依据第13或15(D)条提交的季度报告
1934年《证券交易法》
截至本季度末March 31, 2022
或
¨根据第13或15(D)条提交的过渡报告
1934年《证券交易法》
佣金文件编号1-32740
https://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1276187/000127618722000041/et-20220331_g1.jpg
能量转移LP
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州 30-0108820
(注册成立或组织的国家或其他司法管辖区) (国际税务局雇主身分证号码)
韦斯特切斯特大道8111号, 600套房, 达拉斯, 德克萨斯州75225
(主要行政办公室地址)(邮政编码)
(214) 981-0700
(注册人的电话号码，包括区号)
根据该法第12(B)条登记的证券：
每个班级的标题交易代码注册的每个交易所的名称
公共单位外星人纽约证券交易所
7.375%C系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股ETprC纽约证券交易所
7.625%D系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股ETPrD纽约证券交易所
7.600%E系列固定利率至浮动利率累积可赎回永久优先股ETPRE纽约证券交易所
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13条或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是  ý No ¨
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是  ý No ¨
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”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
☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》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是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐ No ý
在2022年4月29日，注册人拥有3,085,533,650公用事业单位未完成。

目录表
表格10-Q
能量转移有限责任公司及其子公司
目录
第一部分-财务信息
项目1.财务报表(未经审计)
合并资产负债表
5
合并业务报表
7
综合全面收益表
8
合并权益表
9
合并现金流量表
10
合并财务报表附注
11
项目2.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
37
项目3.关于市场风险的定量和定性披露
58
项目4.控制和程序
59
第二部分--其他资料
项目1.法律程序
60
第1A项。危险因素
60
项目6.展品
60
签名
62

2
目录表
定义
凡提及“伙伴关系”或“能量转移”，指的是能量转移有限责任公司。此外，以下是本文档中使用的某些缩略语和术语的列表：
/d每天一次
AOCI累计其他综合收益(亏损)
BBtu十亿英制热量单位
柑桔Citrus，LLC，一家各持一半股份的合资企业，拥有FGT
达科他州通道达科他州Access，LLC，Energy Transfer的非全资子公司
使能支持特拉华州有限合伙企业Midstream Partners，LP
加拿大能源转移公司Energy Transfer Canada ULC，Energy Transfer的非全资子公司
能量转移R&MEnergy Transfer(R&M)，LLC(前身为Sunoco(R&M)，LLC)
能量转移优先单位总体而言，A系列优选单元、B系列优选单元、C系列优选单元、D系列优选单元、E系列优选单元、F系列优选单元、G系列优选单元和H系列优选单元
ETC老虎ETC Tiger管道，LLC，Energy Transfer的全资子公司，拥有Tiger管道
埃托
Energy Transfer Operating，L.P.，在2021年4月并入合伙企业之前，曾是Energy Transfer的非全资子公司
《交易所法案》经修订的1934年证券交易法
FERC联邦能源管理委员会
FGT佛罗里达天然气传输公司，柑橘的全资子公司
公认会计原则美国普遍接受的会计原则
普通合伙人LE GP，LLC，能量转移的普通合作伙伴
HFOTCO休斯顿燃料油码头公司，是Energy Transfer的全资子公司，拥有休斯顿码头
IFERCFERC天然气市场报告内幕
伦敦银行同业拆借利率伦敦银行间同业拆借利率
MBBLS千桶
MEP中大陆快递管道有限责任公司
MTBE甲基叔丁基醚
NGL天然气液体，如丙烷、丁烷和天然汽油
纽约商品交易所纽约商品交易所
职业安全与健康管理局《联邦职业安全与健康法案》
场外交易非处方药
狭长柄能量转移的全资子公司潘汉德东方管道公司
罗孚Rover Pipeline LLC，Energy Transfer的一家非全资子公司
美国证券交易委员会美国证券交易委员会
A系列首选单位6.250%A系列固定利率至浮动利率累积可赎回永久优先股
B系列首选单位6.625%B系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股
3
目录表
C系列首选单元7.375%C系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股
D系列首选单位7.625%D系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股
E系列首选部件7.600%E系列固定利率至浮动利率累积可赎回永久优先股
F系列首选部件6.750%系列F系列固定利率重置累计可赎回永久优先股
G系列首选部件7.125%G系列固定利率重置累计可赎回永久优先股
H系列首选机组6.500%H系列固定利率重置累计可赎回永久优先股
西方人能量转移的全资子公司--横贯西部管道公司
中继线潘汉德尔的全资子公司Trunkline Gas Company，LLC
USACUSA Compression Partners，LP，一家上市合伙企业，Energy Transfer拥有其普通合伙人权益和4610万个普通单位
USAC首选单位美国奥组委A系列首选单位
白色悬崖白色悬崖管道公司

4
目录表
第一部分-财务信息
项目1.财务报表
能量转移有限责任公司及其子公司
合并资产负债表
(百万美元)
(未经审计)
3月31日，
2022		十二月三十一日，
2021
资产
流动资产：
现金和现金等价物
$1,111 $336 
应收账款净额
9,965 7,654 
关联公司应收账款
70 54 
盘存
1,981 2,014 
应收所得税
68 32 
衍生资产
41 10 
其他流动资产
783 437 
持有待售流动资产1,680 — 
流动资产总额
15,699 10,537 
财产、厂房和设备
102,967 103,991 
累计折旧和损耗
(22,932)(22,384)
财产、厂房和设备、净值80,035 81,607 
对未合并关联公司的投资2,921 2,947 
租赁使用权资产，净额
830 838 
其他非流动资产，净额
1,566 1,645 
无形资产，净额
5,608 5,856 
商誉
2,533 2,533 
总资产
$109,192 $105,963 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
5
目录表
能量转移有限责任公司及其子公司
合并资产负债表(续)
(百万美元)
(未经审计)
3月31日，
2022		十二月三十一日，
2021
负债和权益
流动负债：
应付帐款
$8,653 $6,834 
应付关联公司账款
1 — 
衍生负债
135 203 
经营租赁流动负债
43 47 
应计负债和其他流动负债
3,204 3,071 
长期债务当期到期日
652 680 
持有待售流动负债1,031 — 
流动负债总额
13,719 10,835 
长期债务，当前到期日较少
48,826 49,022 
非流动衍生负债
139 193 
非流动经营租赁负债
809 814 
递延所得税
3,540 3,648 
其他非流动负债
1,337 1,323 
承付款和或有事项
可赎回的非控股权益
493 783 
股本：
有限合伙人：
优先单位持有人6,077 6,051 
普通单位持有人25,881 25,230 
普通合伙人
(3)(4)
累计其他综合收益43 23 
合伙人资本总额
31,998 31,300 
非控制性权益
8,331 8,045 
总股本
40,329 39,345 
负债和权益总额
$109,192 $105,963 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
6
目录表
能量转移有限责任公司及其子公司
合并业务报表
(百万美元，每单位数据除外)
(未经审计)
截至三个月
3月31日，
20222021
收入：
成品油销售
$5,446 $3,524 
原油销售
5,302 2,988 
NGL销售
5,109 2,906 
采集费、运输费和其他费用
2,693 2,266 
天然气销售
1,753 5,124 
其他
188 187 
总收入
20,491 16,995 
成本和支出：
产品销售成本
16,138 10,948 
运营费用
949 820 
折旧、损耗和摊销
1,028 954 
销售、一般和行政
230 201 
减值损失
300 3 
总成本和费用
18,645 12,926 
营业收入
1,846 4,069 
其他收入(支出)：
利息支出，扣除资本化利息后的净额
(559)(589)
未合并关联公司收益中的权益56 55 
债务清偿损失
— (7)
利率衍生品收益114 194 
其他，净额
21 (6)
所得税前收入支出(收益)1,478 3,716 
所得税支出(福利)(9)75 
净收入1,487 3,641 
减去：可归因于非控股权益的净收入205 341 
减去：可赎回非控股权益的净收入
13 12 
合伙人应占净收益1,269 3,288 
普通合伙人在净收入中的权益1 3 
优先单位持有人在净收入中的权益106 — 
有限合伙人在净收入中的权益$1,162 $3,285 
每个普通单位的净收入：
基本信息
$0.38 $1.22 
稀释
$0.37 $1.21 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
7
目录表
能量转移有限责任公司及其子公司
综合全面收益表
(百万美元)
(未经审计)
截至三个月
3月31日，
20222021
净收入$1,487 $3,641 
其他综合收入，税后净额：
可供出售证券的价值变动(5)— 
与养恤金和其他退休后福利计划有关的精算收益7 5 
外币折算调整11 12 
未合并关联公司的其他全面收益的变化12 (9)
25 8 
综合收益1,512 3,649 
减去：非控股权益的综合收益210 347 
减去：可赎回非控股权益的综合收益13 12 
合作伙伴应占全面收入$1,289 $3,290 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
8
目录表
能量转移有限责任公司及其子公司
合并权益表
(百万美元)
(未经审计)
普通单位持有人优先单位持有人普通合伙人AOCI非控制性权益总计
平衡，2021年12月31日$25,230 $6,051 $(4)$23 $8,045 $39,345 
向合作伙伴分发(528)(80)— — — (608)
对非控股权益的分配— — — — (307)(307)
非控制性权益的出资— — — — 373 373 
其他综合收益，税后净额— — — 20 5 25 
其他，净额17 — — — 10 27 
净收益，不包括可赎回非控股权益的数额1,162 106 1 — 205 1,474 
平衡，2022年3月31日$25,881 $6,077 $(3)$43 $8,331 $40,329 

普通单位持有人普通合伙人AOCI非控制性权益总计
平衡，2020年12月31日$18,531 $(8)$6 $12,859 $31,388 
向合作伙伴分发(406)— — — (406)
对非控股权益的分配— — — (406)(406)
非控制性权益的出资— — — 20 20 
其他综合收益，税后净额— — 2 6 8 
其他，净额18 — — 3 21 
净收益，不包括可赎回非控股权益的数额3,285 3 — 341 3,629 
平衡，2021年3月31日$21,428 $(5)$8 $12,823 $34,254 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
9
目录表
能量转移有限责任公司及其子公司
合并现金流量表
(百万美元)
(未经审计)
截至三个月
3月31日，
20222021
经营活动：
净收入$1,487 $3,641 
将净收入与经营活动提供的现金净额进行对账：
折旧、损耗和摊销1,028 954 
递延所得税32 66 
存货计价调整(120)(100)
非现金补偿费用36 28 
减值损失300 3 
债务清偿损失— 7 
关于未归属裁决的分配(15)(6)
未合并关联公司收益中的权益(56)(55)
来自未合并关联公司的分配44 45 
其他非现金(46)39 
经营资产和负债净变化，扣除收购影响(320)533 
经营活动提供的净现金2,370 5,155 
投资活动：
收购Spindletop资产所支付的现金(325)— 
收购保证金(264)— 
资本支出，不包括建设期间使用的股权资金的津贴(752)(698)
资助建造费用的供款20 3 
对未合并关联公司的缴款— (2)
来自未合并关联公司的分配超过累计收益46 55 
出售其他资产所得收益4 7 
用于投资活动的现金净额(1,271)(635)
融资活动：
借款收益5,658 4,751 
偿还债务(5,428)(8,479)
非控制性权益的出资373 20 
向合作伙伴分发(608)(406)
对非控股权益的分配(307)(406)
分配给可赎回的非控股权益(12)(12)
用于融资活动的现金净额(324)(4,532)
增加(减少)现金和现金等价物775 (12)
期初现金及现金等价物336 367 
期末现金和现金等价物$1,111 $355 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
10
目录表
能量转移有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注
(表格美元和单位金额，除每单位数据外，以百万为单位)
(未经审计)
1.陈述的组织和基础
组织
本文提供的综合财务报表包含Energy Transfer LP及其子公司(“合伙”、“我们”或“Energy Transfer”)的结果。
陈述的基础
本10-Q表格中包含的未经审计的财务信息的编制基准与合伙企业于2022年2月18日提交给美国证券交易委员会的截至2021年12月31日的10-K表格年度报告中包含的已审计合并财务报表相同。合伙企业管理层认为，这些财务信息反映了根据公认会计准则公平列报这些过渡期的财务状况和业务成果所需的一切调整。所有公司间项目和交易已在合并中取消。根据美国证券交易委员会的规则和规定，按照公认会计准则编制的年度合并财务报表中通常包含的某些信息和披露已被省略。
本文提供的合伙企业的综合财务报表包括我们控制的子公司的运营结果，包括Sunoco LP和USAC。合伙企业拥有一般合伙人权益、激励分配权和28.5万股Sunoco LP的普通单位，以及普通合作伙伴的利益和46.1百万个通用单位的USAC。
某些上期金额已重新分类，以符合本期列报。这些重新分类对净收入或总股本没有影响。
预算的使用
未经审计的合并财务报表是根据公认会计准则编制的，该准则要求使用管理层作出的估计和假设，这些估计和假设会影响合并财务报表编制之日存在的资产、负债、收入、费用以及或有资产和负债的应计和披露金额。虽然这些估计是基于管理层对当前和预期未来事件的现有知识，但实际结果可能与这些估计不同。
2.收购和资产剥离交易
Energy Transfer加拿大销售
2022年3月，该伙伴关系宣布达成最终协议，出售其51加拿大能源转移公司的%权益。此次出售预计将为Energy Transfer带来约加元的现金收益。340百万(美元)272按2022年3月31日汇率计算)，视某些购买价格调整而定。这笔交易预计将在2022年第三季度完成。
Energy Transfer Canada的资产和负债反映在该伙伴关系截至2022年3月31日的综合资产负债表中。Energy Transfer加拿大公司的资产和业务包括在所有其他部分。加拿大能源转移公司不符合在伙伴关系的综合业务报表中作为停产业务反映的标准。根据出售的预期收益，在截至2022年3月31日的三个月内，合伙企业记录了Energy Transfer Canada资产减记#美元。300100万美元，其中164百万美元分配给非控股权益和$136100万美元反映在可归因于合伙人的净收入中。

11
目录表
下表列出了截至2022年3月31日在伙伴关系的综合资产负债表中归类为待售的资产和负债：
3月31日，
2022
持有待售资产的账面金额
现金和现金等价物$4 
应收账款净额101 
其他流动资产3 
财产、厂房和设备、净值1,451 
其他非流动资产，净额20 
无形资产，净额101 
持有待售资产总额$1,680 
持有待售负债的账面金额
应付帐款$12 
应计负债和其他流动负债94 
长期债务，包括本期债务441 
其他非流动负债，净额193 
可赎回的非控股权益291 
持有待售负债总额$1,031 
Spindletop资产购买
2022年3月，该伙伴关系以大约#美元的价格收购了Caliche Coastal Holdings，LLC(后来更名为Energy Transfer Spindletop LLC)的会员权益，该公司在德克萨斯州贝尔维尤附近拥有一个地下储存设施。325百万美元。
启用收购
2021年12月2日，合伙企业完成对Enable的收购。截至2022年5月5日，我们在截至2021年12月31日的年度报告中披露的10-K表格中披露的初步收购价格分配没有实质性变化。
Sunoco LP收购
2022年4月1日，Sunoco LP完成了对印第安纳州亨廷顿混音加工和终端设施的收购。截至2022年3月31日，该伙伴关系的综合资产负债表包括现金存款$264百万与本次收购相关的其他流动资产。
3.现金和现金等价物
现金和现金等价物包括所有手头现金、活期存款和原始到期日不超过三个月的投资。我们认为现金等价物包括短期、高流动性的投资，这些投资可以很容易地转换为已知数额的现金，并且受到价值变化的微小风险的影响。截至2022年3月31日或2021年12月31日，该合伙企业的合并资产负债表不包括任何重大金额的限制性现金。
我们将现金存款和临时现金投资存放在信用质量较高的金融机构。有时，我们的现金和现金等价物可能没有保险，或者存在超过联邦存款保险公司保险限额的存款账户。

12
目录表
包括在业务活动现金流量中的业务资产和负债的净变化(扣除收购的影响)如下：
截至三个月
3月31日，
20222021
应收账款
$(2,412)$(1,413)
关联公司应收账款
(17)(11)
盘存
153 30 
其他流动资产
(119)(12)
其他非流动资产，净额
45 (31)
应付帐款
1,885 1,958 
应付关联公司账款
7 (7)
应计负债和其他流动负债
230 194 
其他非流动负债
61 51 
衍生资产和负债，净额
(153)(226)
经营资产和负债净变化，扣除收购影响
$(320)$533 
非现金活动如下：
截至三个月
3月31日，
20222021
非现金投资和融资活动：
应计资本支出
$475 $559 
以新的租赁负债换取的租赁资产56 14 
分销再投资
12 6 
4.库存
库存主要包括储存的天然气、NGL和精炼产品、原油和备件，所有这些都采用加权平均成本法按成本或可变现净值中较低者进行估值。
Sunoco LP的燃料库存采用后进先出(“LIFO”)方法，以成本或市场中较低者为准。截至2022年3月31日和2021年12月31日，Sunoco LP的燃料库存的账面价值包括成本或市场储备的较低零及$121分别为100万美元。燃料库存重置费用为#美元。112比截至2022年3月31日的燃料库存余额高出100万。在截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月，合伙企业的合并损益表不包括Sunoco LP的后进先出燃料库存清算带来的任何重大收入。在截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月中，伙伴关系的产品销售成本包括有利的库存调整#美元。120百万美元和美元100分别与Sunoco LP的后进先出库存相关的100万美元。
3月31日，
2022		十二月三十一日，
2021
天然气、天然气和成品油
$1,379 $1,259 
原油171 328 
备件和其他431 427 
总库存$1,981 $2,014 
我们利用大宗商品衍生品来管理与天然气库存相关的价格波动。指定对冲存货的公允价值变动在我们的综合资产负债表的存货中记录，在我们的综合经营报表中记录产品的销售成本。

13
目录表
5.公允价值计量
我们有大宗商品衍生品和利率衍生品，这些衍生品在我们的合并资产负债表中按公允价值计入资产和负债。我们采用尽可能高的投入“水平”来确定按公允价值计量的资产和负债的公允价值。一级投入是活跃市场中相同资产和负债的可观察报价。我们将通过结算经纪行交易的有价证券和商品衍生品的估值视为一级估值，其价格来自适当交易所。二级投入是对类似资产和负债可观察到的投入。我们认为直接与第三方签订的场外商品衍生品属于二级估值，因为这些衍生品的价值是在类似交易的交易所报价的。此外，由于这些合约在交易所在交易所的活跃程度，我们认为通过结算经纪商交易的期权具有二级投入。我们认为我们的利率衍生品的估值为2级，作为主要输入，LIBOR曲线基于与未来利率互换结算相同期间活跃的欧洲美元期货交易的报价。3级输入是不可观察的。在截至2022年3月31日的三个月内，不是在公允价值层次结构内的任何级别之间进行转移.

14
目录表
下表汇总了截至2022年3月31日和2021年12月31日我们的金融资产和负债的公允价值总额，这些资产和负债是根据用于计算其公允价值的投入按公允价值经常性计量和记录的：
按公允价值计量
March 31, 2022
公允价值合计1级2级
资产：
大宗商品衍生品：
天然气：
基差互换IFERC/NYMEX
$4 $4 $— 
摆动掉期IFERC
2 2 — 
固定掉期/期货
2 2 — 
远期现货合约
7 — 7 
电源：
远期
52 — 52 
期货
9 9 — 
NGLS-远期/互换
383 383 — 
精炼产品--期货
23 23 — 
原油-远期/掉期
20 20 — 
大宗商品衍生品总量
502 443 59 
其他非流动资产
37 24 13 
总资产
$539 $467 $72 
负债：
利率衍生品
$(273)$— $(273)
大宗商品衍生品：
天然气：
基差互换IFERC/NYMEX
(3)(3)— 
摆动掉期IFERC
(8)(8)— 
固定掉期/期货
(64)(64)— 
电源：
远期
(37)— (37)
期货
(19)(19)— 
期权-看涨期权
(1)(1)— 
NGLS-远期/互换
(359)(359)— 
精炼产品--期货
(1)(1)— 
原油-远期/掉期
(19)(19)— 
大宗商品衍生品总量
(511)(474)(37)
总负债
$(784)$(474)$(310)

15
目录表
按公允价值计量
2021年12月31日
公允价值合计1级2级
资产：
大宗商品衍生品：
天然气：
基差互换IFERC/NYMEX
$7 $7 $— 
摆动掉期IFERC
38 38 — 
固定掉期/期货
26 26 — 
远期现货合约
7 — 7 
电源：
远期
17 — 17 
期货
6 6 — 
NGLS-远期/互换
152 152 — 
精炼产品--期货
3 3 — 
原油-远期/掉期
16 16 — 
大宗商品衍生品总量
272 248 24 
其他非流动资产
39 26 13 
总资产
$311 $274 $37 
负债：
利率衍生品
$(387)$— $(387)
大宗商品衍生品：
天然气：
基差互换IFERC/NYMEX
(10)(10)— 
摆动掉期IFERC
(6)(6)— 
固定掉期/期货
(9)(9)— 
远期现货合约
(6)— (6)
电源：
远期
(15)— (15)
期货
(4)(4)— 
NGLS-远期/互换
(140)(140)— 
精炼产品--期货
(18)(18)— 
原油-远期/掉期
(3)(3)— 
大宗商品衍生品总量
(211)(190)(21)
总负债
$(598)$(190)$(408)
根据吾等及吾等附属公司目前可供类似期限及平均期限贷款的估计借款利率计算，截至2022年3月31日，吾等综合债务的总公平价值及账面金额为$51.5310亿美元49.92分别为10亿美元，包括公允价值1美元441百万美元，账面金额为$441与能源转让有关的100万加拿大债务反映在伙伴关系综合资产负债表上的待售负债中。截至2021年12月31日，我们合并债务的总公允价值和账面价值为54.9710亿美元49.70分别为10亿美元。我们合并债务债务的公允价值是基于各自债务债务对类似债务的可观察投入的二级估值。

16
目录表
6.普通单位净收入
计算每共同单位的基本收入和摊薄收入时使用的收入或损失和加权平均单位的对账如下：
截至三个月
3月31日，
20222021
净收入$1,487 $3,641 
减去：可归因于非控股权益的净收入205 341 
减去：可赎回非控股权益的净收入
13 12 
扣除非控股权益后的净收益1,269 3,288 
减去：普通合伙人的收入权益1 3 
减去：优先单位持有人对收入的兴趣106 — 
普通单位持有人可获得的收入$1,162 $3,285 
每个普通单位的基本收入：
加权平均公共单位3,083.5 2,702.8 
普通单位基本收入$0.38 $1.22 
单位普通股摊薄收益：
普通单位持有人可获得的收入$1,162 $3,285 
子公司股权薪酬的稀释效应(1)
1 — 
普通股持有人可获得的摊薄收益$1,161 $3,285 
加权平均公共单位3,083.5 2,702.8 
未归属限制单位奖励的稀释效应(1)
17.0 5.8 
加权平均普通单位，假定非既得限制性单位奖励的稀释效应3,100.5 2,708.6 
普通单位摊薄收益$0.37 $1.21 
(1)稀释效应被排除在影响本应是反稀释的时期的计算之外。
7.债务义务
高级附注
2022年2月，伙伴关系赎回了其美元300本金总额为百万美元4.652022年2月到期的优先票据百分比，使用其五年期信贷安排(定义如下)的收益。
2022年4月，达科他州Access赎回了其美元650本金总额为百万美元3.6252022年4月到期的高级票据百分比，使用达科他州Access合作伙伴所作捐款的收益。合伙企业间接拥有36.4在达科他州Access的所有权权益的%。
信贷安排和商业票据
五年期信贷安排
该伙伴关系的循环信贷安排(“五年期信贷安排”)允许最高可达#美元的无担保借款。5.0010亿美元，并于2022年4月修订，于2027年4月11日到期。经修订的五年期信贷安排包含手风琴功能，根据该功能，总承诺额最高可增加至#美元。7.00在某些条件下是10亿美元。
截至2022年3月31日，五年期信贷安排有2.9510亿美元的未偿还借款，其中1.4510亿美元由商业票据组成。未来可供借款的金额为#美元。2.0210亿美元，在计入未偿信用证金额为#美元后30百万美元。截至2022年3月31日未偿还总额的加权平均利率为1.32%.
Sunoco LP信贷安排
截至2022年3月31日，Sunoco LP信贷安排(如合伙企业于2022年2月18日提交的10-K表格中所述)拥有10亿未偿还借款和美元6百万份备用信用证，并于4月修订

17
目录表
2022年到期，2027年4月到期。截至2022年3月31日，可供未来借款的金额为$494百万美元。截至2022年3月31日未偿还总额的加权平均利率为2.40%.
USAC信贷安排
截至2022年3月31日，USAC拥有566根据USAC信贷安排(如2022年2月18日提交的合伙企业10-K表格中所述)，有数百万未偿还借款，没有未偿还信用证。截至2022年3月31日，USAC拥有1.03根据其信贷安排，在遵守适用的金融契约的情况下，可用的借款能力为#亿美元224百万美元。截至2022年3月31日未偿还总额的加权平均利率为3.17%.
加拿大能源转移信贷安排
自.起March 31, 2022、Energy Transfer Canada定期贷款A和Energy Transfer Canada循环信贷安排(两者均载于于2022年2月18日)的未偿还借款为加元308百万加元和加元6分别为百万美元(美元247百万美元和美元5百万美元，分别为March 31, 2022汇率)。自.起March 31, 2022，卡普斯贷款机制的未偿还借款为加元241百万(美元)193百万美元2022年3月31日汇率)。加拿大能源转移信贷安排反映在截至2022年3月31日的合伙企业综合资产负债表上的待售负债中。
遵守我们的契约
截至2022年3月31日，我们和我们的子公司遵守了与我们的债务协议相关的所有要求、测试、限制和契约。截至2022年3月31日止季度，根据与循环信贷安排有关的契约计算，我们的杠杆率为3.55x.
8.可赎回的非控股权益
合伙企业子公司中某些可赎回的非控股权益在合并资产负债表中反映为夹层权益。截至2022年3月31日的可赎回非控股权益包括余额$477与美国奥委会优先股有关的百万美元和余额#16与合伙企业其中一家合并子公司的非控股权益持有人有权将其权益出售给合伙企业有关。截至2021年12月31日，可赎回非控股权益包括余额$477与美国奥委会优先股相关的百万美元，余额为#美元15与合伙企业一家合并子公司的非控股股东有权将其权益出售给合伙企业有关的百万美元，以及#美元的余额291与Energy Transfer加拿大优先股相关的百万股。截至2022年3月31日，Energy Transfer Canada优先股反映在持有出售的流动负债中。
有关该合伙公司可赎回的非控股权益的更多信息，请参阅该合伙公司于2022年2月18日提交的10-K表格的附注7。
9.股权
能量转移公共单位
在截至2022年3月31日的三个月中，能量转移共同单位的变化如下：
单位数
2021年12月31日的公用单位数3,082.5 
根据分配再投资计划发行的共同单位1.2 
根据股权激励计划和其他计划获得的普通单位1.0 
2022年3月31日的公用单位数3,084.7 
能源转移回购计划
在截至2022年3月31日的三个月内，Energy Transfer没有根据其当前的回购计划回购其任何普通单位。截至2022年3月31日，美元880根据当前计划，仍有100万可供回购。

18
目录表
能源转移分配再投资计划
在截至2022年3月31日的三个月内，分发的美元12根据分销再投资计划，100万人进行了再投资。截至2022年3月31日，共有16根据与配电再投资方案有关的现有登记声明，仍有100万个能源转移共同单位可供发放。
能源转移公用事业单位的现金分配
2021年12月31日之后，关于能源转移共同单位的申报和/或支付的分配如下：
截至的季度记录日期付款日期费率
2021年12月31日2022年2月8日2022年2月18日$0.1750 
March 31, 2022May 9, 2022May 19, 20220.2000 
能量转移优先单位
关于Energy Transfer、ETO及ETO若干附属公司于2021年4月1日的合并(“汇总合并”)，如合伙企业截至2021年12月31日止年度的10-K表格年报所述，ETO所有先前未偿还的优先股均已转换为拥有相同分配及赎回权的Energy Transfer优先股。
截至2022年3月31日，Energy Transfer的未完成首选单位包括950,000A系列首选单位，550,000 B系列首选单元，18,000,000C系列首选单元，17,800,000D系列首选单元，32,000,000E系列首选部件，500,000F系列首选部件，1,484,780G系列首选部件和900,000H系列首选单元。
下表汇总了能量转移首选单位的变化：
优先单位持有人
系列AB系列C系列D系列E系列F系列G系列H系列总计
平衡，2021年12月31日$958 $556 $440 $434 $786 $496 $1,488 $893 $6,051 
向合作伙伴分发(30)(18)(8)(9)(15)— — — (80)
净收入15 9 8 9 15 8 27 15 106 
平衡，2022年3月31日$943 $547 $440 $434 $786 $504 $1,515 $908 $6,077 
能量转移优先股的现金分配
在能量转移优先单位上宣布的分布如下：
期间已结束记录日期付款日期
系列A (1)
B系列 (1)
C系列D系列E系列
F系列(1)
G系列(1)
H系列(1)
2021年12月31日2022年2月1日2022年2月15日$31.250 $33.125 $0.4609 $0.4766 $0.475 $— $— $— 
March 31, 2022May 2, 2022May 16, 2022— — 0.4609 0.4766 0.475 33.750 35.625 32.500 
(1)A系列、B系列、F系列、G系列和H系列分配每半年支付一次。
非控制性权益
截至2022年3月31日止三个月，非控股权益包括ETO优先股，该等优先股于2021年4月1日转换为能源转移优先股，与合伙企业截至2021年12月31日止年度的10-K表格年报所述。
合伙企业的合并财务报表还包括Sunoco LP和USAC的非控股权益，这两家公司都是上市的主有限合伙企业，以及其他非全资拥有的合并合资企业。以下各节描述了我们的上市子公司Sunoco LP和USAC进行的现金分配，根据各自的合作伙伴协议，这两家公司都必须在每个季度结束后分配手头的所有现金(不太合适的准备金由各自普通合作伙伴的董事会决定)。

19
目录表
Sunoco LP现金分配
Sunoco LP在2021年12月31日之后申报和/或支付的Sunoco LP公共单位的分布如下：
截至的季度记录日期付款日期费率
2021年12月31日2022年2月8日2022年2月18日$0.8255 
March 31, 2022May 9, 2022May 19, 20220.8255 
USAC现金分配
USAC在2021年12月31日之后申报和/或支付的USAC通用单位的分布如下：
截至的季度记录日期付款日期费率
2021年12月31日2022年1月24日2022年2月4日$0.525 
March 31, 2022April 25, 2022May 6, 20220.525 
美国奥委会的授权演习
截至2022年3月31日和2021年12月31日，USAC有两批未偿还的USAC通用单位认股权证(以下简称USAC认股权证)，其中包括USAC认股权证5,000,000执行价格为$$的普通单位17.03每单位和USAC认股权证购买10,000,000执行价格为$$的普通单位19.59每单位。2022年4月27日，有权购买的一批权证5,000,000执行价格为$$的普通单位17.03每个共同单位由持有者全额行使。认股权证的行使由美国证券交易委员会进行净结算534,308它的共同单位。
累计其他综合收益
下表列出了AOCI税后净额的组成部分：
3月31日，
2022		十二月三十一日，
2021
可供出售的证券
$14 $19 
外币折算调整
22 13 
与养恤金和其他退休后福利有关的精算损失
12 5 
对未合并附属公司的投资，净额1 (11)
AOCI合计，税后净额
49 26 
可归因于非控股权益的金额
(6)(3)
包括在合伙人资本中的AOCI总额，税后净额
$43 $23 
10.监管事项、承诺、或有事项和环境责任
冬季风暴的影响
2021年2月发生的冬季风暴URI对合伙企业的综合净收入造成了一次性影响，并影响了某些细分市场的运营业绩。要认识到2021年冬季风暴URI的影响，管理层需要做出某些估计和假设，包括对预期信贷损失的估计，以及与解决与交易对手就某些天然气购买和销售的纠纷有关的假设。最终实现信贷损失和解决有争议的天然气买卖，可能会对伙伴关系今后的财务状况和业务成果产生重大影响。
FERC会议记录
路虎-FERC-斯通曼之家
2016年底，FERC执法人员开始了一项非公开调查，涉及罗孚购买和拆除一座可能具有历史意义的住宅(被称为斯通曼之家)，而罗孚对建设新的711英里州际天然气管道和相关设施的许可申请仍在审理中。2021年3月18日，FERC发布命令

20
目录表
提出处罚的原因和通知(案卷编号：IN19-4-000)，命令罗孚解释为什么不应该支付$20因涉嫌违反联邦能源管制委员会规定，证书持有人必须坦率地向联邦能源管制委员会提交信息而被处以民事罚款。罗孚于2021年6月21日提交了对该命令的答复和否认，并于2021年9月15日提交了回复。FERC于2022年1月20日发布命令，将此事提交行政法法官审理。听证会定于2023年3月6日开始。
2022年2月1日，Energy Transfer和Rover向美国德克萨斯州北区地区法院提起诉讼，要求获得一项命令，宣布FERC必须在联邦地区法院(而不是行政法法官)提起执法行动。同样在2022年2月1日，Energy Transfer和Rover向FERC行政法法官提出了一项快速请求，要求暂停诉讼程序，等待联邦地区法院案件的结果。2022年3月16日，美国地区法院要求各方通报是否可以搁置FERC ALJ诉讼程序，同时搁置联邦法院诉讼，直到最高法院对可能影响联邦诉讼结果的案件做出裁决。双方于2022年4月5日提交了这些案情摘要。双方已同意要求在联邦地区法院举行一次状态会议。Energy Transfer和罗孚打算大力为这一说法辩护。
罗孚-FERC-托斯卡拉瓦
2017年年中，FERC执法人员开始对托斯卡拉瓦斯河水平定向钻井(HDD)作业的钻井泥浆中可能包括柴油的指控进行非公开调查。罗孚和The Partnership正在配合调查。执法人员已根据FERC法规第1b.19节向罗孚发出通知，称执法人员打算建议FERC对罗孚及其合伙企业采取执法行动。该公司不同意执法人员的调查结果，并打算积极抗辩任何潜在的处罚。2021年12月16日，FERC发布了一项命令，要求提出拟议处罚的原因和通知(案卷编号：在17-4-000中)，命令罗孚提出为什么不应被发现违反了天然气法案第7(E)节、FERC条例157.20节和罗孚管道证书令的原因，并评估了#美元的民事罚款40百万美元。
罗孚于2022年3月21日提交了对这一命令的答复，执法人员于2022年4月20日提交了答复。负责托斯卡拉瓦斯河现场硬盘驱动器运营的主承包商(和其中一名分包商)已同意赔偿罗孚和合伙企业因其硬盘驱动器运营行为而造成的任何和所有损失，包括政府机构的任何罚款和处罚。鉴于诉讼所处的阶段，伙伴关系目前无法评估潜在的后果或潜在责任的范围(如果有的话)；但伙伴关系认为，上述赔偿将适用于执法人员提议的处罚。
FERC其他会议记录
通过2019年1月16日发布的一项命令，FERC根据NGA第5条启动了对PanHandle现有费率的审查，以确定PanHandle目前收取的费率是否公平合理，并将此事提交听证会。2019年8月30日，PanHandle根据NGA第4条提起了一般费率诉讼。2019年10月1日，首席法官命令合并了《天然气法》第5节和第4节的程序。合并诉讼的听证会于2020年8月25日开始，2020年9月15日休会。行政法法官的初步决定于2021年3月26日发布。2021年4月26日，PanHandle提交了关于最初裁决的例外情况的简报。2021年5月17日，PanHandle在这一诉讼中提交了简短的反对例外。这件事在FERC面前仍然悬而未决。
2021年5月，FERC开始对SPLP进行2018年1月1日至今的审计，以评估SPLP遵守FERC石油关税、FERC规定的统一账户制度的会计要求以及FERC的表格6报告要求的情况。审计工作正在进行中。
承付款
在正常业务过程中，Energy Transfer根据长期合同购买、加工和销售天然气，并签订长期运输和储存协议。这类合同包含业内惯用的条款。Energy Transfer认为，这些协议的条款在商业上是合理的，不会对伙伴关系的财务状况或经营结果产生重大不利影响。
我们的合资协议要求我们为我们未合并的附属公司出资的比例份额提供资金。这类捐款将取决于未合并关联公司的资本需求，例如为资本项目提供资金或偿还长期债务。

21
目录表
我们有某些不可撤销的通行权(“ROW”)承诺，这些承诺需要定期付款，并在我们选择的放弃时或在未来的不同日期到期。下表反映了所附合并业务报表中的业务费用中所列的行费：
截至三个月
3月31日，
20222021
排行费
$14 $6 
诉讼和或有事项
我们可能会不时卷入因正常业务运作而引起的诉讼和索偿。天然气和原油是易燃和易燃的。在运输、储存或使用过程中可能会造成严重的人身伤害和重大财产损失。在正常的业务过程中，我们有时会在各种诉讼中受到威胁或被点名为被告，要求对产品责任、人身伤害和财产损失进行实际和惩罚性赔偿。我们与保险公司保持责任保险的金额和承保范围和免赔额管理层认为是合理和审慎的，并为行业普遍接受。然而，不能保证目前有效的保险保障水平将继续以合理的价格提供，或者该水平将继续足以保障我们在未来免受与产品责任、人身伤害或财产损失有关的重大费用的影响。
我们或我们的子公司是与我们的业务相关的各种法律程序和/或监管程序的当事人。对于每一件事情，我们都会评估案件的是非曲直、我们对此事的风险敞口、可能的法律或和解策略、不利结果的可能性以及保险覆盖范围的可获得性。如果我们确定某一特定事件的不利结果是可能和可以估计的，我们就应计或有债务，以及与或有事项相关的任何预期保险可追回金额。随着新信息的出现，我们的估计可能会改变。这些变化的影响可能会对我们在单个时期的运营结果产生重大影响。
截至2022年3月31日和2021年12月31日，应计项目约为163百万美元和美元144分别反映在我们的合并资产负债表中，与符合可能和合理评估标准的或有事项有关。此外，我们可在未来确认与以下事项有关的额外或有损失：(I)目前被认为合理可能但不可能发生损失的或有事项和/或(Ii)超过此类或有事项已应计金额的损失。在其中一些情况下，我们无法估计可能的损失或超出应计金额的一系列可能损失。对于可以合理估计额外或有损失的这类事项，额外损失的范围估计高达约#美元。600百万美元。
这些事项的结果不能肯定地预测，也不能保证某一事项的结果不会导致支付该事项未应计的数额。此外，我们可根据事实和环境的变化或预期结果的变化，在解决特定意外情况之前修订应计金额或我们对合理可能损失的估计。
达科他州接入管道
2016年7月27日，斯坦丁洛克苏族部落向美国哥伦比亚特区地方法院(地区法院)提起诉讼，质疑美国陆军工程兵团(USACE)发放的允许达科他州在北达科他州Oahe湖穿越密苏里河的许可证。该案随后被修改，以挑战美国国家石油公司发布的一项地役权，该地役权允许管道穿过密苏里河附近的美国国家石油公司拥有的土地。达科他州通道和夏延河苏族部落(“CRST”)介入。Oglala苏族部落(“OST”)和扬克顿苏族部落(“YST”)分别提起的诉讼与这一行动合并在一起，几个单独的部落成员(与SRST和CRST共同参与了“部落”)。2020年3月25日，地方法院将案件发回美国环境保护局，以编制环境影响报告书(EIS)。2020年7月6日，地区法院取消了地役权，并下令关闭达科他州的通道，并在2020年8月5日之前清空石油。达科他州Access和USACE向美国哥伦比亚特区上诉法院(“上诉法院”)提出上诉，该法院批准了地区法院7月6日的命令的行政搁置，并命令进一步通报是否完全搁置7月6日的命令。2020年8月5日，上诉法院批准搁置地区法院命令中要求达科他州关闭管道并清空石油的部分，2)驳回了暂停3月25日命令的动议，等待上诉法院就是否要求美国SACE准备《环境影响报告书》的是非曲直做出决定, 以及3)驳回了一项搁置地役权的动议地方法院在上诉过程中腾出地役权的命令。8月5日的命令还指出，上诉法院预计美国SACE将澄清其

22
目录表
关于USACE是否打算允许管道在地役权无效的情况下继续运营的立场，以及地区法院可在必要时考虑额外的救济。
2020年8月10日，地方法院命令USACE在2020年8月31日之前提交一份状况报告，澄清其对管道继续运营的决策过程的立场。2020年8月31日，USACE提交了一份状况报告，表明它认为管道存在于Oahe湖过境点而没有地役权，构成了对联邦土地的侵占，它仍在考虑是否对这种侵占行使其执法自由裁量权。部落随后提交了一项动议，要求禁止管道的运营，USACE和达科他州Access都提交了简报，反对禁令动议。截至2021年1月8日，禁令动议已全面通报。
2021年1月26日，上诉法院确认了地区法院2020年3月25日要求发布《环境影响报告书》的命令及其2020年7月6日撤销地役权的命令。在1月26日的这一命令中，上诉法院还推翻了地区法院2020年7月6日的命令，该命令要求关闭管道并清除石油。达科他州Access于2021年4月12日申请重审EN BANC，上诉法院予以否认。2021年9月20日，达科他州Access向美国最高法院提交了审理此案的请愿书。总检察长(2021年12月17日)和部落(2021年12月16日)提出了反对意见。达科他州Access于2022年1月4日提交了回复。
地方法院计划在2021年2月10日举行一次状况会议，讨论上诉法院2021年1月26日命令对悬而未决的禁令救济动议的影响，以及USACE对如何推进其关于地役权的执行自由裁量权的期望。2021年5月3日，USACE通知地方法院，它没有改变对部落禁制令动议的反对立场。预计最早也要到2022年4月底才能完成和公布《环境影响报告书》草案。2021年5月21日，地区法院驳回了原告的禁制令请求。2021年6月22日，地区法院终止了合并诉讼，并在不妨碍的情况下驳回了所有剩余的未决指控。
在《环境影响报告书》完成之前，该管道将继续运行。美国能源情报署现在估计，环境影响报告书将在2022年底或2023年初完成。能源转移无法决定未来诉讼何时或如何解决，或它们可能对达科他州接入管道产生的影响；然而，能源转移预计，在法律和完整记录得到充分考虑后，任何此类诉讼都将以允许管道继续运营的方式得到解决。
此外，此类或类似性质的诉讼和/或监管程序或行动可能会导致当前或未来项目的建设或运营中断，推迟完成这些项目和/或增加项目成本，所有这些都可能对我们的业务和运营结果产生不利影响。
贝尔维尤山事件
2016年6月26日，位于德克萨斯州贝尔维尤蒙特贝尔维尤的另一家运营商设施旁边的碳氢化合物储油井发生了超压，导致地下泄漏。地下泄漏导致孤星公司南航站楼起火，并对孤星公司在南、北航站楼的储油井作业造成损害。这些设施于2016年秋季恢复正常运营，但孤星位于北航站楼的一口储油井尚未恢复服务。孤星已经获得了对其提交给邻近运营商的大部分损失的赔偿。孤星公司继续量化未偿还的损失，并寻求赔偿。
MTBE诉讼
ETC Sunoco和Energy Transfer R&M(统称为“Sunoco被告”)是指控MTBE污染地下水的诉讼被告。原告是州级政府实体，主张产品责任、滋扰、非法侵入、疏忽、违反环境法和/或欺骗性商业行为索赔。原告寻求获得补偿性损害赔偿，在某些情况下还寻求自然资源损害赔偿、禁令救济、惩罚性损害赔偿和律师费。
截至2022年3月31日，Sunoco被告为四案件，包括一起由马里兰州提起的案件、一起由宾夕法尼亚州联邦提起的案件和两起由波多黎各联邦提起的案件。波多黎各最近的行动是一个配套案件，要求在波多黎各最初行动中所涉地点以外的其他地点进行损害赔偿。马里兰州和宾夕法尼亚州联邦提起的诉讼还将ETO、ETP Holdco和Sunoco Partners Marketing&Terminals L.P.(现称为Energy Transfer Marketing&Terminals L.P.(以下简称ETMT))列为被告。

23
目录表
在其余情况下，有可能实现损失；但是，我们无法估计可能的损失或超出应计金额的损失范围。对一个或多个MTBE案件作出不利裁决可能会对发生任何此类不利裁决期间的业务结果产生重大影响，但这种不利裁决很可能不会对伙伴关系的综合财务状况产生实质性不利影响。
威廉姆斯提起或针对威廉姆斯提起的诉讼
2016年4月和5月，William Companies，Inc.(“Williams”)对Energy Transfer，le GP，LLC提起了两起诉讼(“Williams诉讼”)，在其中一起诉讼中，Energy Transfer Corp LP、ETE Corp GP，LLC和Energy Transfer Equity GP，LLC(统称为“Energy Transfer被告”)指控Energy Transfer被告违反了Energy Transfer-Williams合并协议(“合并协议”)下的义务。总的来说，Williams指控Energy Transfer被告违反了合并协议，原因是：(A)未能使用商业上合理的努力从Latham&Watkins LLP(“Latham”)获得关于《国税法》第721条的税务意见(“721意见”)，(B)发行合伙企业的A系列可转换优先股(“发行”)，以及(C)在合并协议中做出据称不真实的陈述和担保。
在2016年6月20日和21日进行了为期两天的审判后，法院做出了有利于Energy Transfer被告的裁决，并发布了一项宣告性判决，即由于Latham无法提供所需的721意见，Energy Transfer可以在2016年6月28日之后终止合并。法院没有就Williams与发行有关的索赔或所称的不真实陈述和担保作出裁决。2017年3月23日，特拉华州最高法院确认了法院对2016年6月审判的裁决。2016年9月，双方提交了修改后的诉状。威廉姆斯提交了修改后的起诉书，要求赔偿美元。410百万元终止费用(“终止费用”)，按上文所列涉嫌违反合并协议计算。Energy Transfer被告提出了经修订的反诉和正面抗辩，声称Williams严重违反了合并协议，其中包括：(A)未能尽其合理的最大努力完成合并；(B)未能向Energy Transfer提供与合并有关的S-4表格中包含的重要信息；(C)未能为合并融资提供便利；以及(D)违反合并协议的论坛选择条款。
2021年5月10日至17日，就双方修改后的索赔进行了审判，2021年12月29日，法院做出了有利于威廉姆斯的裁决，判威廉姆斯胜诉，并判其终止费外加某些费用和开支，认为此次发行违反了合并协议，威廉姆斯并未实质性违反合并协议，尽管法院因其首席执行官故意窃取证据而对威廉姆斯实施了制裁。法院没有就威廉姆斯的税务相关索赔做出裁决。最终判决尚未进入。能源转移被告向特拉华州最高法院提出上诉的最后期限尚未确定。
Energy Transfer被告无法预测Williams诉讼的最终结果，Energy Transfer被告也无法预测解决Williams诉讼所需的时间和费用。
路虎--俄亥俄州
2017年11月3日，俄亥俄州和俄亥俄州环境保护局(俄亥俄州环保局)对罗孚和其他被告提起诉讼，要求追回据称欠下的民事罚款和与许可遵守相关的某些禁令救济。被告提出了几项驳回诉讼的动议，这些动议都得到了所有指控的批准。俄亥俄州环保局提出上诉，2019年12月9日，第五地区上诉法院作出一致判决，确认初审法院。俄亥俄州环保局寻求俄亥俄州最高法院的审查，被告在2020年2月提交的案情摘要中反对。2020年4月22日，俄亥俄州最高法院批准了俄亥俄州环保局的审查请求。2022年3月17日，俄亥俄州最高法院部分撤销判决，发回俄亥俄州初审法院。俄亥俄州最高法院同意罗孚的观点，即俄亥俄州已经放弃了《清洁水法》第401条规定的权利，但将其发回初审法院，以确定是否有任何指控超出了豁免的范围。
革命
2018年9月10日，位于宾夕法尼亚州比佛县中心乡的天然气集输管道革命管道发生管道泄漏起火(简称《事件》)。没有人员受伤。
宾夕法尼亚州总检察长办公室(“AG”)已开始对这一事件进行调查，宾夕法尼亚州西区联邦检察官已发出联邦大陪审团传票，要求提供与该事件相关的文件。目前尚不清楚这些调查的范围。

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目录表
2022年2月2日，AG发布了一份关于革命管道的新闻稿，并发布了大陪审团陈述，并向宾夕法尼亚州多芬县地方法院第12-2-02号地方法院对ETC东北管道有限责任公司提起刑事诉讼，涉及与革命管道建设相关的各种涉嫌违反清洁流法的九项轻罪指控。该伙伴关系将针对这些指控为自己进行有力的辩护。
宾夕法尼亚州切斯特县调查
2018年12月，前切斯特县地区检察官(“切斯特县检察官”)致信合伙公司，称他的办公室正在调查合伙公司和相关实体与Mariner East管道有关的“潜在罪行”。
随后，此事被提交给宾夕法尼亚州切斯特县的一个调查大陪审团，该陪审团已发出传票，要求提供文件和证词。2019年9月24日，切斯特县检察官向合伙企业发出意向通知，表示如果某些情况得不到补救，它打算采取减排行动。该伙伴关系在规定的期限内对意向通知作出了答复。
2019年12月，切斯特县检察官宣布对一名现任员工提出与提供安全服务有关的指控。2020年6月25日，对这名员工的指控举行了初步听证会，法官驳回了所有指控。
2021年4月22日，切斯特县地方检察官向宾夕法尼亚州切斯特县普通普莱斯法院提交了一份申诉和同意法令，构成了切斯特县地方检察官和合伙企业之间的和解协议。2021年5月10日召开了身份会议，2021年6月16日提交了修改后的同意法令，法院于2021年12月20日批准并进入。
宾夕法尼亚州特拉华县调查
2019年3月11日，特拉华县地区检察官办公室(“特拉华县检察官”)宣布，特拉华县检察官和宾夕法尼亚州总检察长办公室(“AG”)应特拉华县检察官的要求，正在对涉及特拉华县Mariner East管道建设和相关活动的涉嫌刑事不当行为进行调查。2020年3月16日，AG送达了全州调查大陪审团的传票，要求提供与意外退货和与Mariner East管道相关的供水有关的文件。合伙企业已经遵守了传票。2021年10月5日，AG举行了与Mariner East管道有关的新闻发布会，发布了大陪审团陈述，随后向宾夕法尼亚州多芬县地方法院第12-2-02号地方法院提起了针对能源转移的刑事诉讼，涉及47项与排放工业废物和污染有关的轻罪指控，以及一项与未报告与排放相关的信息有关的重罪指控。该伙伴关系将针对这些指控为自己进行有力的辩护。2021年10月13日，AG宣布他将竞选宾夕法尼亚州州长。
关于宾夕法尼亚州管道建设的股东诉讼
Energy Transfer的四名据称的单位持有人以名义被告的身份对Energy Transfer董事会的多名前任和现任成员LE GP，LLC和Energy Transfer提起了衍生诉讼，这些被告主张的索赔包括违反受托责任、不当得利、浪费公司资产、违反Energy Transfer的有限合伙协议、侵权干扰、滥用控制权和严重管理不善，这些索赔主要与宾夕法尼亚州的管道建设有关。他们还要求对Energy Transfer的公司治理结构进行损害赔偿和改变。见Bettiol诉le GP，案件编号3：19-cv-02890-X(德克萨斯州北部)；Davidson诉Kelcy L.Warren，原因号。DC-20-02322(德克萨斯州达拉斯县第44司法区)；哈里斯诉凯尔西·L·沃伦，案件编号2：20-cv-00364-GAM(E.D.PA)；以及King诉le GP，案件编号3：20-cv-00719-X(德克萨斯州北部)。另一家据称是Energy Transfer的单位持有人，阿勒格尼县雇员退休系统(ACES)，单独并代表所有其他类似情况的人，根据联邦证券法，据称代表一个阶层对Energy Transfer和Energy Transfer的三名董事Kelcy L.Warren、John W.McReynolds和Thomas E.Long提起诉讼。见阿勒格尼县新闻。RET。Sys.V.能源转移有限责任公司，案件编号2：20-00200-GAM(E.D.PA)。2020年6月15日，ACES提交了一份修改后的起诉书，并增加了能源转移董事马歇尔·麦克里亚和马修·拉姆齐，以及迈克尔·J·亨尼根和约瑟夫·麦吉恩作为额外被告。修改后的起诉书声称违反了交易法第10(B)和20(A)节及其颁布的第10b-5条，主要涉及宾夕法尼亚州管道建设的事项。2020年8月14日，被告提出动议，驳回ACES修改后的起诉书。2021年4月6日, 法院部分批准了被告的驳回动议，部分驳回了被告的动议。法院认为，ACERS可以继续就修正后的申诉中提出的某些陈述提出索赔，同时也可以驳回基于其他陈述的索赔。法院还在没有偏见的情况下驳回了对被告麦克雷诺兹、麦吉恩、

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目录表
还有亨尼根。事实发现正在进行中。被告无法预测这些诉讼的结果，也无法预测在本申请日期之后可能提起的任何诉讼的结果；也无法预测解决这些诉讼所需的时间和费用。然而，被告认为这些指控没有根据，并打算对其进行有力的抗辩。
CLINE集体诉讼
2017年7月7日，佩里·克莱恩在俄克拉何马州东区对Sunoco(R&M)、LLC(现称为Energy Transfer R&M)和ETMT提起集体诉讼，指控ETMT未能及时支付俄克拉荷马州油井的石油和天然气收益，并为这些逾期付款支付法定利息。2019年10月3日，法院认证了一个类别，包括在2012年7月7日或之后从俄克拉荷马州油井收到逾期付款的所有人，以及尚未支付逾期付款的法定利息的所有人(“类别”)。被排除在这一类别之外的是那些有权获得符合“最低工资”的收益付款、前期调整和转账的人，以及政府机构和上市石油和天然气公司。
经过长凳审判，2020年8月17日，法官约翰·吉布尼(来自弗吉尼亚州东区)发表了一项意见，裁定该阶级实际损害赔偿#美元。74.8已确认和未确认的特许权使用费所有者的逾期付款利息和利息为100万英镑。这一数额后来被修订为#美元。80.7300万美元，用于支付审判(“命令”)产生的利息。吉布尼法官还裁定惩罚性赔偿金额为#美元。75百万美元。该班级还要求支付律师费。
2020年8月27日，ETMT向第十巡回法院提交了上诉通知，并对整个命令提出了上诉。此事得到了全面通报，口头辩论定于2021年11月15日进行。然而，2021年11月1日，第十巡回法院出于对命令终局性的管辖权考虑，驳回了上诉。2021年11月29日，欧洲银行对这一决定的重审被驳回。2021年12月1日，ETMT向第十巡回法院提交了曼达默斯令状的请愿书，以纠正司法问题并确保最终判决。2022年2月2日，第十巡回法院驳回了曼达默斯令状的请愿书，理由是ETMT还有其他途径获得足够的救济。2022年2月10日，ETMT向初审法院提交了修改分配令的动议，并发布了第58条判决，要求地区法院按照规则输入最终判决。Sunoco还向初审法院提交了禁制令，要求原告尽一切努力执行任何非最终判决。2022年3月31日，吉布尼法官驳回了修改分配计划的动议，重申他认为该命令构成最终判决。吉布尼法官部分批准了禁令(将执法努力暂缓60天)，并部分拒绝了禁令。ETMT无法预测案件的结果，也无法预测解决上诉所需的时间和费用。然而，ETMT打算对整个命令提出强有力的上诉，包括对部分驳回禁令的上诉和对第10巡回法院修改动议的驳回。此外，2022年4月28日向美国最高法院提交了一份移审令的请愿书，要求对第十巡回法院驳回ETMT的上诉进行复审。
Energy Transfer LP和ETC德克萨斯管道有限公司诉卡尔伯森中流有限责任公司等人。
2022年4月8日，Energy Transfer LP(“Energy Transfer”)和ETC德克萨斯管道有限公司(“ETC”，连同Energy Transfer一起，“原告”)对Culberson Midstream LLC(“Culberson”)、Culberson Midstream Equity，LLC(“Culberson Equity”)和MoonTower Resources Gathering，LLC(“MoonTower”，连同Culberson和Culberson Equity，“被告”)提起诉讼。2018年10月1日，ETC和卡尔伯森签署了一项天然气收集和加工协议(“Bypass GGPA”)，根据该协议，卡尔伯森将从其专用区域收集天然气，并将所有承诺的天然气专门输送给ETC。关于Bypass GGPA，2018年10月18日，Energy Transfer和Culberson Equity也签订了期权协议。根据期权协议，Culberson Equity和MoonTower有权(但没有义务)要求Energy Transfer以认沽期权的方式购买各自在Culberson的权益。值得注意的是，期权协议只有在各方遵守绕过GGPA的情况下才可强制执行。2022年3月下旬，Culberson Equity和MoonTower向Energy Transfer提交了一份看跌期权通知，寻求要求Energy Transfer以约9300万美元的价格购买各自在Culberson的权益。2022年4月8日，原告对被告提起诉讼，称被告主张宣告性判决和违约。原告辩称，被告向第三方输送了一些承诺的天然气，而且自2020年3月以来没有向原告输送任何天然气，实质上违反了《绕过GGPA》，因此被告的提交通知无效。被告已经对诉讼做出了回应。卡尔伯森还就违约提出了反诉。这起诉讼正在德克萨斯州达拉斯县的第193司法地区法院待决。2022年4月27日，被告申请临时限制令、临时禁制令, 和永久禁令。法院于4月28日就这一申请举行了听证会，驳回了禁令。原告无法预测这起诉讼的最终结果，也无法预测解决它所需的时间和费用。

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目录表
环境问题
我们的运营受到广泛的联邦、部落、州和地方环境和安全法律法规的约束，这些法律和法规需要支出以确保合规，包括与空气排放和废水排放有关的支出、运营设施的支出以及现有和以前设施以及废物处置场所的补救支出。从历史上看，我们的环境合规成本对我们的运营结果没有重大不利影响，但不能保证此类成本在未来不会有重大影响，也不能保证未来遵守现有、修订或新的法律要求不会对我们的业务和运营业绩产生重大不利影响。规划、设计、建造和运营管道、工厂和其他设施的成本必须符合环境法律法规和安全标准。不遵守这些法律和条例可能会导致对行政、民事和刑事处罚的评估，强制执行调查、补救和纠正行动义务，损害自然资源，在受影响地区发布禁令，以及提起联邦授权的公民诉讼。与所有重大已知环境事项有关的或有损失已累计和/或单独披露。然而，我们可以根据事实和环境的变化或预期结果的变化，在解决特定意外情况之前修订应计金额。
由于可能的污染程度、补救的时间和程度、我们与其他各方的责任比例的确定、清理技术的改进以及未来环境法律和法规可能改变的程度等未知因素，环境风险和责任很难评估和估计。虽然环境成本可能会对我们任何一个时期的经营业绩产生重大影响，但我们相信该等成本不会对我们的财务状况产生重大不利影响。
根据目前可获得的信息和为确定潜在接触而进行的审查，我们认为为环境事项预留的金额足以支付潜在的清理费用。
环境修复
我们的子公司负责某些地点的环境补救，包括：
•我们的某些州际管道进行与过去使用多氯联苯(“多氯联苯”)造成的污染有关的土壤和地下水修复。多氯联苯评估正在进行中，在某些情况下，我们的子公司可能对其他各方造成的污染承担合同责任。
•某些收集和处理系统负责与碳氢化合物释放有关的土壤和地下水修复。
•与Sunoco，Inc.相关的遗留地点需要接受环境评估，包括以前拥有的码头和其他物流资产、合伙企业不再运营的零售地点、关闭和/或出售的炼油厂和其他以前拥有的地点。
•该伙伴关系可能对其被确定为潜在责任方(“PRP”)的地点的补救费用承担连带责任。截至2022年3月31日，该伙伴关系已被命名为PRP，约为34根据联邦和/或类似的州法律，已确定或可能确定的“超级基金”地点。合伙公司通常是在一个地点被确定为PRP的许多公司之一。伙伴关系审查了其在每个地点参与的性质和程度以及其他相关情况，并根据伙伴关系与地点的所谓联系，认为其与这些地点相关的潜在责任不会很大。
在可估计的范围内，预期的补救成本计入我们综合资产负债表中记录的环境事项金额。在某些情况下，无法合理估计未来的费用，因为补救活动是在客户和以前的客户提出索赔时进行的。如果环境补救义务由实施监管会计政策的子公司记录，预计可通过关税或税率收回的金额将作为监管资产记录在我们的综合资产负债表中。
下表反映了我们的综合资产负债表中记录的与环境事项有关的应计负债额，这些负债被认为是可能和可合理估计的。目前，我们无法估计可能的损失或超过应计金额的一系列可能损失。除以上讨论的事项外，我们不

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目录表
对任何需要在合并财务报表中披露的重大环境问题进行合理评估。
3月31日，
2022		十二月三十一日，
2021
当前$50 $46 
非当前239 247 
环境总负债
$289 $293 
我们已经成立了一家全资自保保险公司，以承担与某些不再运营的地点有关的环境义务相关的某些风险。向专属自保保险公司支付的保费包括已发生但未报告的环境索赔估计数，其依据是精算确定的充分发展的索赔费用估计数。在这种情况下，我们根据用于计算支付给专属自保保险公司的保费的贴现估计，应计可归因于未断言索赔的损失。
在截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月中，伙伴关系记录了4百万美元和美元6与环境清理项目相关的支出分别为100万美元。
我们的管道作业受到交通部在PHMSA下的监管，根据PHMSA的规定，PHMSA制定了与管道设施的设计、安装、测试、施工、运营、更换和管理相关的要求。此外，PHMSA通过管道安全办公室颁布了一项规则，要求管道运营商制定完整性管理计划，对其管道进行全面评估，并采取措施保护位于该规则所称的“高影响区域”的管道段。这些完整性管理计划下的活动涉及执行内部管道检查、压力测试或其他有效手段，以评估这些受监管管道段的完整性，法规要求迅速采取行动，解决评估和分析提出的完整性问题。对所有这些资产的完整性测试和评估将继续进行，这种测试和评估的结果可能会导致我们产生未来的资本和运营支出，用于确保我们的管道继续安全可靠地运行所需的维修或升级；然而，目前无法估计此类支出的可能范围。
我们的运营还受到OSHA的要求，以及监管员工健康和安全保护的类似州法律的要求。此外，职业安全和健康管理局的危险通信标准要求维护有关在我们的运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局和公民。我们相信，我们过去用于OSHA所需活动的成本，包括一般行业标准、记录保存要求和对职业暴露于受管制物质的监测，并没有对我们的运营结果产生实质性的不利影响，但不能保证这些成本在未来不会是实质性的。
11.收入
收入的分类
合伙企业的合并财务报表反映了八个可报告的部分，这也代表了合伙企业为披露目的汇总收入的水平。附注13描述了按分类分列的收入情况。
与客户的合同余额
伙伴关系通过转让商品或服务来履行其义务，以换取客户的考虑。履行的时间可能不同于向客户支付或从客户收到相关对价的时间，从而导致对合同资产或合同负债的确认。
合伙企业在向某些客户预付对价时或在合同允许合伙企业为此类服务收费之前向客户提供服务时，确认合同资产。
如果客户支付的对价先于合伙企业履行履行义务，则合伙企业确认合同责任。某些合同包含要求客户支付固定最低费用的条款，但允许客户对未来某个时间点提供的服务收取此类费用。这些金额被反映为递延收入，直到客户将不足的费用应用于所提供的服务，或者由于合同期限到期而无法使用该费用作为未来服务的付款，可以使用该费用或

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目录表
由于容量限制，客户实际无法使用费用。此外，Sunoco LP保留了一些特许经营协议，要求经销商为长期许可协议一次性预付款项。Sunoco LP在收到预付款时确认合同责任，并确认许可证期限内的收入。
下表汇总了我们合同负债的合并活动：
合同责任
平衡，2021年12月31日$459 
加法266 
已确认收入(209)
其他(10)
平衡，2022年3月31日$506 
平衡，2020年12月31日$290 
加法249 
已确认收入(165)
平衡，2021年3月31日$374 
Sunoco LP的合同资产和合同负债余额如下：
3月31日，
2022		十二月三十一日，
2021
合同余额：
合同资产
$168 $157 
与客户签订合同应收账款
637 463 
履约义务
在合同开始时，合伙企业评估其与客户的合同中承诺的商品和服务，并为转让不同商品或服务(或捆绑商品或服务)的每个承诺确定履行义务。为了确定履约义务，合伙企业考虑了合同中承诺的所有货物或服务，无论是明示的还是基于习惯商业惯例的默示。对于有多个履约义务的合同，合伙企业根据独立的销售价格将总的预期合同对价分配给每个不同的履约义务。收入在履行履行义务时确认，即当客户获得对商品或服务的控制权时。我们的某些合同包含可变组成部分，当这些组成部分与固定组成部分结合在一起时，就被视为单一的履约义务。对于这些类型的合同，下表中仅包括合同的固定组成部分。
截至2022年3月31日，分配给未清偿(或部分清偿)履约债务的交易价格总额为$40.94亿美元，其中1.32与加拿大能源转移相关的10亿美元。该伙伴关系预计将在如下所示的时间段内将这笔金额确认为收入：
截至12月31日止的年度，
2022
(剩余部分)20232024此后总计
预计收入将在截至2022年3月31日与现有客户签订的合同中确认$5,170 $6,202 $5,347 $24,222 $40,941 

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目录表
12.衍生工具资产和负债
商品价格风险
我们面临着与大宗商品价格波动相关的市场风险。为了管理这些价格波动的影响，我们利用了各种交易所交易和场外商品金融工具合约。这些合约主要由期货、掉期和期权组成，并以公允价值计入我们的综合资产负债表。
我们使用期货和基差掉期，被指定为公允价值对冲，以对冲我们存储在Bammel存储设施中的天然气库存。在对冲初期，我们通过在现货市场或淡季购买天然气并签订金融合同来锁定保证金。远期天然气价格与实物库存现货价格之间的价差变动导致未实现收益或亏损，直至相关实物天然气被撤回并相关的指定衍生品结算。一旦天然气被提取，指定的衍生品被结算，与这些头寸相关的以前未实现的收益或损失就会变现。
我们使用期货、掉期和期权来对冲我们在州际运输和储存部门保留的天然气销售价格，以及在州际运输和储存部门的运营天然气销售费用。出于会计目的，这些合同不被指定为套期保值。
我们使用NGL和原油衍生品掉期合约来对冲我们在中游业务保留的NGL和凝析油权益数量的预测销售，根据这些合约，我们的子公司通常代表生产商收集和加工天然气，以市场价格出售由此产生的残余气和NGL数量，并根据残余气和NGL的指数价格将收益的商定百分比汇给生产商。出于会计目的，这些合同不被指定为套期保值。
我们利用掉期、期货和其他衍生工具来降低与精炼产品和NGL价格市场波动相关的风险，以管理我们的存储设施和纯度NGL的购买和销售。出于会计目的，这些合同不被指定为套期保值。
我们使用期货和掉期来实现原油购买的应课税价，将某些预期的成品油销售转换为固定或浮动价格，锁定某些成品油的利润率，并锁定部分天然气购买或销售的价格。出于会计目的，这些合同不被指定为套期保值。
我们使用金融商品衍生品在我们的交易活动中利用市场机会，这些交易活动补充了我们运输和存储部门的业务，并在我们的综合运营报表中计入了销售产品的成本。我们在所有其他部门也有与电力和天然气相关的贸易和营销活动，这些活动也计入了销售产品的成本。由于我们的交易活动以及在我们的运输和储存部门使用衍生金融工具，收益波动的程度可能会在不同时期发生重大的、有利的或不利的程度。我们试图通过使用向我们的风险监督委员会(包括高级管理层成员)提供的每日头寸和损益报告以及我们的大宗商品风险管理政策中规定的限制和授权来管理这种波动性。

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目录表
下表详细介绍了我们未偿还的大宗商品相关衍生品：
March 31, 20222021年12月31日
名义体积成熟性名义体积成熟性
按市值计价的衍生品
(交易)
天然气(BBtu)：
固定掉期/期货
605 2022-2023585 2022-2023
基差互换IFERC/NYMEX(1)
(14,598)2022(66,665)2022
功率(兆瓦)：
远期709,920 2023-2029653,000 2023-2029
期货(555,582)2022-2024(604,920)2022-2023
期权-看跌期权119,200 2022-2023(7,859)2022
期权-看涨期权(238,400)2022-2023(30,932)2022
(非交易)
天然气(BBtu)：
基差互换IFERC/NYMEX13,505 2022-20236,738 2022-2023
摆动掉期IFERC(27,273)2022-2023(106,333)2022-2023
固定掉期/期货(2,238)2022-2023(63,898)2022-2023
远期现货合约(16,437)2022-2024(5,950)2023
NGL(MBbls)-远期/互换10,709 2022-20248,493 2022-2024
原油(MBbls)-远期/掉期
2,639 2022-20233,672 2022-2023
精炼产品(MBBLS)-期货(4,225)2022-2024(3,349)2022-2023
公允价值对冲衍生产品
(非交易)
天然气(BBtu)：
基差互换IFERC/NYMEX(18,675)2022(40,533)2022
固定掉期/期货(18,675)2022(40,533)2022
套期保值项目--库存18,675 202240,533 2022
(1)包括与休斯顿船运渠道、Waha Hub、NGPL德克萨斯Ok、西路易斯安那区和Henry Hub地点相关的未平仓头寸的总额。
利率风险
我们面临着利率变化的市场风险。为了保持具有成本效益的资本结构，我们使用固定利率债务和可变利率债务的混合方式借入资金。我们还利用远期起始利率掉期来锁定我们预期发行的部分债务的利率。
下表汇总了我们的未偿还利率掉期，其中没有一项被指定为会计上的对冲：
术语
类型(1)
未清偿名义金额
3月31日，
2022		十二月三十一日，
2021
2022年7月(2)
远期开始支付3.80%的固定利率，并获得浮动利率$400 $400 
2023年7月(2)
远期开始支付3.78%的固定利率，并获得浮动利率200 200 
2024年7月(2)
远期开始支付3.88%的固定利率，并获得浮动利率200 200 
(1)浮动利率以3个月期伦敦银行同业拆息为基础。

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目录表
(2)表示生效日期。这些远期掉期的期限为30年，强制终止日期与生效日期相同。
信用风险
信用风险是指交易对手可能违约导致合伙企业蒙受损失的风险。已经批准并实施了信贷政策，以管理伙伴关系的交易对手组合，目的是减少信贷损失。这些政策确立了指导方针、控制和限制，通过授权对现有和潜在交易对手的财务状况进行适当评估，监测机构信用评级，并实施根据交易对手的风险状况限制风险敞口的信贷做法，将信用风险管理在核准的容忍度范围内。此外，在某些情况下，合伙企业有时可能需要抵押品，以在必要时减轻信用风险。该伙伴关系还使用行业标准商业协议，允许对根据单一商业协议执行的交易的相关风险进行净额结算。此外，我们利用主净额结算协议来抵消与单一交易对手或关联交易对手集团之间的多个商业协议的信贷敞口。
该伙伴关系的对手方包括能源行业的各种客户组合，包括石化公司、商业和工业终端用户、石油和天然气生产商、市政当局、天然气和电力公用事业公司、中游公司和独立发电厂。我们的整体风险敞口可能会受到宏观经济或监管变化的积极或负面影响，这些变化在一定程度上影响了我们的交易对手。目前，管理层预计我们的财务状况或经营结果不会因交易对手的不履行而受到实质性的不利影响。
该合伙公司在场外交易市场的某些交易对手(主要是独立系统运营商和结算经纪商)持有维持保证金存款。当衍生品的价值超过我们与交易对手预先设定的信用额度时，需要支付保证金保证金。保证金存款在非交易所交易衍生品的结算日左右退还给我们，我们每天为交易所交易交易交换追加保证金通知。由于每日向交易所经纪发出追缴保证金通知，金融衍生工具的公允价值被视为流动，并计入综合资产负债表内其他流动资产内支付予卖方的存款。
对于金融工具，交易对手未能履行合同可能导致我们无法实现已记录在我们的综合资产负债表上并在我们的经营表或全面收益表(亏损)中确认的金额。
派生工具摘要
下表汇总了我们的衍生品资产和负债：
衍生工具的公允价值
资产衍生品负债衍生工具
3月31日，
2022		十二月三十一日，
2021		3月31日，
2022		十二月三十一日，
2021
指定为对冲工具的衍生工具：
商品衍生品(保证金存款)
$15 $46 $(37)$(3)
15 46 (37)(3)
未被指定为对冲工具的衍生工具：
商品衍生品(保证金存款)
408 173 (435)(156)
商品衍生品
79 53 (39)(52)
利率衍生品
— — (273)(387)
487 226 (747)(595)
总衍生品
$502 $272 $(784)$(598)

32
目录表
下表列出了我们确认的衍生资产和负债的公允价值，以及综合资产负债表上受可强制执行的总净额安排或类似安排约束的抵销金额：
资产衍生品负债衍生工具
资产负债表位置3月31日，
2022		十二月三十一日，
2021		3月31日，
2022		十二月三十一日，
2021
没有抵销协议的衍生品
衍生负债
$— $— $(273)$(387)
抵销协议中的衍生品：
场外交易合约
衍生资产(负债)
79 53 (39)(52)
经纪商清算衍生品合约
其他流动资产(负债)
423 219 (472)(159)
总衍生工具总额
502 272 (784)(598)
抵销协议：
支付给场外交易对手的抵押品
其他流动资产
(38)— 38 — 
交易对手净额结算
衍生资产(负债)
(389)(43)389 43 
交易对手净额结算
其他流动资产(负债)
— (150)— 150 
净衍生工具合计
$75 $79 $(357)$(405)
本公司按公允价值在综合资产负债表上将非交易所买卖金融衍生工具作为衍生资产及负债披露，金额按预期结算日期分为流动或长期。
下表汇总了我们在综合经营报表中确认的与我们的衍生金融工具有关的地点和金额：
位置在衍生工具收益中确认的收益(亏损)金额
截至三个月
3月31日，
20222021
未被指定为对冲工具的衍生工具：
商品衍生品--交易
产品销售成本
$17 $3 
商品衍生品--非交易
产品销售成本
(17)(42)
利率衍生品
利率衍生品收益(亏损)114 194 
总计
$114 $155 
13.可报告的细分市场
我们主要在美国开展业务的可报告部门如下：
•州内运输和储存；
•州际运输和储存；
•中游；
•NGL及成品油运输与服务；
•原油运输和服务；
•对Sunoco LP的投资；

33
目录表
•对USAC的投资；以及
•其他的都是。
合并的收入和费用反映了所有重大公司间交易的取消。
我们州内运输和储存部门的收入主要反映在天然气销售和收集、运输和其他费用上。我们州际运输和存储部门的收入主要反映在收集、运输和其他费用上。我们中游业务的收入主要反映在天然气销售、天然气销售和收集、运输和其他费用上。我们的NGL和成品油运输和服务部门的收入主要反映在NGL销售和收集、运输和其他费用上。我们原油运输和服务部门的收入主要反映在原油销售中。我们在Sunoco LP部门的投资收入主要反映在精炼产品销售上。我们在USAC部门的投资收入主要反映在收集、运输和其他费用上。我们所有其他部门的收入主要反映在天然气销售和收集、运输和其他费用上。
我们报告分部调整后EBITDA和合并调整后EBITDA作为衡量分部业绩的指标。我们将分段调整EBITDA和合并调整EBITDA定义为合伙企业未计利息、税项、折旧、摊销、摊销和其他非现金项目的收益总额，如非现金补偿费用、资产处置损益、建设期间使用的权益资金准备、商品风险管理活动的未实现损益、存货估值调整、非现金减值费用、债务清偿损失和其他非营业收入或支出项目。未计入调整后EBITDA计算的库存调整仅代表后进先出的库存成本或市场储备较低的变化。这些金额是对Sunoco LP在期末库存中剩余的燃料量进行的未实现估值调整。
分部经调整EBITDA及综合经调整EBITDA按与记录未合并联营公司收益权益相同的确认及计量方法反映未合并联营公司的金额。与未合并联营公司相关的经调整EBITDA与未合并联营公司有关的项目不包括与计算分段调整后EBITDA和合并调整后EBITDA相同的项目，如利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目。虽然该等金额不包括于与未合并联营公司有关的经调整EBITDA内，但不应理解为我们对该等联营公司的营运及由此产生的收入及开支拥有控制权。我们不控制我们未合并的关联公司；因此，我们不控制该等关联公司的收益或现金流。分部调整后EBITDA或与未合并关联公司相关的调整后EBITDA作为分析工具的使用应受到相应限制。

34
目录表
下表按部门列出了财务信息：
截至三个月
3月31日，
20222021
收入：
州内运输和储存：
来自外部客户的收入
$1,475 $3,976 
部门间收入
157 924 
1,632 4,900 
州际运输和仓储：
来自外部客户的收入
547 501 
部门间收入
19 24 
566 525 
中游：
来自外部客户的收入
1,131 578 
部门间收入
2,794 2,094 
3,925 2,672 
NGL及成品油运输和服务：
来自外部客户的收入
5,245 3,397 
部门间收入
1,032 593 
6,277 3,990 
原油运输和服务：
来自外部客户的收入
5,926 3,500 
部门间收入
— — 
5,926 3,500 
对Sunoco LP的投资：
来自外部客户的收入
5,397 3,469 
部门间收入
5 2 
5,402 3,471 
在USAC的投资：
来自外部客户的收入
159 155 
部门间收入
4 3 
163 158 
所有其他：
来自外部客户的收入
611 1,419 
部门间收入
104 93 
715 1,512 
淘汰
(4,115)(3,733)
总收入
$20,491 $16,995 

35
目录表
截至三个月
3月31日，
20222021
部门调整后的EBITDA：
州内运输和储存
$444 $2,813 
州际运输和仓储
453 453 
中游
807 288 
NGL及成品油运输和服务
700 647 
原油运输和服务
593 510 
对Sunoco LP的投资
191 157 
对美国国资委的投资
98 100 
所有其他
54 72 
调整后的EBITDA(合并)
3,340 5,040 
折旧、损耗和摊销
(1,028)(954)
利息支出，扣除资本化利息后的净额
(559)(589)
减值损失(300)(3)
利率衍生品收益114 194 
非现金补偿费用
(36)(28)
商品风险管理活动的未实现收益(损失)(45)46 
库存估值调整(Sunoco LP)120 100 
债务清偿损失
— (7)
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA
(125)(123)
未合并关联公司收益中的权益56 55 
其他，净额
(59)(15)
所得税前收入支出1,478 3,716 
所得税(费用)福利9 (75)
净收入$1,487 $3,641 

36
目录表
项目2.管理层对财务状况的讨论和分析
以及行动的结果
(表格美元和单位金额，除每单位数据外，以百万为单位)
以下是对本公司历史综合财务状况和经营成果的讨论，应与(I)本公司历史综合财务报表及其附注包含在本10-Q表格其他部分；以及(Ii)综合财务报表以及管理层对合伙企业截至2022年2月18日提交给美国证券交易委员会的截至2021年12月31日的10-K表格年度报告中的财务状况和经营成果的讨论和分析一并阅读。这一讨论包括受风险和不确定性影响的前瞻性陈述。由于“第一部分--第1A项”中讨论的一些因素，实际结果可能与我们在本节中所作的陈述有很大不同。我们于2022年2月18日向美国证券交易委员会提交了截至2021年12月31日的10-K表格年度报告中的“风险因素”。有关前瞻性陈述的其他信息将在下文的“前瞻性陈述”中讨论。
除文意另有所指外，凡提及“我们”、“合伙”及“能量转移”，均指能量转移有限公司及其合并附属公司。
最近的发展
Energy Transfer加拿大销售
2022年3月，该伙伴关系宣布了一项最终协议，出售其在Energy Transfer Canada的51%权益。此次出售预计将为Energy Transfer带来约3.4亿加元的现金收益(按2022年3月31日的汇率计算为2.72亿美元)，受某些收购价格调整的影响。这笔交易预计将在2022年第三季度完成。
Spindletop资产购买
2022年3月，合伙企业以约3.25亿美元的价格收购了Caliche Coastal Holdings，LLC(后来更名为Energy Transfer Spindletop LLC)的会员权益，该公司在德克萨斯州贝尔维尤山附近拥有一个地下储存设施。
季度现金分配
2022年4月，Energy Transfer宣布，截至2022年3月31日的季度，Energy Transfer公共单位的季度分配为每单位0.20美元(折合成年率为0.80美元)。
法规更新
州际天然气运输法规
费率监管
自2018年1月起，2017年《减税和就业法案》(简称《税法》)改变了联邦税法的多项条款，包括降低最高企业税率。2018年3月15日，在一系列相关提案中，FERC解决了以受监管的实体税率对待联邦所得税免税额的问题。FERC发布了一份经修订的所得税处理政策声明(“经修订的政策声明”)，声明将不再允许主有限责任合伙企业在其服务成本率中收回所得税免税额。FERC发布了修订后的政策声明，以回应美国哥伦比亚特区巡回上诉法院在美国联合航空公司诉FERC案中的发回，在该案件中，法院裁定，FERC没有证明其结论是合理的，即组织为大型有限责任合伙企业的管道不会通过在服务成本中计入所得税免税额并获得使用贴现现金流法计算的股本回报，在当前政策下不会“双倍收回”其税款。2018年7月18日，FERC澄清说，作为主有限合伙企业组织的管道在未来的程序中不会被排除在论证和提供证据支持方面，证明它有权享受所得税免税额，并证明其收回所得税免税额并不会导致投资者所得税成本的双重回收。2020年7月31日, 美国哥伦比亚特区巡回上诉法院发表了一项意见，维持了FERC的决定，即拒绝单独的主有限合伙企业追回所得税免税额，以及不要求主有限合伙企业退还累计递延所得税余额的决定。鉴于重审令澄清了个别实体支持收回所得税免税额的能力，以及法院随后支持拒绝向主要有限责任合伙企业提供所得税免税额的意见，FERC关于所得税处理的政策对我们可以对FERC监管的运输服务收取的费率的影响目前尚不清楚。

37
目录表
即使没有应用FERC最近与费率制定相关的政策声明和规则制定，FERC或我们的托运人也可能会对我们收取的服务成本费率提出质疑。FERC制定公正合理的费率是基于许多组成部分，包括净资产收益率和与税收相关的组成部分，但也包括其他管道成本，这些成本将继续影响FERC确定公正合理的服务成本费率。此外，我们根据各种费率结构从我们的渠道获得收入，包括服务成本率、协商费率、折扣费率和基于市场的费率。我们的许多州际管道，如ETC Tiger、中洲快线和费耶特维尔快线，都与客户就支持管道建设的长期合同商定的市场费率进行了谈判。其他系统，如FGT、TransWest和PanHandle，混合了关税税率、贴现率和协商的费率协议。我们根据基于服务成本的费率提供的天然气运输服务的收入在未来可能会因为FERC政策的变化以及税法中确定的降低的企业联邦所得税税率而减少。与我们的服务成本费率相关的任何收入减少的程度(如果有的话)将取决于对我们所有服务成本组成部分的详细审查，以及FERC或我们的托运人对我们费率的任何挑战的结果。
2018年7月18日，FERC发布了一项最终规则，确立了根据税法和FERC修订后的政策声明评估FERC管辖天然气管道收取的费率的程序。通过2019年1月16日发布的一项命令，FERC根据NGA第5条启动了对PanHandle现有费率的审查，以确定PanHandle目前收取的费率是否公平合理，并将此事提交听证会。2019年8月30日，PanHandle根据NGA第4条提起了一般费率诉讼。2019年10月1日，首席法官命令合并了《天然气法》第5节和第4节的程序。合并诉讼的听证会于2020年8月25日开始，2020年9月15日休会。行政法法官的初步决定于2021年3月26日发布。2021年4月26日，PanHandle提交了关于最初裁决的例外情况的简报。2021年5月17日，PanHandle在这一诉讼中提交了简短的反对例外。这件事在FERC面前仍然悬而未决。
管道认证
FERC于2018年4月19日发布了调查通知(“管道认证NOI”)，从而启动了对其天然气管道认证政策的审查，包括审查其于1999年发布的长期存在的关于新建州际天然气管道设施认证的政策声明，该声明用于确定是否为新管道项目颁发证书。2021年2月18日，FERC发布了另一份NOI(2021年NOI)，重新开始审查1999年的政策声明。对2021年NOI的意见应在2021年5月26日截止；我们在FERC程序中提交了意见。2021年9月，FERC发布了《天然气法》第3条和第7条授权的天然气基础设施项目温室气体减排技术会议通知。2021年11月19日召开了技术会议，并于2022年1月7日向FERC提交了技术会议后的意见。FERC尚未就2018年NOI、2021年NOI或温室气体减排技术会议采取任何进一步行动，我们无法预测NOI或技术会议之后可能会提出什么变化(如果有的话)，这可能会影响我们的天然气管道或液化天然气设施的运营，或者这些提议(如果有的话)可能会生效。我们预计，这一政策的任何变化都不会对我们产生与在美国运营的任何其他天然气管道公司有实质性不同的影响。
2022年2月18日，FERC发布了两份新的政策声明：(1)关于新建州际天然气设施证书的政策声明和(2)关于在天然气基础设施项目审查中考虑温室气体排放的政策声明(《2022年政策声明》)，将于当天生效。2022年3月24日，FERC发布了一项命令，将2022年政策声明指定为政策声明草案，并要求提供进一步的意见。FERC将不会将现在起草的2022年政策声明草案应用于未决申请或向FERC提交的申请，直到它就这些主题发布任何最终指导意见。对2022年政策声明的评论截止日期为2022年4月25日，回复意见截止日期为2022年5月25日。我们无法预测2022年政策声明可能会带来什么变化(如果有的话)，这些变化可能会影响我们的天然气管道或液化天然气设施项目，或者这些新政策(如果有的话)可能会在何时生效。我们预计，这些政策声明的任何变化都不会对我们产生与在美国运营的任何其他天然气管道公司有实质性不同的影响。
州际共同承运人条例
FERC使用了一种指数化费率方法，该方法允许普通运营商在与制成品生产者价格指数(PPI-FG)变化挂钩的规定上限水平内改变费率。许多现有管道利用FERC液体指数每年改变运输费率。指数化方法适用于现有汇率，但不包括基于市场的汇率。FERC的索引方法每五年进行一次审查。在2020年12月的一项命令中，FERC决定，从2021年7月1日开始到2026年6月30日结束的五年内，将允许收取指数化费率的普通运营商每年以PPI-FG加0.78%的幅度调整其指数化上限。FERC收到了对2020年12月17日的命令进行重审的请求，并于2022年1月20日批准了重审并修改了石油指数。具体而言，自2021年7月1日起至6月底止的五年期间

38
目录表
30,2026，允许收取指标率的液体管道每年通过生产者价格指数减0.21%调整其指标值上限。FERC指示液体管道根据新的指数水平重新计算2021年7月1日至2022年6月30日的上限水平。多家管道公司已向美国第五巡回上诉法院提交了对这一决定的复审请愿书。如果输油管道的申请费率超过其上限水平，FERC命令此类输油管道降低费率，使其符合重新计算的上限水平，该上限水平将于2022年3月1日生效。
经营成果
我们报告分部调整后EBITDA和合并调整后EBITDA作为衡量分部业绩的指标。我们将分段调整EBITDA和合并调整EBITDA定义为合伙企业未计利息、税项、折旧、摊销、摊销和其他非现金项目的收益总额，如非现金补偿费用、资产处置损益、建设期间使用的权益资金准备、商品风险管理活动的未实现损益、存货估值调整、非现金减值费用、债务清偿损失和其他非营业收入或支出项目。未计入调整后EBITDA计算的库存调整仅代表后进先出的库存成本或市场储备较低的变化。这些金额是对Sunoco LP在期末库存中剩余的燃料量进行的未实现估值调整。
分部经调整EBITDA及综合经调整EBITDA按与记录未合并联营公司收益权益相同的确认及计量方法反映未合并联营公司的金额。与未合并联营公司相关的经调整EBITDA与未合并联营公司有关的项目不包括与计算分段调整后EBITDA和合并调整后EBITDA相同的项目，如利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目。虽然该等金额不包括于与未合并联营公司有关的经调整EBITDA内，但不应理解为我们对该等联营公司的营运及由此产生的收入及开支拥有控制权。我们不控制我们未合并的关联公司；因此，我们不控制该等关联公司的收益或现金流。分部调整后EBITDA或与未合并关联公司相关的调整后EBITDA作为分析工具的使用应受到相应限制。
在标题为“部门经营业绩”的章节中，对下表中每个部门报告的部门调整后EBITDA进行了分析。调整后的EBITDA是行业分析师、投资者、贷款人和评级机构用来评估合伙企业基本业务活动的财务业绩和经营结果的非GAAP衡量标准，不应单独考虑或作为净收益、运营收入、经营活动现金流量或其他GAAP衡量标准的替代。

39
目录表
合并结果
截至三个月
3月31日，
20222021变化
部门调整后的EBITDA：
州内运输和储存$444 $2,813 $(2,369)
州际运输和仓储453 453 — 
中游807 288 519 
NGL及成品油运输和服务700 647 53 
原油运输和服务593 510 83 
对Sunoco LP的投资191 157 34 
对美国国资委的投资98 100 (2)
所有其他54 72 (18)
调整后的EBITDA(合并)
3,340 5,040 (1,700)
折旧、损耗和摊销
(1,028)(954)(74)
利息支出，扣除资本化利息后的净额
(559)(589)30 
减值损失(300)(3)(297)
利率衍生品收益114 194 (80)
非现金补偿费用
(36)(28)(8)
商品风险管理活动的未实现收益(损失)(45)46 (91)
库存估值调整(Sunoco LP)120 100 20 
债务清偿损失
— (7)7 
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA(125)(123)(2)
未合并关联公司收益中的权益56 55 1 
其他，净额
(59)(15)(44)
所得税前收入支出1,478 3,716 (2,238)
所得税(费用)福利9 (75)84 
净收入$1,487 $3,641 $(2,154)
调整后的EBITDA(合并)。截至2022年3月31日止三个月，经调整EBITDA较去年同期减少34%，主要受2021年2月冬季风暴URI的影响。影响最大的是我们的州内运输和储存部门，该部门调整后的EBITDA减少23.7亿美元，主要是由于已实现存储利润率减少15亿美元和已实现天然气销售减少8.62亿美元，这两项主要是由于前一时期冬季风暴URI的影响。这些下降被多个部门的良好业绩部分抵消，其中最重要的是中游部门，部门调整后的EBITDA增加了5.19亿美元，主要是由于有利的天然气和天然气价格以及最近Enable收购的影响。
有关影响截至2022年3月31日的三个月调整后EBITDA与去年同期相比的变化的更多信息，包括冬季风暴URI和其他非风暴相关因素的其他影响，请参阅下面的“部门经营业绩”。
折旧、损耗和摊销。与去年同期相比，截至2022年3月31日的三个月的折旧、损耗和摊销有所增加，这主要是由于与2021年12月收购的Enable资产和最近投入使用的资产相关的递增折旧。
利息支出，净额。与去年同期相比，在截至2022年3月31日的三个月中，扣除利息资本后的利息支出下降，这主要是由于未偿债务总额下降以及最近再融资和浮动利率债务的借款成本下降。
减值损失。在截至2022年3月31日的三个月中，减值损失包括根据预期出售加拿大能源转移公司资产的预期收益对这些资产进行的3亿美元减值。
在截至2021年3月31日的三个月中，减值损失包括USAC确认的与其压缩设备相关的总计300万美元，这是因为USAC对其闲置机队在市场条件下的未来部署进行了评估。

40
目录表
利率衍生品的收益。在截至2022年3月31日的三个月内，利率衍生品的收益源于远期利率的变化，这导致我们的远期掉期发生了价值变化。
商品风险管理活动的未实现收益(损失)。本公司商品风险管理活动的未实现损益包括商品衍生工具的公允价值变动及纳入指定公允价值对冲关系的套期存货。有关每一分部的未实现损益的信息包括在下面的“分部经营业绩”中，有关商品相关衍生产品的其他信息，包括名义交易量、到期日和公允价值，可在“第3项.关于市场风险的定量和定性披露”和“第1项.财务报表”的综合财务报表附注12中获得。
存货估值调整。库存估值调整是指对Sunoco LP的库存采用后进先出法的成本或市场较低水平的变化。这些数额是对期末库存中剩余燃料量适用的未实现估值调整。在截至2022年3月31日和2021年3月31日的三个月中，燃料价格的上涨分别使成本或市场准备金要求的降低减少了1.2亿美元和1亿美元，从而对净收入产生了有利影响。
债务清偿损失。在截至3月31日的三个月中，2021年的金额与Sunoco LP 2021年1月回购其某些2023年优先票据有关。
调整后EBITDA涉及未合并联营公司和未合并联营公司收益中的权益。详情见下文“未合并联营公司补充资料”及“分部经营业绩”。
其他，Net。其他，净额主要包括监管资产的摊销和其他收入和支出金额。
所得税(费用)福利。在截至2022年3月31日的三个月中，与上年同期相比，由于合伙企业合并后的子公司当期收益减少，所得税支出减少。

41
目录表
关于未合并关联公司的补充信息
下表列出了与未合并附属公司相关的财务信息：
截至三个月
3月31日，
20222021变化
未合并关联公司的收益(亏损)权益：
柑桔$34 $37 $(3)
MEP(4)(3)(1)
白色悬崖— — — 
其他26 21 5 
未合并关联公司收益中的总股本$56 $55 $1 
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA(1):
柑桔$77 $79 $(2)
MEP5 5 — 
白色悬崖5 5 — 
其他38 34 4 
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA合计$125 $123 $2 
从未合并的附属公司收到的分发：
柑桔$60 $56 $4 
MEP4 4 — 
白色悬崖5 15 (10)
其他21 25 (4)
从未合并的附属公司收到的总分配$90 $100 $(10)
(1)这些金额代表我们在未合并联营公司的经调整EBITDA中的比例份额，并基于我们在未合并关联公司的收益或亏损中的权益，根据我们在未合并关联公司的利息、折旧、损耗、摊销、非现金项目和税项中的比例份额进行调整。
分部经营业绩
我们根据部门调整后的EBITDA评估部门业绩，我们认为这是衡量我们业务核心盈利能力的重要业绩指标。这一指标代表了我们内部财务报告的基础，也是高级管理层在决定如何在业务部门之间分配资本资源时使用的业绩指标之一。
下表确定了分段调整后EBITDA的组成部分，其计算方法如下：
•部门利润率、运营费用、和销售、一般和行政费用。这些金额代表我们的合并财务报表中包含的可归因于每一部门的金额。
•商品风险管理活动和存货估值调整的未实现损益。这些是计入产品销售成本以计算分部利润率的未实现金额。这些金额不包括在分段调整后的EBITDA中；因此，未实现亏损被加回，未实现收益被减去以计算分段衡量。
•非现金补偿费用。这些数额是记录在营业费用和销售、一般和行政费用中的非现金补偿总额。这笔费用不包括在分段调整后的EBITDA中，因此被加回以计算分段度量。
•与未合并关联公司相关的调整后EBITDA。与未合并联营公司相关的经调整EBITDA不包括与计算分段调整后EBITDA相同的项目，例如利息、税项、折旧、损耗、摊销及其他非现金项目。尽管这些金额被排除在与未合并关联公司相关的调整后EBITDA之外，但这种排除不应被理解为意味着

42
目录表
我们对这些附属公司的运营以及由此产生的收入和支出拥有控制权。我们不控制我们未合并的关联公司；因此，我们不控制该等关联公司的收益或现金流。
以下对部门经营业绩的分析包括对部门利润率的衡量。分部利润率是一项非公认会计原则的财务衡量指标，在此提出是为了协助分析分部经营业绩，尤其是为了方便了解销售收入的变化对分部调整后EBITDA的分部业绩衡量的影响。分部利润率类似于GAAP毛利衡量标准，不同之处在于分部利润率不包括折旧、损耗和摊销费用。在合伙企业报告的GAAP计量中，与分部利润率最直接可比的衡量指标是分部调整后EBITDA；下表中包括了分部利润率显示的每个分部的分部利润率与分部调整后EBITDA的对账。
此外，就某些分部而言，以下各节包括按销售类别划分的分部利润率构成部分的资料，包括哪些分项是为了提供额外的分类资料，以方便分析分部利润率及分部调整后EBITDA。例如，这些组成部分包括运输保证金、仓储保证金和其他保证金。分部利润率的这些组成部分的计算与分部利润率的计算一致；因此，这些组成部分还不包括折旧、损耗和摊销费用。
2021年2月发生的冬季风暴URI对伙伴关系的调整后EBITDA造成了一次性影响，并影响了某些细分市场的运营结果，如细分市场分析中所讨论的那样。在截至2021年3月31日的三个月内，认识到冬季风暴URI的影响，要求管理层做出某些估计和假设，包括对预期信贷损失的估计，以及与解决与交易对手就某些天然气购买和销售的纠纷有关的假设。最终实现信贷损失和解决有争议的天然气买卖，可能会对伙伴关系今后的财务状况和业务成果产生重大影响。
州内运输和储存
截至三个月
3月31日，		 
20222021变化
天然气运输量(BBtu/d)
13,973 11,221 2,752 
从储存天然气库存中提取(BBtu)21,858 19,045 2,813 
收入
$1,632 $4,900 $(3,268)
产品销售成本
1,171 1,994 (823)
分部边距
461 2,906 (2,445)
商品风险管理活动的未实现(收益)损失46 (12)58 
营业费用，不包括非现金补偿费用
(63)(80)17 
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用
(12)(8)(4)
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA
6 6 — 
其他
6 1 5 
分部调整后的EBITDA
$444 $2,813 $(2,369)
卷数。在截至2022年3月31日的三个月中，运输量与去年同期相比有所增加，这主要是由于收购了Enable俄克拉荷马州内传输系统，以及二叠纪和海恩斯维尔产量的增加。

43
目录表
段边距。我们州内运输和仓储部门利润率的组成部分如下：
截至三个月
3月31日，		 
20222021变化
交通费
$215 $180 $35 
天然气销售及其他(不包括未实现损益)
209 1,071 (862)
留用燃料收入(不包括未实现损益)
32 93 (61)
储存利润率(不包括未实现损益和公允价值存货调整)51 1,550 (1,499)
商品风险管理活动和公允价值存货调整的未实现收益(损失)(46)12 (58)
总分部利润率
$461 $2,906 $(2,445)
分段调整后的EBITDA。与去年同期相比，截至2022年3月31日的三个月，与州内运输部门相关的部门调整后EBITDA减少，原因是以下净影响：
•已实现存储利润率减少15亿美元，主要是由于上期冬季风暴URI期间提取的实物存储利润率较高；
•已实现天然气销售减少8.62亿美元，其他主要原因是上期冬季风暴乌里期间按现行市场价格销售天然气；
•前期冬季风暴乌里期间与天然气价格有关的留存燃料收入减少6,100万美元；以及
•销售、一般和行政费用增加400万美元，主要原因是增加Enable资产所产生的已分配间接费用增加以及公司费用增加；部分抵消
•运输费增加3,500万美元，主要是由于最近收购的Enable俄克拉荷马州内传输系统的费用；以及
•业务费用减少1 700万美元，主要原因是燃料消耗成本减少1 600万美元和水电费费用减少900万美元，但被Enable资产的600万美元额外费用和从价税增加200万美元部分抵销。
州际运输和仓储
截至三个月
3月31日，
20222021变化
天然气运输量(BBtu/d)15,098 9,654 5,444 
天然气销售量(BBtu/d)41 21 20 
收入$566 $525 $41 
产品销售成本19 — 19 
分部边距547 525 22 
营业费用，不包括非现金补偿、摊销和增值费用(171)(134)(37)
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿、摊销和增值费用(31)(21)(10)
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA88 85 3 
其他20 (2)22 
分部调整后的EBITDA$453 $453 $— 
音量。截至2022年3月31日的三个月，运输量与去年同期相比有所增长，主要原因是Enable收购的影响，海恩斯维尔页岩产量增加导致我们的Tiger系统利用率提高，TransWest系统的运输量增加，以及我们罗孚系统的短期坚固和可中断利用率增加。

44
目录表
分段调整后的EBITDA。在截至2022年3月31日的三个月，与去年同期相比，与我们的州际运输和存储部门相关的部门调整后的EBITDA没有变化，原因是以下净影响：
•分部利润率增加2,200万美元，主要是由于Enable收购中收购的州际资产增加了1.1亿美元，以及我们的TransWest、Rover和Trunkline Gas系统的运输收入由于费率提高和利用率提高而增加了2,400万美元。这些增长被以下因素部分抵消：前一季度由于冬季风暴URI相关业务天然气销售收益而减少的8400万美元，前一时期托运人合同到期和托运人破产导致的1900万美元的减少，以及由于销售容量费率降低而导致我们的狭长柄系统减少900万美元；
•其他项增加2,200万美元，主要原因是与上一期间发生的托运人破产有关的某些金额在本期变现；以及
•与未合并附属公司有关的调整后EBITDA增加300万美元，主要是由于2021年12月收购Enable；被
•运营费用增加3700万美元，其中包括收购Enable的影响增加3600万美元，维护项目成本增加400万美元，电费增加300万美元，以及从价税增加200万美元。这些增加被因第三方运输服务使用率降低而减少的700万美元部分抵消；以及
•销售、一般和行政费用增加1000万美元，主要原因是收购Enable的影响增加了500万美元，员工成本增加了400万美元。
中游
截至三个月
3月31日，
20222021变化
收集的卷(bBtu/d)
17,333 12,024 5,309 
NGL产量(MBbls/d)
757 534 223 
股权NGL(MBbls/d)
42 30 12 
收入
$3,925 $2,672 $1,253 
产品销售成本
2,885 2,202 683 
分部边距
1,040 470 570 
商品风险管理活动的未实现收益(2)— (2)
营业费用，不包括非现金补偿费用
(234)(164)(70)
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用
(44)(25)(19)
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA
9 7 2 
其他
38 — 38 
分部调整后的EBITDA
$807 $288 $519 
音量。在截至2022年3月31日的三个月中，由于南得克萨斯州产量增加、二叠纪桥梁管道的额外收集能力以及2021年12月Enable收购的新产量，采集量和NGL产量与去年同期相比有所增加。
分部边距。我们中游业务的毛利率构成如下：
截至三个月
3月31日，
20222021变化
收集和处理基于费用的收入$697 $498 $199 
非收费合同和处理341 (28)369 
商品风险管理活动的未实现收益2 — 2 
总分部利润率$1,040 $470 $570 

45
目录表
分段调整后的EBITDA。截至2022年3月31日的三个月，与去年同期相比，与中游业务相关的分部调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：
•非收费利润增加1.06亿美元，原因是有利的天然气价格为3400万美元，天然气价格为7200万美元；
•由于前期冬季风暴URI的影响，非收费保证金增加1.43亿美元；
•由于2021年12月的Enable收购，非收费利润率增加了1.01亿美元；
•由于二叠纪和南得克萨斯地区产量增加，非收费利润增加2000万美元；
•由于Enable在2021年12月的收购，基于费用的利润率增加了1.71亿美元；
•由于二叠纪和南得克萨斯地区产量增加，基于费用的利润率增加2800万美元；以及
•其他项下增加3 800万美元，主要原因是与上一期间发生的托运人破产有关的某些金额在本期变现；部分抵消
•业务费用增加7000万美元，原因是与2021年12月收购的Enable资产有关的4100万美元的增量业务费用，以及由于外部服务、材料、员工成本和从价税增加而增加的2900万美元；以及
•销售、一般和管理费用增加1,900万美元，原因是Enable于2021年12月收购导致分配的间接成本增加。
NGL与成品油运输与服务
截至三个月
3月31日，
20222021变化
NGL运输量(MBbls/d)1,752 1,502 250 
成品油运输量(MBbls/d)496 462 34 
天然气和成品油终端数量(MBbls/d)1,180 1,042 138 
NGL分馏体积(MBbls/d)804 726 78 
收入$6,277 $3,990 $2,287 
产品销售成本5,356 3,141 2,215 
分部边距921 849 72 
商品风险管理活动的未实现收益(5)(23)18 
营业费用，不包括非现金补偿费用(202)(172)(30)
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用(35)(28)(7)
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA21 21 — 
分部调整后的EBITDA$700 $647 $53 
音量。截至2022年3月31日的三个月，与去年同期相比，NGL运输量增加，这主要是由于二叠纪和鹰福特地区的运输量增加，以及我们通往荷兰码头的丙烷和乙烷出口管道的运输量增加。
截至2022年3月31日的三个月，成品油运输量与去年同期相比有所增长，这是由于从上一季度与新冠肺炎相关的需求减少中恢复过来。
截至2022年3月31日的三个月，天然气和成品油终端产量较去年同期有所增长，这主要是由于我们的丙烷和乙烷出口管道产量增加以及成品油需求复苏所致。
在截至2022年3月31日的三个月里，我们德克萨斯州蒙特贝尔维尤分馏设施的平均分馏量与去年同期相比有所增加，这主要是由于我们的蒙特贝尔维尤分馏设施因天气原因停机而导致前一时期的产量下降。

46
目录表
段边距。我们的NGL以及成品油运输和服务部门的利润率如下：
截至三个月
3月31日，
20222021变化
运输边际$479 $492 $(13)
分馏塔和炼油服务利润率185 145 40 
终端服务利润率151 141 10 
存储利润率72 67 5 
营销利润率29 (19)48 
商品风险管理活动的未实现收益5 23 (18)
总分部利润率$921 $849 $72 
分段调整后的EBITDA。在截至2022年3月31日的三个月，与去年同期相比，与我们的NGL和成品油运输和服务部门相关的部门调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：
•销售利润率增加4800万美元，主要是由于4400万美元的区段内费用，这些费用已在我们的运输利润率内完全抵消，以及我们东北地区的混合和优化活动增加了2800万美元。这些增长被2400万美元的减少部分抵消，这是由于我们墨西哥湾沿岸NGL活动的NGL组件产品优化收益减少，主要是由于市场波动导致前一时期实现的收益；
•分馏塔和炼油厂服务利润率增加4,000万美元，主要是由于2022年第一季度产量增加和乙烷优化策略的使用增加了2,700万美元，以及与洞穴提取相关的1,500万美元的管段内费用，这在我们的运输利润率中完全抵消；
•码头服务利润率增加1,000万元，主要是由于荷兰码头的出口量增加；以及
•存储利润率增加500万美元，主要是由于我们荷兰码头的出口量增加；部分抵消了
•业务费用增加3000万美元，主要原因是电价和煤气费上涨导致水电费增加1900万美元、从价税增加600万美元以及与雇员有关的费用增加300万美元；
•运输利润率减少1,300万美元，主要是由于4,400万美元的区段内费用(已在我们的营销利润率内完全抵消)、与洞穴退出有关的1,500万美元的区段内费用(已在我们的分馏塔利润率中抵消)以及由于Mariner West管道的输油量减少而减少的400万美元。这些减少被我们德克萨斯州管道系统y级吞吐量增加导致的4200万美元的增加以及进入我们的荷兰码头的更高的出口量导致的800万美元的增加部分抵消；以及
•销售、一般和行政费用增加700万美元，主要原因是信息技术费用增加400万美元，与员工有关的费用增加300万美元。

47
目录表
原油运输和服务
截至三个月
3月31日，
20222021变化
原油运输量(MBbls/d)4,216 3,537 679 
原油码头容量(MBbls/d)2,765 2,358 407 
收入$5,926 $3,500 $2,426 
产品销售成本5,179 2,838 2,341 
分部边距747 662 85 
商品风险管理活动的未实现(收益)损失11 (5)16 
营业费用，不包括非现金补偿费用(137)(122)(15)
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用(30)(30)— 
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA1 5 (4)
其他
1 — 1 
分部调整后的EBITDA$593 $510 $83 
音量。截至2022年3月31日的三个月，与去年同期相比，我们德克萨斯管道系统和巴肯管道上的原油运输量有所增加，这是由于原油价格上涨、炼油厂需求增加以及冬季风暴URI影响了前一时期的原油生产，导致这些地区的原油生产继续复苏。此外，产量得益于对我们的Bayou Bridge管道的更高需求，我们的库欣南部管道于2021年开始服务，以及Enable收购中收购的资产的贡献。由于我们墨西哥湾沿岸码头的炼油厂和出口活动增加，原油码头数量增加。
分段调整后的EBITDA。截至2022年3月31日的三个月，与去年同期相比，与我们的原油运输和服务部门相关的分部调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：
•分部利润率增加1.01亿美元(不包括大宗商品风险管理活动的未实现损益)，主要是由于我们的巴肯管道产量增加而增加了8300万美元，由于2021年12月的Enable收购增加了1600万美元，由于运输量增加，我们的德克萨斯州原油管道系统增加了1100万美元，由于我们的Bayou Bridge管道运量增加，增加了600万美元，以及我们墨西哥湾沿岸码头的吞吐量增加了500万美元，部分抵消了我们的原油收购和营销业务减少2000万美元，主要是因为向我们的附属管道和码头业务支付的关税增加；部分抵消了
•业务费用增加1500万美元，主要原因是从价税增加、数量驱动费用增加以及与2021年收购的资产有关的费用；以及
•与未合并联营公司有关的调整后EBITDA减少400万美元，原因是合并了某些以前反映为未合并联营公司的业务。

48
目录表
对Sunoco LP的投资
截至三个月
3月31日，
20222021变化
收入
$5,402 $3,471 $1,931 
产品销售成本
4,972 3,120 1,852 
分部边距
430 351 79 
商品风险管理活动的未实现收益(9)(5)(4)
营业费用，不包括非现金补偿费用
(97)(76)(21)
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用
(22)(20)(2)
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA
2 2 — 
存货计价调整(120)(100)(20)
其他7 5 2 
分部调整后的EBITDA
$191 $157 $34 
对Sunoco LP部门的投资反映了Sunoco LP的综合业绩。
分段调整后的EBITDA。在截至2022年3月31日的三个月，与去年同期相比，与我们在Sunoco LP部门的投资相关的部门调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：
•汽车燃料销售毛利增加3,600万美元，主要是由于每加仑销售毛利增加19.6%，每加仑销售增加0.8%；以及
•非机动车燃料销售和租赁毛利润增加2,100万美元，主要是由于Sunoco LP最近收购成品油终端的储油罐和终端毛利润增加；部分抵消了
•运营费用和销售、一般和行政费用增加2300万美元，主要是由于Sunoco LP最近收购精炼产品终端导致的成本增加、员工成本增加、信用卡处理费用、环境成本、维护成本、收购成本和预期的信贷损失。
对美国国资委的投资
截至三个月
3月31日，
20222021变化
收入
$163 $158 $5 
产品销售成本
25 21 4 
分部边距
138 137 1 
营业费用，不包括非现金补偿费用
(29)(28)(1)
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用
(11)(9)(2)
分部调整后的EBITDA
$98 $100 $(2)
对USAC部门的投资反映了USAC的综合结果。
分段调整后的EBITDA。与去年同期相比，截至2022年3月31日的三个月，与我们在USAC部门的投资相关的分部调整后EBITDA减少，主要原因是销售、一般和行政费用增加200万美元，主要是由于员工支出增加和信贷损失拨备的变化。

49
目录表
所有其他
截至三个月
3月31日，
20222021变化
收入$715 $1,512 $(797)
产品销售成本614 1,342 (728)
分部边距101 170 (69)
商品风险管理活动的未实现(收益)损失4 (1)5 
营业费用，不包括非现金补偿费用(34)(51)17 
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用(17)(39)22 
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA
— (1)1 
其他和消除— (6)6 
分部调整后的EBITDA$54 $72 $(18)
反映在我们所有其他部分的金额主要包括：
•我们的天然气营销业务；
•我们全资拥有的天然气压缩业务；
•我们对煤炭装卸设施的投资；以及
•我们在加拿大的业务，包括天然气收集和加工资产。
分段调整后的EBITDA。与去年同期相比，截至2022年3月31日的三个月，与我们所有其他部门相关的分部调整后EBITDA下降，主要是由于以下净影响：
•由于上一期间与冬季风暴URI有关的收益而减少4300万美元；部分抵消
•从价税减少1,300万元；以及
•增加1000万美元，原因是前一时期的合并和收购费用增加。
流动资金和资本资源
概述
我们履行义务和向单位持有人支付薪酬的能力将取决于我们未来的表现，这将受到当时的经济、金融、商业和天气状况以及其他因素的影响，其中许多因素超出了管理层的控制。
我们目前预计2022年的资本支出将在以下范围内(不包括与我们在Sunoco LP和USAC的投资相关的资本支出)：
生长维修
低高低高
州内运输和储存$300 $360 $40 $45 
州际运输和仓储 (1)
400 450 160 170 
中游650 700 130 140 
NGL及成品油运输和服务340 425 120 125 
原油运输和服务 (1)
100 150 105 115 
所有其他(包括取消)10 15 60 70 
资本支出总额
$1,800 $2,100 $615 $665 
(1)包括与我们对巴肯、罗孚和海湾大桥管道项目的比例所有权以及我们对Orbit墨西哥湾沿岸NGL出口项目的比例所有权相关的资本支出。

50
目录表
我们在天然气和液体业务中使用的资产，包括管道、收集系统和相关设施，通常是长期资产，不需要大量维护资本支出。因此，我们在我们的业务中没有任何重大的维护资本支出的财务承诺。由于许多原因，我们不时遇到管材成本上升的情况，包括但不限于，钢厂延误、能够及时生产大直径管材的钢厂选择有限、钢材价格上涨以及其他我们无法控制的因素。然而，我们已经将这些因素包括在我们每年的预期增长资本支出中。
我们通常用经营活动的现金流为维护资本支出和分配提供资金。我们通常预计将用我们信贷安排下的借款收益以及运营现金为增长的资本支出提供资金。
Sunoco LP目前预计2022年全年将投资约1.5亿美元用于增长资本支出，约5000万美元用于维护资本支出。
USAC目前计划花费约2300万美元用于维护资本支出，目前已为2022年全年的扩建资本支出编制了9500万至1.05亿美元的预算。
现金流
我们的现金流未来可能会因为许多因素而发生变化，其中一些因素是我们无法控制的。这些因素包括监管变化、我们产品和服务的价格、对此类产品和服务的需求、大宗商品价格重大变化导致的保证金要求、运营风险、我们收购的成功整合以及其他因素。
经营活动
不同期间经营活动的现金流量变化主要是由于收益的变化(如“经营业绩”所述)，不包括非现金项目的影响以及经营资产和负债的变化。非现金项目包括经常性非现金费用，如折旧、损耗和摊销费用和非现金补偿费用。本报告所列期间折旧、损耗和摊销费用增加的主要原因是建造和购置资产，而非现金补偿费用的变化是由于授予单位数量的变化以及此类赠款的估计授予日期公允价值的变化。经营活动的现金流也与收益不同，这是由于非现金费用可能不会经常发生，如减值费用和建设期间使用的股权基金拨备。在建设期间使用的股本资金津贴在我们有大量州际管道建设正在进行的时期增加。经营资产和负债在不同期间的变化是由于价格风险管理资产和负债的价值变化、应收账款收回的时间、应付账款的付款时间、购买和销售库存的时间以及从客户收到的垫款和存款的时间等因素造成的。
截至2022年3月31日的三个月与截至2021年3月31日的三个月。2022年经营活动提供的现金为23.7亿美元，而2021年为51.6亿美元，2022年和2021年的净收入分别为14.9亿美元和36.4亿美元。截至2022年3月31日的三个月，经营活动提供的净收入和净现金之间的差额主要包括3.2亿美元的营业资产和负债净变化(扣除收购影响)和总计11.7亿美元的其他非现金项目。
2022年和2021年的非现金活动主要包括分别为10.3亿美元和9.54亿美元的折旧、损耗和摊销，分别为3600万美元和2800万美元的非现金补偿支出，分别为1.2亿美元和1亿美元的有利存货估值调整，分别为3200万美元和6600万美元的递延所得税，以及分别为3亿美元和300万美元的减值损失。非现金活动还包括2022年和2021年未合并附属公司收益中的股本分别为5600万美元和5500万美元。2021年，我们在偿还债务方面也出现了700万美元的损失。
经营活动提供的现金包括从未合并附属公司收到的现金分配，这些现金分配被视为从累积收益中支付，2022年和2021年的分配分别为4400万美元和4500万美元。
在截至2022年和2021年3月31日的三个月里，为利息支付的现金(扣除利息资本化后的净额)分别为3.66亿美元和5.62亿美元。截至2022年和2021年3月31日的三个月，资本化利息分别为3300万美元和2700万美元。
投资活动
来自投资活动的现金流量主要包括收购支付的现金金额、资本支出、对我们合资企业的现金贡献，以及出售或贡献资产或业务的现金收益。此外,

51
目录表
如果股权被投资人的分配被视为合伙企业投资的回报，则将其计入投资活动的现金流量。期间之间资本支出的变化主要是由于我们为建设和扩建项目提供资金的增长资本支出的增加或减少。
截至2022年3月31日的三个月与截至2021年3月31日的三个月相比。2022年用于投资活动的现金为12.7亿美元，而2021年为6.35亿美元。2022年的资本支出总额(不包括建筑期间使用的股本基金的津贴和为援助建筑费用的捐款净额)为7.32亿美元，而2021年为6.95亿美元。下表提供了与我们的资本支出相关的更多细节。2022年，我们以3.25亿美元现金收购了Caliche Coastal Holdings，LLC(后来更名为Energy Transfer Spindletop LLC)。2022年，Sunoco LP支付了2.64亿美元的现金保证金，用于收购TransMix加工和终端设施。
以下是截至2022年3月31日的三个月的资本支出摘要(仅包括我们在巴肯、罗孚和巴尤大桥管道项目中的比例份额，以及扣除援助建设成本的捐款)：
期内录得的资本开支
生长维修总计
州内运输和储存$29 $10 $39 
州际运输和仓储95 26 121 
中游148 23 171 
NGL及成品油运输和服务71 22 93 
原油运输和服务42 16 58 
对Sunoco LP的投资
21 5 26 
对美国国资委的投资20 6 26 
所有其他(包括取消)3 11 14 
资本支出总额$429 $119 $548 
融资活动
两个时期之间融资活动的现金流变化主要是由于借款和股票发行水平的变化，这些资金主要用于为我们的收购和增长资本支出提供资金。这两个期间之间的分配是根据未偿还公用事业单位数量的增加或分配率的增加而增加的。
截至2022年3月31日的三个月与截至2021年3月31日的三个月相比。2022年用于融资活动的现金为3.24亿美元，而2021年为45.3亿美元。2022年期间，我们的债务水平净增加2.3亿美元，而2021年净减少37.3亿美元。
2022年和2021年，我们分别向合作伙伴支付了6.08亿美元和4.06亿美元的分配。2022年和2021年，我们分别向非控股权益支付了3.07亿美元和4.06亿美元的分配。在2022年和2021年，我们向可赎回的非控股权益支付了1200万美元的分配。此外，2022年我们从非控股权益获得的现金出资为3.73亿美元，而2021年非控股权益的现金出资为2000万美元。

52
目录表
对负债的描述
我们的未偿还综合债务如下：
3月31日，
2022		十二月三十一日，
2021
能源转移负债：
票据和债券
$37,433 $37,733 
五年期信贷安排
2,946 2,937 
附属债务：
TransWest高级笔记400 400 
狭长柄票据和债券235 235 
巴肯高级票据 (1)
2,500 2,500 
Sunoco LP高级票据和与租赁相关的债务2,694 2,700 
USAC高级票据1,475 1,475 
HFOTCO免税票据225 225 
循环信贷安排：
Sunoco LP信贷安排1,012 581 
USAC信贷安排566 516 
加拿大能源转移循环信贷安排(2)
5 7 
能源转移加拿大卡普斯设施(2)
193 142 
加拿大能源转让定期贷款A(2)
247 249 
其他长期债务3 3 
未摊销保费、折扣和公允价值调整净额223 238 
递延债务发行成本(238)(239)
债务总额49,919 49,702 
减去：长期债务的当前到期日652 680 
减去：持有的待售长期债务441 — 
长期债务，当前到期日较少$48,826 $49,022 
(1)这笔余额包括本金总额为3.625%的2022年4月到期的优先债券，包括在当前期限的长期债务中。这些票据已于2022年4月偿还。
(2)这些余额是截至2022年3月31日在合伙企业的综合资产负债表上归类为持有待售的债务。
近期交易
高级附注
2022年2月，该合伙企业使用其五年期信贷安排(定义如下)的收益赎回了2022年2月到期的本金总额为4.65%的优先票据，本金总额为3亿美元。
2022年4月，达科他州Access利用达科他州Access合伙人的捐款收益赎回了2022年4月到期的本金总额为3.625%的6.5亿美元优先票据。该伙伴关系间接拥有达科他州Access 36.4%的所有权权益。
信贷安排和商业票据
五年期信贷安排
该合伙企业的循环信贷安排(“五年期信贷安排”)允许最高可达5亿美元的无担保借款，并于2022年4月修订，于2027年4月11日到期。修订后的五年期信贷安排包含手风琴功能，在某些条件下，总承诺额可能增加到7亿美元。

53
目录表
截至2022年3月31日，五年期信贷安排有29.5亿美元的未偿还借款，其中14.5亿美元是商业票据。在计入3000万美元的未偿信用证后，未来可供借款的金额为20.2亿美元。截至2022年3月31日未偿还总额的加权平均利率为1.32%。
Sunoco LP信贷安排
截至2022年3月31日，Sunoco LP Credit Finance有1亿美元的未偿还借款和600万美元的备用信用证，经2022年4月修订，将于2027年4月到期。截至2022年3月31日，未来可供借款的金额为4.94亿美元。截至2022年3月31日未偿还总额的加权平均利率为2.40%。
USAC信贷安排
截至2022年3月31日，USAC在USAC信贷安排下有5.66亿美元的未偿借款，没有未偿信用证。截至2022年3月31日，USAC的信贷安排下有10.3亿美元的可用资金，在遵守适用的金融契约的情况下，可用借款能力为2.24亿美元。截至2022年3月31日未偿还总额的加权平均利率为3.17%。
加拿大能源转移信贷安排
自.起March 31, 2022，Energy Transfer Canada定期贷款A和Energy Transfer Canada循环信贷安排的未偿还借款分别为3.08亿加元和600万加元(分别为2.47亿美元和500万美元)。March 31, 2022汇率)。自.起March 31, 2022，卡普斯贷款机制的未偿还借款为2.41亿加元(截至2022年3月31日汇率)。
遵守我们的契约
截至2022年3月31日，我们和我们的子公司遵守了与我们的债务协议相关的所有要求、测试、限制和契约。
现金分配
通过能量转移支付的现金分配
根据其合作协议，Energy Transfer将在每个财季结束后50天内分配其在合作协议中定义的所有可用现金。可用现金一般指，就任何季度而言，该季度结束时手头的所有现金减去我们普通合伙人合理酌情决定为满足未来现金需求而必要或适当的现金储备额。
能源转移公用事业单位的现金分配
2021年12月31日之后，关于能源转移共同单位的申报和/或支付的分配如下：
截至的季度记录日期付款日期费率
2021年12月31日2022年2月8日2022年2月18日$0.1750 
March 31, 2022May 9, 2022May 19, 20220.2000 
能量转移优先股的现金分配
在能量转移优先单位上宣布的分布如下：
期间已结束记录日期付款日期
系列A (1)
B系列 (1)
C系列D系列E系列
F系列(1)
G系列(1)
H系列(1)
2021年12月31日
2022年2月1日2022年2月15日$31.250 $33.125 $0.4609 $0.4766 $0.475 $— $— $— 
March 31, 2022May 2, 2022May 16, 2022— — 0.4609 0.4766 0.475 33.750 35.625 32.500 
(1)A系列、B系列、F系列、G系列和H系列分配每半年支付一次。
(2)表示初始按比例分配。

54
目录表
能量转移优先机组的说明
与能量转移优先股相关的分配权和赎回权摘要载于附注9“项目1.财务报表”。
子公司支付的现金分配
合伙公司的合并财务报表包括Sunoco LP和USAC，这两家公司都是上市的主有限合伙企业，以及其他非全资拥有的合并合资企业。以下各节描述了我们的上市子公司Sunoco LP和USAC进行的现金分配，根据各自的合作伙伴协议，这两家公司都必须在每个季度结束后分配手头的所有现金(不太合适的准备金由各自普通合作伙伴的董事会决定)。
Sunoco LP支付的现金分配
Sunoco LP在2021年12月31日之后申报和/或支付的Sunoco LP公共单位的分布如下：
截至的季度记录日期付款日期费率
2021年12月31日2022年2月8日2022年2月18日$0.8255 
March 31, 2022May 9, 2022May 19, 20220.8255 
USAC支付的现金分配
USAC在2021年12月31日之后申报和/或支付的USAC通用单位的分布如下：
截至的季度记录日期付款日期费率
2021年12月31日2022年1月24日2022年2月4日$0.525 
March 31, 2022April 25, 2022May 6, 20220.525 
关键会计估计
该伙伴关系的关键会计估计在其于2022年2月18日提交给美国证券交易委员会的Form 10-K年度报告中进行了描述。在Form 10-K提交之后，没有发生重大变化。
前瞻性陈述
这份季度报告包含各种前瞻性陈述和信息，这些陈述和信息基于我们和我们普通合伙人的信念，以及我们所做的假设和目前掌握的信息。这些前瞻性陈述被认为是与历史或当前事实无关的任何陈述。在本季度报告中使用的“预期”、“项目”、“预期”、“计划”、“目标”、“预测”、“估计”、“打算”、“可能”、“相信”、“可能”、“将”以及与我们未来业务的计划和目标有关的类似表述和陈述，都是为了识别前瞻性陈述。尽管我们和我们的普通合伙人认为这些前瞻性陈述所基于的预期是合理的，但我们和我们的普通合伙人都不能保证这种预期将被证明是正确的。前瞻性陈述会受到各种风险、不确定性和假设的影响。如果这些风险或不确定性中的一个或多个成为现实，或者如果基本假设被证明是不正确的，我们的实际结果可能与预期、估计、预测或预期的结果大不相同。可能对我们的运营结果和财务状况有直接影响的关键风险因素包括：
•在我们的管道和收集系统上传输的流量；
•我们的加工和处理设施的生产能力水平；
•我们为收集、处理、加工、储存和运输服务收取的费用和实现的利润率；
•天然气和天然气的价格和市场需求以及两者之间的关系；
•能源价格总体上；
•世界卫生事件的影响，包括新冠肺炎大流行、全球贸易紧张局势升级和俄罗斯与乌克兰之间的冲突以及由此扩大的制裁和贸易限制；
•网络和恶意软件攻击的可能性；

55
目录表
•天然气和天然气的价格与替代燃料和竞争燃料的价格相比；
•石油产品需求的总体水平以及天然气供应的可获得性和价格；
•国内石油、天然气和天然气生产水平；
•进口石油、天然气和天然气的供应情况；
•外国油气生产国采取的行动；
•产油国的政治和经济稳定；
•天气条件对石油、天然气和天然气需求的影响；
•当地、州内和州际运输系统的可用性；
•继续寻找和承包新的天然气供应来源的能力；
•有竞争力的燃料的供应和销售；
•节能工作的影响；
•能源效率和技术趋势；
•政府管制与税收；
•与我们的州际和州内管道有关的关税税率和运营要求的变化和适用；
•收集、处理、加工和运输天然气和天然气的危害或操作风险；
•来自其他中游公司和州际管道公司的竞争；
•关键人员流失；
•失去重要的天然气生产商或分馏服务供应商；
•减少与我们的管道和设施连接的第三方管道的能力或分配；
•风险管理政策和程序的有效性以及我们的液体营销对手履行其财务承诺的能力；
•客户不付款或不履行义务；
•监管、环境、政治和法律方面的不确定性，可能会影响我们内部增长项目的时间和成本，例如我们建设更多的管道系统；
•与建造新管道和处理加工设施或增加现有管道和设施有关的风险，包括在获得许可和通行权或其他监管批准方面的困难以及第三方承包商的履行情况；
•资本的可获得性和成本以及我们获得某些资本来源的能力；
•信贷和资本市场的恶化；
•与我们拥有控股权益以下的实体的资产和运营相关的风险，包括与我们可能无法控制或施加影响的实体的管理行动相关的风险；
•能够以收购价格成功识别和完成战略收购，从而提高我们的财务业绩，并成功整合被收购的业务；
•我们所受法律法规的变化，包括税收、环境、交通和就业法规或监管机构对这些法律法规的新解释；
•成本和效果法律和行政诉讼程序；以及
•与潜在失败相关的风险，无法成功地将我们的业务与Enable合并。
您不应过度依赖任何前瞻性陈述。在考虑前瞻性陈述时，请审阅“第一部分--第1A项”中所述的风险。在我们于2022年2月18日提交给美国证券交易委员会的截至2021年12月31日的10-K表格年度报告中，我们提到了“风险因素”。我们在这份Form 10-Q季度报告中所作的任何前瞻性陈述，仅基于我们目前掌握的信息，且仅代表作出该陈述的日期。

56
目录表
我们没有义务公开更新任何可能不时作出的前瞻性陈述，无论是书面的还是口头的，无论是新信息、未来发展还是其他情况。

57
目录表
项目3.关于市场风险的定量和定性披露
项目3中包含的信息更新了伙伴关系于2022年2月18日提交给美国证券交易委员会的截至2021年12月31日的年度报告中第二部分-项目7A中的信息，以及附注和管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析，这些信息载于本季度报告中的10-Q表格1和2中。我们对市场风险的定量和定性披露与我们在截至2021年12月31日的10-K表格年度报告中讨论的一致。自2021年12月31日以来，我们的初级市场风险敞口或这些敞口的管理方式没有实质性变化。
商品价格风险
下表概述了我们与商品相关的金融衍生工具和公允价值，包括与我们的合并子公司相关的衍生工具，以及假设商品相关价格变动10%的影响。美元金额以百万为单位。
March 31, 20222021年12月31日
名义体积公允价值资产(负债)假设10%的变化的影响名义体积公允价值资产(负债)假设10%的变化的影响
按市值计价的衍生品
(交易)
天然气(BBtu)：
固定掉期/期货605 $1 $— 585 $— $— 
基差互换IFERC/NYMEX(1)
(14,598)3 — (66,665)(5)1 
功率(兆瓦)：
远期
709,920 15 3 653,000 2 — 
期货
(555,582)(10)3 (604,920)2 2 
期权-看跌期权
119,200 — — (7,859)— — 
期权-看涨期权
(238,400)(1)— (30,932)— — 
(非交易)
天然气(BBtu)：
基差互换IFERC/NYMEX
13,505 (2)1 6,738 1 1 
摆动掉期IFERC
(27,273)(6)— (106,333)32 31 
固定掉期/期货
(2,238)(41)2 (63,898)(24)38 
远期现货合约
(16,437)7 8 (5,950)1 — 
NGL(MBbls)-远期/互换
10,709 24 1 8,493 12 19 
原油(MBbls)-远期/掉期
2,639 1 7 3,672 13 2 
精炼产品(MBBLS)-期货
(4,225)22 56 (3,349)(15)32 
公允价值对冲衍生产品
(非交易)
天然气(BBtu)：
基差互换IFERC/NYMEX
(18,675)— 1 (40,533)1 — 
固定掉期/期货
(18,675)(22)10 (40,533)41 14 
(1)包括与休斯顿船运渠道、Waha Hub、NGPL德克萨斯Ok、西路易斯安那区和Henry Hub地点相关的未平仓头寸的总额。
商品相关财务头寸的公允价值已使用独立的第三方价格、现成的市场信息和适当的估值技术来确定。非交易头寸抵消了对现货市场的实物敞口；这些抵消实物敞口都不包括在上表中。价格风险敏感度的计算方法是假设价格在理论上有10%的变动(增加或减少)，而不考虑工具的合同价格与基础商品价格之间的条款或历史关系。业绩按绝对值列报，代表净收益或其他全面收益的潜在损益。在即期月天然气价格实际变动10%的情况下，我们整个衍生品投资组合的公允价值可能不会因诸如何时

58
目录表
金融工具结算和与金融工具挂钩的地点(即基差互换)以及即期月份和远期月份之间的关系。
利率风险
截至2022年3月31日，我们和我们的子公司有56亿美元的浮动利率债务未偿还。假设利率变化100个基点将导致每年利息支出的最大潜在变化为5600万美元；然而，由于我们的可变利率债务工具中包含利率下限，在给定时期内，我们的实际利率支出变化可能较小。我们通过利用利率互换来管理我们的部分利率敞口，包括远期启动利率互换，以锁定部分预期债务发行的利率。
下表汇总了我们的未偿还利率互换，其中没有一项是出于会计目的而指定为对冲的(以百万美元为单位)：
术语
类型(1)
未清偿名义金额
3月31日，
2022		十二月三十一日，
2021
2022年7月(2)
远期开始支付3.80%的固定利率，并获得浮动利率$400 $400 
2023年7月(2)
远期开始支付3.78%的固定利率，并获得浮动利率200 200 
2024年7月(2)
远期开始支付3.88%的固定利率，并获得浮动利率200 200 
(1)浮动利率以3个月期伦敦银行同业拆息为基础。
(2)表示生效日期。这些远期掉期的期限为30年，强制终止日期与生效日期相同。
假设这些利率互换的利率变化100个基点，将导致截至2022年3月31日的利率衍生品的公允价值和收益(在利率衍生品的损益中确认)净变化2.13亿美元。对于远期利率互换，在互换结算之前，假设利率变化100个基点不会影响现金流。
项目4.控制和程序
信息披露控制和程序的评估
我们已经建立了披露控制和程序，以确保我们(包括我们的合并实体)在我们根据交易所法案提交或提交的报告中需要披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内被记录、处理、汇总和报告。
在包括本公司普通合伙人联席首席执行官(“联席首席执行官”)和首席财务官(“首席财务官”)在内的高级管理层的监督和参与下，吾等评估了我们的披露控制和程序，该词由交易所法案颁布的第13a-15(E)条规定。基于这一评估，我们普通合伙人的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序自2022年3月31日起有效，以确保我们根据交易所法案提交或提交的报告中要求披露的信息：(1)在美国证券交易委员会规则和表格中指定的时间段内被记录、处理、汇总和报告；(2)积累并传达给管理层，包括普通合伙人的首席执行官和首席财务官，以便及时做出关于所需披露的决定。
财务报告内部控制的变化
我们对财务报告的内部控制(如交易法规则13(A)-15(F)或规则15d-15(F)所定义)在截至三个月 March 31, 2022对我们财务报告的内部控制产生重大影响或有合理可能产生重大影响的事项。

59
目录表
第二部分--其他资料
项目1.法律程序
有关法律诉讼的信息，请参阅我们于2022年2月18日提交给美国证券交易委员会的Form 10-K年度报告，以及截至2022年3月31日的季度Form 10-Q财务报表中的附注10。
2022年2月3日，新墨西哥州，前任。司法部长Hector Balderas对Energy Transfer Operating，L.P.，TransWest Pipeline Company，L.P.，Kinder Morgan，Inc.，ElPaso Natural Gas LLC和Northwest Pipeline LLC提起诉讼，起诉号为。D-101-CV-2022-00174在新墨西哥州圣达菲县第一司法地区法院提起诉讼，寻求在全州范围内追回石油和天然气行业数十年来在管道基础设施运营和维护中使用的多氯联苯(“多氯联苯”)污染的损害赔偿。起诉书声称，在横贯西部管道的运营过程中，多氯联苯从压缩机站排放或释放到自然环境中。鉴于这一程序尚处于早期阶段，伙伴关系目前无法对潜在结果或潜在责任范围(如果有的话)进行评估。
2017年11月3日，俄亥俄州和俄亥俄州环境保护局(“俄亥俄州环保局”)对罗孚和其他被告(统称为“被告”)提起诉讼，要求追回据称欠下的约260万美元的民事罚款和与许可遵守相关的某些禁令救济。被告提出了几项驳回诉讼的动议，这些动议都得到了所有指控的批准。俄亥俄州环保局提出上诉，2019年12月9日，第五地区上诉法院作出一致判决，确认初审法院。俄亥俄州环保局寻求俄亥俄州最高法院的审查。2020年4月22日，俄亥俄州最高法院批准了这一审查。2022年3月17日，俄亥俄州最高法院部分撤销判决，发回俄亥俄州初审法院。俄亥俄州最高法院同意罗孚的观点，即俄亥俄州已经放弃了《清洁水法》第401条规定的权利，但将其发回初审法院，以确定是否有任何指控超出了豁免的范围。
此外，根据联邦、州和地方有关向环境排放材料或保护环境的各种规定，我们收到了违反规定的通知和可能的罚款。虽然我们相信，即使下列任何一项或多项环境诉讼被裁定败诉，但这对我们的财务状况、经营结果或现金流不会有重大影响，但如果我们合理地相信政府诉讼可能导致超过300,000美元的罚款，我们必须报告政府诉讼。
根据表格10-Q的指示，本部分第二部分第1项披露的事项包括：(I)在本报告所述期间终止的任何应报告的法律程序；(Ii)在本报告所涉期间成为应报告的事件；或(Iii)在本报告所涉期间有实质性进展的任何应报告的法律程序。
关于本项目要求提供的其他信息，请参阅我们合并财务报表“项目1.财务报表”附注10中“诉讼和或有事项”和“环境事项”标题下的披露，这些信息通过引用并入本项目。
第1A项。危险因素
与合伙企业于2022年2月18日提交给美国证券交易委员会的截至2021年12月31日的10-K表格年度报告中第一部分第1A项描述的风险因素相比，没有实质性变化。
项目6.展品
以下所列物证作为本报告的一部分存档或提供：
展品编号
描述
2.1
协议和合并计划，由Energy Transfer LP、ELK Merger Sub LLC、Elk GP Merger Sub LLC、Enable Midstream Partners，LP、Enable GP，LLC以及CenterPoint Energy，Inc.签署，日期为2021年2月16日，仅为其中第2.1(A)(I)节的目的，LE GP，LLC，以及仅为第1.1(B)(I)节的目的，CenterPoint Energy，Inc.(通过引用2021年2月16日提交的8-K表格的附件2.1(文件编号1-32740)合并)
3.1
能源转让股权有限合伙企业证书，L.P.(参照2005年9月2日提交的S-1表格附件3.2(第333-128097号文件)合并)
3.2
《能源转让股权有限合伙企业证书修正案》，L.P.，日期为2018年10月19日(参考2018年10月19日提交的Form 8-K(1-32740号文件)附件3.1)

60
目录表
展品编号
描述
3.3
2006年2月8日经第三次修订的《有限合伙能源转让股权协议》(通过引用2006年2月14日提交的表格8-K(第1-32740号文件)附件3.1并入)
3.4
2006年11月1日对《能源转让股权有限合伙企业第三次修订和重新签署协议》的第1号修正案(参考2006年11月29日提交的10-K表格附件3.3.1(第1-32740号文件))
3.5
2007年11月9日对《能源转让股权有限合伙企业第三次修订和重新签署协议》的第2号修正案(通过参考2007年11月13日提交的表格8-K(第1-32740号文件)附件3.3.2并入)
3.6
2010年5月26日第三次修订和重新签署的能源转让股权有限合伙协议的第3号修正案(通过参考2010年6月2日提交的表格8-K(1-32740号文件)附件3.1并入)
3.7
2013年12月23日对《能源转让股权有限合伙企业第三次修订和重新签署协议》的第4号修正案(通过参考2013年12月27日提交的表格8-K(1-32740号文件)附件3.1并入)
3.8
2016年3月8日对《能源转让股权有限合伙企业第三次修订和重新签署协议》的第5号修正案(通过参考2016年3月9日提交的表格8-K(1-32740号文件)附件3.1并入)
3.9
2018年10月19日对第三次修订和重新签署的能源转让股权有限合伙协议的第6号修正案(通过参考2018年11月8日提交的表格10-Q(1-32740号文件)附件3.9并入)
3.10
2019年8月6日对第三次修订和重新签署的能源转让有限合伙协议的第7号修正案(通过引用2019年8月8日提交的Form 10-Q(1-32740号文件)附件3.10并入)
3.11
2021年4月1日第三次修订和重新签署的能源转让有限合伙协议的第8号修正案(通过引用2021年4月1日提交的Form 8-K(1-32740号文件)附件2.2并入)
3.12
2021年6月15日第三次修订和重新签署的能源转让有限合伙协议的第9号修正案(通过引用2021年6月15日提交的Form 8-K(1-32740号文件)附件3.1并入)
10.1
修订和重新签署的信贷协议，日期为2022年4月11日，由Energy Transfer LP作为借款人，Wells Fargo Bank，National Association，作为行政代理、Swingline贷款人、LC发行人和贷款人(通过参考2022年4月12日提交的Form 8-K(1-32740号文件)附件10.1合并)
22.1
注册证券的发行人和担保人(参考2021年8月5日提交的表格10-Q(1-32740号文件)附件22.1注册成立)
31.1*
根据1934年《证券交易法》第13a-14(A)条或第15d-14(A)条，根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302节，证明联席首席执行官
31.2*
根据1934年《证券交易法》第13a-14(A)条或第15d-14(A)条，根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302节，证明联席首席执行官
31.3*
根据《1934年证券交易法》第13a-14(A)条或第15d-14(A)条，依据《2002年萨班斯-奥克斯利法案》第302条，对首席财务官进行认证
32.1**
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350条对联席首席执行官的认证
32.2**
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350条对联席首席执行官的认证
32.3**
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条对首席财务官的证明
101*
根据S-T规则第405条的交互数据文件：(I)我们的合并资产负债表；(Ii)我们的合并经营报表；(Iii)我们的合并全面收益(亏损)表；(Iv)我们的合并权益表；(V)我们的合并现金流量表；(Vi)我们合并财务报表的附注
104封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中)
*随函存档
**随信提供

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目录表
签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使本报告由正式授权的签署人代表其签署。
能量转移LP
由以下人员提供：Le GP，LLC，其普通合伙人
日期：May 5, 2022由以下人员提供：/S/A特洛伊·斯特罗克
A.特洛伊·斯特罗克
高级副总裁、主计长和首席会计官(正式授权代表注册人签署)

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