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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
☑根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告
截至本财政年度止2022年12月31日
12/31
或
☐根据第13或15(D)条提交的过渡报告
1934年《证券交易法》
由_至_的过渡期。
委托文件编号:1-14323
企业产品合作伙伴L.P.
(注册人在其章程中指定的确切名称)
特拉华州 |
|
76-0568219 |
(法团或组织的州或其他司法管辖区) |
|
(国际税务局雇主身分证号码) |
路易斯安那街1100号,10楼, 休斯敦, 德克萨斯州 77002 |
(主要行政办公室地址,包括邮政编码) |
(713) 381-6500 |
(注册人的电话号码,包括区号) |
根据1934年《证券交易法》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 |
环保署 |
纽约证券交易所 |
须根据法令第12(G)条登记的证券:无。
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人,请用复选标记表示。是 ☑ 不是☐
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。是☐ 不是 ☑
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 ☑ 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405规定必须提交的每一份交互数据文件。是 ☑ 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。见《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 ☑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)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估,该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☑
如果证券是根据该法第12(B)条登记的,应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
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 ☑
截至2022年6月30日(注册人最近完成的第二财季的最后一个营业日),非关联公司持有的我们共同单位的总市值为$35.99 10亿美元,基于纽约证券交易所综合股票代码带上每普通股24.13美元的收盘价。有几个2,170,806,347截至2023年1月31日,未偿还的普通单位。
企业产品合作伙伴L.P.
目录
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页面 |
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数 |
第一部分 |
项目1和2。 |
商业和地产。 |
3 |
第1A项。 |
风险因素。 |
33 |
项目1B。 |
未解决的员工评论。 |
55 |
第三项。 |
法律诉讼。 |
55 |
第四项。 |
煤矿安全信息披露。 |
55 |
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第II部 |
第五项。 |
注册人普通股市场,关联单位持有人 事项和发行人购买股票证券。 |
56 |
第六项。 |
保留。 |
57 |
第7项。 |
管理层对财务状况和财务状况的探讨与分析 运营结果。 |
57 |
第7A项。 |
关于市场风险的定量和定性披露。 |
88 |
第八项。 |
财务报表和补充数据。 |
89 |
第九项。 |
关于会计和会计的变更和与会计师的分歧 财务披露。 |
89 |
第9A项。 |
控制和程序。 |
90 |
项目9B。 |
其他信息。 |
93 |
项目9C。 |
披露妨碍检查的外国司法管辖区。 |
93 |
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第三部分 |
第10项。 |
董事、高管和伙伴关系治理。 |
93 |
第11项。 |
高管薪酬。 |
103 |
第12项。 |
某些实益所有人和管理层的担保所有权 以及相关的单位持有人事宜。 |
112 |
第13项。 |
某些关系和相关交易,以及董事的独立性。 |
115 |
第14项。 |
首席会计师费用及服务费。 |
118 |
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第四部分 |
第15项。 |
展品、财务报表明细表。 |
119 |
第16项。 |
表格10-K摘要。 |
128 |
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签名 |
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129 |
关于前瞻性信息的警示声明
这份截至2022年12月31日的Form 10-K年度报告(“我们的年度报告”)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作伙伴的信念,以及我们所做的假设和我们目前掌握的信息。当在本文件中使用时,诸如“预期”、“项目”、“预期”、“计划”、“寻求”、“目标”、“估计”、“预测”、“打算”、“可能”、“应该”、“将”、“相信”、“可能”、“已计划”、“待定”、关于我们未来业务的计划和目标的“潜在”和类似的表述和表述旨在识别前瞻性表述。尽管我们和我们的普通合伙人认为我们在该等前瞻性陈述(包括本年度报告中提及的任何前瞻性陈述/第三方的期望)中反映的预期是合理的,但我们和我们的普通合伙人都不能保证这些预期将被证明是正确的。
前瞻性陈述会受到各种风险、不确定因素和假设的影响,如本年度报告第一部分第1A项更详细地描述。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。您不应过度依赖任何前瞻性陈述。本年度报告中的前瞻性陈述仅代表截至本报告之日。除非联邦和州证券法要求,我们没有义务公开更新或修改任何前瞻性陈述,无论是由于新信息、未来事件或任何其他原因。
本报告中使用的主要参考文献
除文意另有所指外,本年度报告中提及的“我们”、“我们”或“我们”意指Enterprise Products Partners L.P.及其合并子公司的业务和运营。
所指的“合伙”或“企业”是指独立的企业产品合作伙伴公司。
凡提及“EPO”,即指经营合伙企业间接全资附属公司的企业产品有限责任公司,以及合伙企业透过其经营业务的合并附属公司。我们由我们的普通合伙人Enterprise Products Holdings LLC(“Enterprise GP”)管理,这是一家私人持股的德克萨斯州有限责任公司Dan Duncan LLC的全资子公司。
丹·邓肯有限责任公司的成员权益由一个有投票权的信托基金拥有,目前的受托人(“DD有限责任公司受托人”)为:(I)同时也是董事公司董事兼Enterprise GP董事会(“董事会”)主席的兰达·邓肯·威廉姆斯;(Ii)同时是董事公司董事兼Enterprise GP董事会副主席的理查德·H·巴赫曼;以及(Iii)同时是董事公司董事兼Enterprise GP联席首席执行官兼首席财务官的W·兰德尔·福勒。邓肯·威廉姆斯以及巴赫曼和福勒目前还担任Dan Duncan LLC的经理。
提及“EPCO”是指企业产品公司,一家私人持股的德克萨斯州公司,及其私人持股的附属公司。埃普科的已发行有表决权股本由一项有投票权信托拥有,现任受托人(“埃普科受托人”)为:(I)担任埃普科主席的Duncan Williams女士;(Ii)担任埃普科董事长兼首席执行官的巴赫曼先生;及(Iii)担任埃普科执行副总裁总裁兼埃普科首席财务官的福勒先生。邓肯·威廉姆斯以及巴赫曼和福勒目前也是EPCO的董事。
我们,Enterprise GP,EPCO和Dan Duncan LLC是DD LLC受托人和EPCO受托人集体共同控制下的附属公司。截至2022年12月31日,EPCO及其私人持股附属公司拥有该伙伴关系未偿还普通单位的约32.4%。
正如能源行业和本年度报告中普遍使用的那样,以下缩写具有以下含义:
/d |
= |
每天一次 |
Mmbpd |
= |
每天百万桶 |
BBTUS |
= |
十亿英制热量单位 |
MMBtus |
= |
百万英热单位 |
Bcf |
= |
十亿立方英尺 |
MMCF |
= |
百万立方英尺 |
Bpd |
= |
每天的桶数 |
MWAC |
= |
兆瓦交流电 |
Mbpd |
= |
每天千桶 |
MWDC |
= |
兆瓦直流电 |
Mmbbls |
= |
百万桶 |
待定 |
= |
万亿英制热量单位 |
第一部分
项目1和2.业务和财产
一般信息
我们是特拉华州一家公开交易的有限合伙企业,其共同部门在纽约证券交易所(NYSE)上市,股票代码为“EPD”。我们的优先股不是公开交易的。我们成立于1998年4月,拥有和经营EPCO的某些天然气液体(“NGL”)相关业务,是北美领先的中游能源服务提供商,向天然气、NGL、原油、石化和精炼产品的生产商和消费者提供服务。从经济角度来看,我们由我们的有限合伙人(优先和普通单位持有人)所有。Enterprise GP在我们中拥有非经济的普通合伙人权益,管理我们的合作伙伴关系。我们通过EPO及其合并的子公司进行几乎所有的业务运营。
我们完全集成的中游能源资产网络(或“价值链”)将美国、加拿大和墨西哥湾一些最大供应盆地的天然气、NGL和原油生产商与国内消费者和国际市场联系起来。我们的中游能源业务包括:
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• |
液化石油气运输、分馏、储存和海运码头(包括用于出口液化石油气和乙烷的码头); |
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• |
丙烯生产装置(包括丙烷脱氢装置)、丁烷异构化装置、辛烷提纯装置、异丁烷脱氢装置和高纯度异丁烯装置; |
|
• |
石油化工和成品油运输、储存和海运码头(包括用于出口乙烯和聚合级丙烯的码头);以及 |
|
• |
一家在美国内陆和沿海内主要航道系统运营的海运业务。 |
我们的业务战略旨在管理这些业务,以:
|
• |
把握所有能源供需周期的预期趋势和机遇,为客户提供增值服务; |
|
• |
保持中游能源资产的多元化组合,并通过增长型资本项目和增值收购补充资产来扩大这一资产基础,以增强我们的整体价值链;以及 |
|
• |
通过与战略合作伙伴的业务合作或联盟来分担资本成本和风险,包括那些为我们的系统提供增量容量的合作伙伴。 |
我们的财务状况、经营业绩和现金流取决于我们通过综合中游能源资产网络处理的能源大宗商品的供应和需求。请参阅“当前展望“列入本年度报告第二部分项目7,征求管理层对2023年主要中游能源供需基本面的意见。
业务细分
以下部分概述了我们的业务部门,包括有关主要产品和/或提供的服务以及拥有的物业的信息。我们的业务分为四个业务部门:天然气管道和服务、原油管道和服务、天然气管道和服务以及石化和成品油服务。
我们的每个业务部门都受益于我们营销活动的支持作用。我们营销活动的主要目的是通过增加中游能源资产的处理量来支持中游能源资产网络的资产利用和扩张,从而为每个业务部门带来额外的基于费用的收益。在履行这些支持角色时,我们的营销活动还寻求参与供需机会,作为我们部门毛利率的补充来源。我们营销工作的财务结果会因交易量和整体市场状况的变化而波动,而这些变化会受到买卖产品的当前和远期市场价格的影响。
我们的财务状况、经营业绩和现金流都会受到一定风险的影响。有关此类风险的信息,请参阅风险因素“列入本年度报告第一部分第1A项下。此外,我们的商业活动还受各种联邦、州和地方法律法规的约束,涉及各种主题,包括商业、运营、环境、安全和其他事项。有关这些法律法规对我们商业活动的主要影响的讨论,请参阅“监管事项“在第一部分中,第1项和第2项讨论。
关于管理层对我们的经营结果、流动资金和资本资源以及资本投资计划的讨论和分析,请参阅本年度报告第二部分第7项。
关于我们业务部门的详细财务信息,包括主要客户信息,请参阅本年度报告第II部分第8项下综合财务报表附注10。
NGL管道和服务
该业务包括我们的天然气加工及相关的NGL营销活动、NGL管道、NGL分馏设施、NGL及相关产品储存设施,以及NGL海运码头。
天然气加工及相关的NGL营销活动
我们天然气加工业务的核心是位于科罗拉多州、路易斯安那州、密西西比州、新墨西哥州、德克萨斯州和怀俄明州的加工设施。
在其原始形式中,井口生产的天然气(特别是与原油生产有关的天然气)含有不同数量的天然气,如乙烷和丙烷。含有NGL和其他杂质的天然气气流通常不能用于下游天然气输送管道的运输或作为燃料的商业使用;因此,必须将未经处理的天然气气流输送到天然气处理设施以去除NGL和其他杂质。一旦天然气经过加工并去除NGL和杂质,残渣天然气就符合下游天然气管道和商业质量规范。
一般来说,在能源当量的基础上,天然气液化作为石化和车用汽油生产的原料,比作为天然气流动的组成部分具有更大的经济价值。NGL的典型用途包括:
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• |
乙烷主要用于石油化学工业,作为生产乙烯的原料,乙烯是各种塑料和其他化工产品的基本构件之一。 |
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• |
丙烷用于加热、发动机和工业燃料,以及生产乙烯和丙烯的石化原料。 |
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• |
正丁烷被用作生产乙烯和丁二烯(合成橡胶的关键成分)的石化原料,用作车用汽油的混合物,并通过异构化生产异丁烷。 |
|
• |
异丁烷是从混合丁烷(正丁烷和异丁烷的混合流)中分馏出来的,或通过异构化过程从正丁烷中生产出来的,用于炼油厂的烷基化反应,以提高车用汽油的辛烷值,生产异辛烷和其他辛烷添加剂,以及生产环氧丙烷。 |
|
• |
天然汽油是戊烷和较重碳氢化合物的混合物,主要用作车用汽油的混合物、原油中的稀释剂以帮助运输,以及用作石化原料。 |
天然气加工业务的结果主要取决于我们从开采天然气液化石油气中赚取的收入(按现金加工费和/或任何保留的天然气液化石油气的价值计算)与天然气成本以及与该等开采活动相关的其他运营成本之间的差额。
天然气加工利用的服务合同要么是收费的,要么是基于商品的,要么是两者的组合。我们的基于商品的合同包括保持完整、保证金范围、液体百分比、收益百分比以及以商品和收费条款相结合的合同。在一定程度上,我们保留全部或部分提取的NGL作为我们加工服务的对价,我们将这种数量称为我们的“相当于NGL的权益产量”。
如果天然气加工设施的运营成本高于将提取的NGL的增量价值,那么某些NGL的回收水平,主要是乙烷,可能会有目的地降低。这种情况通常被称为“乙烷排斥”,并导致可供我们随后运输、分馏、储存和销售的天然气液化气数量减少。
我们的NGL营销活动涉及NGL的现货和定期销售,我们通过我们的天然气加工活动(即我们的权益NGL当量生产)以及公开市场和合同购买获得这些销售。NGL营销的运营结果主要取决于NGL销售价格与相关购买和其他成本之间的差额,包括营销集团使用我们的其他资产所产生的成本。NGL的市场价格受供需变化和各种我们无法控制的额外因素的影响而波动。我们试图通过使用大宗商品衍生工具来缓解这些价格风险。有关我们的大宗商品套期保值计划的讨论,请参阅本年度报告第II部分第7A项。
下表列出了有关我们在2023年2月1日的天然气处理设施的精选信息:
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总天然气 |
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净煤气 |
正在处理中 |
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生产 |
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正在处理中 |
容量 |
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区域 |
所有权 |
容量 |
植物的数量 |
设施名称 |
位置 |
服侍 |
利息 |
(MMcf/d)(1) |
(MMcf/d) |
南得克萨斯州(2) |
德克萨斯州 |
施特劳恩·鹰福特 |
100.0% |
2,200 |
2,200 |
米克尔 |
科罗拉多州 |
画卷 |
100.0% |
1,800 |
1,800 |
特拉华州盆地(3) |
德克萨斯州,新墨西哥州 |
特拉华州 |
100.0% |
1,595 |
1,595 |
米德兰盆地(4) |
德克萨斯州 |
米德兰 |
100.0% |
1,020 |
1,020 |
拓荒者 |
怀俄明州 |
绿河 |
100.0% |
800 |
800 |
帕斯卡古拉 |
密西西比州 |
墨西哥湾 |
75.0% (5) |
750 |
1,000 |
查科 |
新墨西哥州 |
圣胡安 |
100.0% |
600 |
600 |
海王星 |
路易斯安那州 |
墨西哥湾 |
66.0% (6) |
429 |
650 |
迦太基(7) |
德克萨斯州 |
棉花谷 |
100.0% |
320 |
320 |
威尼斯 |
路易斯安那州 |
墨西哥湾 |
13.1% (8) |
98 |
750 |
印第安泉 |
德克萨斯州 |
Wilcox-Woodbine |
75.0% (6) |
90 |
120 |
总计 |
|
|
|
9,702 |
10,855 |
(1) |
大约的天然气净处理能力不一定与我们在每个设施的所有权权益相对应。能力是基于各种因素,如业主在该设施加工的数量水平以及与联合业主的合同安排。 |
(2) |
南得克萨斯州的加工厂由八家天然气加工厂组成:Yoakum I、Yoakum II、Yoakum III、Thompsonville、Shoup、Armstrong、San Martin和Sonora。 |
(3) |
特拉华盆地加工厂由七家天然气加工厂组成:Orla I、Orla II、Orla III、Mentone I、South Eddy、Waha和Chaparral。 |
(4) |
米德兰盆地加工厂由五家天然气加工厂组成:Newberry I、Newberry II、Leiker、Triest和Taylor。 |
(5) |
我们通过我们的控股子公司帕斯卡古拉天然气加工有限责任公司拥有帕斯卡古拉工厂75%的综合权益。 |
(6) |
我们按比例合并我们在这些运营资产中的不可分割的利益。 |
(7) |
迦太基加工厂由两家天然气加工厂组成:帕诺拉和斗牛犬。 |
(8) |
我们在威尼斯工厂的13.1%股权是通过我们对威尼斯能源服务公司的股权投资间接持有的。 |
除了威尼斯工厂,我们运营着所有的天然气加工设施。在加权平均基础上,截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度,我们天然气处理设施的利用率分别约为66.5%、58.1%和57.6%。
米德兰盆地天然气加工设施。米德兰盆地天然气加工厂由五个天然气加工厂组成,其中包括四个天然气加工厂(Newberry I、Newberry II、三叉戟和泰勒),这是我们在2022年2月收购Navitas Midstream Partners,LLC(“Navitas Midstream”)的一部分,以及第五个天然气加工厂(Leiker),我们在2022年3月完成了该工厂的建设并投入使用。有关我们收购Navitas Midstream的更多信息,请参阅本年度报告第二部分第7项。
在2022年期间,我们宣布计划在米德兰盆地建设两个新的天然气加工厂,波塞冬(以前称为6号工厂)和Leonidas(以前称为7号工厂),预计分别于2023年第三季度和2024年第一季度投入使用。这些工厂中的每一家都将有能力加工300MMcf/d的天然气,每天提取超过4000万吨的天然气,并得到长期种植面积专用协议的支持。
一旦波塞冬和列奥尼达斯工厂建成并投入使用,我们在米德兰盆地的天然气加工设施预计将拥有总计1.6Bcf/d的天然气处理能力和超过220 Mb/d的天然气生产能力。
特拉华州盆地天然气处理设施。2022年,我们宣布了在特拉华州盆地再建设两个天然气加工厂的计划,即Mentone II和III工厂,预计分别于2023年第四季度和2024年第一季度投产。这些工厂中的每一家都将有能力加工30万立方米/天的天然气,每天提取4000万吨天然气,并得到长期产能协议的支持。
当Mentone II和III工厂建成并投入使用时,我们预计特拉华州盆地的天然气加工设施将拥有总计2.2Bcf/d的天然气处理能力和超过300 Mb/d的天然气生产能力。
我们的NGL营销活动利用了大约480辆火车车厢,其中大部分是从第三方租赁的。这些火车车厢用于向我们的设施运送原料,并在美国和加拿大部分地区分发NGL。我们在亚利桑那州、堪萨斯州、路易斯安那州、明尼苏达州、密西西比州、纽约、北卡罗来纳州和德克萨斯州的某些码头设施拥有铁路装卸能力。这些设施既为我们的铁路运输服务,也为我们的客户服务。我们的NGL营销活动还利用了一支由大约180辆拖拉机挂车油罐车组成的车队,用于为我们和第三方运输液化石油气。我们租赁和运营了大部分这样的卡车和拖车。
NGL管道
我们的NGL管道将混合的NGL从天然气加工设施、炼油厂和海运码头输送到下游分馏工厂和储存设施;从分馏工厂、储存和终端设施、石化工厂、炼油厂和出口设施收集和分发纯度NGL产品;以及沿着我们的管道系统将丙烷和乙烷输送到目的地。
我们NGL管道的运营结果主要取决于NGL的运输量(或预留容量)以及我们对此类运输服务收取的相关费用。向托运人收取的运输费要么基于政府机构(包括联邦能源管理委员会(FERC))监管的费率,要么基于合同安排。请参阅“监管事项“在本第一部分中,第1项和第2项是关于政府对我们的液体管道进行管制的信息。
下表列出了截至2023年2月1日有关我们的NGL管道的精选信息:
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管道 |
|
|
所有权 |
长度 |
资产描述 |
位置 |
利息 |
(英里) |
中美管道系统(1) |
美国中西部和西部 |
100.0% |
7,862 |
南得克萨斯州天然气管道系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
2,032 |
Dixie管道(1) |
美国南部和东南部 |
100.0% |
1,307 |
ATEX(1) |
德克萨斯州至美国中西部和东北部 |
100.0% |
1,229 |
Chaparral NGL系统(1) |
德克萨斯州,新墨西哥州 |
100.0% |
1,085 |
路易斯安那州管道系统(1) |
路易斯安那州 |
100.0% |
875 |
塞米诺尔天然气管道(1) |
德克萨斯州 |
100.0% |
869 |
新橡树天然气管道 |
德克萨斯州 |
67.0% (3) |
670 |
德克萨斯快速管道(1) |
德克萨斯州 |
35.0% (4) |
594 |
斯凯利-贝尔维尤管道(1) |
德克萨斯州,俄克拉何马州 |
50.0% (5) |
572 |
前排油管(1) |
科罗拉多州,俄克拉何马州,德克萨斯州 |
33.3% (6) |
452 |
休斯顿航道管道系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
307 |
帕诺拉管道(1) |
德克萨斯州 |
55.0% (7) |
253 |
格兰德河输油管道(1) |
德克萨斯州 |
100.0% |
249 |
乙烷宙斯盾管道(1) |
德克萨斯州,路易斯安那州 |
100.0% |
233 |
Lou-Tex天然气管道(1) |
德克萨斯州,路易斯安那州 |
100.0% |
206 |
ProMix NGL采集系统 |
路易斯安那州 |
50.0% (8) |
194 |
三态天然气管道(1) |
阿拉巴马州、密西西比州、路易斯安那州 |
83.3% (9) |
168 |
德克萨斯快递集结系统 |
德克萨斯州 |
45.0% (10) |
138 |
其他(九个系统)(2) |
五花八门 |
各种(11) |
525 |
总计 |
|
|
19,820 |
(1) |
由这些液体管道提供的州际运输服务,全部或部分由联邦政府机构管理。 |
(2) |
包括我们位于路易斯安那州沿海地区的Belle Rose和Wilenture管道;位于德克萨斯州东南部亚瑟港附近的两条管道;位于德克萨斯州东部的San Jacinto管道;位于新墨西哥州的二叠纪NGL支线管道;位于德克萨斯州西部和新墨西哥州的Leveret管道;德克萨斯州的企业乙烷管道;以及科罗拉多州与我们的Meeker工厂相关的一条管道。威尔士通和莱维莱特管道提供的运输服务由联邦政府机构监管。 |
(3) |
通过我们的控股子公司Breviloba,LLC,我们拥有Shin Oak NGL管道67%的综合权益。 |
(4) |
我们在德克萨斯快速管道的35%所有权权益是通过我们在德克萨斯快速管道有限责任公司的股权投资间接持有的。 |
(5) |
我们在Skelly-Belvieu管道的50%所有权权益是通过我们对Skelly-Belvieu管道公司的股权投资间接持有的。 |
(6) |
我们在Front Range管道的33.3%的所有权权益是通过我们对Front Range管道有限责任公司的股权投资间接持有的。 |
(7) |
通过我们的控股子公司帕诺拉管道公司,我们拥有帕诺拉管道55%的综合权益。 |
(8) |
我们在ProMix NGL收集系统中的50%所有权权益是通过我们对K/D/S ProMix,L.L.C.的股权投资间接持有的。 |
(9) |
通过我们的控股子公司Tri-States NGL Pipeline L.L.C.,我们拥有Tri-States NGL管道83.3%的综合权益。 |
(10) |
我们在德克萨斯快递收集系统中45%的所有权权益是通过我们对德克萨斯快递收集有限责任公司的股权投资间接持有的。 |
(11) |
我们通过持有多数股权的子公司Wilenture管道公司,L.L.C.在30英里长的Wilenture管道中拥有74.7%的综合权益。我们按比例合并我们在亚瑟港管道45英里段的50%的不可分割权益。这些NGL管道的其余部分是全资拥有的。 |
我们的NGL管道每天可以运输的最大桶数取决于每个系统不同部分之间在给定时间点实现的运行率(例如,每个注入和传送点的需求水平以及正在运输的产品组合)。因此,我们以净吞吐量来衡量我们NGL管道的利用率,净吞吐量是基于我们的所有权权益。总体而言,截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内,这些管道的净吞吐量分别为3,703 Mpd、3,412 Mpd和3,589 Mpd。
我们运营着我们的NGL管道,但德克萨斯快递收集系统除外。以下信息描述了我们的主要NGL管道:
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• |
这个中美管道系统是由3,119英里长的落基山管道、2,023英里长的康威北管道、632英里长的乙烷-丙烷(“EP”)混合管道和2,088英里长的康威南管道组成的NGL管道系统。落基山管道将混合NGL从落基山逆冲和圣胡安盆地的生产油田输送到位于德克萨斯州-新墨西哥州边境的霍布斯NGL枢纽。康威北段将堪萨斯州康威的NGL枢纽与中西部北部的炼油厂、石化厂和丙烷市场连接起来。NGL枢纽为买家和卖家提供了一个集中的存储和定价产品的位置,同时还提供了到州内和/或州际管道的连接。EP混合部分将EP混合从康威枢纽运输到爱荷华州和伊利诺伊州的石化工厂。康威南管道将康威枢纽与堪萨斯州炼油厂连接起来,并在康威枢纽和霍布斯枢纽之间提供NGL的双向运输。在霍布斯NGL枢纽,中美管道系统与我们的塞米诺尔NGL管道和霍布斯NGL分馏和储存设施相互连接。中美管道系统还与我们拥有和运营的18个不受监管的NGL终端相连。 |
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这个南得克萨斯州天然气管道系统是一个位于德克萨斯州南部的天然气收集和运输管道网络,从天然气加工设施(由我们或第三方拥有)收集混合天然气,并将其输送到我们位于德克萨斯州南部和德克萨斯州钱伯斯县的天然气分馏塔。此外,该系统还将高纯度的NGL产品从我们的南得克萨斯州NGL分馏塔输送到位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂和德克萨斯州休斯敦之间以及德克萨斯州休斯敦地区的炼油厂和石化厂,以及与其他NGL管道和我们的钱伯斯县存储综合体互连。南得克萨斯州NGL管道系统将我们的乙烷集管系统从德克萨斯州的钱伯斯县延伸到德克萨斯州的科珀斯克里斯蒂。 |
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这个迪克西管道Dixie管道将丙烷和其他NGL从德克萨斯州东南部、路易斯安那州南部和密西西比州输送到美国东南部的市场。Dixie管道在七个州运营:阿拉巴马州、佐治亚州、路易斯安那州、密西西比州、北卡罗来纳州、南卡罗来纳州和德克萨斯州,并与我们拥有和运营的八个不受监管的丙烷终端相连。 |
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阿巴拉契亚到德克萨斯的快车,或ATEX,管道将南向服务中的乙烷从位于俄亥俄州、宾夕法尼亚州和西弗吉尼亚州的第三方拥有的NGL分馏工厂输送到我们钱伯斯县的存储设施。来自这些分馏设施的乙烷来自马塞卢斯和尤蒂卡页岩产区。ATEX在9个州运营:阿肯色州、伊利诺伊州、印第安纳州、路易斯安那州、密苏里州、俄亥俄州、宾夕法尼亚州、德克萨斯州和西弗吉尼亚州。 |
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这个Chaparral NGL系统将混合的NGL从位于德克萨斯州西部和新墨西哥州的天然气加工设施运输到德克萨斯州的钱伯斯县。该系统由906英里长的查帕拉尔管道和179英里长的夸纳管道组成。查帕拉尔管道提供的州际和州内运输服务受到监管;但夸纳管道提供的运输服务不受监管。 |
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这个路易斯安那州管道系统是一个NGL管道网络,将源自路易斯安那州和德克萨斯州的NGL输送到位于路易斯安那州南部密西西比河走廊沿线的炼油厂和石化厂。该系统还为我们位于路易斯安那州的天然气处理设施、NGL分馏塔和其他资产提供运输服务。 |
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这个塞米诺尔天然气管道将天然气从霍布斯枢纽和二叠纪盆地输送到德克萨斯州东南部的市场,包括我们钱伯斯县的天然气分馏设施。源自中美管道系统的NGL是塞米诺尔NGL管道产量的重要来源。 |
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这个新橡树天然气管道将天然气生产从二叠纪盆地的得克萨斯州奥拉输送到我们钱伯斯县的天然气分馏和储存设施。 |
2022年8月,我们宣布计划将我们的Shin Oak NGL管道的日运输能力扩大275 Mb,达到约825 Mb。我们预计这一扩建项目将于2025年上半年完成。
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这个德克萨斯快递管道从德克萨斯州的斯凯利敦延伸到我们的钱伯斯县NGL分馏和储存综合体。来自落基山脉、二叠纪盆地和中大陆地区生产油田的混合NGL通过与我们位于Skellytown附近的中美管道系统的互联被输送到德克萨斯快速管道。此外,德克萨斯快递管道还运输由德克萨斯快递收集系统收集的混合NGL。此外,来自科罗拉多州丹佛-朱利斯堡(“DJ”)盆地的混合NGL通过前射程管道被输送到德克萨斯快速管道。 |
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这个斯凯利-贝尔维尤管道将混合NGL从德克萨斯州斯凯利敦运送到德克萨斯州钱伯斯县。斯凯利-贝尔维尤管道通过与我们在斯凯利敦的中美管道系统的互连,接收大量的NGL。 |
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这个前排射程管道将混合NGL从位于科罗拉多州DJ盆地的天然气处理设施输送到与我们位于德克萨斯州Skellytown的德克萨斯快速管道、中美管道系统和其他第三方设施的互联。 |
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这个休斯顿航道管道系统将我们德克萨斯州钱伯斯县的资产连接到我们在休斯顿航道上的海运码头,并连接到区域石化厂、炼油厂和其他管道。 |
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这个帕诺拉管道将混合NGL从德克萨斯州迦太基附近的注入点运输到德克萨斯州钱伯斯县,并为海恩斯维尔和科顿谷原油和天然气产区提供支持。 |
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这个里奥格兰德输油管道将混合的NGL从德克萨斯州敖德萨附近运输到德克萨斯州埃尔帕索南部墨西哥边境的管道互联。 |
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这个宙斯盾乙烷管道(“宙斯盾”)向位于德克萨斯州东南部和路易斯安那州墨西哥湾沿岸的石化设施输送纯度乙烷。当Aegis与我们的企业乙烷管道和我们南得克萨斯州NGL管道系统的一部分结合在一起时,形成了一个从德克萨斯州科珀斯克里斯蒂延伸到路易斯安那州密西西比河的乙烷集管系统。 |
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这个Lou-Tex天然气管道在路易斯安那州和德克萨斯州市场之间运输混合的NGL、纯度NGL产品和炼油级丙烯(“RGP”)。 |
NGL分馏及相关设施
我们的NGL分馏器将混合的NGL分离成纯NGL产品,供第三方客户和我们的NGL营销活动使用。国内天然气处理设施提取的混合NGL是我们NGL分馏塔处理的最大数量来源。根据行业数据,我们相信在可预见的未来,将有足够数量的混合NGL可供分馏,特别是那些来自德克萨斯州西部天然气加工设施的混合NGL。
我们NGL分馏业务的经营结果通常取决于所分馏的混合NGL的数量,以及(I)(根据收费合同)收取的分馏费用水平或(Ii)收到的NGL的价值(根据液体百分比安排)。根据收费分馏合同,客户保留我们为他们处理的NGL的所有权。根据液体百分比分馏合同,我们保留为客户分离的部分纯度NGL,并因NGL价格波动而面临大宗商品价格风险。我们试图通过使用大宗商品衍生品工具来缓解这些风险。
下表列出了有关我们在2023年2月1日的NGL分馏设施的精选信息:
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网络工厂 |
全厂 |
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所有权 |
容量 |
容量 |
资产描述 |
位置 |
利息 |
(Mbpd)(1) |
(Mbpd) |
NGL分馏设施: |
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钱伯斯县: |
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分数I、II和III |
德克萨斯州 |
75.0% (2) |
189 |
245 |
分数IV、V、VI、IX、X和XI |
德克萨斯州 |
100.0% |
645 |
645 |
Fras VII和VIII |
德克萨斯州 |
75.0% (3) |
128 |
170 |
合计钱伯斯县 |
|
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962 |
1,060 |
舒普和阿姆斯特朗 |
德克萨斯州 |
100.0% |
93 |
93 |
霍布斯 |
德克萨斯州 |
100.0% |
75 |
75 |
诺科公司 |
路易斯安那州 |
100.0% |
75 |
75 |
ProMix |
路易斯安那州 |
50.0% (4) |
73 |
145 |
特伯恩 |
路易斯安那州 |
100.0% |
30 |
30 |
巴吞鲁日 |
路易斯安那州 |
32.2% (5) |
19 |
60 |
总计 |
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1,327 |
1,538 |
(1) |
大约的净工厂产能并不一定与我们在每个工厂的所有权权益相对应。能力是基于各种因素,如业主在该设施加工的数量水平以及与联合业主的合同安排。 |
(2) |
我们按比例合并这些分馏器75%的不可分割权益。 |
(3) |
通过我们的控股子公司Enterprise EF78 LLC,我们拥有NGL分馏塔VII和VIII 75%的合并股权。 |
(4) |
我们在ProMix NGL分馏塔的50%所有权权益是通过我们对K/D/S ProMix,L.L.C.的股权投资间接持有的。 |
(5) |
我们在巴吞鲁日分馏塔的32.2%所有权权益是通过我们对巴吞鲁日分馏塔有限责任公司的股权投资间接持有的。 |
以加权平均数计算,于截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度内,天然气精馏塔的整体使用率(按铭牌产能计算)分别为100.0%、93.8%及101.6%。
以下信息描述了我们的主要NGL分馏塔,我们都在运营这些分馏塔:
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• |
我们拥有并运营位于德克萨斯州钱伯斯县的NGL分馏塔。这些分馏塔处理来自北美几个主要天然气液化供应盆地的混合天然气,包括二叠纪盆地、落基山脉、鹰滩页岩、中大陆和圣胡安盆地。我们的钱伯斯县NGL分馏塔与我们的NGL供应和分配管道网络相连,地下盐丘存储容量约为130MMBbls,并通过我们位于休斯顿船道的海运码头进入国际市场。 |
2022年4月,我们宣布计划在德克萨斯州钱伯斯县建造第12个NGL分馏塔(“Frac XII”)。FRAC XII预计将能够处理150 Mb/d的NGL,并于2023年第三季度投入使用。该分馏塔的建成预计将使我们的钱伯斯县NGL分馏能力增加到每天约1.2Mmbpd。
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• |
这个舒普和阿姆斯特朗南得克萨斯州的NGL分馏塔处理由地区天然气加工设施提供的混合NGL。来自这些分馏塔的纯度NGL产品通过我们的南得克萨斯州NGL管道系统运输到科珀斯克里斯蒂地区的当地市场和德克萨斯州的钱伯斯县。 |
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• |
这个霍布斯NGL分馏器为德克萨斯州西部、新墨西哥州、科罗拉多州和怀俄明州的NGL生产商提供服务。这个分馏塔从几个主要的供应盆地接收混合的NGL,包括中大陆盆地、二叠纪盆地、圣胡安盆地和落基山脉。该设施位于我们的中美管道系统和塞米诺尔天然气管道的互连处,从而为客户提供通往德克萨斯州康威枢纽和钱伯斯县的通道。 |
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• |
这个诺科公司NGL分馏塔从位于路易斯安那州南部以及密西西比州和阿拉巴马州墨西哥湾沿岸的炼油厂和天然气加工设施接收混合NGL,包括我们的帕斯卡古拉和威尼斯设施。 |
我们还在钱伯斯县拥有并运营着日产量60 Mb的天然汽油加氢处理设施,以及相关的储存和管道基础设施,旨在降低天然汽油的硫含量。
NGL及相关产品储存设施
我们利用地下盐丘储藏室和地上储罐来储存我们和我们客户拥有的混合和纯度的NGL、石化产品和相关产品。我们存储设施的运营结果取决于客户预留的存储容量水平、进出存储的产品数量以及与每项活动相关的费用。
下表列出了截至2023年2月1日有关我们的NGL和相关产品存储资产的精选信息:
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可用净额 |
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存储 |
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所有权 |
容量 |
资产描述 |
位置 |
利息 |
(Mmbbls)(1) |
钱伯斯县仓储综合体 |
德克萨斯州 |
100.0% |
129.8 |
阿尔梅达和马卡姆(2) |
德克萨斯州 |
租赁 |
12.4 |
Breaux Bridge、Anse La Butte和Sorrento(3) |
路易斯安那州 |
100.0% |
11.0 |
花瓣(4) |
密西西比州 |
100.0% |
5.4 |
哈钦森(5) |
堪萨斯州 |
100.0% |
4.0 |
其他(6) |
五花八门 |
五花八门 |
14.4 |
总计 |
|
|
177.0 |
(1) |
净可用存储容量基于我们的所有权权益或合同使用权。 |
(2) |
这些存储设施与我们的南得克萨斯州NGL管道系统连接使用。 |
(3) |
这些存储设施与我们的路易斯安那州管道系统连接使用。 |
(4) |
该存储设施与我们的Dixie管道连接使用。 |
(5) |
该存储设施与我们的中美管道系统连接使用。 |
(6) |
主要包括我们主要管道系统的运营存储能力,包括中美管道系统、Dixie管道和TE成品油管道。我们基本上拥有所有这些存储容量。 |
我们运营着几乎所有的NGL和相关产品存储设施。
我们最大的地下存储设施位于德克萨斯州钱伯斯县。该设施由38个地下盐丘洞穴组成,用于储存和再运送混合和纯度的NGL、石化产品和相关产品。该设施的总可用存储容量为129.8 MMBbls,一个地上卤水存储容量约为36MMBbls的盐水系统,以及五口用于卤水生产的井。
NGL海运码头及相关业务
我们拥有并运营处理NGL的海运码头(出口和进口)。我们的NGL海运码头全部位于休斯顿航道,其运营结果主要取决于处理量水平(装卸)以及我们对此类服务收取的相关费用。
以下信息介绍了我们的休斯顿船运航道码头:
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• |
这个企业碳氢化合物终端(“EHT”)为出口商、营销者、分销商、化学公司和大型综合性石油公司提供终端服务。EHT拥有广阔的海滨通道,由八个深水船坞和一个驳船码头组成。该码头可以容纳吃水高达45英尺的船只,包括Suezmax油轮,这是可以在休斯顿航道航行的最大油轮。我们相信,我们位于休斯顿航道的位置使我们能够处理比竞争对手更大的船只,因为我们的海滨吃水和横梁(宽度)限制较少。我们海滨的大小和结构使我们能够为客户接收和卸货,并提供终点站服务。 |
EHT可以将低乙烷、丙烷和/或丁烷(统称为液化石油气)的冷藏货物同时装载到多艘油轮上。我们的液化石油气出口服务继续受益于国内页岩业务生产的天然气供应增加、国际上对丙烷作为乙烯和丙烯生产原料以及用于发电和取暖目的的需求。EHT目前估计的石油气最大载气量约为每日835 Mb。EHT能够同时装载多达六个超大型气体运输船(“VLGC”),同时保持在装载丙烷和丁烷之间切换的选项。EHT可以在不到24小时内加载一次VLGC,为我们的客户创造更高的效率和成本节约。在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内,EHT的液化石油气装载量平均分别为每日555万桶、501桶和588桶。
EHT的主要客户是我们的NGL营销团队,该团队使用该终端来满足出口客户的需求。NGL营销使用长期销售合同和/或交换协议与这些客户进行交易,这些合同带有按需付费条款和/或交换协议。近年来,美国已成为世界上最大的液化石油气出口国,其中来自EHT的运输起到了关键作用。
EHT还包括一个NGL进口终端。这个进口码头可以根据产品的不同,以每小时高达8000桶的速度从油轮上卸货NGL。我们过去三年的NGL进口量微乎其微。
EHT还提供涉及原油、丙烯和成品油的终端服务。EHT与原油终端和储存相关的资产和活动是我们原油管道和服务业务部门的组成部分。EHT涉及丙烯和精炼产品的活动是我们石化和精炼产品服务业务部门的一个组成部分。
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• |
这个摩根角乙烷出口码头位于休斯顿航道上,其铭牌装载能力约为每小时10,000桶全冷冻乙烷,是世界上同类产品中最大的。该码头通过为全球石化行业提供获得低成本原料选择和供应多样化的机会,支持国内从页岩中生产美国乙烷。该终端处理的乙烷体积来自我们钱伯斯县的NGL分馏和储存综合体。在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内,航站楼的乙烷装载量平均分别为每日168、157和134 Mb。 |
2022年4月,我们宣布计划建设一个新的乙烷出口终端,该终端将位于德克萨斯州奥兰治县。该项目预计将于2025年完工。
原油管道和服务
这部分业务包括我们的原油管道、原油储存和海运码头,以及相关的原油营销活动。
原油管道
我们在俄克拉何马州、新墨西哥州和德克萨斯州都有原油收集和运输管道。我们原油管道的运营结果主要取决于原油运输量(或预留能力)和我们对此类运输服务收取的相关费用。向托运人收取的运输费要么基于包括FERC在内的政府机构监管的费率,要么基于合同安排。请参阅“监管事项“在本第一部分中,第1项和第2项是关于政府对我们的液体管道进行管制的信息。
下表列出了有关我们在2023年2月1日的原油管道和相关作业的精选信息:
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可操作的 |
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|
存储 |
管道 |
|
|
所有权 |
容量 |
长度 |
资产描述 |
位置 |
利息 |
(Mmbbls)(2) |
(英里) |
米德兰至回声系统: |
|
|
|
|
米德兰至回声1管道 |
德克萨斯州 |
80.0% (3) |
3.7 |
418 |
米德兰至回声2管道 |
德克萨斯州 |
100.0% |
– |
444 |
米德兰至回声3管道 |
德克萨斯州 |
29.0% (4) |
– |
521 |
整个米德兰-回声系统 |
|
|
3.7 |
1,383 |
海上管道(1) |
德克萨斯州,俄克拉何马州 |
50.0% (5) |
9.7 |
1,273 |
西德克萨斯系统(1) |
德克萨斯州,新墨西哥州 |
100.0% |
1.4 |
1,044 |
盆地管道(1) |
德克萨斯州、新墨西哥州、俄克拉何马州 |
13.0% (6) |
6.0 |
601 |
EFS中游系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
0.3 |
500 |
南得克萨斯原油管道系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
5.8 |
490 |
伊格尔福特原油管道系统 |
德克萨斯州 |
50.0% (7) |
4.5 |
390 |
总计 |
|
|
31.4 |
5,681 |
(1) |
这些液体管道提供的运输服务全部或部分由联邦政府机构管理。 |
(2) |
运营存储容量金额按毛数列示。 |
(3) |
米德兰至回声1号管道的米德兰至Sealy段由Whitthorn Pipeline Company LLC拥有,我们拥有该公司80%的合并权益。 |
(4) |
我们按比例巩固我们在米德兰至韦伯斯特管道29%的不可分割权益,我们将其称为米德兰至回声3管道。 |
(5) |
我们在Seaway管道的50%所有权权益是通过我们对Seaway原油控股有限公司(“Seaway”)的股权投资间接持有的。 |
(6) |
我们按比例巩固我们在盆地管道13%的不可分割权益。 |
(7) |
我们在Eagle Ford原油管道系统的50%所有权权益是通过我们对Eagle Ford管道有限责任公司的股权投资间接持有的。 |
我们的原油管道每天可以运输的最大桶数取决于每个系统不同部分之间在给定时间点上实现的开工率(例如,每个输油点的需求水平和正在运输的原油等级)。因此,我们以净输油量衡量我们原油管道的利用率,净输油量是基于我们的所有权权益。总体而言,在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内,这些管道的净吞吐量分别为2222 Mb/d、2088 Mb/d和2166 Mb/d。
我们运营的原油管道除了盆地管道、鹰福特原油管道系统和米德兰至回声3号管道外。以下信息描述了我们的主要原油管道:
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• |
这个米德兰-TO-ECHO系统通过为生产商和其他托运人提供既具成本效益又操作灵活的运输解决方案,支持二叠纪盆地原油生产。在我们的米德兰码头聚集原油后,该系统有能力运输多种等级的原油,包括西德克萨斯中质原油(WTI)、WTI轻质原油将低硫原油(“西德克萨斯轻质”)、西德克萨斯酸性原油和凝析油运往我们的企业原油休斯顿(“ECHO”)储存终端(使用分批运输以保证原油质量),以便进一步运往墨西哥湾沿岸的市场。使用ECHO终端,Midland-to-ECHO系统上的托运人可以访问德克萨斯州休斯顿、博蒙特和德克萨斯州亚瑟港的每一家炼油厂,以及我们的原油出口终端设施。 |
米德兰至回声1号管道始发于我们的米德兰航站楼,并延伸418英里至我们的Sealy存储航站楼。然后,到达Sealy的体积通过兰乔II管道传输到我们的ECHO终端,该管道是我们南得克萨斯州原油管道系统的一个组成部分。根据某些运营变量的不同,米德兰至回声1号管道的大约最大输送能力高达每日620 Mb。
米德兰至回声2号管道始发于我们的米德兰航站楼,长达444英里至我们的Sealy航站楼,到达Sealy的原油容量通过兰乔II管道输送到我们的ECHO航站楼。米德兰至回声2管道是通过将我们的两条Seminole NGL管道之一的米德兰至Sealy段从NGL服务转换为原油服务而创建的。我们保留了灵活性,如果未来的市场状况支持二叠纪盆地对额外NGL运输能力的需求,我们可以将这条管道重新转换为NGL服务。根据某些运营变量的不同,米德兰至回声2号管道的大约最大输送能力高达225 Mb/d。
米德兰至Echo 3管道由一条36英寸长的管道组成,从得克萨斯州米德兰延伸至我们的Echo终端,再从Echo延伸至德克萨斯州韦伯斯特的第三方终端(统称为“米德兰至韦伯斯特管道”)。米德兰至韦伯斯特管道的最大运输能力约为每日450 Mb。
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这个海路管道连接俄克拉荷马州库欣的原油中心和德克萨斯州东南部的市场。Seaway管道由长途运输系统、自由港系统和德克萨斯州城市系统组成。库欣中心是纽约商品交易所(NYMEX)WTI原油的行业交易中心和价格结算点。 |
长途运输系统由两条直径约500英里、30英寸的管道(Seaway I和Seaway Loop)组成,这两条管道将原油从北向南从库欣枢纽输送到位于德克萨斯州自由港附近的Seaway的Jones Creek码头。长途运输系统的总运输能力约为每日950 Mb,这取决于正在运输的原油的类型和组合以及其他变量。Jones Creek码头通过管道连接到我们的ECHO码头,这使Seaway能够为德克萨斯州墨西哥湾沿岸上游的各种客户提供服务,包括博蒙特/亚瑟港地区。
自由港系统包括一个便于原油进出口的海运码头,以及往返于德克萨斯州自由港和Jones Creek码头的原油管道。
德克萨斯城系统包括一个海运码头和储油罐、各种管道和相关基础设施,用于将原油运输到德克萨斯州城市地区的炼油厂,以及往返于德克萨斯州加莱纳公园地区的码头、我们的回声码头和休斯顿航道沿线的地点。德克萨斯州的系统还从墨西哥湾的某些近海开发项目获得生产。自由港系统和德克萨斯州城市系统的州内管道运输能力分别约为每日480 Mb和800 Mb。
Seaway的德克萨斯城海运码头有两个码头,一个45英尺长的吃水,总长1,125英尺,一个200英尺宽的横梁,能够以每小时35,000桶的速度装载原油。我们已经使用Seaway的德克萨斯城码头装载了部分超大型原油运输船(“VLCC”),其余部分随后通过墨西哥湾的驳船作业装载到这类船只上。
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这个西德克萨斯系统将德克萨斯州西部和新墨西哥州东南部的原油收集系统连接到我们位于德克萨斯州米德兰的码头设施。西德克萨斯系统,包括洛夫县管道,是我们战略原油聚合计划的关键部分,旨在支持日运输能力超过600 Mb的二叠纪盆地生产商。在米德兰,托运人可以获得仓储和码头服务,以及与多种运输选择的连接,例如卡车运输和管道基础设施,这些基础设施提供了进入包括墨西哥湾沿岸在内的各种下游市场的机会。 |
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这个盆地管道将原油从德克萨斯州西部和新墨西哥州南部的二叠纪盆地输送到库欣枢纽。 |
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这个EFS中游系统通过提供凝析油收集和加工服务以及伴生天然气的收集、处理和压缩服务,为鹰滩页岩的生产商提供服务。EFS中游系统包括500英里长的收集管道,11个中央收集厂,其凝析油总存储能力为0.3MMBbls,凝析油稳定能力为201 Mbpd,伴生天然气处理能力为1.0Bcf/d。 |
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这个南得克萨斯原油管道系统有能力将源自南得克萨斯州的原油和凝析油每日约450 Mb运往休斯顿地区的客户。该系统包括位于德克萨斯州莱西、米尔顿、马歇尔和西利的存储终端资产。南得克萨斯州原油管道系统还包括我们的兰乔II管道,该管道从Sealy终端延伸到我们的Echo终端,长达89英里。通过Echo,我们可以连接到炼油厂客户和德克萨斯州墨西哥湾沿岸的海运码头。 |
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这个伊格尔福特原油管道系统为南得克萨斯州的生产商运输原油和凝析油。该系统由390英里长的原油和凝析油管道组成,起始于德克萨斯州的加登代尔,延伸至德克萨斯州的科珀斯克里斯蒂。该系统实际上是一个环状系统,日输送能力超过600 Mb。该系统与我们位于德克萨斯州威尔逊县的南得克萨斯原油管道系统和我们的Corpus Christi海运码头相互连接。 |
原油码头
除了与我们的原油管道相关的运营存储能力外,我们还拥有和运营位于德克萨斯州休斯顿、米德兰和博蒙特以及俄克拉何马州库欣的原油码头,这些码头用于为我们和我们的客户储存原油。与我们中游网络的其他方面相结合,我们的原油码头为墨西哥湾沿岸的炼油商提供了一个集成系统,具有供应多样化、强大的存储能力和高容量的管道分配系统。我们的系统拥有每日约8mmbpd的总炼油能力。
原油码头作业的结果主要取决于存储的数量和存储发生的时间长度,包括保留的固定存储容量的水平、抽油量和与每项活动相关的费用。如果码头提供海运服务,这些活动的经营结果主要取决于处理的货运量(装卸货物)水平和我们对此类服务收取的相关费用。
下表列出了截至2023年2月1日有关我们原油码头的精选信息:
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数量 |
网络存储 |
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所有权 |
在地面上 |
容量 |
资产描述 |
位置 |
利息 |
在役油罐 |
(Mmbbls) |
EHT(原油) |
德克萨斯州 |
100.0% |
82 |
23.8 |
回声(1) |
德克萨斯州 |
100.0% |
15 |
6.5 |
米德兰(2) |
德克萨斯州 |
100.0% |
13 |
5.2 |
博蒙特海军陆战队西部 |
德克萨斯州 |
100.0% |
12 |
4.2 |
库欣 |
俄克拉荷马州 |
100.0% |
19 |
3.3 |
克里斯蒂语料库 |
德克萨斯州 |
50.0% (3) |
4 |
0.7 |
总计 |
|
|
145 |
43.7 |
(1) |
储罐数量和存储能力不包括米德兰-回声1号管道运营中使用的三个储罐和Seaway拥有的三个储罐。 |
(2) |
储罐数量和存储容量不包括米德兰到回声1管道运营中使用的三个储罐。 |
(3) |
我们在航站楼的50%股权是通过我们对鹰福特码头公司Corpus Christi LLC的股权投资间接持有的。 |
以下信息描述了我们的主要原油码头,除了科珀斯克里斯蒂码头外,我们所有的码头都在运营。
|
• |
这个EHT位于休斯顿航道的海运码头包括出口资产,每天可装载高达2.0MMBpd的原油,或每月62MMBbls。位于EHT的原油码头是墨西哥湾沿岸最大的此类设施之一。如前所述,EHT可以容纳吃水高达45英尺的船只,包括Suezmax油轮,这是可以在休斯顿航道航行的最大油轮。 |
|
• |
这个回波码头位于得克萨斯州休斯敦,为存储客户提供访问位于休斯顿、得克萨斯州和博蒙特/亚瑟港地区的主要炼油厂的通道。从2022年3月开始,ECHO终端成为在洲际交易所(ICE)交易的米德兰WTI美国墨西哥湾沿岸期货合约(HOU)的两个实物交割点之一。Echo还与包括EHT在内的海运码头有联系,这些码头提供通往美国墨西哥湾沿岸和国际市场的任何炼油厂的通道。 |
|
• |
这个博蒙特海军陆战队西部航站楼位于德克萨斯州博蒙特附近的内切斯河上。该码头包括三个深水码头和一个驳船码头,为原油及相关产品的进出口提供便利。 |
|
• |
这个库欣码头位于俄克拉何马州库欣枢纽,提供原油储存、抽油和贸易文件服务。这个终端是我们的Seaway管道的起始点之一。 |
|
• |
这个米德兰码头提供原油储存、抽油和贸易文件服务。米德兰终点站是我们的米德兰到回声管道的起点。 |
|
• |
这个克里斯蒂语料库位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂的码头能够装载原油或凝析油的远洋轮船。该码头包括一个深水船坞,通过与我们的鹰福特原油管道系统连接,为鹰福特页岩和二叠纪盆地生产商提供服务。 |
海港石油码头。2019年1月,我们向交通部海事管理局提交了墨西哥湾海港石油码头(Spot)的监管许可申请。Spot将包括拟议的陆上和海上设施,包括一个位于距离德克萨斯州海岸约30海里、水深约115英尺的固定平台。Spot旨在以每小时约85,000桶的速度装载VLCC和其他原油油轮。该平台将通过两条36英寸的双向管道与德克萨斯州布拉索里亚县一个容量约为4.8MMBbls的陆上存储设施相连。Spot项目包括最先进的管道控制、蒸汽回收和泄漏检测系统,旨在将排放降至最低。Spot将为客户提供综合出口解决方案,利用我们在墨西哥湾沿岸广泛的供应、存储和分销网络。
2022年11月,我们收到了交通部海事管理局根据1974年《深水港口法》的规定做出的决定(“Rod”)的良好记录。在根据《深水港口法》获得Spot许可证的过程中,Rod的收到是一个重要的里程碑。我们必须解决和满足的其他条件包括常规建设、运营和退役保证、提交公共宣传、湿地恢复和挥发性有机化合物(VOC)监测计划以及其他州批准。我们预计将在2023年满足这些剩余条件;然而,我们不能保证该项目最终将于何时或是否被授权开始建设或运营。
我们继续将这个项目商业化,以支持最终的投资决定,这取决于执行长期客户合同并获得建造和运营该设施的许可证。
原油营销活动
我们的原油营销活动通过直接从生产商或从公开市场上的其他公司购买的原油和凝析油的销售和交付获得收入。我们原油营销活动的经营结果主要取决于原油和凝析油销售价格之间的差额或价差,以及相关的购买和其他成本,包括使用我们资产的成本。一般来说,标的合同中提到的销售价格是以市场为基础的,包括交货地点或原油质量等因素的定价差异。我们使用衍生工具来降低与我们的原油营销活动相关的大宗商品价格风险。有关我们的大宗商品套期保值计划的讨论,请参阅本年度报告第II部分第7A项。
我们的原油管道和服务部门还包括一支约245辆拖拉机挂车油罐车的车队,其中大部分是我们拥有和运营的,用于运输原油。
天然气管道和服务
这一业务部门包括我们的天然气管道系统,为天然气的收集、处理和运输提供服务。这一部分还包括我们的天然气营销活动。
天然气管道及相关储存资产
我们的天然气收集管道收集、处理和运输生产开发中的天然气到地区天然气工厂进行进一步加工。我们的天然气输送管道将天然气从区域加工设施输送到下游发电厂、当地天然气分销公司、工业和市政客户、储存设施或其他连接管道。
我们天然气管道和相关储存资产的运营结果主要取决于收集、处理、运输或储存天然气的数量、托运人预订的固定或可中断容量的水平,以及与每项活动相关的费用。向托运人收取的运输费要么基于包括FERC在内的政府机构监管的费率,要么基于合同安排。请参阅“监管事项“在第一部分中,第1项和第2项是关于政府对我国天然气管道的监管的信息。
下表列出了截至2023年2月1日有关我们的天然气管道和相关基础设施的精选信息:
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|
|
|
净运力(1) |
|
|
|
管道 |
管道 |
天然气 |
可用 |
|
|
所有权 |
长度 |
容量 |
正在治疗中 |
存储 |
资产描述 |
位置 |
利息 |
(英里) |
(MMcf/d) |
(MMcf/d) |
(Bcf) |
德克萨斯州州内系统(2) |
德克萨斯州 |
各种(5) |
6,770 |
7,328 |
– |
12.9 |
阿卡迪亚气体系统(2) |
路易斯安那州 |
100.0% (6) |
1,392 |
4,400 |
– |
1.3 |
约拿收集系统 |
怀俄明州 |
100.0% |
778 |
2,360 |
– |
– |
皮肯斯盆地采集系统 |
科罗拉多州 |
100.0% |
191 |
1,800 |
– |
– |
特拉华州盆地收集系统 |
德克萨斯州,新墨西哥州 |
100.0% |
1,763 |
1,575 |
150 |
– |
白河枢纽(3) |
科罗拉多州 |
50.0% (7) |
10 |
1,500 |
– |
– |
BTA采集系统(4) |
德克萨斯州 |
100.0% (8) |
801 |
1,420 |
240 |
– |
米德兰盆地聚集系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
1,782 |
1,305 |
– |
– |
海恩斯维尔集结系统 |
路易斯安那州,德克萨斯州 |
100.0% |
380 |
1,300 |
810 |
– |
圣胡安采集系统 |
新墨西哥州,科罗拉多州 |
100.0% |
5,594 |
1,200 |
– |
– |
印度泉水采集系统(4) |
德克萨斯州 |
80.0% (9) |
145 |
160 |
– |
– |
德尔米塔采集系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
203 |
145 |
– |
– |
南得克萨斯州收集系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
517 |
143 |
320 |
– |
老式海洋管道 |
德克萨斯州 |
50.0% (10) |
240 |
80 |
– |
– |
大针筒采集系统(四) |
德克萨斯州 |
100.0% |
249 |
60 |
– |
– |
中央处理设施 |
科罗拉多州 |
100.0% |
– |
– |
200 |
– |
总计 |
|
|
20,815 |
24,776 |
1,720 |
14.2 |
(1) |
净容量金额基于我们的所有权权益或合同使用权。 |
(2) |
这些管道系统提供的运输服务全部或部分由联邦和州政府机构管理。 |
(3) |
白河枢纽提供的服务由联邦政府机构管理。 |
(4) |
这些系统提供的运输服务部分由州政府机构管理。 |
(5) |
我们按比例巩固我们在德克萨斯州1,471英里州际系统中的完整权益,从22%到80%不等。德克萨斯州内部系统还包括我们的威尔逊天然气储存设施,该设施由位于德克萨斯州沃顿县的租赁和拥有的地下盐丘储存洞穴网络组成,总可用储存容量为12.9Bcf。其中四个洞穴的可用容量为6.9Bcf,以运营租约的形式持有。我们德克萨斯州内部系统的其余部分是全资拥有的。 |
(6) |
阿卡迪亚天然气系统包括位于路易斯安那州拿破仑维尔的一个租用的1.3Bcf地下盐丘天然气储气库。 |
(7) |
我们在White River Hub的50%股权是通过我们对White River Hub,LLC的股权投资间接持有的。 |
(8) |
该系统包括大约56英里的租赁管道。 |
(9) |
我们按比例巩固了我们在印第安泉采集系统中80%的不可分割的权益。 |
(10) |
我们在Old Ocean管道的50%所有权权益是通过我们对Old Ocean管道有限责任公司的股权投资间接持有的。 |
在加权平均基础上,截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度,我们天然气管道的整体利用率分别约为65.0%、60.4%和57.2%。这些使用率代表实际交付的天然气数量占我们名义交付能力的百分比,并不反映确定的能力预留协议,其中赚取了运力费用,无论托运人是否实际使用此类能力。
我们运营着我们的天然气管道和储存设施,但怀特河枢纽、旧海洋管道和德克萨斯州内部系统的某些部分除外。以下信息介绍了我们的主要天然气管道:
|
• |
这个德克萨斯州州内系统由6161英里的德克萨斯企业管道系统和609英里的海峡管道系统组成。德克萨斯州内部系统从德克萨斯州的供应盆地收集、运输和存储天然气,包括二叠纪盆地和鹰滩和巴尼特沙勒斯,然后输送给当地天然气分销公司、电力公用事业厂以及工业和市政消费者。该系统还连接到地区性天然气处理设施和其他州内和州际管道。德克萨斯州内系统服务于德克萨斯州的多个商业市场,包括科珀斯克里斯蒂、圣安东尼奥/奥斯汀、博蒙特/奥兰治和休斯顿,包括休斯顿船舶通道工业市场。 |
|
• |
这个阿卡迪亚天然气系统在路易斯安那州运输、储存和销售天然气。阿卡迪亚天然气系统由582英里的柏树管道、424英里的阿卡迪安管道、275英里的海恩斯维尔延伸管道、83英里的吉利斯横向管道和28英里的企业鹈鹕管道组成。Acadian天然气系统将路易斯安那州的天然气供应(例如,来自海恩斯维尔页岩供应盆地)和墨西哥湾近海开发项目与主要位于巴吞鲁日/新奥尔良/密西西比河走廊的当地天然气分销公司、电力公司和工业客户联系起来。此外,Acadian天然气系统通过吉利斯横向管道将海恩斯维尔页岩的天然气产量输送到南路易斯安那州的液化天然气(LNG)市场。 |
2022年4月,我们宣布计划对我们的阿卡迪亚天然气系统进行额外的400MMcf/d扩建。扩建预计将于2023年第二季度完成。
|
• |
这个约拿收集系统位于怀俄明州西南部的大格林河流域。该系统从约拿和派恩代尔供应气田收集天然气,然后输送到地区天然气加工设施,包括我们的先锋设施。 |
|
• |
这个皮肯斯盆地采集系统将科罗拉多州西北部Piceance盆地生产的天然气收集到我们的Meeker天然气加工设施。 |
|
• |
这个米德兰盆地聚集系统位于得克萨斯州西部,从米德兰盆地收集天然气,然后输送到我们的米德兰盆地加工设施。作为我们在2022年2月收购Navitas Midstream的一部分,我们收购了这个系统和我们的米德兰盆地处理设施。有关此次收购的更多信息,请参阅本年度报告第二部分第7项。 |
|
• |
这个特拉华州盆地收集系统由1,124英里的卡尔斯巴德管道系统、582英里的Waha管道系统、34英里的Orla管道系统和23英里的Mentone管道系统组成。特拉华州盆地收集系统从特拉华州盆地收集天然气,然后输送到地区天然气加工设施,包括我们的特拉华州盆地天然气加工设施,并将残渣和处理后的天然气输送到我们的德克萨斯州内系统和第三方管道。 |
|
• |
这个白河枢纽是为皮肯斯盆地的生产商提供服务的天然气枢纽设施。该设施使生产商能够使用六条州际天然气管道,总生产能力为3Bcf/d天然气。 |
|
• |
这个BTA采集系统位于得克萨斯州东部,收集和处理海恩斯维尔页岩和博西尔、棉花谷和特拉维斯山顶地层的天然气。这个系统包括我们的公平游戏收集系统。 |
|
• |
这个海恩斯维尔集结系统收集和处理从路易斯安那州和得克萨斯州东部的海恩斯维尔和博西尔页岩供应盆地以及棉花谷和泰勒沙层生产的天然气,以交付给地区市场,包括(通过与海恩斯维尔延伸管道的互联)我们的阿卡迪亚天然气系统服务的市场。 |
|
• |
这个圣胡安采集系统收集和处理新墨西哥州北部和科罗拉多州南部圣胡安盆地生产的天然气,并将天然气直接输送到州际管道或地区天然气工厂,包括我们的查科设施,在通过州际管道运输之前进行加工。 |
|
• |
这个印度泉水采集系统,以及大型纸币采集系统,从德克萨斯州东部的Woodbine、Wilcox和Ygua产区收集天然气。 |
|
• |
这个德尔米塔采集系统从南得克萨斯州的Frio-Vicksburg地层收集天然气,然后输送到我们的南得克萨斯州天然气加工设施。 |
|
• |
这个南得克萨斯州收集系统从Olmos和Wilcox地层收集天然气,然后输送到我们的南得克萨斯州天然气加工设施。 |
|
• |
这个老式海洋管道从德克萨斯州梅珀尔附近的德克萨斯州州际系统的注入点运输天然气,然后输送到德克萨斯州斯威尼的管道互联。第三方担任该管道的运营商,该管道的天然气总输送能力为160MMcf/d。 |
|
• |
这个中央处理设施位于科罗拉多州里奥布兰科县,为皮肯斯盆地的生产商提供服务。输送到处理设施的天然气经过处理以去除杂质,然后运输到我们的Meeker天然气厂进行进一步处理。 |
天然气营销活动
我们的天然气营销活动通过销售和交付从生产商、地区天然气加工设施和公开市场购买的天然气获得收入。我们的天然气营销客户包括当地的天然气分销公司和电力公司。我们天然气营销活动的经营结果主要取决于天然气销售价格与相关购买和其他成本(包括使用我们资产的成本)之间的差额或价差。一般来说,标的合同中提到的销售价格是以市场为基础的,可能包括交货地点等因素的定价差异。
如果我们拥有与我们的天然气营销活动和某些州内天然气运输合同相关的天然气产量,我们就会面临商品价格风险。此外,我们还为使用我们的圣胡安、皮肯斯、米德兰盆地、特拉华盆地和约拿收集系统的某些生产商以及我们的阿卡迪亚天然气和德克萨斯州内系统的某些部分购买和转售天然气。此外,我们的几个天然气收集系统虽然不提供营销服务,但通过与托运人的运输安排,有一些与商品价格波动有关的风险。例如,我们的圣胡安收集系统产生的几乎所有运输收入都是基于区域天然气价格指数的百分比。这一指数可能会根据多种因素而波动,包括天然气供应和消费者需求的变化。我们试图通过使用大宗商品衍生工具来缓解这些价格风险。有关我们的大宗商品套期保值计划的讨论,请参阅本年度报告第II部分第7A项。
石化及成品油服务
该业务部门包括我们的:
|
• |
丙烯生产设施,包括丙烯分馏装置和PDH设施,以及相关的管道和销售活动; |
|
• |
丁烷异构化复合体和相关的脱丁烷塔(“DIB”)操作; |
丙烯生产设施及相关作业
我们的丙烯生产设施和相关业务包括丙烯分馏(或分离器)装置、PDH设施、丙烯管道、丙烯出口资产和相关的石化营销活动。
丙烯生产及相关营销活动。丙烯是石化工业使用的一种主要原料。丙烯有三个等级:聚合物级丙烯(“PGP”),最低纯度为99.5%;化学级丙烯(“CGP”),最低纯度约为93-94%;以及炼油级丙烯(“RGP”),纯度约为70%。丙烯分馏装置将丙烷和丙烯的混合物RGP分离成PGP或CGP。我们的PDH工厂使用丙烷原料生产PGP。对PGP的需求主要涉及聚丙烯的制造,该产品有各种最终用途,包括包装膜、用于地毯和室内装饰的纤维、用于家电的模塑塑料部件以及汽车、家居用品和医疗产品。CGP是一种基本的石化产品,用于制造塑料、合成纤维和泡沫。
在一定程度上,我们为客户细分RGP,我们加入了通行费处理安排。在我们的石化营销活动中,我们在公开市场上购买RGP,用于在我们的分馏器装置进行分馏,并以基于市场的价格将产生的PGP出售给客户。这一营销活动的结果主要取决于PGP的销售价格与相关购买和其他成本之间的差额或价差,包括使用我们的丙烯生产资产和相关基础设施的成本。为了限制这些营销活动对价格风险的暴露,我们试图将我们购买原料的时间和价格与最终产品的销售时间和价格相匹配。
我们的石化营销活动还包括为我们的PDH设施购买丙烷,以加工成PGP,然后根据长期销售合同(按需付费安排)出售给客户,这些合同具有最低数量承诺和将我们的大宗商品价格风险降至最低的合同定价。
下表列出了有关我们在2023年2月1日的丙烯生产设施的精选信息:
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网络工厂 |
全厂 |
|
|
所有权 |
容量 |
容量 |
资产描述 |
位置 |
利息 |
(Mbpd) |
(Mbpd) |
丙烯分馏设施: |
|
|
|
|
钱伯斯县(六个单元) |
德克萨斯州 |
各种(1) |
80 |
93 |
BRPC(一个单元) |
路易斯安那州 |
30.0% (2) |
7 |
23 |
总计 |
|
|
87 |
116 |
|
|
|
|
|
PDH设施: |
|
|
|
|
PDH 1 |
德克萨斯州 |
100.0% |
25 |
25 |
(1) |
我们按比例合并其中三个丙烯裂解器66.7%的不可分割权益,这三个裂解器的总产能为每日38Mb。其余三套丙烯分馏装置为全资拥有。 |
(2) |
我们在BRPC设施的30%所有权权益是通过我们对巴吞鲁日丙烯选矿有限责任公司(“BRPC”)的股权投资间接持有的。 |
我们在钱伯斯县工厂生产PGP,在我们的BRPC工厂生产CGP。以加权平均数计算,于截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度内,我们的丙烯生产设施的整体利用率分别约为90.0%、88.7%及79.4%。
全球对丙烯的需求正在增加;然而,美国炼油厂使用更轻的原油原料,以及蒸汽裂解装置增加乙烷使用量,减少了这些传统来源的丙烯产量。这导致了更多“有意”的丙烯生产设施的发展,例如我们位于德克萨斯州钱伯斯县的PDH 1设施。该工厂的年产能高达16.5亿磅,约合每日2500万磅。按照这个铭牌的生产速度,该设施每天可升级约3500万吨丙烷作为原料。PDH 1装置与我们传统的钱伯斯县丙烯分馏装置集成在一起,这为我们的PDH装置和分馏装置提供了运行的可靠性和灵活性。PDH 1的建造是由长期的、收费的合同承保的,这些合同的特点是最低限度的容量承诺。
2022年11月,我们就涉及PDH 1的前总承包商的法律诉讼达成和解。有关这起诉讼的更多信息,请参见注17 本年度报告第二部分第8项下所列合并财务报表附注。
PDH 2. 2019年9月,我们宣布与LyondellBasell Industries N.V.的附属公司签订长期收费合同,支持建设我们的第二个PDH设施(简称“PDH 2”)。2020年6月,我们与丸红株式会社签署了额外的PGP长期销售协议,以支持PDH 2。与PDH 1一样,PDH 2预计将具有每天升级多达35 Mb丙烷的能力,每年生产多达16.5亿磅的PGP。PDH 2也位于德克萨斯州钱伯斯县,计划于2023年第二季度开始服务。一旦PDH 2投产并与PDH 1和我们的其他丙烯生产设施集成,我们将有能力每年生产110亿磅的丙烯。
丙烯管道。我们石化管道的运营结果主要取决于我们运输的产品数量和我们对此类运输服务收取的相关费用。下表列出了截至2023年2月1日有关我们丙烯管道的精选信息:
|
|
所有权 |
长度 |
资产描述 |
位置 |
利息 |
(英里) |
德克萨斯州RGP采集系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
708 |
Lou-Tex丙烯管道 |
德克萨斯州,路易斯安那州 |
100.0% |
267 |
北迪恩管道系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
181 |
丙烯分离器PGP分配系统 |
德克萨斯州 |
100.0% |
150 |
金牛座管道 |
德克萨斯州 |
70.0% (1) |
115 |
路易斯安那州RGP采集系统 |
路易斯安那州 |
100.0% |
63 |
查尔斯湖PGP管道 |
德克萨斯州,路易斯安那州 |
50.0% (2) |
27 |
萨宾管道 |
德克萨斯州,路易斯安那州 |
100.0% |
24 |
La Porte PGP管道 |
德克萨斯州 |
80.0% (3) |
20 |
总计 |
|
|
1,555 |
(1) |
通过我们的控股子公司Steor LLC,我们拥有金牛座管道70%的综合权益。 |
(2) |
我们按比例巩固我们在查尔斯湖PGP管道中50%的不可分割权益。 |
(3) |
我们通过控股子公司La Porte Pipeline Company L.P.和La Porte Pipeline GP L.L.C.拥有La Porte PGP管道80%的综合权益。 |
我们的石化管道每天可以运输的最大桶数取决于每个系统不同部分之间在给定时间点实现的运行率(例如,每个传送点的需求水平和正在运输的产品组合)。因此,我们以净吞吐量来衡量我们石化管道的利用率,净吞吐量是基于我们的所有权权益。在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内,总净吞吐量分别为每日163、152和140 Mb。
除了路易斯安那州的查尔斯湖PGP管道外,我们运营着我们所有的丙烯生产资产和相关管道。
丙烯出口资产。我们的EHT海运码头位于休斯顿航道,包括出口资产,能够以每小时3,000桶或每天72 Mb的速度装载半冷冻丙烯。
异构化及相关操作
我们拥有并运营位于德克萨斯州钱伯斯县的三个异构化装置,总处理能力为116 Mb/d,构成了美国最大的商业异构化设施。我们还拥有并运营一条83英里长的管道系统,用于将高纯度异丁烷从德克萨斯州钱伯斯县输送到德克萨斯州的内切斯港和德克萨斯州的Channelview。
对商业异构化服务的需求取决于能源行业对异丁烷和高纯度异丁烷的需求,这些异丁烷超过了通过NGL分馏和炼油厂运营生产的异丁烷。异构化单元将正丁烷原料转化为混合丁烷,混合丁烷是异丁烷和正丁烷的一种流动。我们拥有并运营着位于钱伯斯县建筑群的10个DIB装置,然后将异丁烷与正丁烷分离。然后,由DIB工艺产生的任何剩余的未转化(或残留)正丁烷通过异构化过程再循环,直到它已被转化为不同牌号的异丁烷,包括高纯度异丁烷。异丁烷的主要用途是生产用于车用汽油的环氧丙烷、异辛烷、异丁烯和烷基化油。我们还使用我们的某些DIB装置将来自NGL分馏活动、进口和其他来源的混合丁烷分馏为异丁烷和正丁烷。我们的多个独立DIB提供的运营灵活性使我们能够抓住不同类型丁烷的需求和价格波动带来的市场机会。
我们异构化业务的运营结果通常取决于加工的正常丁烷和混合丁烷的数量以及向客户收取的通行费水平。
我们的异构化资产提供加工服务,以满足第三方客户和我们其他业务的需求,包括我们的NGL营销活动和辛烷值提升生产设施。在加权平均基础上,截至2022年、2021年和2020年12月31日止年度,我们异构化设施的利用率分别约为93.1%、73.3%和82.8%。
辛烷值提升及相关操作
我们拥有并运营一家位于德克萨斯州钱伯斯县的辛烷值提升生产设施,旨在生产异丁烯和异辛烷或甲基叔丁基醚(“MTBE”)。该工厂生产的产品被炼油厂用来提高重新配制的车用汽油混合物中的辛烷值。生产这些产品所消耗的高纯度异丁烷原料由我们的异构化装置提供。
我们以基于市场的价格销售我们的辛烷值增强产品。我们试图通过签订商品衍生工具来降低与这些产品相关的价格风险。就我们生产的MTBE而言,它只销往出口市场。我们以异辛烷、异丁烯和甲基叔丁基醚的综合生产量来衡量我们辛烷增强设施的利用率,在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内,这些生产量平均分别为每日26Mb、14Mb和15Mb。
我们还拥有并运营一家位于休斯顿航道的工厂,该工厂每天生产高达4MBIB的HPIB,并包括一个相关存储设施,相关产品存储容量为0.6MMBbls。该厂的主要原料是异丁烷/异丁烯混合物,由我们的辛烷值提升装置和iBDH装置生产。HPIB用于生产聚异丁烯,聚异丁烯用于制造润滑剂和橡胶。一般来说,我们以基于市场的价格和基于成本的下限销售HPIB。以加权平均数计算,截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度,该设施的使用率分别为106.6%、91.7%及97.6%。
我们辛烷值提升和HPIB设施的运营结果通常取决于生产量水平以及产品销售价格与相关原料采购成本和其他运营费用之间的差异或价差。
异丁烷脱氢装置。我们拥有并运营一家位于德克萨斯州钱伯斯县的iBDH工厂,该工厂每年能够将约25 Mb的丁烷加工成近10亿磅的异丁烯。IBDH工厂的生产使我们能够优化我们的MTBE和高纯度异丁烯资产,并满足日益增长的市场对异丁烯的需求。
蒸汽裂解装置和炼油厂历来是下游使用的丙烷和丁烷烯烃的主要来源;然而,随着乙烷等轻质原料的使用增加,对“故意”生产烯烃的需求增加。与我们的PDH工厂一样,IBDH工厂有助于满足传统供应已经减少的市场需求。IBDH工厂提高了我们高纯度和低纯度异丁烯的产量,这两种产品都被用作生产润滑油、橡胶产品和燃料添加剂的原料。
精品服务
我们的成品油服务业务包括成品油管道、码头和相关的营销活动。
成品油管道。我们拥有并运营着TE产品管道,这是一个3,041英里长的管道系统,由2,923英里受监管的州际管道和118英里的不受监管的德克萨斯州境内管道组成。该系统主要将精炼产品从德克萨斯州墨西哥湾上游海岸运输到印第安纳州的西摩。TE Products管道的管段从西摩延伸到伊利诺伊州的芝加哥、俄亥俄州的利马、纽约的塞尔柯克和宾夕法尼亚州费城附近的一个地点。位于印第安纳州西摩以东的TE成品油管道主要致力于NGL运输服务。TE成品油管道运输的精炼产品由炼油厂生产,包括车用汽油和馏分。
这一管道系统的运作结果取决于运输的产品数量和向托运人收取的费用水平。对这类服务收取的费用要么是合同规定的,要么是由包括FERC在内的政府机构监管的。请参阅“监管事项“在本部分第一部分中,第1和第2项讨论了关于政府管制我们的液体管道的信息,包括收取运输服务的费用。
我们的TE成品油管道每天可以运输的最大桶数取决于系统不同部分之间在给定时间点实现的运营平衡(例如,每个传送点的需求水平和正在运输的产品组合)。因此,我们用吞吐量来衡量这条管道的利用率。TE产品管道按产品类型划分的合计吞吐量如下所示年份:
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截至12月31日止年度, |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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成品油运输(MBPD) |
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447 |
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464 |
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419 |
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石化运输(MBPD) |
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– |
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170 |
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156 |
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NGL运输量(MBPD) |
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56 |
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52 |
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55 |
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TE成品油管道系统包括五个未受监管的成品油卡车终端和20.9MMBbls的总存储能力。
2022年4月,我们宣布了德克萨斯州西部产品系统的计划,通过重新调整中美管道系统落基山部分的用途,并在我们的Chaparral管道业务中增加西行服务,将精炼产品从美国墨西哥湾海岸输送到西得克萨斯州、新墨西哥州、科罗拉多州和犹他州的市场,从而创建了该管道。该系统预计将于2023年第四季度开始分阶段完成。
精品海运码头。我们拥有并运营位于德克萨斯州博蒙特附近内克斯河的海运码头,这些码头处理精炼产品和原油。我们的博蒙特设施包括五个深水船坞、三个驳船码头和大约10.4 MMBbls的精炼产品总存储容量。
我们还在休斯顿航道的EHT处理精炼产品。除了为成品油提供船舶装卸服务外,EHT的成品油业务还包括通过使用20个地面储罐提供2.4MMBbls的总存储容量。
这些海运码头的营运结果,主要视乎处理量,以及我们收取的相关储存费和其他费用而定。
精品营销活动。我们的成品油营销活动通过销售和交付在公开市场上获得的成品油来产生收入。我们精炼产品营销活动的经营结果主要取决于产品销售价格与相关购买和其他成本之间的差额或价差,包括使用我们其他资产的成本。一般来说,我们以基于市场的价格销售我们的精炼产品,这可能包括等级和交付地点等因素的定价差异。我们使用衍生工具来降低与我们的精炼产品营销活动相关的商品价格风险。有关我们的大宗商品套期保值计划的讨论,请参阅本年度报告第II部分第7A项。
乙烯出口终端及相关操作
我们的乙烯出口码头位于我们位于休斯顿船道的Morgan‘s Point工厂,有两个码头和一个能够处理6600万磅乙烯的冷藏储罐,两个码头的组合铭牌能力每年可装载100万吨乙烯。乙烯是各种消费品的主要原料,包括手机和电脑零部件、食品包装、服装、纺织品和个人防护装备。我们拥有Enterprise Navigator乙烯终端有限责任公司50%的成员权益,该公司拥有出口设施。2022年4月,我们宣布了扩大摩根Point工厂乙烯出口能力的计划。扩建项目将分两阶段完成,将在2024年将我们现有的产能扩大50%,并在2025年之前将现有产能增加一倍以上。
我们的乙烯系统通过整合存储能力、多条乙烯管道的连接以及大量出口能力,为乙烯行业提供了一个开放的市场存储和交易中心。为了支持我们的乙烯业务,我们的钱伯斯县储存综合体包括一个高容量的地下乙烯储存井,其储存容量为6亿磅乙烯。储油井连接到我们摩根的Point乙烯出口终端,并通过58英里长的管道系统进一步连接到德克萨斯州的Bayport。
我们还在德克萨斯州南部运营拜马克乙烯管道,这是新乙烯裂解装置和相关设施的领先增长地区。贝马克管道由长期客户承诺支持,起始于贝波特,绵延92英里,到达德克萨斯州的马克姆。我们通过我们的控股子公司Baymark Pipeline LLC拥有Baymark管道70%的综合权益。使用Baymark管道的客户可以通过管道访问我们位于钱伯斯县的高容量乙烯储存井和位于Morgan‘s Point的出口终端。
海上运输
我们的海运业务由64艘拖船和157艘油罐船组成,用于在美国内陆和沿海主要航道系统上运输成品油、原油、沥青、凝析油、重质燃料油、液化石油气和其他石油产品。海洋运输业使用拖船作为动力来源,使用油罐船作为货运能力。我们运营着我们的海运资产,为密西西比河、德克萨斯州和佛罗里达州之间的沿海内水道以及田纳西州-汤比格比水道系统的炼油厂和储存码头客户提供服务。我们拥有并运营位于路易斯安那州侯马和摩根城的造船厂和维修设施,以及位于路易斯安那州布尔格和德克萨斯州Channelview的船舶转船设施。
我们海运业务的经营结果,一般视乎运输石油产品的收费水平而定。
截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日止年度,香港船舶平均使用率分别为92.3%、85.2%和86.1%。
我们的海运业务受到监管,包括美国交通部(DOT)、国土安全部、美国商务部和美国海岸警卫队(USCG)。有关本条例的资料,请参阅“监管事项--联邦政府对海洋作业的监管,“在这一部分中,第1项和第2项讨论。
监管事项
以下信息描述了法规对我们运营的主要影响,包括涉及安全和环境问题的法规以及我们向客户收取的运输服务费率。
环境、安全和保育
我们的管道和其他资产的安全运行是当务之急。我们致力于保护环境,保护公众和代表我们工作的人的健康和安全,以安全和对环境负责的方式开展我们的商业活动。
职业安全与健康
我们的某些设施受修订后的《联邦职业安全与健康法案》(“OSHA”)和类似州法规的一般行业要求的约束。我们相信,我们在实质上遵守了OSHA和类似的国家要求,包括一般行业标准、记录保存要求和对员工职业暴露的监测。
我们的某些设施还受到OSHA过程安全管理(“PSM”)法规的约束,该法规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。本规例适用于涉及某些化学品、易燃气体或液体的任何工序,这些化学品、易燃气体或液体达到或超过指定的门槛(如规例所界定)。此外,在某些设施中,我们必须遵守美国环境保护局(“EPA”)的风险管理计划规定。这些规定旨在补充OSHA PSM规定。环保局的这些规定要求我们制定和实施风险管理计划,其中包括五年事故历史报告、非现场后果分析流程、预防计划和应急计划。我们相信,我们的运营在实质上符合OSHA PSM法规和EPA的风险管理计划要求。
OSHA危险通信标准、联邦超级基金修正案和重新授权法案第三章下的社区知情权规定,以及类似的州法规要求我们组织和披露有关我们操作中使用的危险材料的信息。这些信息的某些部分必须根据要求向联邦、州和地方政府当局以及当地公民报告。这些法律和《全面环境反应、赔偿和责任法》(“CERCLA”)的条款要求我们在某些情况下报告危险化学品的泄漏和释放。
管道安全
根据美国法典第49章和类似的州法规的各种规定,我们受到交通部的广泛监管,这些法规与我们的管道和相关设施的设计、安装、测试、施工、操作、更换和管理有关,包括漏气罐和天然气储存设施。这些法规要求拥有或运营管道和相关设施的公司(I)遵守此类法规,(Ii)允许访问和复制相关记录,(Iii)提交某些报告,以及(Iv)按照美国交通部长的要求提供信息。交通部通过其管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)监管天然气和危险液体管道,在许多情况下,执法权被下放给州机构。不遵守这些要求可能会导致重大处罚。我们相信,我们在实质上遵守了DOT的规定。
国会定期修订管道安全法,以变得更加严格,适用范围更广。同样,PHMSA近年来采取了几项行动,以提高其条例的适用性和严格性。如现行或即将通过的PHMSA法规所规定的,受管道安全法管辖的主题区域类型包括:(I)遵守管道漏斗和地下天然气储存设施安全的行业共识标准;(Ii)维护和更新气体和危险液体管道设施检查和维护计划;(Iii)泄漏检测和维修要求;(Iv)根据管道设施的设计、状况、检查历史和材料等因素管理管道设施的最大压力;以及(V)在指定的“高后果区域”,如人口稠密区域、异常敏感区域和商业通航水道,进行额外的诚信管理、检查和其他活动。
根据实施管道安全法所有要求的法规制定和/或实施更严格的要求,以及PHMSA规则的任何实施或PHMSA或任何国家机构对相关指南的重新解释,可能会导致我们为遵守这些标准而产生巨额和意想不到的支出。在任何拟议的法规最终敲定之前,对我们运营的影响(如果有的话)是未知的。
环境问题
根据广泛的联邦、州和地方法律法规,我们的运营受到各种环境和安全要求以及潜在责任的约束。这些法律包括但不限于:《环境与环境保护法》;《资源保护和恢复法》;《联邦清洁空气法》;《清洁水法》;《1990年石油污染法》;《职业安全与健康法》;《紧急规划和社区知情权法》;《国家历史保护法》;以及类似或类似的州和地方法律法规。这些法律和法规影响到我们目前和未来运营的许多方面,通常要求我们在空气排放、水质、废水排放以及固体和危险废物管理方面获得并遵守各种环境登记、许可证、许可、检查和其他批准。不遵守这些要求可能会使我们面临罚款、处罚和/或运营中断,这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
如果在我们拥有、运营或以其他方式使用的任何设施发生泄漏、泄漏或释放有害物质,或者在我们发送材料进行处理或处置的地方发生泄漏、泄漏或泄漏,我们可能要对由此产生的所有责任负责,包括调查、补救和清理费用。同样,我们可能被要求清除以前处置的废物或修复受污染的财产,包括地下水受到影响的情况。任何或所有这些事态发展都可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生实质性的不利影响。
我们相信,我们的运营在实质上符合现有的环境和安全法律法规,我们对这些法规的遵守不会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。然而,环境和安全法律法规可能会发生变化。环境监管的趋势是对可能被认为影响环境的活动施加更多的限制和限制,因此无法保证未来用于遵守环境监管或补救的支出的数额或时间。新的或修订的法规导致合规成本增加或额外的运营限制,特别是如果这些成本不能完全从我们的客户那里收回,可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
有时,我们会被政府当局评估与涉及环境问题的行政或司法程序有关的金钱制裁。更多信息见本年度报告第一部分第3项。
空气质量
我们的运营与受监管的、允许的空气污染物排放有关。因此,我们受到CAA和类似的国家法律法规的约束,包括国家空气质量实施计划。这些法律和法规监管各种工业来源的空气污染物排放,包括我们的某些设施,并规定了各种监测和报告要求。这些法律和法规还可能要求我们(I)为建造或修改某些预计会产生空气排放或导致现有空气排放水平增加的项目或设施获得预先批准,(Ii)获得并严格遵守载有各种排放和操作限制的航空许可证的要求,或(Iii)利用特定的排放控制技术来限制排放。
环保组织越来越多地对获得、修改或续签许可证的请求提出质疑,并寻求对申请者实施更严格的条款。我们不遵守适用的要求可能会使我们面临罚款、禁令、条件或运营限制,包括执法行动,以及我们无法续签或确保对现有许可证进行必要的修改,可能会对我们的运营产生不利影响。我们还可能被要求为空气污染控制设备支付某些资本支出,以获得和维持空气排放的许可和批准。
水质
CWA和类似的州法律对向受监管水域排放石油及其衍生品实施了严格的控制。《公约》规定了对排放石油产品的处罚,并对清除石油或其他危险物质的费用规定了相当大的潜在责任。国家控制水污染的法律还规定了不同的民事和刑事处罚以及向通航水域或地下水排放石油或其衍生产品的责任。联邦泄漏预防、控制和对策任务要求适当的围堵护堤和类似结构,以帮助防止石油储罐泄漏影响受管制水域。环保局还通过了一些规定,要求我们必须获得许可才能排放受监管的雨水径流。我们运营所在的某些州也可能需要暴雨水排放许可,并可能强制实施监测和其他要求。CWA禁止在湿地和美国其他水域排放疏浚和填埋材料,除非获得适当颁发的许可授权。我们相信,我们遵守这些CWA要求的成本不会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
关于原油泄漏责任的主要联邦法律是OPA,它涉及原油污染的三个主要领域:预防、遏制和清理以及责任。OPA适用于受监管船舶、深水港口、近海生产平台和陆上设施,包括码头、管道和转运设施。为了处理、储存或运输高于特定阈值的原油,陆上设施必须适当地向USCG、交通部管道安全办公室(OPS)或EPA提交漏油响应计划。许多州都制定了类似于OPA的法律。根据OPA和类似的州法律,排放原油的受监管设施的责任方可能需要承担补救费用,包括对周围自然资源的损害。任何未经允许的石油或其他污染物从我们的管道或设施中泄漏都可能导致罚款或处罚,以及巨额补救费用。
石油产品泄漏或泄漏造成的污染是管道行业的固有风险。如果我们的管道系统或其他设施由于历史作业而存在需要补救的地下水污染,我们相信任何此类污染都是可以控制或补救的;然而,此类成本因工地而异,不能保证总体上不会造成重大影响。
环保组织已经就美国陆军工程兵团颁发的某些全国性许可证提起诉讼。这些许可证简化了管道项目的审批流程。如果这些诉讼胜诉,未来管道建设项目的时间表可能会受到不利影响。
危险废物和非危险废物的处置
在我们的正常运营中,我们产生危险和非危险固体废物,受联邦RCRA和类似的州法规的要求,这些法规对固体废物的处理、储存、处理和处置提出了详细的要求。我们还利用废物最小化和回收过程来减少我们的固体废物的数量。
CERCLA,也被称为“超级基金”,通常不考虑过错或原始行为的合法性,将责任强加于促成向环境中释放“危险物质”的某些类别的人。这些人包括发生泄漏的设施的所有者或经营者,以及处置或安排处置设施内发现的危险物质的公司。根据CERCLA,潜在责任方可能需要承担连带责任,承担清理已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。根据执行条款,环境保护局和在某些情况下,第三方可以采取行动,以应对对公共卫生或环境的威胁,并寻求从责任方那里收回它们所产生的成本。邻近的土地所有者和其他第三方就据称由排放到环境中的危险物质或其他污染物造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。在我们的日常运营过程中,我们的管道系统和其他设施产生的废物可能属于CERCLA对“危险物质”的定义,或者受到CERCLA和RCRA的补救要求。根据CERCLA或RCRA,我们可能会因在我们目前拥有或运营的地点进行补救而承担补救责任或补偿补救费用,无论是由于我们或我们之前拥有或运营的地点的运营,还是在我们以前拥有或运营的地点,或者在我们以前使用的处置设施,即使此类处置在进行时是合法的。
濒临灭绝的物种
修订后的联邦《濒危物种法》和类似的州法律可能会限制影响濒危和受威胁物种或其栖息地的商业或其他活动。我们目前或未来计划中的一些设施可能位于被指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区,如果是这样的话,可能会限制或增加设施建设或运营的成本。此外,指定以前未确定的濒危或受威胁物种可能会导致我们在受影响地区招致额外成本或受到经营限制或禁令的约束。
FERC法规-液体管道
我们的某些NGL、成品油和原油管道系统提供州际公共承运人运输,受FERC根据州际商法(“ICA”)进行监管。提供这种移动的管道(称为“州际液体管道”)包括但不限于以下管道:ATEX、Aegis、Dixie管道、TE成品油管道、前端Range管道、中美管道系统、Seaway管道、Seminole NGL管道和德克萨斯快速管道。这些管道由法人拥有,其移动受到FERC监管,包括定期报告要求。例如,ATEX、宙斯盾和TE产品管道由企业TE产品管道有限责任公司(“企业TE”)拥有,该公司提供某些FERC规定的移动。
ICA规定,我们在这些州际液体管道上收取的运输费率必须是公正和合理的,适用于我们服务的规则不得过度歧视或给予任何托运人任何不适当的优惠。实施ICA的FERC条例进一步要求向FERC提交州际液体管道运输费率和规则。ICA允许有利害关系的人对拟议的新的或更改的费率或规则提出质疑,并授权FERC调查此类变化并暂停其有效性,最长可达七个月。在完成此类调查后,FERC可能要求退还超过其认为公正合理水平的收款,并要求退还利息。FERC还可以根据投诉或主动调查承运人的费率和已经生效的相关规则。如果FERC在就此类投诉举行听证会后得出结论,认为被质疑的费率或规则不公正和合理,它可以命令承运人前瞻性地改变费率或规则,并在投诉提出前最多两年内赔偿因实施该费率或规则而造成的损害(即赔偿)。
我们州际液体管道服务的费率通常基于FERC批准的索引方法,该方法允许管道收取高达规定的上限,该上限主要基于美国制成品生产者价格指数(PPI)的同比变化。除非抗议方能证明费率的增加大大超过管道运行成本的变化,否则在指数化费率上限内的费率增加被推定为公正和合理的。FERC索引每五年进行一次审查和修订。2020年12月17日,FERC发布了最终规则,设定了从2021年7月1日开始到2026年6月30日结束的五年期间的指数,PPI加0.78%。2022年1月20日,FERC批准了对最终规则某些方面的重审,并将指数水平修订为PPI-0.21%,自2022年3月1日起至2026年6月30日止。FERC命令申请费率超过其基于PPI减去0.21%的指数上限水平的管道申请从2022年3月1日起降低费率。Enterprise与其他一些中游公司目前正在美国哥伦比亚特区巡回上诉法院对这一指数变化提出异议。这一呼吁可能会导致该指数的进一步变化。作为这种指数化方法的替代方法,我们还可以选择根据服务成本方法支持费率的变化,方法是事先获得批准,收取“基于市场的费率”,或收取所有受影响托运人同意的“结算费率”。我们的某些管道已被FERC授予基于市场的费率权限,包括Seaway。
2018年3月,FERC发布了修订后的所得税处理政策声明(《修订后的政策》)。修订后的政策推翻了一项实行了13年的政策,该政策允许大型有限责任合伙企业(“MLP”)拥有的管道在其服务成本率中收回所得税免税额(“ITA”),前提是它能够证明管道的最终所有者(即MLP的单位持有人)负有实际或潜在的所得税责任。2018年7月,FERC在一项关于重新审理的命令中决定,向管道MLP提供机会,在个案的基础上主张将ITA纳入服务成本率,而不是没有机会收回ITA。在2018年9月发起法院质疑后,华盛顿特区巡回法院于2020年7月31日维持了修订后的重审政策和命令。
修订后的重审政策和命令不影响具有市场费率权限的石油和液体管道,也不影响收取“结算费率”的管道。修订后的政策发布后,FERC现在要求MLP拥有的原油和液体管道在FERC表格6中将ITA从其服务成本报告中删除。在2020年12月17日发布的最终规则中,FERC在确定2021年7月1日生效的费率指数时消除了ITA处理方式变化的任何影响。
FERC批准利率的方法的变化可能会对我们产生不利影响。此外,对我们的监管利率的挑战可能会向FERC提出,FERC未来就我们的监管利率做出的决定可能会对我们的现金流产生不利影响。我们相信,我们州际液体管道目前收取的运输费符合ICA和适用的FERC规定。然而,我们无法预测未来我们将被允许对这样的管道运输服务收取多少费用。
FERC法规-天然气管道和相关事项
我们的某些州内天然气管道,包括德克萨斯州内系统和阿卡迪亚天然气系统,根据1978年天然气政策法案(“NGPA”)受到FERC的监管,与它们根据NGPA第311条提供的运输和储存服务有关。根据第311条以及FERC的实施条例,州内管道可以“代表”州际管道公司或由州际管道服务的任何地方分销公司输送天然气,而不受FERC根据1938年天然气法案(“NGA”)规定的更广泛的监管权力的约束。这些服务必须在公开和非歧视性的基础上提供,对这些服务收取的费率不得超过FERC在定期费率程序中确定的“公平和公平”水平。
2018年7月,FERC发布了一项最终规则,以解决减税和就业法案对管辖天然气管道服务成本费率的影响。最终规则主要影响受NGA监管的州际管道。关于由FERC根据NGPA监管的州内管道,该规则要求向州监管机构备案的州内管道向FERC提交州际利率的新费率选举,如果州税率下调以反映《减税和就业法案》中采用的降低的所得税税率。截至本年度报告的提交日期,我们还没有因为这一规定而被要求重新提交我们州内系统的费率。
我们相信,我们目前收取的运输费和我们天然气管道提供的服务都符合NGPA和FERC法规的适用要求。然而,我们无法预测未来我们将被允许对我们的管道运输服务收取的费率。
州际贸易中天然气的转售受到FERC的监管。为了提高天然气市场的透明度,FERC制定了规则,要求每年报告天然气销售数据。FERC还制定了禁止操纵能源市场的规定。违反FERC的规定可能会使我们面临民事处罚、暂停或失去提供天然气服务或销售天然气的授权、返还不正当利润或FERC施加的其他适当的非金钱补救措施。根据2005年《能源政策法》,截至2023年1月,对任何违反NGA或FERC任何规则、条例或命令的行为可能受到的民事和刑事处罚约为每天150万美元。联邦贸易委员会和商品期货交易委员会(“CFTC”)也发布了禁止操纵能源市场的规章制度。我们相信,我们的天然气销售活动符合所有适用的法规要求。
国家对管道运输服务的监管
我们的州内液体和天然气管道提供的运输服务在许多州都受到监管,包括阿拉巴马州、科罗拉多州、伊利诺伊州、堪萨斯州、路易斯安那州、明尼苏达州、密西西比州、新墨西哥州、俄克拉何马州、德克萨斯州和怀俄明州。尽管适用的州法律和法规差异很大,但它们通常要求州内管道公布费率,列出适用于州内服务的所有费率、规则和条例,并通常要求管道费率和做法是合理和非歧视性的。
《联邦海洋作业条例》
根据《海商法》,拖船、驳船和海上设备的运营产生了涉及财产、人员和货物的义务。这些义务产生了各种风险,除其他外,包括碰撞和联合风险,这可能会引发人身伤害、货物、合同、污染、第三方索赔以及对船只和设施的财产损害索赔。
我们受琼斯法案和其他联邦法律的约束,这些法律限制美国出发地点和目的地之间的海上运输仅限于在美国建造和注册、由美国公民拥有和配备人员的船只。由于这一所有权要求,我们负责监督我们共同单位的外国所有权和其他伙伴关系利益。如果我们不遵守这些要求,我们将被禁止在美国沿海贸易中经营我们的船只,在某些情况下,我们将被视为进行了未经批准的外国转移,从而导致严厉的惩罚,包括永久丧失我们船只的美国沿海贸易权、罚款或没收船只。此外,USCG和美国航运局维持着世界上最严格的船舶检查制度,这往往会导致悬挂美国国旗的运营商的监管合规成本高于以外国便利旗帜注册的船舶的船东。我们的海洋作业也受1936年《商船法案》的约束,该法案在某些条件下允许美国政府在发生国家紧急状态时征用我们的海洋资产。
气候变化讨论
关于全球变暖和气候变化,包括温室气体排放的环境影响及其对全球气候、海洋和生态系统的相关后果,有相当大的讨论。气候变化可能会对我们的业务产生长期影响。例如,我们位于路易斯安那州和德克萨斯州沿海地区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。如果干旱变得更加频繁或严重,可用水有限地区的设施可能会受到影响。气候或天气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碳氢化合物产品的数量。气候或天气的变化也可能影响消费者对能源的需求或改变整体能源结构。
为了回应政府、科学和公众的关切,即某些气体的排放,通常被称为温室气体,包括与石油和天然气生产有关的气体,如二氧化碳、甲烷和一氧化二氮等,会导致地球大气变暖和其他不利的环境影响,各国政府当局已考虑或采取行动减少温室气体的排放。例如,环保局已经根据CAA采取了行动来监管温室气体排放。此外,某些国家(单独或在区域合作中),包括我们的一些设施或业务所在的国家,已经采取或提出了减少温室气体排放的措施。此外,美国国会还不时提出立法措施,对温室气体的排放施加限制或要求收取费用或碳税。其中一项适用于我们某些业务的费用是根据2022年的《通胀削减法案》征收的,被称为“甲烷排放和减少废物激励计划”。
在国际层面上也采取了行动,美国也参与其中。讨论的各种政策和办法包括设定排放上限、要求采取能效措施、或为减排提供奖励、使用可再生能源或使用碳含量较低的替代燃料,这些政策和办法已经并可能继续导致涉及温室气体的更多行动。
这些联邦、地区和州措施一般适用于工业来源(包括石油和天然气部门的设施)以及燃料供应商和分销商,并可能增加我们管道、天然气加工设施、分馏工厂和其他设施的运营和合规成本,以及某些销售和分销活动的成本。这些法规还可能通过影响或减少对化石燃料的价格或为竞争对手的燃料和能源提供竞争优势,对我们中游网络处理的产品的市场需求和定价产生不利影响。我们运营成本的潜在增加可能包括运营和维护我们的设施、在我们的设施上安装新的排放控制、获得批准我们的温室气体排放的额度、支付与我们的温室气体排放相关的税款,或者管理和管理温室气体排放计划的成本。虽然我们可能能够将部分或全部此类增加的成本计入我们的管道或其他设施收取的费率中,但这种成本的收回是不确定的,可能取决于我们无法控制的事件,包括未来向FERC提起的费率诉讼的结果以及任何最终法规的规定。
最后,监管政策或市场偏好的变化导致对被认为会造成温室气体排放的碳氢化合物产品的需求减少,或者对其使用的限制,可能会减少我们可用于加工、运输、营销和储存的数量。
竞争
NGL管道和服务
在各自的市场范围内,我们的天然气加工设施和相关的NGL营销活动主要面临来自独立加工商、大型综合石油公司和拥有大宗商品交易平台的金融机构的竞争。我们的每个营销竞争对手都拥有不同水平的财务和人力资源,竞争通常围绕着价格、客户服务质量以及与客户和其他市场中心的接近程度展开。在我们的NGL管道服务的市场上,我们与许多州内和州际管道公司(包括那些隶属于主要石油、石化和天然气公司的公司)以及驳船、铁路和卡车车队业务展开竞争。总体而言,我们的NGL管道在运输费、可靠性和客户服务质量方面与这些实体竞争。
我们在NGL和相关产品存储业务方面的主要竞争对手是主要的综合石油公司、化学公司和其他存储和管道公司。我们主要在收费、提供的管道连接数量和操作可靠性方面与其他存储服务提供商竞争。我们的出口码头业务主要在装卸吞吐量以及相关管道和存储基础设施的使用方面与主要石油和天然气、化工公司和其他中游服务提供商运营的业务展开竞争。
我们在堪萨斯州、路易斯安那州、新墨西哥州和德克萨斯州与许多NGL分馏厂竞争。对这类服务的竞争主要是基于收取的分割费。然而,NGL分馏塔能够接收客户的混合NGL并存储和分发最终得到的纯度NGL产品的能力也是一个重要的竞争因素,这是拥有必要的管道和存储基础设施的功能。
原油管道和服务
在各自的市场范围内,我们的原油管道、储存和海运码头以及相关的营销活动与其他原油管道公司、铁路运输公司、大型综合石油公司及其营销附属公司、拥有大宗商品交易平台的金融机构和独立的原油集销公司展开竞争。原油业务的特点可能是井口原油供应的激烈竞争。竞争主要基于客户服务的质量、有竞争力的价格以及离客户和市场中心的距离。
天然气管道和服务
在我们的天然气收集业务中,我们在获得天然气供应合同方面遇到了竞争,特别是新的供应。天然气收集领域的竞争在很大程度上取决于声誉、效率、系统可靠性、收集系统容量和定价安排。我们在天然气收集业务方面的主要竞争对手包括独立的天然气收集公司和大型综合能源公司。我们的天然气营销活动主要与其他天然气管道公司及其营销附属公司以及独立的天然气营销和贸易公司竞争。天然气营销业务的竞争主要基于具有竞争力的定价、靠近客户和市场中心以及客户服务质量。
石化及成品油服务
在收费水平以及管道和存储基础设施的使用方面,我们与PGP的众多生产商展开竞争,其中包括位于墨西哥湾沿岸的许多主要炼油商和石化公司。我们的石化营销活动面临着来自大型综合性石油公司和各种石化公司的竞争,这些公司拥有不同程度的财力和人力资源,竞争一般围绕产品价格、客户服务质量、物流和区位展开。
关于我们的异构化业务,我们主要与位于堪萨斯州、路易斯安那州和新墨西哥州的设施竞争。影响这项业务的竞争因素包括收取的通行费水平、可以生产的异丁烷的质量以及对支持管道和存储基础设施的访问。我们与其他辛烷值添加剂制造公司的竞争主要是基于价格。
关于我们的TE产品管道,该管道最重要的竞争对手是它所在地区的第三方管道。公共运输管道之间的竞争主要基于运输费、客户服务质量和与最终用户的接近程度。卡车、驳船和铁路以极具竞争力的方式将产品运往我们TE产品管道和内河码头所服务的一些市场。TE Products管道还面临着来自加拿大的NGL的铁路和管道运输以及进入东海岸上游码头的水路进口的竞争。
我们的海运业务与其他内陆海运公司以及其他运输方式的供应商竞争,例如铁路罐车、拖拉机-拖车罐车,以及有限程度上的管道。海运行业内部的竞争在很大程度上是基于性能和价格。此外,大量新建内河船舶可能会造成供过于求,并加剧我们的海运业务的竞争。
有关涉及竞争的一般风险的讨论,请参见“我们在中游能源业务中面临来自第三方的竞争“在本年度报告第一部分第1A项下。
季节性
虽然我们的大部分业务不受季节性的重大影响,但我们的某些业务仍受到季节性变化的影响,如热带天气事件、与供暖和制冷要求相关的能源需求以及夏季驾车季节。示例包括:
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我们在墨西哥湾沿岸的业务,包括我们钱伯斯县综合设施的业务,可能会受到飓风和热带风暴等天气事件的影响,这些天气事件通常发生在夏季和秋季。 |
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居民对天然气的需求通常在冬季达到高峰,与供暖需求有关,而在夏季用于空调发电。这些季节性趋势会影响我们天然气管道的输气量以及相关的天然气存储水平和营销结果。 |
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由于农村地区的供暖需求,居民对丙烷的需求通常在冬季达到高峰。这些季节性趋势可能会影响我们TE成品油管道、Dixie管道和中美管道系统及其相关终端的吞吐量。 |
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由于用于生产车用汽油的燃料添加剂的需求增加,我们的异构化和辛烷值提升业务在夏季驾驶季节(通常发生在春季和夏季)的需求水平更高。同样,由于精炼产品和正丁烷在汽车燃料中的使用,它们的出货量也经历了类似的需求变化。 |
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冬季的极端温度和冰层可能会对我们的天然气加工厂产生负面影响,因为它们可能会遭遇冰冻。此外,这些情况可能会对我们在密西西比河和伊利诺伊河上游的卡车运输和内陆海运业务产生负面影响。 |
员工队伍及相关事宜
像许多公开交易的合伙企业一样,我们没有直接员工。我们的所有管理、行政和运营职能均由EPCO的员工根据行政服务协议(“ASA”)或由其他服务提供商履行。我们劳动力的文化是一种所有权、正直和机会。我们认可员工为实现我们的目标所付出的辛勤工作和作出的贡献。我们促进一种环境,在这种环境中,我们的员工感到为我们工作不仅仅是一份工作;它是一个紧密联系的社区,相互照顾。我们尊重员工的差异,相信每个人都应该得到公平和尊重。我们重视不同的想法和观点,并致力于促进一支安全和包容的劳动力队伍。
截至2023年2月1日,大约有7,300花费全部或大部分时间从事我们业务的EPCO人员。从多样性的角度来看,大约14这些人员中有%是女性,大约32这些人员中有%是少数族裔。我们相信,与相关能源行业相比,我们劳动力的多样性是有利的。
代表我们工作的人的健康和安全是重中之重。我们提倡一种文化,在这种文化中,所有人员都对健康和安全做出同样的承诺,并认识到降低风险的重要性。根据我们对安全的承诺,我们让各级员工和管理层、我们的董事会、我们的承包商以及各种外部实体和组织参与进来。我们努力实现零事故和零伤害的目标。我们通过监测总可记录事故率(“TRIR”)来跟踪我们的安全表现,这是OSHA的一项衡量标准,通常反映在一年期间每100名全职员工发生的可记录事故数量。我们2022年的TRIR为0.33,这与过去六年中游行业的平均TRIR相比是有利的。我们致力于年复一年地改善我们的安全表现。
物业的标题
我们持有的房地产分为两个基本类别:(I)我们和我们的未合并附属公司收取费用而拥有的地块(例如,我们拥有钱伯斯县综合体所在的土地)和(Ii)我们和我们未合并附属公司的权益来自租赁、地役权、通行权、土地所有者或允许使用此类土地进行我们业务的政府当局的许可或许可证的地块。我们的重要设施所在的收费场地多年来一直由我们或我们的前任拥有业权,而我们并没有就资产所在土地的所有权提出任何重大挑战,我们相信我们对该等收费场地拥有令人满意的所有权。吾等及其联属公司并不知悉任何对吾等持有的任何物质租赁、地役权、通行权、许可或许可的基本费用所有权或吾等根据任何物质租赁、地役权、通行权、许可或许可所享有的权利的任何重大挑战,吾等相信吾等根据吾等的所有重大租赁、地役权、通行权、许可及许可享有令人满意的权利。
可用信息
作为一家公开交易的合作伙伴关系,我们以电子方式向美国证券交易委员会(“美国证券交易委员会”)提交某些文件。我们提交表格10-K的年度报告;表格10-Q的季度报告;以及表格8-K的当前报告(视情况而定);以及任何相关的修订和补充。偶尔,我们也可能会提交与股权或债券发行相关的注册声明和相关文件。美国证券交易委员会的网站是Www.sec.gov其中包含以电子方式向美国证券交易委员会提交的注册人的报告和其他信息。
我们提供免费电子访问我们网站上的定期和最新报告,Www.enterpriseproducts.com。在我们以电子方式向美国证券交易委员会提交或提供此类材料后,我们将在合理可行的范围内尽快获得这些报告。您也可以致电(866)230-0745与我们的投资者关系部联系,免费索取这些报告的纸质副本。我们网站上的信息不包括在本年度报告中。
第1A项。风险因素。
关键风险因素摘要
对我们共同单位或债务证券的投资涉及一定的风险。如果发生以下任何关键风险,可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流以及我们维持或提高分销水平的能力产生重大不利影响。在任何这样的情况下,以及在下文描述的其他情况下,我们证券的交易价格可能会下跌,您可能会损失部分或全部投资。
与我们的业务相关的风险
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全球石油和天然气市场的某些发展,包括新冠肺炎、俄罗斯入侵乌克兰和相关制裁的影响,已经并可能继续对一般经济、金融和商业状况产生重大不利影响,并可能对我们的业务、财务状况、运营业绩和流动性以及我们的客户、供应商和其他交易对手的业务产生实质性的不利影响。 |
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价格水平的变化可能会对我们的收入和/或支出产生负面影响,这可能会对我们的业务产生不利影响。 |
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碳氢化合物产品的需求、价格和生产的变化可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。 |
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我们的债务水平可能会限制我们未来的财务和运营灵活性。 |
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如果我们遇到缺乏流动性的资本市场或对投资机会的竞争加剧,我们可能无法充分执行我们的增长战略。 |
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我们的新资产建设受到运营、监管、环境、政治、地缘政治、法律和经济风险的影响,这些风险可能导致延误、成本增加或现金流减少。 |
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我们的一些资产已经使用多年,需要花费大量资金进行维护。因此,未来维护或维修成本的增加或完成必要的维护或维修活动的延迟可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。 |
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无法继续使用第三方和政府机构拥有的土地可能会对我们的运营产生不利影响,并对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。 |
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如果我们没有成功地整合和管理我们收购的业务,或者如果我们大幅增加我们的债务和或有负债来进行收购,我们的增长战略可能会对我们的运营结果产生不利影响。 |
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自然灾害、灾难、恐怖袭击或其他非常事件可能导致严重的人身伤害、财产损失和环境破坏,这可能会限制我们的业务,并对我们的财务状况、业务结果和现金流产生重大不利影响。 |
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如果我们的资讯科技系统受到网络攻击,可能会影响我们的业务和资产,并对我们的财务状况、营运业绩和现金流造成重大的不利影响。 |
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我们的业务需要广泛的信用风险管理,这可能不足以防止客户不付款。 |
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使用衍生金融工具可能会给我们造成重大的财务损失。 |
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我们的风险管理政策无法消除所有大宗商品价格风险。此外,任何违反我们风险管理政策的行为都可能导致重大财务损失。 |
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联邦、州或地方监管措施(包括与气候、环境、健康、安全和管道完整性有关的措施)可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。 |
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我们受监管资产的利率会受到联邦和州监管机构的审查和可能的调整,这可能会对我们的收入产生不利影响。 |
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我们独立的运营现金流主要来自我们从EPO获得的现金分配。 |
与我们的合作伙伴关系结构相关的风险
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在建立现金储备和支付费用和开支后,我们可能没有足够的业务现金流来支付目前水平的现金分配。 |
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我们的普通合伙人及其附属公司对我们的合伙关系负有有限的受托责任和利益冲突,这可能允许它偏袒自己的利益,从而损害您的利益。 |
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单位持有人的投票权有限,无权选举我们的普通合伙人或其董事。此外,即使单位持有人不满意,他们也不能轻易除掉我们的普通合伙人。 |
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我们的合伙协议限制了拥有我们共同单位20%或更多的单位持有人的投票权。 |
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我们的普通合伙人拥有有限的赎回权利,这可能要求普通单位持有人以不受欢迎的时间或价格出售他们的普通单位。 |
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如果法院发现有限合伙人的行为构成了对我们业务的控制,我们的普通单位持有人可能不会承担有限责任。 |
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我们的普通合伙人对我们的权益以及对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。 |
普通单位持有人的税务风险
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我们的税务待遇取决于我们作为联邦所得税合伙企业的地位,这可能会受到立法、司法或行政方面的潜在变化以及不同的解释的影响,可能具有追溯力。 |
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如果美国国税局对我们采取的联邦所得税立场和我们在确定单位持有人的收入、收益、损失和扣减分配时采用的某些估值方法进行成功的竞争,可能会对我们共同单位的市场产生不利影响,任何美国国税局竞赛的成本都将减少我们可用于分配给单位持有人的现金。 |
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如果美国国税局对我们的所得税申报单进行审计调整,它(和一些州)可能会评估并直接从我们那里收取因此类审计调整而产生的任何税收(包括任何适用的罚款和利息),在这种情况下,我们将直接向美国国税局支付税款,我们可用于分配给单位持有人的现金可能会大幅减少。 |
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我们的单位持有人可能被要求为他们在我们收入中的份额缴税,即使他们没有从我们那里获得任何现金分配。 |
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出售我们共同单位的税收收益或损失可能比预期的要多或少。 |
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我们对待购买公共单位的每个购买者都享有相同的税收优惠,而不考虑购买的公共单位。美国国税局可能会对这种待遇提出质疑,这可能会对我们共同单位的价值产生不利影响。 |
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我们的共同单位持有人可能会在他们不因投资我们的共同单位而居住的州接受州和地方税和报税表的要求。 |
对关键风险因素的探讨
以下讨论按类别提供了有关我们每个关键风险因素的附加信息:与我们的业务相关的风险、与我们的合伙企业结构相关的风险以及对普通单位持有人的税收风险。
与我们的业务相关的风险
全球石油和天然气市场的某些发展,包括新冠肺炎、俄罗斯入侵乌克兰和相关制裁的影响,已经并可能继续对一般经济、金融和商业状况产生重大不利影响,并可能对我们的业务、财务状况、运营业绩和流动性以及我们的客户、供应商和其他交易对手的业务产生实质性的不利影响。
碳氢化合物产品的供需变化既影响我们购买和销售的产品数量,也影响我们向客户提供的服务水平,这反过来又影响我们的财务状况、经营业绩和现金流。
新冠肺炎大流行继续对全球需求产生影响,包括国际新冠肺炎遏制措施(例如隔离、旅行限制、临时关闭企业和类似的保护行动)以及相关因素导致近期碳氢化合物产品需求减少。
虽然许多国家已经放松了对新冠肺炎的遏制措施,经济活动已恢复到接近冠状病毒感染前的水平,但新兴变种和可能恢复的遏制措施可能威胁到碳氢化合物需求的全面恢复。碳氢化合物需求的持续复苏仍然在一定程度上取决于对疾病的成功遏制、新冠肺炎及其新兴变种上获得批准的疫苗的效力和分布,以及经过验证的疗法。任何经济放缓或衰退的恢复时期,或回到原油或我们所处理的其他产品的需求或价格低迷的时期,都可能对我们的财务状况以及我们的客户、供应商和其他交易对手的财务状况产生重大不利影响,并可能减少我们的流动性,并对我们的管道和其他设施处理的产品数量产生负面影响。
俄罗斯入侵乌克兰以及相关制裁也严重扰乱了原油、天然气和碳氢化合物产品的供应链。虽然2022年战争的初步影响导致欧洲对美国天然气和碳氢化合物产品的需求增加,但我们无法预测未来的需求水平、对国内定价的影响以及对美国石油和天然气生产的影响。欧洲或全球的任何经济放缓或衰退,包括此类供应链中断或制裁的结果,也可能影响需求并压低我们处理的原油、天然气或其他产品的价格,这可能会对我们的财务状况以及我们客户、供应商和其他交易对手的财务状况产生重大不利影响,并可能减少我们的流动性,并对我们管道和其他设施处理的产品数量产生负面影响。
这些当前事件对我们财务状况、经营结果和现金流的未来影响在很大程度上取决于我们无法控制的事态发展,包括疫情爆发的持续时间、对整体经济活动的相关影响以及对原油和其他产品需求的潜在长期影响,所有这些都不能确定地预测。
价格水平的变化可能会对我们的收入和/或支出产生负面影响,这可能会对我们的业务产生不利影响。
我们的资产运营和资本项目的执行需要大量的人力、材料、财产、设备和服务支出。因此,在普遍的商业通胀期间,这类成本可能会增加,包括大宗商品价格上涨、供应链中断和劳动力市场紧张。最近影响总体经济和能源行业的通胀压力增加了我们的支出和资本成本,而且这些成本可能会继续增加。虽然我们服务的大部分长期合同包含基于指数的变化和通货膨胀调整,但我们可能无法将所有这些增加的成本以更高的服务费用的形式转嫁给我们的客户。此外,我们使用FERC基于PPI的价格指数方法来确定由我们的管道服务的某些市场的费率。在普遍的价格通缩时期,FERC基于PPI的价格指数方法提供的上限水平可能会降低,这要求我们降低基于指数的利率,即使我们运营资产的实际成本增加。因此,我们的收入和营业利润率受到价格水平变化的影响。在调整适用税率之前,材料成本增加可能会影响我们的营业利润率,即使后续期间的利润率在适用税率调整后可能会正常化。因此,在一般业务通胀期间增加的成本不会转嫁到客户身上或被其他因素抵消,可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
碳氢化合物产品的需求、价格和生产的变化可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
我们主要经营中游能源行业,包括收集、运输、加工、分馏和储存天然气、液化石油气、原油、石化和精炼产品。因此,碳氢化合物产品价格和碳氢化合物产品之间的相对价格水平的变化可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。价格的变化可能会影响对碳氢化合物产品的需求,这反过来可能会影响我们提供服务的产品的产量、需求和数量。此外,需求下降可能是由其他因素造成的,包括当前的经济状况、消费者对碳氢化合物产品最终产品的需求减少、竞争加剧、不利的天气条件、突发公共卫生事件以及影响价格和生产水平的政府法规。如果客户不履行与我们的天然气、NGL、丙烯、精炼产品和/或原油营销以及长期按需付费协议相关的义务,我们还可能招致信用和价格风险。
近年来,原油和天然气价格一直波动不定。例如,在截至2022年12月31日的三年期间,原油价格(根据纽约商品交易所衡量的西德克萨斯中质原油价格)从每桶123.70美元的高位到每桶37.63美元的低位不等。2023年1月1日至2023年1月31日期间,WTI价格从每桶81.62美元的高点到每桶72.84美元的低点不等。在截至2022年12月31日的三年期间,天然气价格(根据NYMEX衡量的Henry Hub)从每MMBtu 9.68美元的高位到MMBtu的1.48美元的低位不等。从2023年1月1日到2023年1月31日,Henry Hub天然气价格从每MMBtu 4.17美元的高点到2.68美元的低点不等。
一般而言,碳氢化合物产品的价格受供应、需求、市场不确定性和各种其他不可控因素变化的影响,这些因素包括:(1)国内生产和消费产品需求的水平;(2)进口原油和天然气的供应情况以及外国原油和天然气生产国采取的行动;(3)是否有足够运力的运输系统;(4)是否有有竞争力的燃料;(5)对原油、天然气、天然气和其他碳氢化合物产品的波动和季节性需求,包括石化、炼油和供暖行业对天然气产品的需求;(6)养护工作的影响;(7)政府对生产的管制和征税;(8)由于突发公共卫生事件而减少对碳氢化合物的需求;(9)当前的经济状况。
根据我们的某些天然气加工和收集以及NGL分馏合同,我们面临天然气和NGL商品价格风险,这些合同规定费用将根据地区天然气或NGL价格指数计算,或通过获得天然气或NGL的所有权以实物支付。天然气和天然气价格的下降可能会导致这些合同的利润率下降,这可能会对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。天然气和天然气价格的波动可能会导致乙烷的排斥,从而导致可用于运输、分馏、储存和销售的数量减少。这些大宗商品价格的波动也可能对我们的许多客户产生影响,进而可能对他们履行对我们的义务的能力产生负面影响。
目前在我们的设施运输、收集或加工的原油、天然气和NGL主要来自现有的国内资源盆地,这些资源盆地随着时间的推移自然枯竭。为了抵消这种自然下降的影响,我们的设施需要从新发现的资产中进行生产。许多我们无法控制的经济和商业因素可能会对生产商勘探和开发新储量的决定产生不利影响。这些因素可能包括相对较低的原油和天然气价格、设备和劳动力的成本和可用性、监管变化、资本预算限制、缺乏可用的资本或成功发现碳氢化合物的可能性。我们的设施和其他能源物流资产所在地区的勘探和开发活动的减少可能导致我们资产处理量的减少,这可能对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。
有关我们目前对2023年行业基本面的展望的讨论,请阅读管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析--当前展望“列入本年度报告第二部分第7项下。
我们在中游能源业务中面临来自第三方的竞争。
即使我们的资产所服务的地区存在原油和天然气储备,这些地区的生产商也可能不会选择我们来收集、运输、加工、分离、储存或以其他方式处理所提取的碳氢化合物。我们与其他公司,包括原油和天然气生产商,在许多因素的基础上竞争任何此类生产,包括但不限于地理上接近生产、连接成本、可用产能、费率和市场准入。
我们的NGL、成品油和海运业务可能会在它们所服务的地区与其他管道和海运公司竞争。我们还在我们服务的某些领域与铁路和第三方卡车运输业务竞争。竞争压力可能会对我们的关税税率或发货量产生不利影响。此外,大量新建内河船舶可能会造成供过于求,并加剧我们的海运业务的竞争。
原油集销业务的特点是井口原油供应竞争激烈。国内原油产量下降可能加剧采集商和营销者之间的这种竞争。我们的原油运输业务与大型石油公司、大型独立管道公司、拥有大宗商品交易平台的金融机构和此类管道系统所在地区的其他公司拥有和运营的普通运输船和专有管道展开竞争。
在我们的天然气收集业务中,我们在获得天然气供应合同方面遇到了竞争,特别是新的供应。天然气收集领域的竞争在很大程度上取决于声誉、效率、系统可靠性、收集系统容量和定价安排。我们在天然气收集业务方面的主要竞争对手包括独立的天然气收集公司和大型综合能源公司。我们服务的生产商可以使用替代的收集设施,这些生产商也可以选择建造专有的天然气收集系统。
我们和我们的竞争对手都在新能源基础设施方面进行了大量投资,以满足预期的市场需求。我们项目的成功取决于我们资产的利用。在建设期间,对我们新项目的需求可能会发生变化,我们的竞争对手可能会进行额外的投资或重新部署与我们的项目和现有资产竞争的资产。如果我们的投资或竞争对手在我们服务的市场上的建设导致产能过剩,我们的设施和资产可能没有得到充分利用,这可能导致我们降低服务费率。降低利率可能会导致我们的投资回报降低,从而降低我们的资产价值。
中游能源行业的竞争显著加剧,包括我们的竞争对手建造新资产或重新部署现有资产,可能会对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。
我们的债务水平可能会限制我们未来的财务和运营灵活性。
截至2022年12月31日,我们有258亿美元的综合优先长期债务本金未偿还,23亿美元的次级次级债务本金未偿还。我们未来的债务数额可能会对我们的运营产生重大影响,其中包括:
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我们现金流的很大一部分可能用于支付未来债务的本金和利息,可能无法用于其他目的,包括支付我们共同单位的分配和资本投资; |
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信用评级机构可能对能源行业或我们的综合债务水平持负面看法; |
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我们现有和未来的信贷和债务协议中的契约将要求我们继续满足财务测试,这些测试可能会对我们在规划和应对业务变化方面的灵活性产生不利影响,包括可能的收购机会; |
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我们获得额外融资(如有必要)以用于营运资金、资本投资、收购或其他目的的能力可能会受到损害,或此类融资可能无法以优惠条件获得; |
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与负债较少的同类公司相比,我们可能处于竞争劣势;以及 |
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由于我们的巨额债务水平,我们可能更容易受到不利的经济和行业状况的影响。 |
我们的公共债务契约目前并没有限制我们未来可以承担、承担或担保的债务金额。尽管我们的信贷协议限制了我们产生超过某些水平的额外债务的能力,但我们可能因遵守这些限制而产生的任何债务仍可能是巨额的。有关本公司长期债务的资料,请参阅本年度报告第II部分第8项下的综合财务报表附注7。
我们的信贷协议和与我们的公共债务工具相关的每一份契约都包括传统的金融契约和其他限制。例如,我们被禁止向我们的合作伙伴进行分配,如果这样的分配会导致违约事件或以其他方式违反我们信用协议下的契约。如吾等违反任何此等限制,吾等可允许吾等的贷款人或票据持有人(视乎情况而定)宣布此等债务协议项下的所有未偿还款项即时到期及应付,并在吾等的信贷协议的情况下,终止所有提供进一步信贷的承诺。
我们以有利的条件进入资本市场筹集资金的能力可能会受到我们的债务水平、这些债务何时到期以及当前市场状况的影响。此外,如果评级机构下调能源行业或我们的信用评级,我们可能会经历借贷成本上升、难以评估资本市场和/或证券市场价格下降的情况。这样的发展可能会对我们为营运资本、资本投资或收购获得融资或为现有债务进行再融资的能力造成不利影响。如果我们未来无法以有利的条件进入资本市场,我们可能会被迫寻求延长我们的一些短期债务义务,或者通过银行信贷为我们的一些债务义务再融资,而不是长期公共债务证券或股权证券。我们可能获得此类延期或额外银行信贷的价格和条款,如果真的有的话,可能会比现有债务协议中包含的条款更加繁重。任何此类安排都可能反过来增加我们的杠杆可能对我们未来的财务和运营灵活性产生不利影响的风险,从而影响我们以预期水平支付现金分配的能力。
如果我们遇到缺乏流动性的资本市场或对投资机会的竞争加剧,我们可能无法充分执行我们的增长战略。
我们的增长战略考虑开发和收购广泛的中游和其他能源基础设施资产,同时保持强劲的资产负债表。这一战略包括建立和收购更多资产和业务,以增强我们有效竞争的能力,并使我们的资产组合多样化,从而为我们提供更稳定的现金流。我们考虑并寻求潜在的合资企业、收购、独立项目和其他交易,我们认为这些交易可能为扩大我们的业务、提高我们的市场地位和实现运营协同效应提供机会。
我们将需要大量新资本,为未来资产和业务的发展和收购提供资金。例如,我们2022年的资本投资反映了52亿美元的现金支付,用于资本项目、收购和其他投资。根据现有信息,我们预计2023年我们的总资本投资(扣除合资伙伴的贡献)约为27亿至29亿美元,其中包括23亿至25亿美元的成长型资本项目和4亿美元的持续资本支出。这些金额不包括与我们拟建的深水离岸原油码头(海港石油码头或“现货”)相关的资本投资,该码头仍需获得州和联邦的许可、缓解和相关要求。2022年11月,我们收到了交通部海事局对Spot的支持;然而,我们不能保证该项目最终将于何时或是否被授权开始建设或运营。对我们获得资本的任何限制都可能削弱我们执行这一增长战略的能力。如果我们的债务或股权资本成本变得过于昂贵,我们开发或获得增值资产的能力将受到限制。我们也可能无法以令人满意的条件筹集必要的资金,如果有的话。
信贷市场的任何持续收紧都可能对我们产生实质性的不利影响,其中包括降低我们以优惠条件为增长资本项目或商业收购提供资金的能力,以及实施越来越严格的借款契约。此外,我们可能发行的任何新股的分销收益率可能高于历史水平,从而使额外发行股票的成本更高。因此,股本和债务成本的增加将使资本支出的回报率在单位基础上增加较少。
我们还可能在收购能源基础设施资产方面与第三方竞争,以补充我们现有的资产基础。对有限资产池的竞争加剧,可能会导致我们比过去更频繁地输给其他竞标者,或者以不那么有吸引力的价格收购资产。无论发生哪种情况,都可能限制我们全面执行增长战略的能力。我们无法执行我们的增长战略,可能会对我们未来维持或支付更高现金分配的能力产生实质性的不利影响。
我们的实际建设、开发和采购成本可能会大大超过预期金额。
我们已经宣布并正在参与多个重大建设项目,涉及我们已经或将花费大量资本的现有和新资产。这些项目带来了巨大的后勤、技术和人员配置挑战。我们可能无法以我们在每个项目启动时估计的成本或目前估计的成本完成我们的项目。同样,美国墨西哥湾沿岸的飓风等不可抗力事件可能会导致这些建设和开发项目的延误、熟练劳动力短缺和额外费用。
如果资本投资大幅超过预期,那么我们未来的现金流可能会减少,这反过来可能会减少我们预期可用于分配的现金数量。此外,项目成本的大幅增加可能导致新建资产一旦投入使用,总体盈利能力下降。
我们的新资产建设受到运营、监管、环境、政治、地缘政治、法律和经济风险的影响,这些风险可能导致延误、成本增加或现金流减少。
我们打算发展业务的方式之一是通过建设新的中游能源基础设施资产。建设新资产涉及许多我们无法控制的业务、监管、环境、政治、地缘政治、法律和经济风险,可能需要大量资本支出。除其他外,这些潜在风险包括:
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我们可能无法按计划或按预算成本完成建设项目,原因包括:无法获得所需的施工人员;供应链中断(包括新冠肺炎限制或地缘政治事件,如俄罗斯入侵乌克兰)造成的无法获得或延误获取必要材料;事故、天气状况或无法获得必要的许可; |
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在项目完成之前,我们不会获得运营现金流的任何实质性增长,即使我们可能在建设阶段花费了相当大的资金,这可能会延长; |
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我们可以建造设施,在一个没有实现这种增长的地区实现预期的未来产量增长; |
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由于我们不从事原油或天然气储量的勘探和开发,在我们在该地区建设设施之前,我们可能无法获得该地区的第三方储量估计。因此,我们可能会在储量远低于我们预期的地区建设设施; |
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在我们确实依赖第三方储量估计来决定建造资产的情况下,这些估计可能被证明是不准确的; |
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我们建设项目的完成或成功可能取决于我们无法控制的第三方建设项目(例如,下游原油炼油厂扩建或新石化设施的建设)的完成,该项目本身可能受到许多潜在风险、延误和复杂性的影响;以及 |
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我们可能无法获得增建管道的通行权,或者这样做的成本可能不划算。 |
任何这些风险的实现都可能对我们实现现金流水平增长或从扩张机会或建设项目中实现收益的能力产生不利影响,这可能会影响我们向单位持有人支付的现金分配水平。
我们的一些资产已经使用多年,需要花费大量资金进行维护。因此,未来维护或维修成本的增加或完成必要的维护或维修活动的延迟可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
我们的管道、码头和存储资产一般都是长寿资产,其中许多已经服役多年。我们资产的年龄和状况可能会导致未来的维护或维修支出增加。此外,由于供应链中断(包括新冠肺炎限制或地缘政治事件,如俄罗斯入侵乌克兰)造成的必要材料不可用,我们可能无法完成维护或维修,这可能导致受影响资产暂停运营,直到此类活动可以完成。这些支出的任何重大增加或在完成必要的维护或维修方面的延误都可能对我们的运营结果、财务状况或现金流以及我们向单位持有人分配现金的能力产生不利影响。
无法继续使用第三方拥有的土地可能会对我们的运营产生不利影响,并对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。
我们是否有能力在第三方拥有的某些土地上运营我们的管道系统,将取决于我们在这些土地上维持现有的通行权和获得新的通行权。我们是授权土地使用的路权协议、许可证和许可证的各方,包括私人土地所有者、政府实体、美洲原住民部落、铁路运输公司、公用事业公司和其他各方。我们确保延长现有协议、许可证和许可证的能力对我们持续的业务运营至关重要,而确保额外的通行权将对我们进行扩张项目的能力至关重要。我们不能保证,在目前的赠款期满后,我们能够继续使用所有现有的通行权,不能保证及时获得所有通行权,也不能保证我们将在需要时获得新的通行权。
特别是,美国内政部内的各种联邦机构,特别是印第安人事务局、土地管理局和自然资源收入局,以及每个美洲原住民部落,都颁布和执行有关在美洲原住民部落土地上开采天然气和石油的法规。这些规定和批准要求涉及钻探和生产要求以及环境标准等事项。此外,每个美洲原住民部落都是一个主权国家,有权执行法律和法规,并独立于联邦、州和地方法规批准。这些部落法律和法规包括各种税收、费用、雇用美洲原住民部落成员的要求以及适用于在美洲原住民部落土地上开展业务的经营者和承包商的其他条件。这些因素中的一个或多个可能会增加我们在美洲原住民部落土地上做生意的成本,并影响我们在这些土地上开展业务的可行性,或者阻止或推迟我们在这些土地上开展业务的能力。
此外,我们是否拥有管道的征用权因州而异,这取决于管道的类型、特定州的法律以及我们寻求进入的土地的所有权。当我们行使征用权或谈判私人协议时,我们必须补偿土地所有者对其财产的使用,在征用权诉讼中,这种补偿可能由法院裁定。如果我们失去管道所在财产的使用权或占有权,无法行使征用权可能会对我们的业务产生负面影响。
我们可能会面临来自不同团体对我们管道和设施的建设和运营的反对。
我们可能会面临环保团体、土地所有者、部落团体、当地团体和其他倡导者对我们的管道和设施的运营的反对。这种反对可以采取多种形式,包括有组织的抗议、试图阻止或破坏我们的建筑活动和运营、干预涉及我们资产的监管或行政程序,或者旨在阻止、扰乱或拖延我们的资产和业务运营的诉讼或其他行动。例如,修复我们的管道往往需要征得个别土地所有者的同意才能进入他们的财产;一个或多个土地所有者可能会抵制我们进行必要修复的努力,这可能会导致受影响管道或设施的运行中断一段时间,这一时间比其他情况下要长得多。此外,破坏行为或生态恐怖主义行为可能对人员、财产或环境造成重大损害或伤害,或导致我们的行动长期中断。任何此类事件,如果中断我们业务产生的收入,或导致我们做出保险不覆盖的重大支出,可能会减少我们可用于向我们的合作伙伴支付分配的现金,并相应地对我们的财务状况和我们证券的市场价格产生不利影响。
如果我们没有成功地整合和管理我们收购的业务,或者如果我们大幅增加我们的债务和或有负债来进行收购,我们的增长战略可能会对我们的运营结果产生不利影响。
我们的增长战略包括进行增值收购。我们不时评估和收购其他资产和业务,我们认为这些资产和业务是我们现有业务的补充。我们未来可能无法成功整合和管理我们收购的业务。我们可能会在与我们的增长战略相关的方面产生巨额费用或遇到延误或其他问题,这可能会对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。此外,收购和业务扩张涉及许多风险,例如:
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吸收被收购资产或企业的业务、技术、服务和产品的困难; |
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建立2002年《萨班斯-奥克斯利法案》要求我们维持的内部控制和程序; |
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遭遇不可预见的运营中断或关键员工、客户或供应商的流失; |
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由于不熟悉新资产及其相关业务,包括与其市场相关的业务,可能导致效率低下和复杂; |
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将管理层和其他人员的注意力从日常业务转移到开发或收购新业务和其他商机上。 |
如果完成,任何收购或投资也可能导致债务和或有负债,以及利息支出和折旧、摊销和增值费用的增加。因此,在进行重大收购后,我们的资本和运营结果可能会发生重大变化。我们的负债和或有负债大幅增加,可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。此外,材料购置的任何预期好处,如预期的成本节约或其他协同效应,可能无法完全实现,如果有的话。
尽管收购似乎增加了我们的运营现金流,但可能会减少我们每单位的运营现金流。
即使我们进行了我们认为将增加我们的运营现金流的收购,这些收购最终也可能导致单位运营现金流的减少,例如,如果我们对新收购的资产或业务的假设没有成为现实或发生了不可预见的风险。因此,根据当时掌握的信息,一项最初被视为增值的收购可能被证明不是增值的。可能导致收购最终无法增值的风险包括我们无法实现预期的运营和财务预测或成功整合收购的业务,承担我们要承担的未知债务,以及关键员工或关键客户的流失。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,我们的单位持有人将没有机会评估我们在做出此类决定时将会提供的经济、财务和其他相关信息。由于上述风险,我们可能无法实现我们期望从重大收购中获得的全部利益,这可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
自然灾害、灾难、恐怖袭击或其他非常事件可能导致严重的人身伤害、财产损失和环境破坏,这可能会限制我们的业务,并对我们的财务状况、业务结果和现金流产生重大不利影响。
我们的一些业务涉及人身伤害、财产损失和环境破坏的风险,这可能会限制我们的业务,并在其他方面对我们的现金流产生重大不利影响。例如,天然气设施在高压下运行,有时超过每平方英寸1100磅。此外,我们的海运业务还面临着额外的风险,包括可能发生的海上事故和泄漏事件。我们的辛烷值增强设施可能会不时地生产用于出口的MTBE,这可能会使我们面临泄漏事件的额外风险。我们的所有业务几乎都面临潜在的自然灾害和恶劣天气,包括飓风、龙卷风、风暴、极端冬季事件、洪水和/或地震。我们的资产和我们客户的资产位于美国墨西哥湾沿岸地区,这使得他们特别容易受到飓风或热带风暴风险的影响。此外,恐怖分子可能会以我们的实体设施为目标,电脑黑客可能会攻击我们的电子系统。
如果我们拥有或向我们交付产品或向我们供应设施的一个或多个设施或电子系统因恶劣天气或任何其他灾难、事故、灾难、恐怖袭击或其他特殊事件而受损,我们的运营可能会严重中断。这些中断可能会对人、财产或环境造成重大破坏,修复工作可能需要从一周或更短的时间(轻微事故)到六个月或更长时间(重大中断)。此外,我们作为一方的一些存储合同有义务赔偿客户在我们拥有客户的产品期间发生的任何损坏或伤害。任何中断我们业务产生的收入的事件,或导致我们进行保险不覆盖的重大支出的事件,都可能减少我们可用于支付分配的现金,并相应地对我们共同单位的市场价格产生不利影响。
我们相信,EPCO代表我们维持足够的保险范围;然而,保险不会涵盖可能发生的所有类型的中断,不会涵盖最高可适用免赔额的金额,也不会涵盖与我们业务的性质和范围相关的所有风险。由于市场状况,某些类型的保险(如一般责任保单)的保费和免赔额可能大幅增加,在某些情况下,这种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。
未来可能会出现这样的情况,即EPCO可能无法代表我们续签现有保单,或无法以商业上合理的条款购买其他理想的保险。如果我们承担了一笔没有得到充分保险的重大债务,可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生实质性的不利影响。此外,任何此类保险的收益可能不会及时支付,如果发生此类事件,可能会不足。
对我们IT系统的网络攻击可能会影响我们的业务和资产,并对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。
我们依靠我们的IT系统以及第三方供应商的系统来开展业务。这些系统包括用于运营我们资产的信息,以及基于云的服务。这些系统可能会受到安全漏洞和网络攻击。
网络攻击正变得越来越复杂,美国政府的警告表明,包括管道在内的基础设施资产可能是某些组织的专门目标。这些攻击包括但不限于恶意软件、勒索软件、试图未经授权访问数据以及其他电子安全漏洞。这些攻击可能会因地缘政治事件(包括俄罗斯入侵乌克兰)而增加,可能是由国家支持的团体、“黑客活动家”、犯罪组织或个人(包括员工渎职)实施的。这些网络安全风险包括针对我们和向我们提供实质性服务的第三方的网络攻击。除了中断运营外,网络安全漏洞还可能影响我们运营或控制设施的能力,使数据或系统无法使用,或导致敏感、机密或客户信息被盗。这些事件还可能损害我们的声誉,并导致补救行动的损失、业务损失或对第三方的潜在责任。
我们不专门为网络安全事件投保;但是,我们的某些保单可能会承保此类事件造成的相关损害。如果我们承担了一笔没有得到充分保险的重大债务,可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生实质性的不利影响。此外,任何此类保险的收益可能不会及时支付,如果发生此类事件,可能会不足。
我们的失败危急关头IT系统可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流以及我们支付现金分配的能力产生不利影响。
我们依靠IT系统运营我们的资产和管理我们的业务。我们依赖这些系统来处理、传输和存储电子信息,包括财务记录和个人身份信息,如员工、客户、投资者和工资数据,并管理或支持各种业务流程,包括我们的供应链、管道和存储业务、收集和处理业务、金融交易、银行业务和许多其他流程和交易。其中一些IT系统是为我们的业务而设计的专有和定制的,而另一些则基于或驻留在商业可用的技术上。
我们制定了旨在保护我们的关键系统的IT政策和程序。我们的网络安全方法从战略上考虑了人员、技术和流程,如灾难恢复、事件响应和业务连续性。然而,由于不可预见的重大中断而导致关键系统故障的风险是无法消除的。
这些IT系统的故障,无论是由于停电、网络安全事件或其他原因,都可能导致违反关键的运营或财务控制,并导致意外成本和我们的运营、商业活动或财务流程中断。此类失败可能会对我们的运营结果、财务状况或现金流以及我们及时支付现金分配的能力产生不利影响。州和联邦网络安全立法也可能对我们提出新的要求,这可能会增加我们的业务成本。
我们的业务需要广泛的信用风险管理,这可能不足以防止客户不付款。
如果客户不履行与我们的天然气、NGL、原油、石化和精炼产品营销相关的义务,以及具有最低数量承诺或固定需求费用的长期合同,我们可能会招致信用风险。客户不付款和不履行的风险是我们业务中的一个主要考虑因素,我们的信用程序和政策可能不足以充分消除客户的信用风险。此外,我们行业的不利经济状况可能会增加客户不付款和不履行义务的风险,特别是具有次级投资级信用评级的客户或小型公司。我们通过信用分析、信用审批、信用限额和监控程序来管理我们的信用风险敞口,对于某些交易,我们可能会使用信用证、预付款、净额结算协议和担保。然而,这些程序和政策并不能完全消除客户的信用风险。
我们服务的主要市场是美国墨西哥湾沿岸、西南部、落基山脉、东北部和中西部地区。我们集中了来自国内和国际大型综合石油和天然气公司、独立石油和天然气公司以及在这些市场运营的其他管道和批发商的应收贸易余额。这些市场领域的集中可能会影响我们的整体信用风险,因为客户可能会受到经济、监管或其他因素变化的类似影响。
有关我们的信贷损失准备的信息,请参阅本年度报告第二部分第8项下的合并财务报表附注2。
使用衍生金融工具可能会给我们造成重大的财务损失。
从历史上看,我们一直试图通过使用衍生品工具来限制能源大宗商品价格和利率变化造成的部分不利影响。衍生品工具通常包括期货、远期合约、掉期、期权和其他具有类似特征的工具。我们几乎所有的衍生品都用于非交易活动。
在某种程度上,如果我们对冲我们的大宗商品价格和利率敞口,我们将放弃如果大宗商品价格或利率发生有利于我们的变化,我们将获得的好处。此外,套期保值活动可能会导致亏损,这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大影响。此类损失可能在各种情况下发生,包括交易对手未履行其在对冲安排下的义务、对冲不能有效降低潜在风险,或我们的风险管理政策和程序未得到遵守。不利的经济状况(例如,能源大宗商品价格大幅下跌,对石油和天然气生产商的现金流产生了负面影响)增加了我们的对冲交易对手不付款或履约的风险。
有关衍生工具及相关对冲活动的讨论,请参阅本年报第II部分第7A项及本年报第II部分第8项所载综合财务报表附注14。
我们的风险管理政策无法消除所有大宗商品价格风险。此外,任何违反我们风险管理政策的行为都可能导致重大财务损失。
在从事营销活动时,我们的政策是保持实物商品头寸在价格风险方面基本平衡,一方面是购买,另一方面是销售或未来交付义务。通过这些交易,我们寻求从购买的商品中赚取利润,将商品出售给第三方用户进行实物交付,这些用户包括生产商、批发商、当地分销商、独立炼油商、营销公司或大型综合油气公司。然而,这些政策和做法不能消除所有的价格风险。例如,任何扰乱我们预期实物供应的事件都可能使我们面临价格变化导致的损失风险,如果我们被要求获得替代供应来覆盖我们的销售交易。当一种商品按照一种定价指数买入,而根据另一种指数卖出时,我们也面临基差风险。此外,我们面临着一些无法对冲的风险,包括我们拥有的产品的价格风险,如管道填充,必须进行维护,以促进商品在我们的管道中的运输。此外,我们的营销运营还涉及不遵守我们的风险管理政策的风险。我们不能向您保证,我们的流程和程序将检测和防止所有违反我们风险管理政策的行为,特别是涉及欺诈或其他故意不当行为的情况。如果我们遭受与大宗商品价格风险相关的重大损失,包括不遵守我们的风险管理政策,可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
我们的可变利率债务,包括那些可以通过使用利率掉期转换为可变利率的固定利率债务,使我们容易受到利率上升的影响,这可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
截至2022年12月31日,我们有275亿美元的综合固定利率债务未偿还本金,包括本期债务。此外,截至2022年12月31日,我们有11亿美元的可变利率债务,其中包括我们的未偿还商业票据。由于商业票据的短期性质,我们认为与这些工具相关的利率是可变的。
联邦储备系统理事会在2019年期间三次下调基准利率,在2020年下调两次。基准利率在2021年期间保持在接近零的水平,但在2022年七次上调,2023年上调一次,预计2023年将进一步上调。如果利率大幅上升,偿还债务(包括未来对我们的固定利率债务工具进行再融资)所需的现金数量将会增加。此外,我们可能不时达成利率互换安排,这可能会增加我们对浮动利率的风险敞口。因此,利率大幅上升可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
利率上升也可能导致对股权证券的需求总体上相应下降,特别是对以收益为基础的股权证券,如我们的共同单位。对我们共同单位的需求减少可能会导致它们的交易价格下降。
根据欧洲专利局2022年9月的15亿美元364天循环信贷协议和2021年9月的30亿美元多年期循环信贷协议借入的金额可能会在我们的选择中计息,基于有担保隔夜融资利率(“SOFR”)或伦敦银行同业拆息(“LIBOR”)(视适用情况而定)。此外,我们的次级票据和利率互换协议也可能反映基于LIBOR的条款。2017年7月,英国金融市场行为监管局宣布希望在2023年6月底之前逐步取消伦敦银行间同业拆借利率作为基准。金融业工作组正在制定替代利率和方法,以过渡依赖伦敦银行间同业拆借利率作为参考利率的现有协议。我们目前预计,从伦敦银行间同业拆借利率过渡不会对我们产生实质性影响。
我们的管道完整性计划以及对管道安全法律法规的遵守可能会给我们带来巨大的成本和责任。
如果我们产生与管道完整性计划或管道安全法律法规相关的材料成本,这些成本可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
DOT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HCA的管道段。遵守这一完整性管理规则的大部分成本与管道完整性测试和此类测试所发现的任何必要的维修相关。诸如管道检测工具的进步、对管道完整性的额外威胁的识别以及确定位于HCA中的管道量的改变等变化可能会对执行完整性测试和维修的成本产生重大影响。我们将继续我们的管道完整性测试计划,以评估和维护我们的管道的完整性。这些测试的结果可能会导致我们产生巨额和意想不到的资本和运营支出,用于维修或升级,以确保我们的管道持续安全可靠地运行。
总体而言,截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度,我们的管道完整性成本分别为1.05亿美元、1.14亿美元和8300万美元。在这些年度总额中,我们在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内分别计入了6100万美元、6200万美元和5300万美元的运营成本和支出。剩余的年度管道完整性费用被资本化,并被视为持续的资本项目。我们预计,2023年,无论这些成本是资本化还是支出,我们的管道完整性计划的成本都将达到约9600万美元。
有关管道安全法规的更多信息,请参见监管事项-环境、安全和保护-管道安全“列入本年度报告第一部分第1和第2项。
环境、健康和安全成本和负债,以及不断变化的环境、健康和安全法规,可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
根据广泛的联邦、州和地方法律法规,我们的运营受到各种环境、健康和安全要求以及潜在责任的约束。此外,我们不能保证现有的环境、健康和安全法规不会被修订,或者新的法规不会被采纳或适用于我们。政府当局有权强制遵守适用的条例和许可,并对违规者进行民事和刑事处罚,包括巨额罚款、禁令或两者兼而有之。某些环境法,包括CERCLA和类似的州法律和法规,可能会对清理和恢复已处置或以其他方式释放危险物质或碳氢化合物的场地所需的费用施加严格的、连带的和连带的责任。此外,第三方,包括邻近的土地所有者,也可能有权采取法律行动,强制遵守规定,或就据称因向环境中排放危险物质、碳氢化合物或其他废物而造成的人身伤害和财产损失进行赔偿。不遵守这些要求可能会使我们面临罚款、处罚和/或运营中断,这可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
此外,未来环境、健康和安全法律的发展,如更严格的法律、法规、许可或执法政策,可能会显著增加我们的一些运营成本。未来环境、健康和安全法律可能发展的领域包括以下事项。
气候变化。针对有关全球变暖和气候变化问题的报道,美国国会不时考虑并通过旨在减少温室气体排放或实施碳税的立法。此外,某些国家,包括我们的设施或业务所在的国家,已经单独或通过区域合作采取或提出了减少温室气体排放的措施。2021年11月通过的基础设施投资和就业法案规定,除其他外,75亿美元用于在美国建设电动汽车充电器的全国网络,作为加快采用电动汽车计划的一部分,以及为电动校车和用于公共交通的低排放和零排放公交车提供资金。正在讨论各种其他政策和办法,包括设定排放上限、要求采取能效措施、或为减少污染提供奖励、使用可再生能源或使用碳含量较低的替代燃料,这些政策和办法已经并可能继续导致采取更多涉及温室气体的行动。
通过和实施任何联邦、州或地方法规,对我们的设备和运营施加报告义务或限制温室气体排放,可能需要我们为减少与我们的运营相关的温室气体排放而产生重大成本,或者可能对我们运输、储存或以其他方式处理与我们的中游服务相关的原油、天然气或其他碳氢化合物产品的需求产生不利影响。我们运营成本的潜在增加可能包括运营和维护我们的设施、在我们的设施上安装新的排放控制、获得许可以批准温室气体排放(无论是我们的业务排放还是与我们供应到市场的燃料相关的)、支付与温室气体排放相关的税款,以及管理温室气体排放计划。我们可能无法通过客户价格或费率收回增加的成本,这可能会限制我们进入或以其他方式减少我们对某些市场活动的参与。此外,监管政策的变化导致对被认为造成温室气体排放的碳氢化合物产品的需求减少,或对其使用进行限制,可能会减少我们可用于加工、运输、营销和储存的数量。这些事态发展可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
此外,世界上许多国家已经或正在考虑通过法律或法规来减少温室气体排放。不可能知道可再生能源技术发展的速度有多快,但如果颁布更多的重大立法和法规,增加可再生能源的使用最终可能会减少未来对碳氢化合物的需求。这些事态发展可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
我们正在探索和发展机会,以利用与温室气体排放有关的法律和市场动态的变化,例如与碳捕获和封存以及氢的生产和使用有关的项目。这些类型的项目给我们带来了各种风险,包括我们可能(I)高估了对此类服务的市场需求,从而将资本从更有利可图的机会中分流出来;或(Ii)我们越来越多的收入依赖临时补贴或类似的市场扭曲,这可能会降低我们相关业务的长期经济可持续性。
2022年3月,美国证券交易委员会提出了新的气候相关披露规则,如果按提议采用,将要求在美国证券交易委员会提交的文件中大量新的气候相关披露,包括某些与气候相关的指标和温室气体排放数据,以及第三方认证要求。目前,我们无法预测如果按提议采用新规则,遵守新规则的成本,或新规则可能产生的任何不利影响。
水力压裂。我们几乎所有的生产商客户都使用水力压裂技术(通常称为“水力压裂”)来刺激非常规地质地层(包括页岩地层)的天然气和原油生产,这需要向井筒中注入加压压裂液(由水、砂和某些化学物质组成)。美国联邦政府以及一些州和地方已经通过了一些法规或法令,这些法规或法令可能会在某些情况下限制水力压裂,或者会对此类活动征收更高的税收、费用或特许权使用费,其他州和地方也正在考虑采用这些法规或法令。加强对水力压裂过程的监管和关注,可能会导致更多人反对使用水力压裂技术的原油和天然气钻探活动,包括增加诉讼。额外的法律或法规也可能导致我们的客户在原油和天然气(包括从二叠纪、Eagle Ford、Hayensville、Barnett、Marcellus和Utica Shales等页岩中生产的天然气)生产方面的运营延误和/或运营成本增加,或者可能使水力压裂变得更加困难。如果这些立法和监管举措导致新油井钻探和相关服务活动大幅减少,可能会影响我们中游业务可用的碳氢化合物产品数量,并对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。
请参阅“监管事项“在本年度报告第一部分第1和第2项下,请查阅与环境、健康和安全法律法规以及费用和责任有关的更多信息和具体披露。
联邦、州或地方监管措施可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
FERC根据ICA管理我们的州际液体管道。州监管机构监管我们的其他资产,包括州内天然气和天然气管道、州内存储设施和集输管道。
我们的州内NGL和天然气管道在许多州都受到监管,包括科罗拉多州、堪萨斯州、路易斯安那州、新墨西哥州、德克萨斯州和怀俄明州。就我们的州内天然气管道从事州际运输而言,它们也受到FERC根据NGPA第311条的监管。我们在路易斯安那州和德克萨斯州也有天然气地下储存设施。尽管州政府的监管在范围上通常不如FERC的监管全面,但我们的服务通常需要在非歧视性的基础上提供,也会受到抗议和投诉的挑战。
尽管根据NGA,我们的天然气收集系统一般不受FERC监管,但如果我们的天然气收集操作受到联邦政府对费率和服务的监管,或者如果我们运营的州采取政策对天然气收集操作实施更严格的监管,我们的天然气收集操作可能会受到不利影响。与我们的资产有关的其他规则、决定和立法会不时地在州和联邦两级得到考虑和通过。我们无法预测此类监管变化和立法可能对我们的运营产生什么影响(如果有的话),但我们可能会被要求产生额外的资本支出。
有关适用于我们资产的联邦、州和地方法规的总体概述,请参阅监管事项“列入本年度报告第一部分第1和第2项。这种监管监督可能会影响我们业务的某些方面和我们产品的市场,并可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。
我们受监管资产的利率会受到联邦和州监管机构的审查和可能的调整,这可能会对我们的收入产生不利影响。
FERC根据ICA(经修订)、能源政策法案及其颁布的规则和命令,管理我们州际共同运输液体管道业务的费率以及服务条款和条件。根据ICA,州际关税费率、服务条款和条件必须是公正合理的,并且没有不适当的歧视性,并且必须向FERC备案。此外,管道不得给予任何托运人任何不正当的优惠。托运人可以抗议(FERC可能会调查)新的或改变的费率的合法性。FERC可以暂停这些关税税率长达7个月。它还可以要求退还根据最终被发现为非法的税率征收的金额,并前瞻性地规定新的费率。FERC和有关各方还可以对已成为最终和有效的关税税率提出质疑。FERC还可以命令新的费率在未来生效,并命令对过去费率超过公正和合理水平的赔偿,最多在投诉日期前两年。由于费率制定的复杂性,任何费率的合法性都无法得到保证。如果成功挑战我们的费率,可能会对我们的收入产生不利影响。
FERC使用规定的费率方法批准州际液体管道受监管的费率变化。FERC的索引方法目前允许管道将其费率提高到与劳工局的制成品采购经理人指数(PPI)挂钩的百分比。FERC索引每五年进行一次审查和修订。2020年12月17日,FERC发布了最终规则,设定了从2021年7月1日开始到2026年6月30日结束的五年期间的指数,PPI加0.78%。2022年1月20日,FERC批准了对最终规则某些方面的重审,并将指数水平修订为PPI-0.21%,从2022年3月1日起至2026年6月30日止。FERC命令申请费率超过其基于PPI减去0.21%的指数上限水平的管道申请从2022年3月1日起降低费率。等待上诉审查可能会导致对指数的进一步修改。作为这种指数化方法的替代方法,我们也可以选择根据服务成本方法支持我们费率的变化,或通过事先批准收取“基于市场的费率”,或通过收取所有受影响托运人同意的“结算费率”。这些方法的要求可能会限制我们根据实际成本确定费率的能力,或者可能会推迟我们收取反映成本增加的费率的能力。FERC与我们的利率相关的不利决定可能会对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
我们提供的州内液体和天然气管道运输服务受适用于我们收取的费率以及我们提供的服务的条款和条件的各种州法律法规的约束。我们收取的费率和我们提供的服务可能会受到州一级的挑战,任何不利的决定都可能对我们的财务状况、运营结果和现金流产生不利影响。
采纳和实施衍生品交易的新法律和监管要求可能会对我们对冲与我们业务相关的风险的能力产生不利影响,并增加进行这些活动的营运资金要求。
二零一零年颁布的《多德-弗兰克华尔街改革及消费者保护法案》(下称《多德-弗兰克法案》)就掉期及其他衍生工具交易,包括金融及某些石油及天然气实物对冲交易,订立法定及监管规定。根据多德-弗兰克法案,CFTC已通过法规,要求对掉期交易商和主要掉期参与者进行注册,强制进行掉期清算,某些合格公司为任何未清算的掉期选择最终用户例外,记录和报告要求,业务行为标准和头寸限制等要求。其中几项要求,包括头寸限制规则,允许CFTC实施控制,可能会对我们对冲与业务相关的风险的能力产生不利影响,并可能增加我们进行这些活动的营运资金要求。
根据CFTC公布的最终规则的评估,我们已确定我们不是掉期交易商、主要掉期参与者或金融实体,因此我们已确定我们目前有资格成为最终用户。此外,我们目前的绝大多数衍生品交易都是通过衍生品清算组织进行的,我们认为我们使用终端用户例外很可能不是例行公事。我们还将采取必要的合理措施,避免成为掉期交易商、主要掉期参与者或金融实体,以保持我们作为最终用户的地位,并采取其他措施,以保留我们在必要时选择最终用户例外的能力。然而,不可清算的衍生品交易以及可清算但我们选择最终用户例外的交易必须遵守记录保存和报告要求,并可能需要额外的信贷支持安排,包括现金保证金或抵押品。过帐额外的现金保证金或抵押品可能会影响我们的流动性,并降低我们将现金用于资本投资或其他公司目的的能力。
虽然我们相信我们的大多数对冲交易将符合多德-弗兰克法案下的一个或多个善意对冲的列举类别,但这些规则可能会对我们对冲与我们业务相关的某些风险的能力产生不利影响,并可能影响我们的盈利能力。
随着时间的推移,行政部门、美国国会和CFTC本身可能会表示有兴趣修改一些影响金融市场和机构的法规和监管条款,并重新评估一些现有的法规和监管建议。此外,商品期货交易委员会及其主席的组成定期变化,通常是每年一次,因为一个商品期货交易委员会席位的任期每年到期。这些人事变动也会影响监管议程。目前尚不清楚,如果对法律进行任何修改,可能会获得足够的支持来制定法律,或者如果对现有法规进行任何修改,可能会推进并被采纳,或者任何此类修改将如何影响我们的对冲活动,目前尚不清楚。
我们独立的运营现金流主要来自我们从EPO获得的现金分配.
在独立的基础上,合伙企业是一家控股公司,没有业务运营,所有业务都通过其全资子公司EPO进行。因此,我们依赖EPO及其子公司和未合并附属公司的收益和现金流,以及他们向我们分配的现金流,以履行我们的义务,并允许我们向我们的单位持有人进行现金分配。
EPO及其子公司和未合并附属公司可以分配给我们的现金金额主要取决于他们运营产生的现金流。这些营运现金流的波动依据除其他事项外:(1)集输管道上的碳氢化合物产品运输量;(2)加工和处理业务的吞吐量;(3)各种储存、终端、加工和运输服务所收取的费用和实现的利润;(4)天然气、原油、天然气和其他产品的价格;(5)天然气、原油、天然气和其他产品价格之间的关系,包括区域市场之间的差异;(6)营运资金需求的波动;(7)营运成本水平;(Viii)当时的经济状况;及。(Ix)业务所面对的竞争水平。此外,EPO及其子公司和未合并附属公司将可用于分配的实际现金金额将取决于以下因素:(I)产生的持续资本支出水平;(Ii)它们用于扩张(或增长)资本项目和收购的现金支出;以及(Iii)它们的偿债要求和现有和未来负债、组织文件、适用的国家商业组织法律和其他适用法律法规规定中的限制。由于这些因素,我们每个季度可能没有足够的可用现金来继续以我们目前的水平支付分配。
与我们的合作伙伴关系结构相关的风险
我们可以不经我们的普通单位持有人的批准而发行额外的证券。
在任何时候,我们可以在没有我们单位持有人批准的情况下,发行不限数量的任何类型的有限合伙人权益(向我们的关联方以外的各方)。我们的合伙协议没有赋予我们的共同单位持有人批准发行股权证券的权利,包括优先于我们的共同单位的股权证券。增发普通股或其他同等或优先级别的股本证券将产生以下影响:(I)单位持有人在紧接发行前的所有权权益将减少;(Ii)每个共同单位可供分配的现金数量可能减少;(Iii)应税收入与分配的比率可能增加;(Iv)每个以前未偿还的共同单位的相对投票权可能会减少;以及(V)我们共同单位的市场价格可能会下降。
在建立现金储备和支付费用和开支后,我们可能没有足够的业务现金流来支付目前水平的现金分配。
由于我们共同单位的现金分配取决于我们产生的现金数量,因此分配可能会根据我们的业绩和资本需求而波动。我们不能保证每个季度我们将继续以目前的水平支付薪酬分配。每季度可分配的实际现金数量将取决于许多因素,其中一些因素超出了我们的控制和我们普通合作伙伴的控制。这些因素包括但不限于:(I)我们处理的产品数量和我们服务的价格;(Ii)我们的运营成本水平;(Iii)我们业务中的竞争水平;(Iv)当前的经济状况,包括我们运输、储存和销售的原油、天然气、NGL和其他产品的价格和需求;(V)我们进行的资本投资水平;(Vi)我们可以筹集的资本金额和成本与我们的资本投资和偿债要求的金额相比;(Vii)吾等债务协议所载的限制;(Viii)吾等营运资金需求的波动;(Ix)天气波动;(X)收购所需的现金支出(如有);及(Xi)吾等普通合伙人全权酌情决定所需的现金储备金额(如有)。
此外,我们可供分配的现金数量不仅仅是盈利能力的函数,盈利能力将受到折旧、摊销和资产减值准备等非现金项目的影响。我们的现金流也受到信贷协议和类似安排下借款的影响。因此,我们可能能够在记录亏损的期间进行现金分配,而在记录净收益的期间可能无法进行现金分配。我们无法向单位持有人支付现金分配,可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生实质性的不利影响。
我们的普通合伙人及其附属公司对我们的合伙关系负有有限的受托责任和利益冲突,这可能允许它偏袒自己的利益,从而损害您的利益。
我们普通合伙人及其关联公司的董事和高级管理人员有责任以有利于其成员的方式管理我们的普通合伙人。同时,我们的普通合伙人有责任以对我们有利的方式管理我们的合伙关系。因此,我们普通合伙人对我们的责任可能与其高级管理人员和董事对其成员的责任相冲突。除其他外,此类冲突可能包括:
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无论是我们的合作伙伴协议还是任何其他协议,都不要求我们的普通合伙人或EPCO采取有利于我们的商业战略; |
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我们的普通合伙人关于资产购买和出售的金额和时间、现金支出、借款、额外单位的发行以及在任何季度建立额外准备金的决定,可能会影响可用于向我们的单位持有人支付季度分配的现金水平; |
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根据我们的合伙协议,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; |
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我们的普通合伙人被允许解决涉及我们和我们的普通合伙人及其附属公司的任何利益冲突,并可在解决利益冲突时考虑除我们以外的各方的利益,如EPCO,这将使其受托责任限于我们的单位持有人; |
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我们的普通合伙人对利益冲突的任何解决方案都不是出于恶意,而且对我们是公平合理的,对合伙人具有约束力,并不违反我们的合伙协议; |
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在某些情况下,我们普通合伙人的关联公司可能会与我们竞争; |
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我们的普通合伙人限制了其责任,减少了其受托责任,并限制了我们的单位持有人对可能在没有限制的情况下构成违反受托责任的行为可用的补救措施。作为购买我们单位的结果,您被视为同意某些行为和利益冲突,否则可能构成违反适用法律下的受托责任或其他义务; |
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我们没有任何员工,我们完全依赖EPCO及其附属公司的员工; |
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在某些情况下,我们的普通合伙人可能会让我们借入资金,以便支付分配; |
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我们的普通合伙人可以促使我们向其或其关联公司支付代表我们向我们提供的任何服务或与这些实体中的任何实体签订额外合同安排的费用; |
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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,可能有权得到我们的赔偿; |
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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 |
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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。 |
我们与EPCO和Dan Duncan LLC控制的实体有重要的业务关系。有关这些关系以及与EPCO及其关联公司的关联方交易的信息,请参阅本年度报告第二部分第8项下的合并财务报表附注15。有关我们与EPCO及其附属公司关系的更多信息,也可在本年度报告第三部分第13项下找到。
纽约证交所不要求像我们这样的上市有限合伙企业遵守其某些公司治理要求。
我们目前在纽约证券交易所以“EPD”的代码列出我们的共同单位。由于我们是一家公开交易的有限合伙企业,纽约证券交易所不要求我们在普通合伙人的董事会中拥有多数独立董事,也不要求我们设立薪酬委员会或提名和公司治理委员会。此外,未来任何其他普通单位或其他证券的发行,包括向附属公司发行,都将不受纽约证券交易所适用于公司的股东批准规则的约束。因此,单位持有人没有得到与某些公司相同的保护,这些公司受到纽约证交所所有公司治理要求的约束。更多信息见本年度报告第三部分第10项。
单位持有人的投票权有限,无权选举我们的普通合伙人或其董事。此外,即使单位持有人不满意,他们也不能轻易除掉我们的普通合伙人。
与公司普通股持有人不同,单位持有人对影响我们业务的事项只有有限的投票权,因此影响管理层关于我们业务决策的能力有限。单位持有人没有选举我们的普通合伙人或其董事,也将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。我们普通合伙人的所有者选择我们普通合伙人的董事。
此外,如果单位持有人对我们普通合伙人的表现不满意,他们目前没有实际能力罢免我们的普通合伙人或其高级管理人员或董事。我们的普通合伙人不得被免职,除非我们至少60%的优秀单位的持有者作为一个班级一起投票。由于我们普通合伙人的关联公司目前拥有我们约32%的未完成普通单位,因此在未经我们的普通合伙人及其附属公司同意的情况下,取消Enterprise GP作为我们的普通合伙人的可能性极小。由于这一规定,我们共同单位的交易价格可能低于其他形式的股权所有权,因为交易价格中没有收购溢价。
我们的合伙协议限制了拥有我们共同单位20%或更多的单位持有人的投票权。
我们的合伙协议中的一项条款进一步限制了单位持有人的投票权,该条款规定,除我们的普通合伙人及其附属公司外,任何持有当时未偿还的我们普通单位类别20%或更多的人持有的任何单位,都不能就任何事项投票。此外,我们的合伙协议包含限制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我们管理层的能力的其他条款。由于这一规定,我们共同单位的交易价格可能低于其他形式的股权所有权,因为交易价格中没有收购溢价。
我们的普通合伙人拥有有限的赎回权利,这可能要求普通单位持有人以不受欢迎的时间或价格出售他们的普通单位。
如果在任何时候,我们的普通合伙人及其关联公司拥有85%或更多当时未偿还的普通单位,我们的普通合伙人将有权利,但不是它可能转让给其任何关联公司或我们的义务,以不低于当时市场价格的价格收购非关联人士持有的所有但不少于所有剩余的公共单位。因此,普通单位持有人可能被要求以不受欢迎的时间或价格出售其普通单位,因此他们的投资可能得不到任何回报。单位持有人在出售其共有单位时,亦可能须缴交税款。
如果法院发现有限合伙人的行为构成了对我们业务的控制,我们的普通单位持有人可能不会承担有限责任。
根据特拉华州的法律,如果法院裁定有限合伙人根据我们的合伙协议解除我们的普通合伙人或采取其他行动的权利构成了参与对我们业务的“控制”,则普通单位持有人可能要对我们的义务承担与普通合伙人相同的责任。根据特拉华州的法律,我们的普通合伙人通常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。
在我们开展业务的一些州,对有限合伙人利益的持有者对有限合伙义务的责任的限制还没有明确规定。如果法院或政府机构认定(I)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(Ii)您与其他单位持有人一起行动以罢免或替换我们的普通合伙人、批准对我们的合伙协议的一些修订或根据我们的合伙协议采取其他行动构成对我们业务的“控制”,您可以对我们的义务承担无限责任。
单位持有人可能有偿还分配的责任。
在某些情况下,我们的单位持有人可能需要偿还错误分配给他们的金额。根据特拉华州修订后的《统一有限合伙企业法》第17-607节,如果分配会导致我们的负债超过我们资产的公允价值,我们不得向我们的单位持有人进行分配。由于合伙企业的利益而对合伙企业的负债以及对合伙企业没有追索权的负债,在确定是否允许进行分配时不计算在内。特拉华州法律规定,自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。普通单位的买受人成为有限合伙人后,有责任承担转让有限合伙人向合伙企业出资的义务,这些义务是在普通单位购买人成为有限合伙人时已知的,如果责任可以从我们的合伙协议中确定的话,还应对未知的义务负责。
我们的普通合伙人对我们的权益以及对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。
根据我们的合伙协议,我们的普通合伙人可以在没有单位持有人同意的情况下转让其普通合伙人权益。此外,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,在合并或合并或出售其全部或几乎所有资产时将其普通合伙人权益转让给第三方。此外,在我们的合伙协议中,对于我们普通合伙人的唯一成员,目前是Dan Duncan LLC,将其在我们普通合伙人的股权转让给第三方的能力没有限制。我们普通合伙人的新股权拥有者将能够用他们自己的选择取代我们普通合伙人的董事会和高级职员,并影响我们普通合伙人董事会和高级职员所做的决定。
我们没有其他类型的组织那样的灵活性,可以积累现金和发行股票,以防止未来流动性不足。
与公司不同,我们的合伙协议要求我们在考虑到承诺和或有事项的准备金(包括资本和运营成本以及偿债要求)后,每季度向单位持有人分配所有可用现金。我们的普通单位和其他有限合伙人权益的价值可能会随着我们单位现金分配的减少而减少。相应地,如果我们未来遇到流动性问题,我们可能无法发行更多股权进行资本重组。
普通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,以及我们不受个别州实体层面的大量税收的影响。如果美国国税局出于联邦所得税的目的将我们视为一家公司,或者如果我们在其他方面需要缴纳大量的实体级税收, 那么,可用于分配给我们单位持有人的现金将减少。
对我们共同单位的投资的预期税后经济效益在很大程度上取决于我们是否被视为联邦所得税目的的合伙企业。尽管根据特拉华州的法律,我们被组织为有限合伙企业,但出于联邦所得税的目的,我们将被视为公司,除非我们满足“符合资格的收入”要求。根据我们目前的业务,我们相信我们满足了合格的收入要求。不符合资格收入要求或现行法律的变化可能会导致我们被视为公司,以缴纳联邦所得税,或以其他方式使我们作为一个实体纳税。我们没有,也不打算要求美国国税局(IRS)就我们作为联邦所得税合伙企业的分类做出裁决。
如果出于联邦所得税的目的,我们被视为一家公司,我们将按公司税率为我们的应税收入缴纳联邦所得税,我们还可能按不同的税率支付额外的州和地方所得税。分配给我们的单位持有人通常将作为公司股息再次征税,任何收入、收益、损失或扣减都不会流向我们的单位持有人。由于我们作为一家公司将被征税,可供分配给我们单位持有人的现金将减少。因此,将我们视为一家公司可能会导致我们单位持有人的预期现金流和税后回报减少,这将导致我们共同单位的价值减少。
在州一级,几个州一直在评估通过征收州所得税、特许经营税、资本税和其他形式的营业税来对合伙企业征收实体税的方法,以及通过对非居民合伙人征收预扣义务和对非居民合伙人收取国家“来源”收入的分配份额的复合、合并、集团、集体或类似申报义务来对其征税的方法。我们目前在相当多的州拥有房产或开展业务。在我们拥有资产或开展业务的司法管辖区向我们征收任何此类税收或提高现有税率可能会导致我们单位持有人的预期现金流和税后回报减少,这将导致我们共同单位的价值减少。
从2013年到2017年,几家上市合伙企业合并为其企业普通合伙人保荐人。在2018年并持续到2022年,一些其他因素的综合作用,包括2017年通过的《减税和就业法案》(以下简称《税法》)(该法案将联邦公司税率从35%降至21%,并一般规定了某些资本投资和收购的费用),FERC于2018年3月发布了修订后的所得税处理政策声明,总体上,中游能源公司(包括那些以公开交易合伙企业形式构建的公司)的需求和相关流动性持续下降,导致更多上市合伙企业:(I)合并为其企业普通合伙人发起人;(2)合并为以合伙形式组织的普通合伙人,然后选择合并后的实体作为公司纳税,或(3)自愿选择作为公司纳税。这些转换大大减少了上市合伙企业的数量以及上市合伙企业部门的总市值和可用资本的深度。
虽然我们目前认为,出于联邦所得税的目的,我们将合伙企业归类为合伙企业,继续为我们的单位持有人提供净收益,但如果我们继续看到(I)更多的上市合伙企业选择作为公司纳税,这可能导致上市合伙企业部门的总市值进一步减少,(Ii)上市合伙企业对股权资本的需求降低,(Iii)与作为公司征税的中游能源公司相比,上市合伙企业的市场估值没有历史溢价(或者如果我们看到我们的合伙企业的估值与此类公司相比有任何折扣),或(Iv)两者的组合导致我们的资本成本出现实质性差异或限制我们获得资本的途径,我们普通合伙人的董事会可能会决定,出于联邦所得税的目的,改变我们作为合伙企业的分类符合我们的单位持有人的最佳利益。如果普通合伙人建议我们改变我们的税收分类,这种改变将得到我们共同单位持有人的批准。 |
对上市合伙企业或对我们共同单位的投资的税收待遇可能会受到立法、司法或行政方面的潜在变化以及不同的解释的影响,可能具有追溯力。
目前对包括我们在内的上市合伙企业或对我们共同单位的投资的联邦所得税待遇,可以通过行政、立法或司法解释来修改。国会议员不时建议并考虑对影响上市合伙企业或对我们共同单位的投资的现行联邦所得税法进行实质性修改,包括取消对某些上市合伙企业的合伙企业税收待遇。
对联邦所得税法及其解释(包括与税法相关的行政指导)的任何更改都可能具有追溯力,也可能不具有追溯力,并可能使我们更难或不可能被视为合伙企业来缴纳联邦所得税,或者以其他方式对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。任何此类变化或对此的解释都可能对我们共同单位的投资价值产生不利影响。
我们在每个月的第一天根据我们共同单位的所有权,而不是根据特定共同单位的转让日期,在共同单位的转让方和受让方之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣除项目。
我们通常在每个月的第一天根据单位的所有权,而不是根据特定单位的转让日期,在我们共同单位的转让人和受让人之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣除项目。财政部法规允许类似的月度简化惯例,但此类法规并未明确授权我们按比例分配方法的所有方面。如果美国国税局成功挑战我们的按比例分配方法,我们可能需要改变收入、收益、损失和扣除项目在单位持有人之间的分配。
美国国税局对我们所持联邦所得税头寸的成功竞争可能会对我们共同单位的市场产生不利影响,任何美国国税局竞争的成本都将减少我们可用于分配给单位持有人的现金。
美国国税局尚未就我们作为美国联邦所得税合伙企业的地位做出决定。国税局可能会采取与我们不同的立场,甚至是在律师建议下采取的立场。可能有必要诉诸行政或法院程序来维持我们所采取的部分或全部立场,而这些立场最终可能无法维持。法院可能不会同意我们的部分或全部立场。因此,与美国国税局的任何这种竞争都可能对我们共同单位的市场和我们共同单位的交易价格产生实质性的不利影响。此外,我们与美国国税局竞争的任何费用,主要是法律、会计和相关费用,将由我们的单位持有人间接承担,因为这些成本将减少我们可用于分配的现金。
如果美国国税局对我们的所得税申报单进行审计调整,它(和一些州)可以评估并直接从我们那里收取因此类审计调整而产生的任何税款(包括任何适用的罚款和利息),在这种情况下,我们将直接向美国国税局支付税款。如果我们承担这样的付款,我们可用于分配给单位持有人的现金可能会大幅减少。
根据现行法律,对于开放纳税年度,如果美国国税局对我们的所得税申报单进行审计调整,它(和一些州)可以评估和收取由此类审计调整直接从我们那里产生的任何税收(包括任何适用的罚款和利息)。我们的普通合伙人将导致我们直接向美国国税局支付税款(包括任何适用的罚款和利息)。因此,我们目前的单位持有人可能会承担该审计调整所产生的部分或全部税务责任,即使这些单位持有人在审计的纳税年度内并不拥有我们的共同单位。如果由于任何此类审计调整,我们被要求支付税款、罚款和利息,我们可用于分配给单位持有人的现金可能会大幅减少。
我们的单位持有人可能被要求为他们在我们收入中的份额缴税,即使他们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,我们将向其分配与我们分配的现金可能不同的应税收入,因此我们的单位持有人可能被要求为他们在我们应税收入中的份额支付联邦所得税,在某些情况下,州和地方所得税,无论他们是否从我们那里获得任何现金分配。我们的普通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,甚至不能等于他们在我们应税收入中的份额所产生的实际纳税义务。
出售我们共同单位的税收收益或损失可能比预期的要多或少.
如果我们的单位持有人出售他们的共同单位,他们将确认等于变现金额与他们在这些共同单位的纳税基础之间的差额的收益或损失。由于超过单位持有人应税收入净额可分配份额的分配减少了单位持有人在单位持有人的共同单位中的纳税基础,因此,如果单位持有人以高于单位持有人在这些共同单位中的纳税基础的价格出售这些共同单位,则单位持有人出售的关于共同单位的这种先前超额分配的金额(如果有的话)实际上将成为单位持有人的应税收入,即使收到的价格低于单位持有人的原始成本。已实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,因为可能会重新计入折旧等项目。此外,由于变现的金额可能包括单位持有人在我们无追索权债务中的份额,出售普通单位的单位持有人可能会产生超过从出售中获得的现金的纳税义务。
单位持有人扣除我们所产生的利息支出的能力可能受到限制。
在某些情况下,我们扣除可适当分配给某一行业或企业的债务所支付或应计的利息(“商业利益”)的能力可能有限。如果我们扣除商业利息的能力受到限制,在限制生效的纳税年度分配给我们的单位持有人的应纳税所得额可能会增加。然而,在某些情况下,在未来的纳税年度,单位持有人可能能够在受这一限制的情况下使用部分商业利息扣除。未来的单位持有人应咨询他们的税务顾问,了解这一业务利息扣除限制对我们共同单位投资的影响。
免税实体因拥有我们的共同单位而面临独特的税收问题,这可能会给它们带来不利的税收后果。
免税实体对我们共同单位的投资,如个人退休账户(IRA)或其他退休计划,以及非美国人在我们共同单位的投资,提出了他们特有的问题。例如,我们分配给单位持有人的几乎所有收入都是免除联邦所得税的组织,包括IRA和其他退休计划,将是不相关的企业应税收入,并将向他们征税。就2017年12月31日之后开始的课税年度而言,根据财政部发布的针对某些类似业务或活动的拟议汇总规则,拥有超过一项无关贸易或业务(包括通过对我们这样的合伙企业的投资进行归属)的免税实体必须就每一种此类贸易或业务单独计算该免税实体的无关业务的应纳税所得额(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。免税实体应就这些规则对我们共同单位投资的影响咨询税务顾问。
非美国单位持有人将受到美国的税收和预扣他们的收入和收益从拥有我们的共同单位。
非美国单位持有人通常对与美国贸易或企业有效相关的收入(“有效相关收入”)征税,并遵守美国的所得税申报要求。分配给我们单位持有人的收入和出售我们共同单位的任何收益通常被认为与美国的贸易或商业“有效联系”。因此,对非美国单位持有人的分配将被按最高适用的有效税率扣缴,而出售或以其他方式处置共同单位的非美国单位持有人也将因出售或处置该共同单位而获得的收益缴纳美国联邦所得税。
此外,在非美国单位持有人出售、交换或以其他方式处置共同单位时,如果从这种出售、交换或其他处置中获得的任何部分收益将被视为与美国贸易或企业有效相关,则受让人通常被要求扣留该出售、交换或其他处置所实现的金额的10%。美国财政部和美国国税局发布了最终法规,为转让某些公开交易的合伙企业利益,包括转让我们的共同单位,提供了这些规则的应用指导。根据这些规定,转让我们的共同单位的“变现金额”通常是支付给代表转让人进行适用转让的经纪人的总收益金额,该经纪人通常将对相关的扣缴义务负责。美国财政部和美国国税局规定,这些规则一般适用于2023年1月1日或之后发生的我们共同单位的转让和分配。根据这些规则,对非美国单位持有人的分配也可能受到额外预扣的限制,前提是分配的一部分可归因于超出我们之前未分配的累计净收入的金额。我们目前预计,我们所有的分配都将超过我们以前从未分配过的累积净收入的金额。因此,对非美国单位持有人的分配预计将按最高适用的有效税率预扣。根据这些最终规则, 我们被要求就这些问题发布有保留的通知。我们合格的通知可以在我们的上市公司网站上找到。非美国单位持有人应咨询他们的税务顾问,了解这些规则对我们共同单位投资的影响。
我们对待购买公共单位的每个购买者都享有相同的税收优惠,而不考虑购买的公共单位。美国国税局可能会对这种待遇提出质疑,这可能会对我们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转让方和受让方,我们采用的折旧和摊销头寸可能不符合现有财政部规定的所有方面。美国国税局对这些职位的成功挑战可能会对普通单位持有人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,或导致对单位持有人纳税申报单的审计调整。
我们的共同单位持有人可能会在他们不因投资我们的共同单位而居住的州接受州和地方税和报税表的要求。
除了联邦所得税外,我们的普通单位持有人可能还需要缴纳其他税收,如州和地方所得税、非公司营业税和遗产税、遗产税或我们现在或未来从事业务或拥有财产的各个司法管辖区征收的无形资产税,即使单位持有人不住在这些司法管辖区。我们的普通单位持有人可能被要求在这些不同的司法管辖区中的一些或全部提交州和地方所得税申报单,并缴纳州和地方所得税。此外,我们的单位持有人可能会因未能遵守这些要求而受到惩罚。我们目前在相当多的州拥有财产或开展业务,其中许多州对个人、公司和其他实体征收所得税。当我们进行收购或扩大业务时,我们可能会控制资产或在其他征收个人所得税或公司所得税的州开展业务。如果适用,每个单位持有人有责任提交自己的联邦、州和地方纳税申报单。
其共同单位为证券贷款标的的单位持有人(例如,借给“卖空者”以弥补共同单位卖空的贷款)可被视为已处置这些共同单位。如果是这样的话,在贷款期间,单位持有人将不再被视为这些共同单位的合伙人,并可以确认处置的收益或损失。
由于没有具体的规则来规范借出合伙企业权益的美国联邦所得税后果,因此其共同单位是证券贷款标的的单位持有人可能被视为已处置了借出的单位。在这种情况下,在贷款期间,单位持有人可能不再被视为那些共同单位的合伙人,并且单位持有人可以确认这种处置的收益或损失。此外,在贷款期间,我们关于这些共同单位的任何收入、收益、损失或扣除可能不会被单位持有人报告,并且单位持有人收到的关于这些共同单位的任何现金分配可以作为普通收入全额纳税。希望确保其作为合伙人的地位并避免从证券贷款中获得承认的风险的单位持有人应咨询税务顾问,以确定是否可取地修改任何适用的经纪账户协议,以禁止他们的经纪人借出他们的普通单位。
我们采用了某些估值方法来确定单位持有人对收入、收益、损失和扣减的分配。国税局可能会对这些方法或由此产生的拨款提出质疑,而这种质疑可能会对我们共同单位的价值产生不利影响。
在确定分配给我们的单位持有人的收入、收益、损失和扣除项目时,我们必须例行地确定我们各自资产的公平市场价值。虽然我们可能会不时就估值事宜征询专业评估师的意见,但我们会使用基于我们共同单位市值的方法进行公平市值估计,作为衡量我们各自资产的公平市值的一种手段。美国国税局可能会对这些估值方法以及由此产生的收入、收益、损失和扣除的分配提出质疑。
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我们的单位持有人的应税收入或损失的金额、性质和时间产生不利影响。它还可能影响我们的单位持有人出售共同单位的收益金额,并可能对共同单位的价值产生负面影响,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。
项目1B。美国证券交易委员会工作人员的评论尚未得到解决。
没有。
第3项.法律程序
在与我们的正常业务活动相关的法律程序中,我们可能会被列为被告。虽然我们投保了各种风险,但我们不能保证此类保险的性质和金额在任何情况下都足以充分赔偿我们因法律诉讼而造成的损失。我们将在诉讼事务中积极捍卫我们的伙伴关系。
有关诉讼事项的其他资料,请参阅本年度报告第二部分第8项下的合并财务报表附注17。
有时,我们会被政府当局评估与涉及环境问题的行政或司法程序有关的罚款。。以下资料概述了最终解决上述每一事项可能导致超过30万美元的货币制裁的事项。我们预计与以下事项相关的任何支出不会对我们的合并财务报表产生重大影响。
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2019年6月,我们收到了来自美国环境保护局(EPA)的违规通知,涉及我们在路易斯安那州巴吞鲁日运营的设施适用的监管要求。 |
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2021年7月,我们收到了美国司法部和科罗拉多州的民事处罚要求,称其违反了适用于我们位于科罗拉多州的Meeker天然气加工厂的碳氢化合物泄漏检测和维修法规。 |
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2022年8月,我们收到了美国环保局的违规通知,声称我们在德克萨斯州的两个精炼产品码头的汽油在过去两个监管控制期内超过了某些清洁空气法相关标准。 |
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2022年8月,我们收到了德克萨斯州环境质量委员会的两份执行通知,原因是我们在德克萨斯州的PDH 1和iBDH设施涉嫌超过空气许可排放限制。 |
第四项矿山安全信息披露
不适用。
第II部
项目5.登记人普通股权益的市场,相关单位持有人事项
和发行人购买股权证券
我们的共同单位在纽约证券交易所上市,股票代码为EPD。截至2023年1月31日,我们共同单位的登记持有人约有1,896人。有关我们对合作伙伴的季度现金分配的信息,请参阅本年度报告第二部分第8项下的合并财务报表附注8。
近期发行的未注册证券
持有我们A系列累积可转换优先股(“优先股”)的持有人有权按每年7.25%的利率获得累积季度分派。我们可以通过发行全部或部分额外的优先股(称为实物支付或“实物支付”分配)来履行向优先股持有人支付分派的义务,其余部分以现金支付,但受持有者选择所有现金的某些权利和我们的合伙协议中描述的其他条件的限制。
合作伙伴每季度分发16,823,17,128,17,438和 17,754于2022年第一季度、第二季度、第三季度和第四季度分别向合作伙伴关系的间接全资子公司OTA Holdings,Inc.(“OTA”)提供优先股。在线旅行社持有的优先股在合并中作为库房单位入账。有关首选单位的其他信息,请参阅备注8 本年度报告第二部分第8项下所列合并财务报表附注。
在截至2022年12月31日的一年中,优先股的发行是根据1933年证券法第4(A)(2)节修订后的登记要求豁免进行的。
除上文所述外,2022年第四季度没有出售未登记的股权证券。
股权补偿计划下授权发行的普通单位
请参阅“根据股权补偿计划获授权发行的证券“包括在本年度报告第三部分第12项下,通过引用并入本第5项。
发行人购买股票证券
下表总结了我们在2022年第四季度的股权回购活动:
期间 |
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总数 单位数 购得 |
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平均值 支付的价格 每单位 |
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总计 数 单位数 购得 作为以下内容的一部分 2019年回购 计划 |
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剩余 美元金额 单位数 那年五月 被收购 根据2019年的回购 计划 (千美元) |
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2019年回购计划:(1) |
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2022年10月 |
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943,980 |
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23.81 |
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943,980 |
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$ |
1,389,378 |
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2022年11月 |
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3,030,757 |
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$ |
24.77 |
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3,030,757 |
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$ |
1,314,319 |
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2022年12月 |
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1,858,223 |
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$ |
24.31 |
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1,858,223 |
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1,269,154 |
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幻影单位奖的归属: |
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October 2022 (2) |
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190 |
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24.91 |
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不适用 |
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不适用 |
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2022年11月(3) |
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63,999 |
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$ |
25.10 |
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不适用 |
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不适用 |
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(1) |
2019年1月,我们宣布了2019年回购计划,该计划授权回购高达20亿美元的我们的共同单位。根据该计划回购的普通单位在收购后立即取消。 |
(2) |
在2022年10月授予并转换为普通单位的8,100个虚拟单位奖励中,有190个单位由员工回售给我们,以满足相关的预扣税要求。这些回购不是任何宣布的计划的一部分。我们在收购后立即取消了这些单位。 |
(3) |
在2022年11月授予并转换为普通单位的189,636个虚拟单位奖励中,有63,999个单位由员工回售给我们,以满足相关的预扣税要求。这些回购不是任何宣布的计划的一部分。我们在收购后立即取消了这些单位。 |
第6项保留。
第七项:管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析。
截至2022年、2021年及2020年12月31日止年度
以下对截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的财务状况、经营结果和相关信息的讨论和分析,包括适用的年度与年度比较,应结合我们的综合财务报表和附件阅读注包括在本年度报告第二部分第8项下。我们的财务报表是根据美国公认会计原则(“GAAP”)编制的。
关于截至2020年12月31日的年度的讨论和分析,以及截至2021年12月31日的年度与2020年12月31日的年度比较,不包括在本10-K表中,但可在我们于2022年2月28日提交的截至2021年12月31日的10-K表年度报告的第二部分第7项下找到。
本管理讨论和分析中使用的主要参考文献
除文意另有所指外,本年度报告中提及的“我们”、“我们”或“我们”意指Enterprise Products Partners L.P.及其合并子公司的业务和运营。
所指的“合伙”或“企业”是指独立的企业产品合作伙伴公司。
凡提及“EPO”,即指经营合伙企业间接全资附属公司的企业产品有限责任公司,以及合伙企业透过其经营业务的合并附属公司。我们由我们的普通合伙人Enterprise Products Holdings LLC(“Enterprise GP”)管理,这是一家私人持股的德克萨斯州有限责任公司Dan Duncan LLC的全资子公司。
丹·邓肯有限责任公司的成员权益由一个有投票权的信托基金拥有,目前的受托人(“DD有限责任公司受托人”)为:(I)同时也是董事公司董事兼Enterprise GP董事会(“董事会”)主席的兰达·邓肯·威廉姆斯;(Ii)同时是董事公司董事兼Enterprise GP董事会副主席的理查德·H·巴赫曼;以及(Iii)同时是董事公司董事兼Enterprise GP联席首席执行官兼首席财务官的W·兰德尔·福勒。邓肯·威廉姆斯以及巴赫曼和福勒目前还担任Dan Duncan LLC的经理。
提及“EPCO”是指企业产品公司,一家私人持股的德克萨斯州公司,及其私人持股的附属公司。埃普科的已发行有表决权股本由一项有投票权信托拥有,现任受托人(“埃普科受托人”)为:(I)担任埃普科主席的Duncan Williams女士;(Ii)担任埃普科董事长兼首席执行官的巴赫曼先生;及(Iii)担任埃普科执行副总裁总裁兼埃普科首席财务官的福勒先生。邓肯·威廉姆斯以及巴赫曼和福勒目前也是EPCO的董事。
我们,Enterprise GP,EPCO和Dan Duncan LLC是DD LLC受托人和EPCO受托人集体共同控制下的附属公司。截至2022年12月31日,EPCO及其私人持股附属公司拥有该伙伴关系未偿还普通单位的约32.4%。
正如能源行业和本年度报告中普遍使用的那样,以下缩写具有以下含义:
/d |
= |
每天一次 |
Mmbpd |
= |
每天百万桶 |
BBTUS |
= |
十亿英制热量单位 |
MMBtus |
= |
百万英热单位 |
Bcf |
= |
十亿立方英尺 |
MMCF |
= |
百万立方英尺 |
Bpd |
= |
每天的桶数 |
MWAC |
= |
兆瓦交流电 |
Mbpd |
= |
每天千桶 |
MWDC |
= |
兆瓦直流电 |
Mmbbls |
= |
百万桶 |
待定 |
= |
万亿英制热量单位 |
关于前瞻性信息的警示声明
这份截至2022年12月31日的Form 10-K年度报告(“我们的年度报告”)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作伙伴的信念,以及我们所做的假设和我们目前掌握的信息。当在本文件中使用时,诸如“预期”、“项目”、“预期”、“计划”、“寻求”、“目标”、“估计”、“预测”、“打算”、“可能”、“应该”、“将”、“相信”、“可能”、“已计划”、“待定”、关于我们未来业务的计划和目标的“潜在”和类似的表述和表述旨在识别前瞻性表述。尽管我们和我们的普通合伙人认为我们在该等前瞻性陈述(包括本年度报告中提及的任何前瞻性陈述/第三方的期望)中反映的预期是合理的,但我们和我们的普通合伙人都不能保证这些预期将被证明是正确的。
前瞻性陈述会受到各种风险、不确定因素和假设的影响,如本年度报告第一部分第1A项更详细地描述。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。您不应过度依赖任何前瞻性陈述。本年度报告中的前瞻性陈述仅代表截至本报告之日。除非联邦和州证券法要求,我们没有义务公开更新或修改任何前瞻性陈述,无论是由于新信息、未来事件或任何其他原因。
业务概述
我们是特拉华州一家公开交易的有限合伙企业,其共同部门在纽约证券交易所(NYSE)上市,股票代码为“EPD”。我们的优先股不是公开交易的。我们成立于1998年4月,拥有和经营EPCO的某些天然气液体(“NGL”)相关业务,是北美领先的中游能源服务提供商,向天然气、NGL、原油、石化和精炼产品的生产商和消费者提供服务。从经济角度来看,我们由我们的有限合伙人(优先和普通单位持有人)所有。Enterprise GP在我们中拥有非经济的普通合伙人权益,管理我们的合作伙伴关系。我们通过EPO及其合并的子公司进行几乎所有的业务运营。
我们完全集成的中游能源资产网络(或“价值链”)将美国、加拿大和墨西哥湾一些最大供应盆地的天然气、天然气和原油生产商与国内消费者和国际市场联系起来。我们的中游能源业务包括:
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• |
液化石油气运输、分馏、储存和海运码头(包括用于出口液化石油气和乙烷的码头); |
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• |
丙烯生产装置(包括丙烷脱氢装置)、丁烷异构化装置、辛烷提纯装置、异丁烷脱氢装置和高纯度异丁烯装置; |
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• |
石油化工和成品油运输、储存和海运码头(包括用于出口乙烯和聚合级丙烯的码头);以及 |
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• |
一家在美国内陆和沿海内主要航道系统运营的海运业务。 |
我们资产的安全运营是重中之重。我们致力于保护环境,保护公众和代表我们工作的人的健康和安全,以安全和对环境负责的方式开展我们的商业活动。有关更多信息,请参阅“监管事宜-环境、安全和自然保育“在第一部分内,本年度报告第1和第2项。
像许多公开交易的合伙企业一样,我们没有员工。我们的所有管理、行政和运营职能均由EPCO的员工根据行政服务协议(“ASA”)或由其他服务提供商履行。
我们的每个业务部门都受益于我们营销活动的支持作用。我们营销活动的主要目的是通过增加中游能源资产的处理量来支持中游能源资产网络的资产利用和扩张,从而为每个业务部门带来额外的基于费用的收益。在履行这些支持角色时,我们的营销活动还寻求参与供需机会,作为我们部门毛利率的补充来源。我们营销工作的财务结果会因交易量和整体市场状况的变化而波动,而这些变化会受到买卖产品的当前和远期市场价格的影响。
我们的财务状况、经营业绩和现金流都会受到一定风险的影响。有关此类风险的信息,请参阅风险因素“列入本年度报告第一部分第1A项下。
如前所述,这份Form 10-K年度报告,包括我们对业务状况展望的这一更新,包含基于我们和Enterprise GP的信念的前瞻性陈述。此外,它反映了我们所做的假设和我们目前可以获得的信息,其中包括第三方发布的预测信息。更多信息见本第二部分第7项中的“关于前瞻性信息的警示声明”和第一部分第1A项中的“风险因素”。 以下信息介绍了我们目前对中游能源供需基本面的看法。所有引用到美国能源情报署(“环境影响评估”)的预测和预期来自于2023年2月7日发布的2023年2月短期能源展望(“2023年2月STEO”)。
我们提供的服务水平以及我们购买和销售的数量直接受到碳氢化合物产品供需变化的影响,这会影响我们的财务状况、经营业绩和现金流。从2020年第一季度开始,由于新冠肺炎大流行的全球影响以及隔离、旅行限制、临时关闭企业和类似保护行动等遏制措施的后果,大多数碳氢化合物产品的供需大幅减少。
从2020年末到2021年,大多数国家开始逐步减少对流动的限制,减少到不那么严格的新冠肺炎遏制方法(例如疫苗、口罩要求和社交距离),允许恢复旅行和商业活动。这些变化,再加上全球范围内强有力的财政和经济刺激计划,帮助支撑了大多数工业经济体的经济复苏。根据EIA的数据,2021年美国国内生产总值(GDP)增长了5.9%,而2020年下降了2.8%。
然而,在中国,应对新冠肺炎病毒的策略经历了不同的阶段,最终导致了比大多数其他工业化国家更持久的流动限制。中国采取了“零冠状病毒感染”的策略,该策略基于一套严格的检测制度,旨在准确定位并隔离感染病毒的人群的局部聚集性。在2021年末至2022年期间,大规模的封锁极大地减缓了中国的经济产出,并最终由于中国制造的中间产品和制成品的大幅减少而限制了全球供应链。这些削减恰好发生在世界其他国家要求在摆脱大流行后增加货物的时候。
更糟糕的是,俄罗斯在2022年2月入侵了独立的国家乌克兰,这是2014年俄罗斯从乌克兰手中吞并克里米亚开始的冲突的一次重大升级。为了反击俄罗斯的侵略行为,防止发生更大的地区冲突,北大西洋公约组织(北约)等国对俄罗斯实施了制裁,包括限制原油、成品油和天然气的出口,这导致全球布伦特原油价格从2022年2月初的每桶90美元飙升至2022年6月初的每桶123美元。欧洲的天然气价格(基于荷兰所有权转让基金,荷兰天然气的虚拟交易中心和欧洲天然气市场的主要天然气定价中心)更是戏剧性地从2022年1月的每MMBtu 26美元上涨到2022年8月的每MMBtu近100美元。更高的能源成本导致政府补贴以及欧洲对天然气、电力和大宗商品的配给,这进一步减少了全球经济产出。
几个因素,包括美国和其他全球政府的大规模财政刺激措施,疫情爆发后能源和大宗商品需求上升导致的能源价格上涨,很大程度上是由中国被封锁造成的全球供应链严重中断,以及俄罗斯制裁导致的能源供应减少,导致了美国40多年来未曾见过的通胀率。2021年6月至2022年6月,以美国消费者物价指数(CPI)衡量的通货膨胀率从5.4%上升到9.1%的峰值。为了抵消这些压力,美国联邦储备银行(美联储)在2022年3月和2022年5月分别加息25个基点和50个基点。随着通胀继续上升,美联储在2022年6月、7月、9月和11月的会议上分别进一步加息75个基点。
在包括加息在内的这些压力的重压下,美国经济增长开始放缓,2022年第一季度和第二季度美国GDP分别下降1.6%和0.6%。一些经济学家根据连续两个季度负增长的总体指标,将这一时期列为衰退。通货膨胀率在2022年6月达到9.1%的峰值后,在随后的每个月都开始缓慢放缓,2022年12月降至6.5%。为应对通胀下滑,美联储在2022年12月将加息步伐放缓至50个基点。尽管有这些增长,美国GDP在2022年第三季度和2022年第四季度分别增长3.2%和2.9%,再次转为正值。
2022年下半年,随着各国面临经济衰退,能源价格开始回落至年初的水平,中国持续停产,美国和国际能源署成员国从各自的战略石油储备中释放了总计2.4亿桶石油,美国和其他非欧佩克国家在2022年下半年将石油和其他液体的日产量增加了约200万桶(根据环境影响评估的报告)。欧洲能源价格跌至战前水平,原因是相对温暖的冬季,以及来自美国、卡塔尔和其他出口国的俄罗斯天然气替代品导致库存健康增加。尽管受到制裁和价格上限的限制,俄罗斯原油仍继续流向炼油厂,尽管由于能够以大幅折扣从俄罗斯购买原油,流向中国、印度和其他国家的贸易流量有所改变。
EIA预计,2023年美国石油和液体燃料日产量将继续增长近1.0百万桶,达到21.1百万桶/日。预计2024年全球石油和液体燃料的平均日产量将达到102.6桶/日,高于2022年的100.0桶/天,这主要是受美国和其他非欧佩克国家产量增长的推动。在需求方面,美国能源情报署预测,全球液体燃料的日消费量将从2022年的9940万升至2024年的102.3,主要受中国和其他非经合组织国家增长的推动。然而,环境影响评估认为,这一预测受到以下因素的影响:俄罗斯石油供应的重大不确定性、对全球经济状况的持续担忧,以及中国放宽对新冠肺炎的限制。我们承认这些不确定性是存在的,然而,最近较为乐观的经济消息以及中国经济继续重新开放的利好帮助我们对原油价格保持建设性。考虑到国内产量上升,消费量下降,液化天然气(LNG)出口相对持平,直到2025年,预计将投入使用的新设施将提供更多产能,我们对天然气价格并不那么乐观。然而,原油与天然气之间更大的价差使美国石化产品更具成本优势,因为当地生产的原料与天然气价格更接近,而从石脑油中提取的原料与原油价格更接近。
我们相信,这些即将增加的石油生产和消费水平,加上有利的定价趋势,将创造更多机会向我们的客户提供中游服务,同时利用我们产品组合的优势,包括:
• |
我们的资产-我们的员工找到创新的方法来优化我们庞大的、集成的和多样化的资产基础,为客户提供增量服务并响应市场机遇。更多的生产量可能导致对加工、运输、分馏和终端服务的更高需求。存储服务为寻求平衡供需的客户提供了宝贵的灵活性,同时也使我们能够在出现有价值的期货溢价和其他营销机会时抓住它们。美国的能源和原料优势使我们的资产能够在全球范围内竞争增量产量和加工量。就不断上升的运营成本环境影响我们的业绩而言,通常存在我们业务固有的或我们主动采取其他措施减少通胀对我们运营业绩的影响所产生的抵消收益。这些措施包括基于通胀因素的税率上升、燃料和电力附加费,以及通常在价格较高时期实现的额外容量生产量。 |
• |
我们的客户-我们与大量优质客户签订了合同,以实现收入多元化。2022年,我们最大的200个客户占综合收入的95.3%。根据他们各自的2022年年底债务评级,我们前200名客户的收入中有89.6%要么是投资级评级,要么是信用证支持。此外,在我们最大的200家客户收入中,只有不到4%可归因于次级投资级或未评级的上游生产商。 |
• |
我们的资产负债表和流动性-我们目前分别维持标准普尔、穆迪和惠誉对EPO长期优先无担保债务BBB+、Baa1和BBB+的投资级信用评级。根据目前的市场状况,我们相信,截至2022年12月31日,我们有足够的综合流动性,其中包括EPO循环信贷安排下的40亿美元可用借款能力和手头7600万美元的无限制现金。截至2022年12月31日,我们的债务组合中约有96.2%是固定利率债务,加权平均成本为4.5%,加权平均期限为20年。 |
• |
我们进入资本市场-EPO于2023年1月成功发行本金17.5亿美元的优先票据。根据目前的情况,我们相信我们将有足够的流动性和/或进入债务资本市场为我们的业务、资本投资和2023年及以后到期的优先票据的剩余本金提供资金。 |
最新发展动态
企业现场项目收到决策备案
2022年11月,我们宣布,我们的海港石油码头(“Spot”)项目获得了美国交通部海事管理局根据1974年“深水港口法”的规定做出的决定(“Rod”)的有利记录。
建议的现货项目由陆上和海上设施组成,包括一个固定平台,位于距离德克萨斯州海岸约30海里的约115英尺深的水域中。Spot旨在以每小时约85,000桶的速度装载VLCC和其他原油油轮。该平台将通过两条36英寸的双向管道连接到德克萨斯州布拉索里亚县的一个容量约为4.8MMBbls的陆上存储设施。此外,Spot项目还包括最先进的管道控制、蒸汽回收和泄漏检测系统,旨在最大限度地减少排放。
在根据《深水港口法》获得Spot许可证的过程中,Rod的收到是一个重要的里程碑。我们必须解决和满足的其他条件包括常规建设、运营和退役保证、提交公共宣传、湿地恢复和挥发性有机化合物(VOC)监测计划以及其他州批准。我们预计将在2023年满足这些剩余条件;然而,我们不能保证该项目最终将于何时或是否被授权开始建设或运营。
企业宣布在二叠纪盆地进行三次扩张
2022年8月,我们宣布了以下三个新项目,以支持二叠纪盆地持续的产量增长(包括各自的预定完工日期):
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• |
我们位于米德兰盆地的莱昂尼达斯天然气加工厂,以前称为第7厂(2024年第一季度); |
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• |
我们在特拉华州盆地的Mentone III天然气加工厂(2024年第一季度);以及 |
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• |
扩建我们的Shin Oak NGL管道(2025年上半年),日产量为2.75 Mb。 |
企业与OLCV签署墨西哥湾沿岸公司意向书2运输和封存项目
2022年4月,西方石油公司的子公司Enterprise and Oxy Low Carbon Ventures,LLC(OLCV)宣布,我们已经签署了一份意向书,致力于开发潜在的二氧化碳(CO2“)德克萨斯州墨西哥湾沿岸的运输和封存解决方案。该联合项目最初将侧重于向从大休斯顿到博蒙特/亚瑟港地区的工业走廊内的排放者提供服务。该计划将把Enterprise在中游能源领域的领导地位与OLCV在地下表征和CO方面的丰富经验结合起来2 自动减支。
企业将发展CO2在其广阔的墨西哥湾沿岸地区,利用新管道和现有管道的组合形成了一个聚合和运输网络。OLCV通过其1PointFive业务部门正在墨西哥湾沿岸和美国各地开发封存枢纽,其中一些预计将由直接空中捕获设施支撑。这些枢纽将提供进入高质量孔隙空间和高效交通基础设施的途径,为寻求探索可行的碳管理战略的排放者带来更多选择。企业和OLCV已经开始探索潜在的与客户联合服务的商业化。
企业在分析师和投资者日期间宣布7个新项目
2022年4月12日,Enterprise主持了一次与证券分析师和投资者的会议,会上我们宣布了七个新项目,我们预计这些项目将在2025年之前完成。已公布的工程项目包括以下各项(包括各自的预定竣工日期):
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• |
我们的阿卡迪亚天然气系统扩建400MMcf/d(2023年第二季度); |
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• |
我们位于米德兰盆地的波塞冬天然气加工厂,以前称为6号工厂(2023年第三季度); |
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• |
得克萨斯州钱伯斯县的第十二个NGL分馏塔(“Frac XII”)(2023年第三季度); |
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• |
我们在特拉华州盆地的Mentone II天然气加工厂(2023年第四季度); |
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• |
我们的德克萨斯州西部产品系统,通过重新调整我们中美管道系统落基山部分的用途,并在我们的查帕拉尔管道业务中增加西行服务,将精炼产品从美国墨西哥湾海岸运输到德克萨斯州西部、新墨西哥州、科罗拉多州和犹他州市场(2023年第四季度); |
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位于得克萨斯州奥兰治县的乙烷出口终端(2025);以及 |
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扩建摩根的Point终端,以增加乙烯出口能力(2024年和2025年)。 |
企业宣布收购Navitas Midstream
2022年1月,我们宣布,Enterprise的一家关联公司达成了一项最终协议,以32.5亿美元的现金对价(根据协议进行调整),以无债务交易的方式从Warburg Pincus LLC的关联公司收购Navitas Midstream Partners,LLC(“Navitas Midstream”)。Navitas Midstream的资产包括大约1,750英里的管道和超过1.0Bcf/d的低温天然气处理能力。收购价格于2022年2月17日成交时以现金支付。我们使用EPO商业票据计划下发行短期票据的收益和手头现金为此次收购的现金对价提供资金。有关本次收购的更多信息,请参阅本年度报告第II部分第8项下的合并财务报表附注12。
部分能源商品价格数据
下表列出了选定时期内天然气、天然气和石化产品的选定平均指数价格:
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高聚物 |
炼油厂 |
指示性气体 |
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天然 |
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正常 |
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天然 |
等级 |
等级 |
正在处理中 |
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汽油, |
乙烷, |
丙烷, |
丁烷, |
异丁烷, |
汽油, |
丙烯, |
丙烯, |
总价差 |
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$/MMBtu |
美元/加仑 |
美元/加仑 |
美元/加仑 |
美元/加仑 |
美元/加仑 |
美元/磅 |
美元/磅 |
美元/加仑 |
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(1) |
(2) |
(2) |
(2) |
(2) |
(2) |
(3) |
(3) |
(4) |
2021年按季度: |
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第一季度 |
$2.71 |
$0.24 |
$0.89 |
$0.94 |
$0.93 |
$1.33 |
$0.73 |
$0.44 |
$0.38 |
第二季度 |
$2.83 |
$0.26 |
$0.87 |
$0.97 |
$0.98 |
$1.46 |
$0.67 |
$0.27 |
$0.41 |
第三季度 |
$4.02 |
$0.35 |
$1.16 |
$1.34 |
$1.34 |
$1.62 |
$0.82 |
$0.36 |
$0.51 |
第四季度 |
$5.84 |
$0.39 |
$1.24 |
$1.46 |
$1.46 |
$1.82 |
$0.66 |
$0.33 |
$0.41 |
2021年的平均值 |
$3.85 |
$0.31 |
$1.04 |
$1.18 |
$1.18 |
$1.56 |
$0.72 |
$0.35 |
$0.43 |
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2022年按季度: |
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第一季度 |
$4.96 |
$0.40 |
$1.30 |
$1.59 |
$1.60 |
$2.21 |
$0.63 |
$0.39 |
$0.55 |
第二季度 |
$7.17 |
$0.59 |
$1.24 |
$1.50 |
$1.68 |
$2.17 |
$0.61 |
$0.40 |
$0.46 |
第三季度 |
$8.20 |
$0.55 |
$1.08 |
$1.19 |
$1.44 |
$1.72 |
$0.47 |
$0.28 |
$0.26 |
第四季度 |
$6.26 |
$0.39 |
$0.79 |
$0.97 |
$1.03 |
$1.54 |
$0.32 |
$0.18 |
$0.17 |
2022年的平均数 |
$6.65 |
$0.48 |
$1.10 |
$1.31 |
$1.44 |
$1.91 |
$0.51 |
$0.31 |
$0.36 |
(1) |
天然气价格是基于普氏能源资讯公司报告的Henry-Hub Inside FERC商业指数价格,这是标准普尔全球公司的一个部门。 |
(2) |
乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和天然汽油的NGL价格是基于道琼斯旗下的石油价格信息服务公司报告的德克萨斯州贝尔维尤非TET商业指数价格. |
(3) |
聚合物级丙烯价格是IHS报告的此类产品的平均合同价格。炼油级丙烯(“RGP”)价格代表IHS Markit(“IHS”)报告的此类产品的加权平均现货价格。 |
(4) |
“指示性天然气加工毛差”代表了我们根据某些定价假设对从天然气生产中提取NGL所产生的总经济效益的一般估计。具体地说,这是德克萨斯州钱伯斯县每加仑天然气天然气的假定经济价值超过路易斯安那州亨利·哈布天然气中等量能源的价值。我们对指示性价差的估计没有考虑天然气加工设施提取天然气液化石油气所产生的运营成本,也没有考虑将天然气液化石油气运往市场的运输和分馏成本。此外,每个工厂获得的实际天然气加工价差进一步受到地区定价和开采动态的影响。 |
2022年,NGL的加权平均指示性市场价格为每加仑0.91美元,而2021年为每加仑0.75美元。
下表列出了所示时期的选定原油平均指数价格:
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WTI |
米德兰 |
休斯敦 |
LLS |
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原油, |
原油, |
原油 |
原油, |
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$/桶 |
$/桶 |
$/桶 |
$/桶 |
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(1) |
(2) |
(2) |
(3) |
2021年按季度: |
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第一季度 |
$57.84 |
$59.00 |
$59.51 |
$59.99 |
第二季度 |
$66.07 |
$66.41 |
$66.90 |
$67.95 |
第三季度 |
$70.56 |
$70.74 |
$71.17 |
$71.51 |
第四季度 |
$77.19 |
$77.82 |
$78.27 |
$78.41 |
2021年的平均值 |
$67.92 |
$68.49 |
$68.96 |
$69.47 |
|
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2022年按季度: |
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第一季度 |
$94.29 |
$96.43 |
$96.77 |
$96.77 |
第二季度 |
$108.41 |
$109.66 |
$109.96 |
$110.17 |
第三季度 |
$91.56 |
$93.41 |
$93.77 |
$94.17 |
第四季度 |
$82.64 |
$83.97 |
$84.33 |
$85.50 |
2022年的平均数 |
$94.23 |
$95.87 |
$96.21 |
$96.65 |
(1) |
WTI价格是基于NYMEX衡量的俄克拉荷马州库欣的商业指数价格。 |
(2) |
米德兰和休斯顿原油价格是根据Argus报告的商业指数价格计算的。 |
(3) |
轻路易斯安那州甜品(“LLS”)的价格是基于普氏报告的商业指数价格。 |
我们综合收入和销售成本的波动在很大程度上是由能源大宗商品价格的变化解释的。由于能源商品销售价格上涨导致我们的综合营销收入增加,可能不会导致毛利率或可用于分配的现金的增加,因为我们的综合销售金额成本预计也会由于相关能源商品的购买价格的可比上涨而增加。在能源商品销售价格和购买成本较低的情况下,同样的关系也是如此。
我们试图通过我们的对冲活动和使用收费安排来降低大宗商品价格敞口。见本年度报告第二部分第8项下所列合并财务报表附注14和“关于市场风险的定量和定性披露“在本年度报告第二部分第7A项下,请提供有关我们的商品套期保值活动的资料。
通货膨胀的影响
在近几年相对温和之后,美国的通胀在2021年末大幅上升,一直持续到2022年。这种通胀上升,加上供应链中断、劳动力短缺和大宗商品价格上涨,总体上导致了2022年的成本上升。然而,就不断上升的成本环境影响我们的业绩而言,通常存在我们业务固有的或我们主动采取其他措施减少通胀对我们净运营业绩的影响所产生的抵消性好处。这些好处包括:(1)我们的长期收费收入合同中包含的条款,这些条款抵消了基于美国消费者价格指数、制成品生产者价格指数或其他因素的积极变化而以费率上升的形式增加的成本;(2)其他收入合同中的条款,使我们能够以天然气、电力和燃料再收费或附加费的形式将更高的能源成本转嫁给客户;以及(3)更高的商品价格,这通常通过增加容量吞吐量和对我们服务的需求来增强我们的业绩。此外,我们采取措施,使用固定价格的定期购买协议,减轻某些商品成本上涨的影响,包括我们的部分电力需求。由于这些原因,部分由通货膨胀引起的成本环境的增加并没有对我们在本报告所述期间的历史经营业绩产生实质性影响。然而,如果成本的增长速度超过我们收入的增长速度,严重或长期的高通胀可能会对我们的业绩产生不利影响。
请参阅“资本投资“在第二部分中,项目7讨论通货膨胀对我们资本投资决定的影响。此外,见第I部分,第1A项“风险因素- 价格水平的变化可能会对我们的收入和/或支出产生负面影响,这可能会对我们的业务产生不利影响。”
损益表要点
下表汇总了我们所示年份的综合经营业绩的主要组成部分(百万美元):
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
收入 |
|
$ |
58,186 |
|
|
$ |
40,807 |
|
成本和支出: |
|
|
|
|
|
|
|
|
运营成本和支出: |
|
|
|
|
|
|
|
|
销售成本 |
|
|
45,836 |
|
|
|
29,887 |
|
其他营运成本及开支 |
|
|
3,454 |
|
|
|
2,915 |
|
折旧、摊销和增值费用 |
|
|
2,158 |
|
|
|
2,038 |
|
资产减值费用 |
|
|
53 |
|
|
|
233 |
|
可归因于资产出售及相关事项的净亏损 |
|
|
1 |
|
|
|
5 |
|
总运营成本和费用 |
|
|
51,502 |
|
|
|
35,078 |
|
一般和行政费用 |
|
|
241 |
|
|
|
209 |
|
总成本和费用 |
|
|
51,743 |
|
|
|
35,287 |
|
未合并关联公司收入中的权益 |
|
|
464 |
|
|
|
583 |
|
营业收入 |
|
|
6,907 |
|
|
|
6,103 |
|
其他收入(支出): |
|
|
|
|
|
|
|
|
利息支出 |
|
|
(1,244 |
) |
|
|
(1,283 |
) |
其他,净额 |
|
|
34 |
|
|
|
5 |
|
其他费用合计(净额) |
|
|
(1,210 |
) |
|
|
(1,278 |
) |
所得税前收入 |
|
|
5,697 |
|
|
|
4,825 |
|
所得税拨备 |
|
|
(82 |
) |
|
|
(70 |
) |
净收入 |
|
|
5,615 |
|
|
|
4,755 |
|
可归因于非控股权益的净收入 |
|
|
(125 |
) |
|
|
(117 |
) |
优先股的净收入 |
|
|
(3 |
) |
|
|
(4 |
) |
可归因于普通单位持有人的净收入 |
|
$ |
5,487 |
|
|
$ |
4,634 |
|
收入
下表列出了各业务部门在所示年份对合并收入的贡献(百万美元):
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
NGL管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
NGL及相关产品的销售 |
|
$ |
21,307 |
|
|
$ |
13,716 |
|
中游服务 |
|
|
2,952 |
|
|
|
2,586 |
|
总计 |
|
|
24,259 |
|
|
|
16,302 |
|
原油管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
原油销售 |
|
|
17,301 |
|
|
|
9,519 |
|
中游服务 |
|
|
1,260 |
|
|
|
1,383 |
|
Total |
|
|
18,561 |
|
|
|
10,902 |
|
天然气管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气销售情况 |
|
|
5,019 |
|
|
|
3,413 |
|
中游服务 |
|
|
1,241 |
|
|
|
987 |
|
总计 |
|
|
6,260 |
|
|
|
4,400 |
|
石化及成品油服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
石化产品及成品油销售 |
|
|
8,003 |
|
|
|
8,196 |
|
中游服务 |
|
|
1,103 |
|
|
|
1,007 |
|
总计 |
|
|
9,106 |
|
|
|
9,203 |
|
合并总收入 |
|
$ |
58,186 |
|
|
$ |
40,807 |
|
与2021年相比,2022年的总收入增加了174亿美元,这主要是由于营销收入增加了168亿美元。
来自NGL、原油和天然气营销的收入合计同比增加170亿美元,主要是由于平均销售价格上涨(增加了120亿美元)和销售量增加(增加了50亿美元)。
与2021年相比,2022年来自中游服务的收入增加了5.93亿美元。我们的天然气加工设施的收入同比增加3.43亿美元,主要是由于我们收到的作为加工服务的非现金对价的权益NGL当量产量的市场价值较高。我们天然气管道资产的收入同比增加2.51亿美元,主要是由于收购Navitas Midstream后增加了米德兰盆地收集系统,以及德克萨斯州和新墨西哥州对天然气运输和收集服务的需求增加。我们的NGL分馏塔的收入同比增加了5100万美元,这主要是因为我们钱伯斯县的NGL分馏设施的分馏费收入增加。我们的乙烯出口终端的收入同比增加了3400万美元,主要是由于装船费用收入增加。最后,我们原油管道资产的收入同比减少1.22亿美元,这主要是由于我们的EFS中游系统的某些长期收集协议下的最低产量承诺到期导致收入不足所致。
有关本公司收入的更多信息,请参阅本年度报告第二部分第8项下的合并财务报表附注9。
营运成本及开支
与2021年相比,2022年的总运营成本和支出增加了164亿美元。
销售成本
与2021年相比,2022年的销售成本增加了159亿美元。与我们的NGL、原油和天然气营销相关的销售成本合计同比增加了165亿美元,这主要是由于平均采购价格上升(增加了121亿美元)和销售量增加(增加了44亿美元)。
其他营运成本及开支
其他运营成本和支出同比增加5.39亿美元,主要是由于公用事业、员工薪酬和租金成本上升。
折旧、摊销和增值费用
折旧、摊销和增值费用同比增加1.2亿美元。收购Navitas Midstream所增加的资产占同比增长的8600万美元。按年增加的其余部分是由于自2021年第一季度以来全面或有限投入使用的资产(例如吉利斯横向天然气管道和拜马克乙烯管道),以及根据递延方法计入的主要维护活动。
资产减值费用
非现金资产减值费用同比减少1.8亿美元,主要是由于我们的海运业务在2021年12月进行了部分减值,产生了1.14亿美元的支出,以及在2021年3月出售了煤层天然气收集系统和相关的Val Verde处理设施,这两项都是我们圣胡安收集系统的组成部分,额外产生了4400万美元的支出。有关这些费用的资料,请参阅本年度报告第二部分第8项下的合并财务报表附注4。
一般和行政费用
与2021年相比,2022年的一般和行政成本增加了3200万美元,主要是由于员工薪酬和专业服务成本上升。
未合并关联公司收入中的权益
与2021年相比,我们2022年未合并附属公司的股权收入减少了1.19亿美元,主要是由于原油管道投资的收益下降。
营业收入
与截至2021年12月31日的年度相比,截至2022年12月31日的年度的营业收入增加了8.04亿美元,原因是收入、经营成本和开支、一般和行政成本以及未合并附属公司收入的权益等方面的年度变化如前所述。
利息支出
下表列出了所示年份我们的合并利息支出的组成部分(以百万美元为单位):
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
未偿债务本金的利息(1) |
|
$ |
1,288 |
|
|
$ |
1,299 |
|
利率对冲计划的影响,包括相关摊销 |
|
|
19 |
|
|
|
38 |
|
与建筑项目相关的资本化利息成本(2) |
|
|
(90 |
) |
|
|
(80 |
) |
其他(3) |
|
|
27 |
|
|
|
26 |
|
总计 |
|
$ |
1,244 |
|
|
$ |
1,283 |
|
(1) |
截至2022年12月31日及2021年12月31日止年度的未偿还债务本金加权平均利率分别为4.33%及4.35%。 |
(2) |
当资产处于建设阶段时,我们将用于建造物业、厂房和设备的资金产生的利息成本资本化。资本化利息金额成为资产历史成本的一部分,并在资产进入预期使用寿命后以直线基础计入收益(作为折旧费用的组成部分)。当资本化的利息被记录时,它将减少利息支出。资本化利息金额根据项目投入使用的时间、我们的资本投资水平和借款利率而波动。 |
(3) |
主要反映与我们的循环信贷安排和债务发行成本摊销有关的贷款承诺费。 |
未偿还债务本金的利息是利息支出的关键驱动因素,同比减少1,100万美元,主要原因是14亿美元的固定利率优先票据于2022年2月停用,以及3.5亿美元的可变利率次级票据于2022年8月使用可用现金、商业票据和2021年9月以较低利率发行优先票据的收益进行赎回。这些行动导致比较年度内未偿债务的加权平均利率降低。有关本公司债务的资料,请参阅本年度报告第II部分第8项下的综合财务报表附注7。
其他,净额
2022年的其他营业外收入包括1600万美元,可归因于收回与2022年11月PDH 1诉讼和解相关的部分律师费。关于这起诉讼的更多信息,见本年度报告第二部分第8项下的合并财务报表附注17。
所得税
与2021年相比,我们2022年的所得税拨备增加了1200万美元,这主要是由于与修订后的德克萨斯州特许经营税(“德克萨斯州保证金税”)下的州税收义务相关的所得税支出的变化。
有关本公司所得税的资料,请参阅本年度报告第II部分第8项下合并财务报表附注16。
业务细分市场亮点
我们的业务分为四个业务部门:(I)天然气管道和服务,(Ii)原油管道和服务,(Iii)天然气管道和服务,以及(Iv)石化和成品油服务。我们的业务部门通常根据提供的服务类型(或采用的技术)以及生产和/或销售的产品进行组织和管理。
以下信息汇总了每个业务部门的资产和运营情况:
• |
我们的NGL管道和服务业务部门包括天然气加工和相关的NGL营销活动、NGL管道、NGL分馏设施、NGL和相关产品存储设施以及NGL海运码头。 |
• |
我们的原油管道和服务业务部门包括我们的原油管道、原油储存和海运码头以及相关的原油营销活动。 |
• |
我们的天然气管道和服务业务部门包括我们的天然气管道系统,为天然气的收集、处理和运输提供服务。这一部分还包括我们的天然气营销活动。 |
• |
我们的石化和成品油服务业务部门包括(I)丙烯生产设施,包括丙烯分馏装置和PDH设施,以及相关的管道和营销活动;(Ii)丁烷异构化综合体和相关的脱丁烷塔(“DIB”)运营;(Iii)辛烷提升、iBDH和HPIB生产设施;(Iv)成品油管道、码头和相关营销活动;(V)乙烯出口终端和相关业务;以及(Vi)海运业务。 |
我们根据我们对营业毛利率的财务衡量来评估部门业绩。营业毛利率是衡量公司核心盈利能力的重要指标,也是公司内部财务报告的基础。我们相信,投资者能够获得我们管理层在评估部门业绩时使用的相同财务指标,将使投资者受益。
下表列出了按部门分列的营业毛利率和总营业毛利率,这是一种非公认会计原则(“非公认会计原则”)的财务衡量标准,以百万美元为单位。
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
按部门划分的毛利率: |
|
|
|
|
|
|
NGL管道和服务 |
|
$ |
5,142 |
|
|
$ |
4,316 |
|
原油管道和服务 |
|
|
1,655 |
|
|
|
1,680 |
|
天然气管道和服务 |
|
|
1,042 |
|
|
|
1,155 |
|
石化及成品油服务 |
|
|
1,517 |
|
|
|
1,357 |
|
部门总营业毛利率(1) |
|
|
9,356 |
|
|
|
8,508 |
|
托运人补充权净额调整 |
|
|
(47 |
) |
|
|
53 |
|
总营业毛利率(非公认会计准则) |
|
$ |
9,309 |
|
|
$ |
8,561 |
|
(1) |
在本表中,营业毛利总额为小计,与本年度报告第II部分第8项下综合财务报表附注10下的业务分部披露中类似标题的计量相对应。 |
总毛利包括未合并联营公司收益中的权益,但不包括其他收入和支出交易、所得税、会计原则变化的累积影响和非常费用。总营业利润率在将收益分配给非控股权益之前按100%的基准列报。我们对营业毛利率的计算可能会也可能不会与其他公司使用的类似名称的衡量标准进行比较。NGL管道及服务及原油管道及服务的分部毛利反映管理层对分部业绩评估所包括的托运人补给权的调整。然而,这些调整不包括在非GAAP总营业利润中。
与总营业利润最直接可比的GAAP财务指标是营业收入。关于营业收入及其组成部分的讨论,见上一节“损益表要点“在本部分第二部分,项目7.下表列出了所示年度营业收入与总营业毛利的对账情况(百万美元):
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
营业收入 |
|
$ |
6,907 |
|
|
$ |
6,103 |
|
对营业收入与总营业毛利率进行调整 (加法或减法由符号表示): |
|
|
|
|
|
|
|
|
营业成本和费用中的折旧、摊销和增值费用(1) |
|
|
2,107 |
|
|
|
2,011 |
|
营业成本和费用中的资产减值费用 |
|
|
53 |
|
|
|
233 |
|
可归因于资产出售及有关经营事项的净亏损 成本和开支 |
|
|
1 |
|
|
|
5 |
|
一般和行政费用 |
|
|
241 |
|
|
|
209 |
|
总营业毛利率(非公认会计准则) |
|
$ |
9,309 |
|
|
$ |
8,561 |
|
(1) |
不包括以反应为基础的工厂的主要维护成本的摊销,这是毛利的一个组成部分。 |
我们的每个业务部门都受益于我们营销活动的支持作用。我们营销活动的主要目的是通过增加中游能源资产的处理量来支持中游能源资产网络的资产利用和扩张,从而为每个业务部门带来额外的基于费用的收益。在履行这些支持角色时,我们的营销活动也寻求参与供需机会,作为我们毛利率的补充来源。我们营销工作的财务结果会因交易量和整体市场状况的变化而波动,而这些变化会受到买卖产品的当前和远期市场价格的影响。
2021年冬季风暴乌里和维奥拉
2021年2月中旬,两场主要的冬季风暴--乌里和维奥拉--影响了德克萨斯州和美国南部(“2021年2月冬季风暴”)。暴风雨对德克萨斯州的电网造成了重大影响,导致大范围停电。我们自愿并根据我们与德克萨斯州电力可靠性委员会(“ERCOT”)的协议,暂时关闭了我们在德克萨斯州的非必要工厂和其他运营,以支持住宅用电。那些仍在运营的德克萨斯州资产(例如,我们的天然气加工厂、储存设施和德克萨斯州内部系统)受到轮流停电的影响。在风暴期间和之后,我们的许多客户也经历了停机,因为与冰冻相关的损坏和维修影响了我们的销量。通过向发电商、天然气公用事业和工业客户出售天然气以帮助他们满足需求,这些中断、电力和天然气成本上升以及天然气对冲和产量下降造成的损失的经济影响得到了缓解。
飓风艾达对2021年业绩的估计影响
2021年8月下旬,路易斯安那州南部和密西西比州,包括其关键的能源基础设施,受到飓风艾达累积影响的影响。对能源行业的影响包括但不限于严重洪灾和设施使用受限、墨西哥湾近海生产中断以及地区炼油厂和石化设施能源需求减少。我们在路易斯安那州南部和密西西比州的工厂、管道和存储资产没有遭受重大财产损失,自那以后所有资产都恢复了正常运营。随着维修完成和生产完全恢复,受第三方设施中断影响的产量也恢复到正常水平。
我们估计,飓风艾达使我们2021年第三季度和第四季度的毛利率减少了约3400万美元,几乎所有这些都与我们的路易斯安那州和密西西比州的加工、运输和分馏资产以及相关营销活动有关,这些资产和营销活动是我们NGL管道和服务部门的一个组成部分。其中,大约2,900万美元是销量低于预期和失去商机的综合净影响。剩下的500万美元是扣除财产损失保险补偿后的费用,这是我们在这一年中因飓风相关的维修和恢复费用而产生的费用。
NGL管道和服务
下表列出了所示年份NGL管道和服务部门的部门毛运营利润率和选定的体积数据(单位为百万美元,注明的数量):
|
|
截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
部门毛运营利润率: |
|
|
|
|
|
|
天然气加工及相关的NGL营销活动 |
|
$ |
1,946 |
|
|
$ |
1,135 |
|
NGL管道、存储和终端 |
|
|
2,362 |
|
|
|
2,324 |
|
NGL分馏 |
|
|
834 |
|
|
|
857 |
|
总计 |
|
$ |
5,142 |
|
|
$ |
4,316 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
选定的体积数据: |
|
|
|
|
|
|
|
|
NGL管道运输量(MBpd) |
|
|
3,703 |
|
|
|
3,412 |
|
NGL海运货运量(MBPD) |
|
|
723 |
|
|
|
658 |
|
NGL分馏体积(Mbpd) |
|
|
1,339 |
|
|
|
1,253 |
|
权益NGL当量产量(MBPD)(1) |
|
|
182 |
|
|
|
167 |
|
按费用计算的天然气加工量(MMcf/d)(2,3) |
|
|
5,182 |
|
|
|
4,057 |
|
(1) |
主要代表与我们的加工活动相关的NGL和凝析油产量。权益NGL当量总产量还包括我们天然气加工业务的残渣天然气产量。 |
(2) |
报告的数量与我们天然气加工厂赚取的收入流相对应。 |
(3) |
基于费用的天然气加工量是在井口或工厂入口处以MMcf/d计量的。 |
天然气加工及相关的NGL营销活动
截至2022年12月31日的年度,来自天然气加工和相关NGL营销活动的毛利比截至2021年12月31日的年度增加8.11亿美元。
我们的米德兰盆地天然气加工设施代表着我们在2022年2月收购Navitas Midstream时收购的天然气加工设施,产生了#美元的毛利率。385百万美元。这些设施的收费天然气加工量和权益天然气当量产量为940MMCF/d和53在收购日期之后,分别为Mbpd。我们的米德兰盆地天然气收集活动将在天然气管道和服务部分讨论。
我们的特拉华盆地天然气加工设施是我们传统的二叠纪盆地加工设施,其毛利率同比增加1.82亿美元,主要是由于平均加工利润率提高(包括对冲活动的影响),增加了1.52亿美元,以及基于费用的天然气加工量增加了180MMcf/d,增加了2900万美元。这些设施的权益NGL当量产量同比下降2700万桶/日。
我们南得克萨斯州天然气加工设施的毛运营利润率增加了1美元86这主要是由于较高的平均加工利润率(包括对冲活动的影响)。收费天然气加工量增加96MMCF/d和权益NGL当量产量下降1每年Mb/d。
我们落基山脉天然气加工设施(Meeker、Pioneer和Chaco)的毛利率同比净增加8600万美元,主要是由于平均加工利润率提高(包括对冲活动的影响)。其中占了$71百万美元的增长,以及更高的平均加工费,这造成了额外的$201000万美元的增长,部分被每日800万美元的权益NGL当量产量的共同减少所抵消,这占1000万美元的减少。在综合基础上,按费用计算的天然气加工量同比减少47MMcf/d。
我们NGL营销活动的毛利率同比净增长7100万美元,主要原因是较高的平均销售利润率,占135百万美元的增长,以及销售量的增长,占额外的$29百万美元的增长,部分抵消较低非现金,按市值计算的收益,占1美元98百万人减少。营业毛利率的同比增长主要归因于寻求优化我们的存储、工厂和运输资产的营销战略的结果。
NGL管道、存储和终端
与截至2021年12月31日的年度相比,我们的NGL管道、存储和终端资产在截至2022年12月31日的一年中的毛利率增加了3800万美元。
我们东部乙烷管道的毛运营利润率,包括我们的ATEX和Aegis管道,总共增加了$106百万人同比增长 主要是由于21 Mbpd ATEX管道运输量增加,占#美元60增加了100万美元,以及更高的缺陷费,这占了额外的$39百万美元的增长。
我们摩根的Point乙烷出口码头的毛利率同比增长5300万美元,主要原因是较高的平均装载费,占1美元44增加了100万,并增加了11 出口量增加,出口额增加了1美元11百万美元的增长。
我们钱伯斯县仓储中心的毛利率同比增加了1400万美元,主要是因为存储收入。
Dixie管道和相关码头的毛利率总共增加了1200万美元按年计算主要原因是运输量每天增加1700万英镑。
我们的许多管道,包括中美管道系统、Seminole NGL管道、Chaparral NGL管道和Shin Oak NGL管道,为二叠纪盆地和/或落基山生产商提供服务。在合并的基础上,这些管道的毛利率净下降同比增长7,900万美元,主要原因是由于与我们的中美管道系统落基山段相关的某些合同于2021年9月到期,导致亏空费用降低,占1美元71百万美元的减少,平均运输费下降,占1美元58百万美元的减少,以及更高的公用事业和其他运营成本,这是额外增加的#美元31百万美元的减少,部分抵消了120 运输量增加,占1美元88百万美元的增长。
我们的液化石油气相关业务的毛利率企业碳氢化合物码头(“EHT”)净同比减少6,700万美元,主要原因是平均装载费较低,减少8,400万美元,以及公用事业和其他运营成本增加,额外减少900万美元,部分被液化石油气出口量,增加了2500万美元。
NGL分馏
与截至2021年12月31日的年度相比,截至2022年12月31日的一年中,来自NGL分馏的毛利减少了2300万美元。
我们钱伯斯县NGL分馏设施的毛利率同比净减少9500万美元,主要原因是我们通过优化供电安排赚取了6300万美元的利润率,以及我们在2021年第二季度因2021年2月冬季风暴而参与德克萨斯州负荷资源需求响应计划(LAAR)而收到的4000万美元付款。
钱伯斯县NGL分馏设施的毛利进一步受到公用事业及其他营运成本上升的影响,这导致额外减少5,000万美元,但部分被分馏量每日增加53 Mb(扣除我们的利息净额)及平均分馏费用增加所抵销,前者增加5,400万美元,后者则额外增加1,000万美元。
Norco NGL分馏塔的毛利同比增加2,400万美元,主要原因是分馏量每日增加12 Mb,增加1,000万美元,平均分馏费用增加,增加800万美元,以及辅助服务收入增加,额外增加600万美元。
我们钱伯斯县综合设施的天然汽油加氢处理机于2021年10月投入使用,毛利率同比增长2200万美元。
我们霍布斯NGL分馏塔的毛利率同比增加了1700万美元,这主要是由于辅助服务收入增加。
原油管道和服务
下表列出了所示年份原油管道和服务部门的毛利率和选定的体积数据(以百万美元为单位,注明的体积):
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截至该年度为止 十二月三十一日, |
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2022 |
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2021 |
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部门毛运营利润率: |
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米德兰至回声系统及相关业务活动 |
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$ |
413 |
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$ |
407 |
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其他原油管道、终端及相关营销结果 |
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1,242 |
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1,273 |
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总计 |
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$ |
1,655 |
|
|
$ |
1,680 |
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选定的体积数据: |
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原油管道运输量(MBpd) |
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2,222 |
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2,088 |
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原油海运货运量(MBpd) |
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788 |
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645 |
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与截至2021年12月31日的年度相比,我们的原油管道和服务部门截至2022年12月31日的毛利减少了2500万美元。
我们的EFS中游系统的毛利同比净减少1.08亿美元,主要原因是某些长期收集协议下的最低产量承诺到期导致收入不足,减少了1.33亿美元,但平均运输费增加了800万美元,部分抵消了这一下降。我们的EFS中游系统将在这些协议的剩余期限内继续运输在专用种植面积上生产的容量,其中大多数协议都有租赁期。
我们在Seaway管道股权投资的毛利率同比下降7000万美元,主要是由于平均运输费下降,这占了$39百万减少的原因是电力服务供应商为2021年2月冬季风暴支付的LAAR费用减少1 600万美元,以及公用事业和其他运营费用增加,造成额外减少700万美元。我们的Seaway管道的运输量同比增长了40 Mb/d(我们感兴趣的是净额)。
EHT原油业务的毛利同比减少2000万美元,主要原因是存储和其他收入减少了1200万美元,运营成本增加了500万美元。EHT的原油码头日产量同比增加1.62亿桶。
我们西德克萨斯管道系统的毛利同比净增加8700万美元,主要是由于辅助服务和其他收入增加,增加了8600万美元,以及运输量每天增加4700万美元,增加了1400万美元,但部分被平均运输费下降所抵消,平均运输费减少了900万美元。
我们原油营销活动的毛利(不包括可归因于Midland-to-Echo系统的毛利)同比增加4,300万美元,主要是由于平均销售利润率较高,增加了5,000万美元,运营成本降低,增加了1,200万美元,卡车运输活动的收益增加,增加了1,000万美元,但部分被非现金、按市值计价的收益下降所抵消,非现金按市值计价的收益减少了2,900万美元。
米德兰码头的毛利率同比增加2900万美元,主要是由于辅助服务和其他收入的增加。
我们南得克萨斯原油管道系统的毛利同比净增加800万美元,主要是由于辅助服务和其他收入增加,增加了6000万美元,但部分被平均运输费下降(减少2400万美元)以及某些长期协议下的最低产量承诺到期导致的亏空收入减少(额外减少2300万美元)所抵消。
我们的Midland-to-Echo系统和相关业务活动的毛利同比净增加600万美元,主要是由于运输量每天增加5100万美元(我们的利息净额),这是因为运输量增加了3300万美元,其他收入增加了1700万美元,但平均销售利润率下降了4000万美元,部分抵消了这一增长。
天然气管道和服务
下表列出了天然气管道和服务部门所示年份的部门毛利率和选定的体积数据(以百万美元为单位,注明的体积):
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截至该年度为止 十二月三十一日, |
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2022 |
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2021 |
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部门总营业利润率 |
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$ |
1,042 |
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$ |
1,155 |
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|
选定的体积数据: |
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|
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天然气管道运输量(bBtus/d) |
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17,107 |
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14,249 |
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与截至2021年12月31日的年度相比,截至2022年12月31日的年度,我们天然气管道及服务部门的毛利减少了1.13亿美元。
我们天然气营销活动的毛利率同比减少2.72亿美元,主要是由于平均销售利润率下降。如前所述,截至2021年12月31日的年度,由于我们在2021年2月的冬季风暴期间努力满足发电厂、天然气公用事业公司和工业客户的需求,天然气销售有所增加。
我们的特拉华盆地收集系统代表着我们传统的二叠纪盆地收集系统,其毛利率同比减少4900万美元,主要是由于凝析油销售下降。我们特拉华州盆地天然气收集系统的天然气采集量同比增加了213 BBtus/d。
我们德克萨斯州内部系统的毛利率同比增加8700万美元,主要是由于平均运输费增加(增加6100万美元),以及辅助和其他收入增加(增加3100万美元)。我们德克萨斯州州内系统的运输量同比增长了449 BBtus/d。
我们的米德兰盆地集气系统是我们在2022年2月收购Navitas Midstream时收购的天然气集气系统,在收购日期后的1,273 BBtus/d的集气量上产生了5,200万美元的毛利率。我们的米德兰盆地天然气加工活动将在NGL管道和服务部分讨论。
在合并基础上,我们位于落基山脉的Jonah集油系统、Piceance盆地集油系统和San Juan集油系统的毛利同比净增加5,000万美元,主要是由于平均集油费用增加(增加4,800万美元)和凝析油销售增加(增加1,500万美元),但部分被集气量减少169 BBtus/d(减少1,000万美元)所抵消。
我们的阿卡迪亚天然气系统和海恩斯维尔收集系统的毛利率同比增加了2000万美元,这主要是由于运输量合计增加了885BBtus/d。运输量的同比增长主要是由于吉利斯横向管道,该管道于2021年12月投入使用。
石化及成品油服务
下表列出了石化和成品油服务部门所示年份的部门毛利率和选定的数量数据(以百万美元为单位,注明的数量):
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截至该年度为止 十二月三十一日, |
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2022 |
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2021 |
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部门毛运营利润率: |
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|
丙烯生产及相关活动 |
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$ |
564 |
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|
$ |
798 |
|
丁烷异构化及相关操作 |
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114 |
|
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75 |
|
辛烷值提升及相关装置操作 |
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394 |
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|
107 |
|
成品油管道及相关活动 |
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277 |
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290 |
|
乙烯出口及相关活动 |
|
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123 |
|
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|
73 |
|
海运和其他服务 |
|
|
45 |
|
|
|
14 |
|
总计 |
|
$ |
1,517 |
|
|
$ |
1,357 |
|
|
|
|
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|
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|
选定的体积数据: |
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丙烯产量(MBpd) |
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101 |
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99 |
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丁烷异构化体积(MBPD) |
|
|
108 |
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85 |
|
独立DIB处理量(Mbpd) |
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159 |
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154 |
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辛烷值提升及相关工厂销售量(MBPD)(1) |
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39 |
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33 |
|
管道运输量,主要是成品油和 石油化工(Mbpd) |
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747 |
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890 |
|
海运码头数量,主要是成品油和 石油化工(Mbpd) |
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202 |
|
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234 |
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(1) |
反映了我们位于钱伯斯县综合体的辛烷值增强设施和IBDH设施以及位于休斯顿船道附近的HPIB设施的总销售额。 |
丙烯生产及相关活动
与截至2021年12月31日的年度相比,截至2022年12月31日的一年,来自丙烯生产和相关活动的毛利减少了2.34亿美元。钱伯斯县丙烯生产设施的毛利率同比净减少2.18亿美元,主要原因是平均丙烯销售利润率较低,减少了1.5亿美元。减少9,000万美元的平均加工费,以及较高的公用事业、主要维护活动的摊销费用,以及其他运营成本,这是额外减少的6,700万美元,但部分被丙烯销售量增加(增加7,000万美元)以及副产品销售和其他收入增加(增加1,900万美元)所抵消。这些工厂的丙烯和相关副产品生产量同比增长合计300万桶(我们感兴趣的净值)。
丁烷异构化及相关操作
丁烷异构化及相关业务的毛利同比增加3,900万美元,主要是由于异构化量增加(增加2,200万美元)以及平均异构化费用增加(增加1,500万美元)。
辛烷值提升及相关装置操作
我们的辛烷值提升和相关工厂运营带来的毛利同比净增2.87亿美元,主要原因是平均销售利润率增加了1.8亿美元,销售量增加了1.51亿美元,但被公用事业成本增加、主要维护活动的摊销费用以及其他运营成本增加部分抵消,其他运营成本减少了4100万美元。这些设施销售量的同比增长主要是由于计划在2021年期间进行的主要维护活动,我们的HPIB工厂在2021年1月的最后一周完成了维护活动,我们的辛烷值增强工厂在2021年5月初完成了维护活动。
成品油管道及相关活动
与截至2021年12月31日的年度相比,在截至2022年12月31日的一年中,来自成品油管道和相关活动的毛利减少了1300万美元。
我们TE Products管道系统的毛利同比净减少1,800万美元,主要原因是运营成本上升,减少了2,900万美元,但辅助服务收入增加了1,500万美元,部分抵消了这一影响。总体而言,我们TE成品油管道系统的运输量同比净减少1.83亿桶/天。
我们在德克萨斯州博蒙特的精炼产品码头的毛利率同比下降了1200万美元,这主要是由于存储收入下降。博蒙特的成品油终端日产量同比下降2500万。
我们精炼产品营销活动的毛利率同比增长1500万美元,主要原因是更高的非现金、按市值计价的收益.
乙烯出口及相关活动
与截至2021年12月31日的年度相比,截至2022年12月31日的年度来自乙烯出口和相关活动的毛利增加了5000万美元。
我们的乙烯出口终端的毛利率同比增加了3000万美元,这主要是由于Mbpd(符合我们利益的净值)出口量增加。
我们其他乙烯业务的毛利率同比增长2000万美元,主要是由于运输量每天增加2600万美元,占$13百万美元的增长,以及更高的存储收入,这在$8百万美元的增长。
海运和其他服务
来自海运和其他服务的毛利同比增加3100万美元,主要是由于平均费用和船队利用率上升。
流动性与资本资源
根据目前的市况(截至本年度报告提交日期),吾等相信合伙企业及其合并业务将拥有足够的流动资金、营运现金流及进入资本市场的机会,为其资本投资及营运资金需求提供资金,以应付合理可预见的未来。截至2022年12月31日,我们拥有41亿美元的综合流动性。这一金额包括欧洲专利局循环信贷安排下的40亿美元可用借款能力,这是欧洲专利局循环信贷安排下总借款能力的净额,以及欧洲专利局商业票据计划下未偿还的4.95亿美元,以及手头的7,600万美元不受限制的现金。
我们可能会发行债务和股权证券,以帮助我们满足未来的资金和流动性需求,包括与资本投资相关的需求。我们向美国证券交易委员会提交了一份通用货架登记声明(简称2021年货架),允许合作伙伴关系和欧洲专利局分别发行无限量的股权和债务证券。
现金流量表要点
下表汇总了我们在所示年份的经营、投资和融资活动的综合现金流(单位:百万美元)。
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截至该年度为止 十二月三十一日, |
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2022 |
|
|
2021 |
|
经营活动提供的现金流量净额 |
|
$ |
8,039 |
|
|
$ |
8,513 |
|
用于投资活动的现金 |
|
|
4,954 |
|
|
|
2,135 |
|
用于融资活动的现金 |
|
|
5,844 |
|
|
|
4,571 |
|
经营活动提供的净现金流量在很大程度上取决于我们综合业务活动的收益。能源商品价格的变化可能会影响对天然气、NGL、原油、石化和成品油的需求,这可能会影响我们产品的销售和对我们中游服务的需求。对我们产品和服务的需求变化可能是由其他因素引起的,包括当前的经济状况、消费者对碳氢化合物产品最终产品的需求减少、竞争加剧、突发公共卫生事件、不利的天气条件以及影响价格和生产水平的政府法规。如果客户不履行与我们的营销活动和长期按需付费协议相关的合同义务,我们还可能招致信用和价格风险。有关这些及其他与我们业务有关的风险因素的更全面讨论,请参阅本年度报告第I部分第1A项。
有关本公司现金流量的其他资料,请参阅本年度报告第II部分第8项下的综合现金流量表。
以下信息突出了我们的合并现金流额每年的显著波动:
经营活动
与截至2021年12月31日的年度相比,截至2022年12月31日的年度由经营活动提供的净现金流量净减少4.74亿美元,主要原因是:
|
• |
经营账目变动同比减少14亿美元,主要是由于我们在营销活动中使用营运资本,其中包括(I)商品价格波动,(Ii)我们库存购销策略的时机,以及(Iii)与我们的商品衍生工具相关的保证金要求的变化;部分抵消了 |
|
• |
由于合伙企业收益增加而导致的10亿美元的同比增长(通过根据我们的合并现金流量表上确定的非现金项目的变化调整我们的净收入同比增长8.6亿美元来确定)。 |
有关我们的综合净收入和基本部门业绩同比发生重大变化的信息,请参阅“损益表要点” and “业务细分市场亮点“在本第II部内,第7项。
投资活动
与截至2021年12月31日的年度相比,截至2022年12月31日的年度用于投资活动的现金净增加28亿美元,主要原因是:
|
• |
净额$3.22022年2月与收购Navitas Midstream相关的10亿现金流出;部分抵消了 |
|
• |
房地产、厂房和设备投资同比减少2.59亿美元(见“资本投资“在本第二部分中,第7项为补充资料)。 |
融资活动
与截至2021年12月31日的年度相比,截至2022年12月31日的年度用于融资活动的现金增加了13亿美元,主要原因是:
|
• |
在截至2022年12月31日的年度内,与债务交易有关的现金净流出为13亿美元,而在截至2021年12月31日的年度内,与债务交易有关的现金净流出为2.73亿美元。2022年,我们偿还了17.5亿美元的优先和次级票据本金总额,部分被EPO商业票据计划下4.95亿美元的净发行所抵消。在2021年,我们偿还了13.3亿美元的优先债券本金总额,但部分被发行了10亿美元的优先债券本金所抵销;以及 |
|
• |
支付给普通单位持有人的现金分配同比增加1.65亿美元,主要是由于每单位季度现金分配率的增加。 |
非公认会计准则现金流量计量
可分配现金流
我们的合伙协议要求我们在Enterprise GP自行决定建立任何现金储备后,每季度向我们的普通单位持有人分发所有可用现金。现金储备包括用于正确开展业务的现金储备,包括资本投资、偿债、营运资本、运营费用、共同单位回购、承诺和或有事项以及其他金额。现金的保留使我们能够对我们的增长进行再投资,并减少我们未来对股权和债务资本市场的依赖。
我们通过参考可分配现金流量(“DCF”)来衡量可用现金,这是一种非公认会计准则的现金流量衡量标准。贴现现金流对我们的共同单位持有人来说是一项重要的财务措施,因为它是我们成功提供现金投资回报的指标。具体地说,这一财务指标向投资者表明,我们产生的现金流是否达到了能够维持我们宣布的季度现金分配的水平。DCF也是投资界对上市合伙企业使用的量化标准,因为合伙企业单位的价值在一定程度上是通过其收益率来衡量的,收益率是基于合伙企业可以向单位持有人支付的现金分配额。我们的管理层将我们产生的贴现现金流与我们预期支付给普通单位持有人的现金分配进行比较。管理层使用此指标计算我们的分销覆盖率。我们对贴现现金流的计算可能会也可能不会与其他公司使用的类似标题的衡量标准进行比较。
管理层根据每个季度的可用现金水平,向董事会提出季度现金分配率,董事会拥有批准此类事项的唯一权力。Enterprise GP在合伙企业中拥有非经济所有权权益,无权根据奖励分配权或其他股权从合伙企业获得任何现金分配。
我们将贴现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现金流量净额,后者是公认会计准则与贴现现金流量最接近的衡量标准。关于经营活动提供的净现金流量的讨论,见“现金流量表要点“在本第II部内,第7项。
下表汇总了我们对所示年份的贴现现金流的计算(以百万美元为单位):
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截至该年度为止 十二月三十一日, |
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2022 |
|
|
2021 |
|
共同单位持有人的净收入(公认会计原则)(1) |
|
$ |
5,487 |
|
|
$ |
4,634 |
|
对共同单位持有人应占净收入的调整为 派生DCF(用符号表示的加法或减法): |
|
|
|
|
|
|
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|
折旧、摊销和增值费用 |
|
|
2,245 |
|
|
|
2,140 |
|
从未合并关联公司收到的现金分配(2) |
|
|
544 |
|
|
|
590 |
|
未合并关联公司收入中的权益 |
|
|
(464 |
) |
|
|
(583 |
) |
资产减值费用 |
|
|
53 |
|
|
|
233 |
|
衍生工具的公允市值变动 |
|
|
78 |
|
|
|
(27 |
) |
递延所得税费用 |
|
|
60 |
|
|
|
40 |
|
持续资本支出(3) |
|
|
(372 |
) |
|
|
(430 |
) |
其他,净额(4) |
|
|
(2 |
) |
|
|
(128 |
) |
运营DCF(5) |
|
$ |
7,629 |
|
|
$ |
6,469 |
|
出售资产及其他事项所得款项 |
|
|
122 |
|
|
|
64 |
|
计入利率衍生工具的货币化 作为现金流对冲 |
|
|
– |
|
|
|
75 |
|
DCF(非GAAP) |
|
$ |
7,751 |
|
|
$ |
6,608 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
按期间向普通单位持有人支付的现金分配, 包括虚拟单位奖励的分配等价权 |
|
$ |
4,181 |
|
|
$ |
3,992 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
企业全科医生就期间(6)申报的每个普通单位的现金分配 |
|
$ |
1.9050 |
|
|
$ |
1.8150 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
合伙企业在第(7)期间保留的折现现金流总额 |
|
$ |
3,570 |
|
|
$ |
2,616 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
分销覆盖率(8) |
|
|
1.85 |
x |
|
|
1.66 |
x |
(1) |
有关我们比较损益表金额变化的主要驱动因素的讨论,请参阅“损益表要点“在本第II部内,第7项。 |
(2) |
反映从未合并联属公司收到的可归因于收益和资本返还的合计分配。 |
(3) |
持续资本支出包括适用于该期间的现金支付和应计项目。 |
(4) |
截至2021年12月31日的年度包括1亿美元的贸易应收账款,我们预计不会在正常的账单周期中收回。 |
(5) |
指出售资产所得款项及计入现金流对冲的利率衍生工具货币化前的贴现现金流量。 |
(6) |
请参阅本年度报告第二部分第8项下的合并财务报表附注8,以了解我们就所示年度所申报的季度现金分配的资料。 |
(7) |
合伙企业保留的现金可用于资本投资、偿债、营运资本、营运费用、共同单位回购、承诺和或有事项及其他数额。现金的保留减少了我们对资本市场的依赖。 |
(8) |
分配覆盖率通过将折现现金流除以支付给普通单位持有人的全部现金分配,并与该期间的分配等价权相关联来确定。 |
下表是对所示年份由业务活动提供给现金流量中心的现金流量净额的对账(百万美元):
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截至该年度为止 十二月三十一日, |
|
|
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2022 |
|
|
2021 |
|
经营活动提供的净现金流量(GAAP) |
|
$ |
8,039 |
|
|
$ |
8,513 |
|
对业务活动提供的现金流量净额进行调节的调整 DCF(用符号表示的加法或减法): |
|
|
|
|
|
|
|
|
经营账目变动的净影响 |
|
|
54 |
|
|
|
(1,366 |
) |
维持性资本支出 |
|
|
(372 |
) |
|
|
(430 |
) |
从未合并关联公司收到的分配可归因于 为资本的回归而干杯 |
|
|
98 |
|
|
|
46 |
|
出售资产及其他事项所得款项 |
|
|
122 |
|
|
|
64 |
|
可归因于非控股权益的净收入 |
|
|
(125 |
) |
|
|
(117 |
) |
计入利率衍生工具的货币化 作为现金流对冲 |
|
|
– |
|
|
|
75 |
|
其他,净额 |
|
|
(65 |
) |
|
|
(177 |
) |
DCF(非GAAP) |
|
$ |
7,751 |
|
|
$ |
6,608 |
|
资本投资
我们大约有$计划到2025年底完成的58亿个增长资本项目,包括以下项目(包括各自的预定完成日期):
|
• |
特拉华州和米德兰盆地天然气集聚扩建项目(2023年); |
|
• |
我们的阿卡迪亚天然气系统扩建400MMcf/d(2023年第二季度); |
|
• |
我们在米德兰盆地的波塞冬天然气加工厂(2023年第三季度); |
|
• |
得克萨斯州钱伯斯县的第十二个NGL分馏塔(“Frac XII”)(2023年第三季度); |
|
• |
我们在特拉华州盆地的Mentone II天然气加工厂(2023年第四季度); |
|
• |
我们的德克萨斯州西部产品系统,通过重新调整我们中美管道系统落基山部分的用途,并在我们的查帕拉尔管道业务中增加西行服务,将精炼产品从美国墨西哥湾海岸运输到德克萨斯州西部、新墨西哥州、科罗拉多州和犹他州市场(2023年第四季度); |
|
• |
我们在特拉华州盆地的Mentone III天然气加工厂(2024年第一季度); |
|
• |
我们在米德兰盆地的列奥尼达斯天然气加工厂(2024年第一季度); |
|
• |
位于得克萨斯州奥兰治县的乙烷出口终端(2025);以及 |
|
• |
扩建摩根的Point终端,以增加乙烯出口能力(2024年和2025年)。 |
2022年2月,我们以32亿美元的现金净对价从Warburg Pincus LLC的一家附属公司手中收购了Navitas Midstream,资金来自EPO商业票据计划下发行短期票据的收益和手头现金。在这笔交易完成后不久,我们完成了莱克工厂的建设,并于2022年3月投入使用。
根据现有信息,我们预计2023年我们的总资本投资(扣除非控股权益的贡献)约为27亿至29亿美元,这反映了23亿至25亿美元的增长资本投资和4亿美元的持续资本支出。这些金额不包括与我们拟建的深水离岸原油码头Spot相关的资本投资,该码头仍需获得州和联邦的许可、缓解和相关要求。我们在2022年第四季度收到了交通部海事局对Spot的支持,预计将在2023年满足剩余条件,获得深水港口许可证;但我们不能保证该项目最终将于何时或是否被授权开始建设或运营。
我们对资本投资的预测取决于我们通过运营现金流或其他方式产生所需资金的能力,包括债务协议下的借款、发行额外的股权和债务证券以及潜在的资产剥离。由于我们无法控制的因素,例如不利的经济状况、与天气有关的问题以及由于原材料或劳动力短缺、供应链中断或通货膨胀导致的供应商价格变化,我们可能会修订我们对资本投资的预测。此外,根据管理层未来的决策,我们对资本投资的预测可能会随着时间的推移而改变,这可能包括改变项目的范围或时间,或者完全取消项目。我们在筹集资金方面的成功,有能力增加与成本增加相称的收入,以及我们与其他公司合作分担项目成本和风险的能力,仍然是决定我们可以投资多少资本的重要因素。我们相信,我们能够获得的资本资源足以满足我们当前和未来增长需求的需求,尽管我们目前预计将进行上述预测资本投资,但我们可能会根据经济和资本市场状况的变化修改我们的计划。
下表汇总了我们在指定年份的资本投资(百万美元):
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截至该年度为止 十二月三十一日, |
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2022 |
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2021 |
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房地产、厂房和设备的资本投资:(1) |
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增长型资本项目(2) |
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$ |
1,606 |
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$ |
1,807 |
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持续资本项目(3) |
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358 |
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416 |
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总计 |
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$ |
1,964 |
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$ |
2,223 |
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用于企业合并的现金,净额(4) |
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$ |
3,204 |
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$ |
– |
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对未合并关联公司的投资 |
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$ |
1 |
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$ |
2 |
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(1) |
上表所列增长和维持资本金额按现金基础列示。总体而言,这些金额是我们综合现金流量表中列报的“资本支出”。 |
(2) |
增长型资本项目:(A)由于现有资产的增强或增加而产生新的现金流来源(例如,额外的收入来源、设施消除瓶颈所产生的成本节约等)。或(B)通过建造新设施来扩大我们的资产基础,从而产生额外的收入流和现金流。 |
(3) |
持续性资本项目是指由于改善现有资产而产生的资本支出(按照公认会计准则的定义)。这类支出用于维持现有业务,但不会产生额外收入,也不会节省大量成本。持续资本支出包括我们以反应为基础的工厂的主要维护活动的成本,这些成本使用递延法进行核算。 |
(4) |
截至2022年12月31日的年度金额是用于收购Navitas Midstream的现金净额,该交易于2022年2月17日完成。 |
截至2022年12月31日的年度与截至2021年12月31日的年度比较
总体而言,增长资本项目的投资同比净减少2.01亿美元,主要原因如下:
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• |
我们钱伯斯县综合体的投资减少(例如,我们的天然汽油加氢处理机于2021年10月完工,我们的PDH 2设施的支出同比减少,部分被Frac XII的支出同比增加所抵消),这导致净减少1.95亿美元; |
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• |
我们的吉利斯横向天然气管道于2021年12月完工,减少了1.86亿美元; |
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• |
完成了连接钱伯斯县建筑群和墨西哥湾沿岸资产的管道项目,减少了1.38亿美元; |
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• |
可归因于我们的乙烯业务的项目投资减少(例如,我们的拜马克乙烯管道于2021年11月完工),这导致了9900万美元的减少;部分抵消了 |
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• |
对二叠纪盆地天然气加工和收集项目的投资增加(例如,建造四个天然气加工厂和相关的收集系统),增加2.89亿美元; |
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• |
在2022年第四季度,以1.6亿美元购买了大约580英里的管道和相关资产。收购这些资产使我们能够优化和扩大我们在墨西哥湾沿岸的天然气和石化系统。 |
可归因于持续资本项目的投资同比减少5800万美元,主要是由于我们某些以反应为基础的工厂(PDH 1、辛烷增强和HPIB设施)的主要维护活动减少,以及管道完整性和类似项目的时间和成本的波动。
合并债务
截至2022年12月31日,EPO合并债务债券的平均到期日约为20.0年。下表列出了欧洲专利局合并债务本金的预定到期日和所示年份2022年12月31日的相关估计现金利息支付(以百万美元为单位):
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总计 |
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2023 |
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2024 |
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2025 |
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2026 |
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2027 |
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此后 |
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债务本金 |
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$ |
28,566 |
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$ |
1,745 |
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$ |
850 |
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$ |
1,150 |
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$ |
875 |
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$ |
575 |
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$ |
23,371 |
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估计支付的现金利息(1) |
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27,324 |
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1,239 |
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1,200 |
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1,158 |
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1,124 |
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1,100 |
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21,503 |
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(1) |
利息的估计现金支付是基于我们在2022年12月31日未偿还的合并债务的本金金额、合同规定的此类余额的到期日以及适用的利率。我们估计的利息现金支付受到我们23亿美元次级票据(2067年6月至2078年2月到期)长期到期日的影响。该等估计现金支付假设(I)次级票据于其各自到期日前并无偿还,及(Ii)次级票据的利息金额以(A)收取的现行固定利率或(B)于2022年支付的加权平均浮动利率(视何者适用而定)计算,直至各自到期日为止。 |
2022年2月,EPO使用2021年9月发行的优先票据的剩余现金和商业票据计划下的发行收益,分别偿还了其高级票据VV和CC的7.5亿美元和6.5亿美元的本金。
2022年8月,EPO赎回了其7亿美元次级债券D未偿还本金中的3.5亿美元,赎回价格相当于正在赎回的债券本金的100%另加到赎回日(但不包括赎回日)的应计利息和未付利息。救赎资金来自手头的现金和欧洲专利局商业票据计划下的发行收益。
2022年9月,欧洲专利局签订了一项新的15亿美元364天循环信贷协议(“2022年9月15亿美元364天循环信贷协议”),取代了2021年9月的364天循环信贷协议。2022年9月15亿美元364天循环信贷协议将于2023年9月到期。EPO的借款能力与之前的364天循环信贷协议持平。截至2022年12月31日,根据这项新的循环信贷协议,没有本金未偿还。
2023年1月,EPO发行了本金总额17.5亿美元的优先债券,其中包括(I)2026年1月到期的7.5亿美元优先债券本金(“高级债券FFF”)和(Ii)2033年1月到期的10亿美元优先债券本金(“高级债券GGG”)。优先债券FFF的发行利率为本金额的99.893厘,固定息率为年息5.05厘。优先债券GGG的发行息率为本金额的99.803厘,固定息率为年息5.35厘。这次发行的净收益将由EPO用于一般公司用途,包括用于增长资本投资和偿还债务(包括偿还我们12.5亿美元本金的全部或部分本金3.35%的优先债券HH于2023年3月到期,以及我们商业票据计划下的未偿还金额)。
有关我们的合并债务的更多信息,请参见附注7 本年度报告第二部分第8项下所列合并财务报表附注。
信用评级
截至2023年2月28日,EPO长期优先无担保债务证券的投资级信用评级为标准普尔的BBB+,穆迪的Baa1和惠誉评级的BBB+。此外,EPO的短期优先无担保债务证券的信用评级为标准普尔的A-2,穆迪的P-2和惠誉评级的F-2。EPO的信用评级仅反映评级机构的观点,不应被解释为购买、出售或持有我们的任何证券的建议。如果评级机构确定情况需要这样做,它可以随时上调或下调或撤销信用评级。一家评级机构的信用评级应独立于其他评级机构的信用评级进行评估。
产品购买承诺
下表列出了我们在2022年12月31日所示年份的无条件产品购买承诺(以百万美元为单位):
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总计 |
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2023 |
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2024 |
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2025 |
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2026 |
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2027 |
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此后 |
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产品购买承诺 |
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$ |
17,644 |
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$ |
3,401 |
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$ |
3,338 |
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|
$ |
2,960 |
|
|
$ |
2,318 |
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|
$ |
2,205 |
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$ |
3,422 |
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我们与第三方供应商有天然气、天然气、原油、石化和精炼产品的长期产品采购承诺。根据这些合同,我们有义务支付的价格与我们收到货物时的市场价格大致相同。上表列出了我们根据这些合同估计的未来付款义务,这是基于2022年12月31日适用于所有未来数量承诺的每项协议的合同价格。实际的未来付款义务可能会因交货时的价格而有所不同。
有关我们的产品购买承诺的更多信息,请参阅注17本年度报告第二部分第8项下所列合并财务报表附注。
企业宣布2022年第四季度的现金分配
在1月 5,2023,我们宣布董事会宣布季度现金分配为0.49美元 2022年第四季度,向伙伴关系的共同单位持有人支付每个共同单位,或按年计算每个共同单位1.96美元。季度分配是在2月14日支付的, 2023致1月31日收市时登记在册的单位持有人, 2023。支付的总金额为10.7亿美元,其中包括900万美元的幻影单位奖励的分配等价权。
季度现金分配的支付取决于管理层对我们的财务状况、经营结果和与此类支付相关的现金流的评估以及董事会的批准。管理层将按季度评估未来现金分配的任何增加。
2019年回购计划下的普通单位回购
2019年1月,我们宣布董事会已批准了一项20亿美元的多年单位回购计划(简称2019年回购计划),为合伙企业提供了一种向投资者返还资本的额外方法。2019年回购计划授权合伙企业不时回购其共同单位,包括通过公开市场购买和谈判交易。根据该计划进行回购的时机和速度将由一系列因素决定,这些因素包括:(I)我们的财务表现和灵活性;(Ii)潜在投资回报更高的有机增长和收购机会;(Iii)合伙企业共同单位的市场价格和隐含的现金流量收益;以及(Iv)保持有针对性的财务杠杆,目前债务与正常化调整后的EBITDA(扣除利息、税项、折旧和摊销前的收益)的比率在2.75倍至3.25倍之间。2019年回购计划未设定完成时限,可随时暂停或中止。
在截至2022年12月31日的一年中,该伙伴关系通过公开市场购买根据2019年回购计划回购了总计10,166,923个普通单位。包括佣金和费用在内,这些回购的总成本为2.5亿美元。根据2019年回购计划回购的普通单位在收购后立即取消。截至2022年12月31日,2019年回购计划下的剩余可用产能为13亿美元。
关键会计政策和估算
在我们的财务报告流程中,我们采用的方法、估计和假设会影响截至财务报表日期的资产和负债的报告金额以及或有资产和负债的披露。这些方法、估计和假设也影响每个报告期报告的收入和支出数额。投资者应该意识到,如果基本假设被证明是不正确的,实际结果可能与这些估计不同。以下各节讨论了在我们的关键会计政策中使用估计数:
企业合并中取得的资产和负债的价值评估
对于作为企业合并入账的收购,我们根据估计公允价值将被收购企业的收购价格分配给其可识别的资产和负债。购买价格超过分配给所收购的可识别资产和负债的金额(如有)的部分计入商誉。
我们的收购价格分配方法包含不确定性,因为它要求管理层做出假设并应用判断来估计收购资产和负债的公允价值。管理层根据报价市场价格、若干收购资产的账面价值及广泛接受的估值方法(包括贴现现金流)估计资产及负债的公允价值。我们对公允价值的估计是基于我们认为合理的假设,但这些假设本质上是不确定和不可预测的。在适当情况下,我们聘请第三方估值专家协助确定收购的有形和无形资产的公允价值。随着有关收购日条件的更多信息可用,企业合并中记录的收购价格分配可能在测算期内发生变化,该测算期自收购之日起不得超过一年。
2022年2月,我们以32亿美元的现金净对价收购了Navitas Midstream Partners,LLC的所有成员权益。有关这项业务合并的资料,请参阅本年度报告第二部分第8项下的合并财务报表附注12。
财产、厂房和设备的折旧方法和估计使用年限
一般来说,折旧是将一项资产的成本减去其剩余价值(如果有的话),有系统地和合理地分配到它所受益的期间。我们的大部分财产、厂房和设备使用直线折旧法进行折旧,这导致折旧费用在资产的整个生命周期内平均发生。折旧费用包括对我们资产的可用经济寿命和剩余价值的管理估计。在我们将资产投入使用时,我们相信这些假设是合理的;然而,情况可能会发展,导致我们改变这些假设,这将前瞻性地改变我们的折旧金额。此类情况的例子包括(I)限制资产估计经济寿命的法律和法规的变化,(Ii)使资产过时的技术变化,(Iii)预期残值的变化,或(Iv)我们对相关资源盆地剩余寿命的预测的重大变化(如适用)。
截至2022年12月31日和2021年12月31日,我们的物业、厂房和设备的账面净值分别为444亿美元和42.1分别为10亿美元。我们录得18亿美元和1.7分别在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内计提折旧支出10亿美元。有关我们的物业、厂房和设备的信息,请参阅注释4本年度报告第二部分第8项下所列合并财务报表附注。
衡量长期资产的回收能力和权益法投资的公允价值
长期资产由使用年限有限的无形资产及物业、厂房及设备组成,每当发生事件或情况变化显示该等资产的账面价值可能无法收回时,该等资产便会被检视是否减值。这类事件或变化的例子可能是产量下降,但没有被新的发现所取代,或者天然气、天然气、原油、石化产品或精炼产品的需求或价格的长期下降。
长期资产的账面价值如超过预期因使用及最终处置该资产而产生的未贴现估计现金流量总和,则被视为不可收回。未贴现现金流的估计基于若干假设,包括预期营业利润率和交易量;资产或资产组的估计使用寿命;以及估计剩余价值。如长期资产的账面价值不可收回,将就该资产的账面价值超过其估计公允价值的部分计入减值费用,减值费用是根据对该资产的估计未来贴现现金流、类似资产的市值和该资产的重置成本减去任何适用折旧或摊销的分析得出的。此外,公允价值估计还包括在存在一系列可能的结果时使用概率。
当发生事件或情况变化时,我们评估权益法投资的减值,表明投资价值存在可归因于非暂时下降的潜在损失。此类事件或情况变化的例子包括实体持续的经营亏损和/或实体所在行业的长期负面变化。如果吾等确定一项投资的价值因非暂时性下跌而无法收回,吾等会记录一项非现金减值费用,以将该项投资的账面价值调整至其估计公允价值。我们使用普遍接受的方法评估权益法投资的公允价值,并可能使用多种方法,包括但不限于最近的第三方销售和贴现估计现金流模型。对贴现现金流的估计基于若干假设,包括贴现率;分配给不同现金流情景的概率;预期利润率和成交量以及投资标的资产的估计可用寿命。
我们用来衡量长期资产可回收性和权益法投资公允价值的假设发生重大变化,可能会导致我们计入非现金减值费用。对这类资产账面价值的任何减记都会增加当时的运营成本和支出。
在2022年和2021年,我们确认了商誉以外资产的非现金资产减值费用合计5300万美元和#233百万美元,分别是运营成本和费用的组成部分。有关涉及财产、厂房和设备的减值费用的信息,请参阅附注4 本年度报告第二部分第8项下所列合并财务报表附注。在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度内,我们没有确认与我们的权益法投资相关的任何减值费用。
客户关系摊销方法与基于合同的无形资产
被收购企业的具体、可识别的无形资产在很大程度上取决于其业务的性质,包括客户关系和合同等项目。
客户关系无形资产是指分配给与业务合并有关的商业关系的估计经济价值。在某些情况下,收购这些无形资产为我们提供了接触特定资源盆地客户的途径,类似于在特定地区拥有特许经营权。收购资产(例如天然气收集系统)的高效运营有助于支持与现有生产商的商业关系,并为我们提供在现有资产足迹内建立新关系的机会。这种类型的客户关系的持续时间受到支持客户群体的相关资源盆地的估计经济寿命的限制。在估计资源盆地的经济寿命时,我们考虑了许多因素,包括储量估计和生产和勘探活动的经济可行性。
在其他情况下,收购客户关系无形资产使我们能够接触到碳氢化合物数量不属于特定资源盆地的客户。与特定于盆地的客户关系一样,相关资产的有效运营(例如,处理来自多个来源的货物的海运码头)有助于支持与现有客户的商业关系,并为我们提供建立新客户的机会。这种类型的客户关系的持续时间通常限于基础服务合同的期限,包括假定的续订。
我们分配给客户关系的价值被摊销为收益,方法与估计经济利益的消耗模式(即无形资产预计直接或间接为我们的现金流做出贡献的方式)非常相似。例如,特定于盆地的客户关系资产的摊销期受到相关油气资源盆地的估计有限经济寿命的限制。
以合同为基础的无形资产代表我们因不同的合同协议而拥有的特定商业权利。具有有限寿命的基于合同的无形资产在其估计经济寿命内摊销,预计合同将在这段时间内直接或间接地为我们的现金流做出贡献。我们对基于合同的无形资产的经济寿命的估计基于多个因素,包括(I)相关有形资产(例如海运码头、管道或其他资产)的预期使用寿命;(Ii)任何将影响该等合同权利的法律或法规发展;以及(Iii)任何使我们能够续签或延长该等安排的合同条款。
如果我们对无形资产的估计经济寿命的假设发生变化,则该资产的摊销期限将相应调整。无形资产的估计使用年限的变化将从变化之日起预期地影响经营成本和支出。
截至2022年12月31日和2021年12月31日,我们的客户关系和基于合同的无形资产组合的账面价值分别为40亿美元和3.2分别为10亿美元。我们录得1.77亿美元和151分别于截至2022年及2021年12月31日止年度的无形资产应占摊销费用百万元。有关我们无形资产的信息,请参阅附注6本年度报告第二部分第8项下所列合并财务报表附注。
我们采用的方法是计量商誉及相关资产的公允价值
截至2022年12月31日和2021年12月31日,我们的商誉余额分别为56亿美元和54亿美元。商誉指被收购业务于收购日期超出其资产净值公允价值的成本,须于每年第四季度或当事件或情况变化显示商誉的账面值可能无法收回时进行年度减值测试。商誉减值费用是指报告单位的账面价值(包括其各自的商誉)超出其公允价值,但不超过报告单位商誉的账面价值的金额。
吾等采用公认估值方法厘定各报告单位的公允价值,主要通过使用贴现现金流量(即按公允价值计算的收益法),并辅之以市场评估(如有)。我们报告单位的估计公允价值包含对组成每个报告单位的资产和业务的未来经济前景的假设,包括:(I)对报告单位组成的资产的离散财务预测,而这些预测反过来又依赖于管理层对长期运营利润率、吞吐量、资本投资和类似因素的估计;(Ii)报告单位现金流量在离散预测期之后的长期增长率;以及(Iii)适当的贴现率。公允价值估计基于公允价值层次结构的第三级投入。我们相信,我们在估计报告单位公允价值时使用的假设与市场参与者在其公允价值估计过程中使用的假设是一致的。然而,由于估计过程中的不确定性、碳氢化合物供需的波动以及类似的风险因素,实际结果可能与我们的估计大不相同。
于截至2022年12月31日止年度内,本公司并无录得任何商誉减值费用。根据我们于2022年12月31日进行的最新商誉减值测试,我们每个报告单位的估计公允价值大大高于其账面价值(即至少10%)。
有关本公司商誉的资料,请参阅本年度报告第II部分第8项下的综合财务报表附注6。
使用收入和支出估计数
如前所述,按照公认会计原则编制我们的合并财务报表需要我们做出影响财务报表中列报金额的估计。由于编制实际账单信息和接收记录交易所需的第三方数据所需的时间,我们通常使用与收入和费用金额相关的估计,以满足我们加速的财务报告截止日期。
我们最重要的例行估计涉及某些天然气加工设施的收入和成本、管道运输收入、分馏收入、营销收入和相关采购,以及电力和公用事业成本。这些类型的交易必须估计,因为在我们完成会计结算过程时,实际金额通常是不可用的。在下一个会计期间,当相应的实际客户账单或供应商开具发票的金额被记录时,估计数随后发生逆转。
事实和情况的变化可能会导致修订估计,这可能会影响我们报告的财务报表和随附的披露。在发布我们的财务报表之前,我们根据目前可用的信息审查我们的收入和支出估计,以确定是否需要进行调整。
其他事项
母子公司担保人关系
合伙企业(“母担保人”)已保证支付EPO(“附属发行人”)的综合债务的本金和利息,但TEPPCO Partners,L.P.的剩余债务除外(统称为“担保债务”)。如果欧洲专利局对其任何担保债务违约,该合伙企业将负责全额和无条件地偿还此类债务。截至2022年12月31日,担保债务总额为290亿美元,其中包括欧洲专利局的258亿美元优先票据、23亿美元的欧洲专利局次级票据、4.95亿美元的短期商业票据和4.26亿美元的相关应计利息。
合伙公司对EPO的优先票据债务、商业票据和银行信贷安排下的借款的担保代表合伙公司的无抵押和无从属债务,其偿付权与合伙公司现有或未来的所有其他无担保和无从属债务同等。此外,在担保这种债务的资产范围内,这些担保实际上将偿还权排在有担保和不从属的合伙企业任何现有或未来债务的次要地位。
合伙公司对EPO次级票据的担保代表合伙公司的无抵押和次级债务,其偿债权利与合伙公司所有其他现有或未来的次级债务同等,并优先于合伙公司所有现有或未来的股权证券。合伙公司对EPO的次级票据的担保实际上对(I)合伙公司任何现有或未来有担保的债务(以担保该等债务的资产为限)和(Ii)合伙公司所有其他现有或未来的无担保和无从属债务的偿付权实际上排在次要地位。
只有在欧洲专利局行使其基本协议中所述的法律或契约无效选择权的情况下,该合伙企业才能解除其担保义务。
债务人集团财务信息精选
下表汇总了合伙企业(作为母公司担保人)和欧洲专利局(作为附属发行人)在合并基础上(统称为“债务人集团”)在抵销公司间余额和债务人集团之间的交易后的财务信息。
根据S-X规则第13.01条,债务人集团的汇总财务信息不包括债务人集团的收入权益和在欧洲专利局不属于担保义务一方的合并子公司(“非债务人子公司”)的投资。于2022年12月31日,债务人集团于非债务人附属公司的投资总账面价值为475亿美元。截至2022年12月31日止年度,债务人集团在非债务人附属公司收益中的权益为59亿美元。虽然非债务人附属公司的净资产及收益不能直接供担保债务持有人用来偿还该等债务,但对非义务附属公司向欧洲专利局或合伙企业支付分派或作出贷款的能力并无重大限制。EPO对非义务人子公司实施控制。我们仍然认为,在本年度报告项目8下提出的伙伴关系合并财务报表更能反映我们的信用状况。我们的投资级信用评级基于合伙企业的综合财务报表,而不是以下所示的债务人集团的财务信息。
下表列出了合并债务人集团截至2022年12月31日的资产负债表摘要信息(以百万美元为单位):
选定的资产信息: |
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非债务人子公司的应收账款 |
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$ |
1,012 |
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其他流动资产 |
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4,949 |
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非债务人子公司的长期应收账款 |
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187 |
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其他非流动资产,不包括对非义务人子公司475亿美元的投资 |
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9,130 |
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选定的负债信息: |
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有担保债务的当前部分,包括4.26亿美元的利息 |
|
$ |
2,171 |
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应付给非债务人子公司的当期应付款 |
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1,899 |
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其他流动负债 |
|
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4,121 |
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担保债务的非流动部分,仅本金 |
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26,807 |
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对非债务人子公司的非流动应付款 |
|
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38 |
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其他非流动负债 |
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98 |
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债务人集团的夹层股权: |
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首选单位 |
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$ |
49 |
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下表列出了截至2022年12月31日的年度合并债务人集团的损益表汇总信息(以百万美元为单位):
来自非债务人子公司的收入 |
|
$ |
14,145 |
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其他来源的收入 |
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27,312 |
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债务人集团营业收入 |
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836 |
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债务人集团净亏损,不包括非债务人子公司收益中的权益59亿美元 |
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(450 |
) |
关联方交易
有关本公司关联方交易的资料,请参阅本年度报告第II部分第8项及本年度报告第III部分第13项下的综合财务报表附注15。
所得税
2021年9月29日,美国国税局(IRS)向欧洲专利局(EPO)发布了遴选审查通知,称国税局已选定其2019年和2020年的合伙企业纳税申报单进行审查。2022年1月6日,美国国税局向合伙企业发出了遴选审查通知,声明国税局已经选择了我们2019年和2020年的合伙企业纳税申报单进行审查。这些是对欧洲专利局和合伙企业在审查年度内的收入、收益、扣除、亏损和信用等各项进行的例行合规审查。
保险
有关保险事宜的资料,请参阅本年度报告第II部分第8项下的综合财务报表附注18。
第7A项。数量和质量披露
关于市场风险。
一般信息
在我们正常的经营过程中,我们面临着一定的风险,包括利率和商品价格的变化。为了管理与资产、负债和某些预期未来交易相关的风险,我们使用了期货、远期合约、掉期和其他具有类似特征的衍生工具。我们几乎所有的衍生品都用于非交易活动。
我们使用敏感性分析模型评估与我们的每个衍生工具投资组合相关的风险。这个方法是根据相关利率或某一特定日期的市场报价假设变动10%来衡量衍生工具组合的公允价值变动。除了这些变量外,每个投资组合的公允价值还受到未偿还工具名义金额变化的影响。敏感性分析方法没有反映出同样的假设价格变动对与之相关的对冲敞口的影响。因此,利率或报价市场价格(视情况而定)的变化对衍生工具公允价值的影响通常会被对冲债务工具、库存价值或预测交易的相应收益或亏损所抵消,假设:
我们会根据目前的市场情况,定期检讨我们的衍生工具投资组合的有效性。因此,我们衍生工具的性质和数量可能会因所管理的特定风险敞口而发生变化。
有关衍生工具及套期保值活动的其他资料,请参阅本年度报告第II部分第8项下的综合财务报表附注14。
商品套期保值活动
天然气、液化天然气、原油、石化产品和成品油等能源商品的价格会因供需变化、市场状况以及各种我们无法控制的额外因素而出现波动。为了管理这样的价格风险,我们签订了商品衍生工具,如实物远期合约、期货合约、固定浮动掉期和基差掉期。
截至2022年12月31日,我们的主要大宗商品对冲策略包括(I)对与运输、储存和混合活动相关的商品产品的预期未来购买和销售进行对冲,(Ii)对库存商品产品的公允价值进行对冲,以及(Iii)对天然气加工利润率进行对冲。有关我们未偿还的大宗商品衍生品工具组合的摘要,请参阅本年度报告第二部分第8项下所列合并财务报表附注14.
敏感度分析
下表显示假设价格变动对我们的主要商品衍生工具组合在所示日期的估计公允价值的影响(以百万美元为单位)。
敏感度分析表所载的公允价值信息不包括应用芝加哥商品交易所(“芝加哥商品交易所”)规则814的影响,该规则认为芝加哥商品交易所清算的金融工具是就变动保证金支付进行每日结算。由于这一交换规则,就财务报告而言,芝加哥商品交易所相关衍生品在资产负债表日被视为没有公允价值;然而,衍生品仍未偿还,并受未来大宗商品价格波动的影响,直到它们按照其合同条款结算为止。在芝加哥商品交易所以外的交易所(如洲际交易所或洲际交易所)清算的衍生品交易继续按毛额报告。
天然气营销组合
|
|
投资组合公允价值为 |
|
情景 |
结果 分类 |
十二月三十一日, 2021 |
|
十二月三十一日, 2022 |
|
1月31日, 2023 |
|
假设基础商品价格不变的公允价值 |
资产(负债) |
|
$ |
9 |
|
|
$ |
90 |
|
|
$ |
24 |
|
假设基础商品价格上涨10%的公允价值 |
资产(负债) |
|
|
9 |
|
|
|
97 |
|
|
|
26 |
|
假设基础商品价格下降10%的公允价值 |
资产(负债) |
|
|
9 |
|
|
|
83 |
|
|
|
22 |
|
天然气和成品油销售、天然气加工和辛烷值提升组合
|
|
投资组合公允价值为 |
|
情景 |
结果 分类 |
十二月三十一日, 2021 |
|
十二月三十一日, 2022 |
|
1月31日, 2023 |
|
假设基础商品价格不变的公允价值 |
资产(负债) |
|
$ |
84 |
|
|
$ |
18 |
|
|
$ |
(79 |
) |
假设基础商品价格上涨10%的公允价值 |
资产(负债) |
|
|
77 |
|
|
|
(29 |
) |
|
|
(125 |
) |
假设基础商品价格下降10%的公允价值 |
资产(负债) |
|
|
91 |
|
|
|
64 |
|
|
|
(32 |
) |
原油营销组合
|
|
投资组合公允价值为 |
|
情景 |
结果 分类 |
十二月三十一日, 2021 |
|
十二月三十一日, 2022 |
|
1月31日, 2023 |
|
假设基础商品价格不变的公允价值 |
资产(负债) |
|
$ |
(55 |
) |
|
$ |
53 |
|
|
$ |
41 |
|
假设基础商品价格上涨10%的公允价值 |
资产(负债) |
|
|
(120 |
) |
|
|
24 |
|
|
|
18 |
|
假设基础商品价格下降10%的公允价值 |
资产(负债) |
|
|
11 |
|
|
|
81 |
|
|
|
63 |
|
利率对冲活动
我们可能会利用利率互换、远期互换、订立远期互换(“互换”)的期权、国库锁和类似的衍生工具来管理我们对某些合并债务协议下借款利率变化的风险敞口。这一策略可用于控制与此类借款相关的整体资金成本。
截至本年报提交日期,我们并无任何未偿还的利率对冲衍生工具。
项目8.财务报表和补充数据。
我们经审计的综合财务报表从本年度报告的F-1页开始。
项目9.关于以下事项的变更和与会计师的分歧
会计和财务披露。
没有。
第9A项。控制和程序。
披露控制和程序
截至本年度报告所述期间结束时,我们的管理层根据1934年证券交易法第13a-15条对我们的披露控制和程序的有效性进行了评估,参与评估的有:(I)Enterprise GP联席首席执行官A·詹姆斯·蒂格和(Ii)Enterprise GP联席首席执行官兼首席财务官W.Randall Fowler。蒂格先生和福勒先生是我们的联席首席执行官,福勒先生也是我们的首席财务官。根据这项评估,截至本年度报告所涉期间结束时,蒂格先生和福勒先生得出结论:
(i) |
我们的披露控制和程序旨在确保我们根据1934年《证券交易法》提交或提交的报告中要求我们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得到记录、处理、汇总和报告,并且此类信息经过积累并酌情传达给我们的管理层,包括我们的主要高管和财务官,以便及时做出关于所需披露的决定;以及 |
财务报告内部控制的变化
2022年第四季度,我们对财务报告的内部控制(根据1934年证券交易法第13a-15(F)条的定义)没有发生变化,这对我们的财务报告内部控制产生了重大影响,或有合理的可能性对其产生重大影响。
第302和906节认证
蒂格先生和福勒先生根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302节和第906节所需的证书作为本年度报告的证物(见本年度报告第四部分第15项下的证物31和32)。
管理层关于内部控制的年度报告
截至2022年12月31日的财务报告
Enterprise Products Partners L.P.及其合并子公司的管理层,包括其联席首席执行官、联席首席执行官和首席财务官,负责建立和维护对财务报告的充分内部控制,如修订后的1934年证券交易法第13a-15(F)和15d-15(F)条所界定的那样。我们的内部控制制度旨在向Enterprise Products Partners L.P.的管理层及其普通合伙人的董事会提供合理的保证,确保Enterprise Products Partners L.P.的已公布财务报表的编制和公平列报。
我们的管理层评估了Enterprise Products Partners L.P.截至2022年12月31日对财务报告进行的内部控制的有效性。在进行这项评估时,管理层采用了特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)在#年提出的标准。内部控制--综合框架(2013)。这项评估包括审查财务报告内部控制的设计和运作效力以及资产保护情况。根据我们的评估,我们认为,截至2022年12月31日,Enterprise Products Partners L.P.的财务报告内部控制基于这些标准是有效的。
我们的审计和冲突委员会由独立董事组成,他们不是我们普通合伙人的高级管理人员或雇员。该委员会定期与我们的独立注册会计师事务所Deloitte&Touche LLP的管理层成员、内部审计人员和代表会面,讨论Enterprise Products Partners L.P.对财务报告、综合财务报表的内部控制是否充分,以及审计工作的性质、范围和结果。管理层与审计和冲突委员会一起审查所有影响其运营结果的企业产品合作伙伴公司的重要会计政策和假设。独立注册会计师事务所和我们的内部审计员都可以在没有管理层在场的情况下直接接触审计和冲突委员会。
德勤律师事务所发布了关于我们财务报告内部控制的认证报告。请参阅“独立注册会计师事务所报告“包括在本部第II部分,第9A项。
根据修订后的1934年《证券交易法》第13a-15(F)和15d-15(F)条的要求,本财务报告内部控制年度报告已于2023年2月28日由下列人员代表注册人并以其各自的身份签署。
/s/A.詹姆斯·蒂格 |
|
/s/W.兰德尔·福勒 |
姓名: |
A.詹姆斯·蒂格 |
|
姓名: |
W·兰德尔·福勒 |
标题: |
联席首席执行官 |
|
标题: |
联席首席执行官 |
|
企业产品控股有限责任公司 |
|
|
和首席财务官 |
|
|
|
|
企业产品控股有限责任公司 |
独立注册会计师事务所报告
致企业产品控股有限责任公司董事会及
企业产品合作伙伴单位持有人L.P.
财务报告内部控制之我见
我们已经审计了企业产品合作伙伴有限公司及其子公司(“本公司”)截至2022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)由特雷德韦委员会(COSO)赞助组织委员会发布。我们认为,截至2022年12月31日,本公司在所有重要方面都保持了对财务报告的有效内部控制,其依据是内部控制--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)的标准审计了本公司截至2022年12月31日及截至2022年12月31日年度的综合财务报表以及我们2023年2月28日的报告,对该等财务报表表达了无保留意见。
意见基础
本公司管理层负责维持对财务报告的有效内部控制,并对财务报告内部控制的有效性进行评估,该评估包括在所附的《截至2022年12月31日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,对公司财务报告的内部控制发表意见。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和PCAOB的适用规则和法规,我们必须与公司保持独立。
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得到了维护。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运作有效性,以及执行我们认为在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局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序,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。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序:(1)关于保存合理详细、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,即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,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)提供合理保证,防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
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可能因条件的变化而出现控制不足的风险,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
休斯敦,得克萨斯州
2023年2月28日
项目9B。其他信息。
没有。
项目9C。披露妨碍检查的外国司法管辖区。
不适用。
第三部分
项目10.董事、执行干事和合伙企业治理。
合作伙伴关系管理
以下人士目前担任Enterprise GP董事会(“董事会”)成员:理查德·H·巴赫曼、卡林·M·巴思、穆雷·E·布拉苏、丽贝卡·G·福洛威尔、W·兰德尔·福勒、詹姆斯·T·哈克特、威廉·C·蒙哥马利、约翰·R·卢瑟福、A·詹姆斯·蒂格、哈里·P·魏策尔和兰达·邓肯·威廉姆斯。邓肯·威廉姆斯女士担任董事会非执行主席,巴赫曼先生担任董事会非执行副主席。
埃德温·C·史密斯和理查德·S·斯内尔担任Enterprise GP的顾问董事,O.S.Andras担任董事的名誉董事。作为咨询或名誉董事的服务并不授予企业GP董事的任何权利、义务、责任或责任(包括作为董事就任何事项进行表决的任何权力或授权)。
与上市有限合伙企业的常见情况一样,我们不直接雇用任何负责我们管理、行政或运营职能的人员。根据与EPCO签订的行政服务协议(“ASA”),该等职务由EPCO的雇员担任,并由董事会及Enterprise GP的行政人员领导。Enterprise GP的执行人员的任期为一年,只有董事会才能罢免,不论是否有理由。我们的有限合伙人不选举Enterprise GP的高级管理人员或董事。DD LLC受托人通过其对Enterprise GP的控制,有能力随时选举、罢免和更换Enterprise GP的高级管理人员和董事。企业普通科医生董事会的每一名成员任职至成员去世、辞职或被免职。EPCO在2022年担任Enterprise GP董事的员工是邓肯·威廉姆斯和巴赫曼、福勒、蒂格和魏策尔。
尽管合同对其义务或义务有任何限制,但Enterprise GP仍对我们产生的所有债务(未由我们支付的部分)承担责任,除非此类债务或其他义务对Enterprise GP没有追索权。只要有可能,Enterprise GP打算使任何此类债务或其他债务对自己没有追索权。
根据我们的合伙协议并受特定限制的限制,我们将在特拉华州法律允许的最大范围内,赔偿任何现在或过去担任董事、合伙企业高级管理人员、员工、代理人、受托人或他们各自的附属公司的任何人的一切损失、索赔、损害或类似事件。
主席的办公室
董事长办公室是一个管理监督小组,由四人组成:邓肯·威廉姆斯女士(担任董事会主席)、巴赫曼先生(担任董事会副主席)、蒂格先生(担任联席首席执行官(“联席首席执行官”))和福勒先生(担任联席首席执行官兼首席财务官(“CFO”))。主席办公室的目的是让该小组集体充当董事会和高级管理层之间的联络人,并为董事长、副董事长、联席首席执行官和首席财务官提供讨论以下事项的场所:
|
• |
我们的战略方向(包括通过有机增长和收购带来的商机); |
此外,主席办公室协助董事会及其治理委员会寻找董事教育机会,确定董事会的规模和组成以及招募新成员。主席办公室还监督(I)反映我们的价值观和业务目标以及(Ii)提高我们治理结构的有效性的政策。主席办公室还集体监督我们的法律和人力资源部,并为其提供战略指导。
作为董事会主席(非执行职位),邓肯·威廉姆斯女士的职责包括:(I)主持和制定董事会会议的议程,并适当考虑我们的价值观、业务目标和有效的治理结构;(Ii)监督向董事会的适当信息流动;(Iii)充当董事会与高级管理层之间的联络人;以及(Iv)定期与董事会举行会议,以审查我们的战略方向。
作为董事会副主席(非执行职位),Bachmann先生负责(其中包括):(I)应董事会主席的不时要求,协助董事会主席执行董事会主席的职能和职责;以及(Ii)定期与董事会举行会议,以审查我们的战略方向。
作为联席首席执行官,蒂格先生是我们的联席首席执行官,他负责(其中包括):(I)管理我们的整体业务和财务战略以及日常运营;(Ii)在运营、商业活动、业务发展以及健康和安全领域监督和提供战略指导的主要重点领域,如董事会批准;以及(Iii)就我们的披露控制程序和程序以及财务报告的内部控制提供作为Enterprise GP联席首席执行官(与Fowler先生一起)所需的认证。
作为联席首席执行官兼首席财务官,Fowler先生是我们的联席首席执行官和首席财务官,他负责的事项包括:(I)管理我们的整体业务和财务战略;(Ii)在会计、风险管理、财务、库务及现金管理、资讯科技、投资者关系及公共关系等范畴内监督及为我们提供策略指引的主要重点范畴,以及(Iii)就我们的披露控制及程序以及财务报告的内部控制提供所需的认证,包括(A)Enterprise GP联席主要行政总裁(连同蒂格先生)及(B)Enterprise GP主要财务总监。
企业全科医生的董事和高管
下表列出了Enterprise GP在2023年2月28日的每位董事的姓名、年龄和职位,不包括顾问或名誉董事和高管。每名执行官员在欧洲专利局管理成员中担任的职位如下所示。
名字 |
年龄 |
企业全科医生职位 |
兰达·邓肯·威廉姆斯(1,6) |
61 |
董事与董事会主席 |
理查德·H·巴赫曼(1,6) |
70 |
董事与董事会副主席 |
A.詹姆斯·蒂格(1,6,7,8) |
77 |
董事和联席首席执行官 |
W·兰德尔·福勒(1,6,7,8) |
66 |
董事联席首席执行官兼首席财务官 |
卡琳·M·巴思(2,6) |
60 |
董事 |
穆雷·E·布拉索(4,6) |
74 |
董事 |
丽贝卡·G·福洛威尔(4) |
64 |
董事 |
詹姆斯·T·哈克特(2,3,6) |
69 |
董事 |
威廉·C·蒙哥马利(4,5) |
61 |
董事 |
约翰·R·卢瑟福(2) |
62 |
董事 |
哈里·P·韦策尔(6,8) |
58 |
董事和常务副秘书长兼总法律顾问总裁 |
格雷厄姆·W·培根(8) |
59 |
常务副总裁兼首席运营官 |
Daniel老板(8) |
47 |
总裁常务副主任-会计、风险控制和信息技术 |
克里斯蒂安·M·耐利(8) |
47 |
总裁常务副经理-财务、可持续发展和财务主管 |
布伦特·B·斯克里斯特(8) |
50 |
常务副总裁兼首席商务官 |
(1) |
主席办公室成员 |
(2) |
管治委员会委员 |
(3) |
管治委员会主席 |
(4) |
审计和冲突委员会成员 |
(5) |
审计和冲突委员会主席 |
(6) |
基本工程项目小组委员会委员 |
(7) |
基本工程项目委员会联席主席 |
(8) |
执行干事 |
以下信息简要介绍了我们的董事和高级管理人员的业务经验:
兰达·邓肯·威廉姆斯
邓肯·威廉姆斯女士于2013年2月当选为企业全科医生董事会主席,并于2010年11月当选为企业全科医生的董事成员。她于2010年5月当选为EPCO主席,自1994年以来一直担任集团联席主席。邓肯·威廉姆斯女士自2016年11月以来一直担任Enterprise GP资本项目委员会成员。
邓肯·威廉姆斯自1991年2月以来一直担任埃克森美孚的董事(Sequoia Capital)。于二零零七年五月至二零一零年十一月期间,她亦曾担任Enterprise GP Holdings L.P.(“Holdings GP”)普通合伙人的董事。
在1994年加入EPCO之前,邓肯·威廉姆斯女士在Butler&Binion和Brown,Sims,Wise&White律师事务所从事法律工作。邓肯·威廉姆斯女士曾在2007年7月至2012年7月期间担任Encore BancShares的董事会成员。她目前在许多慈善组织的董事会任职。邓肯·威廉姆斯是我们的创始人、已故的丹·L·邓肯先生的女儿。
理查德·H·巴赫曼
巴赫曼先生于2016年1月当选为董事和GP企业董事会副主席,并自2016年11月以来一直担任其资本项目委员会成员。他之前在2010年11月至2014年4月期间担任企业全科医生的董事。
巴赫曼先生于2010年5月被选举为总裁兼爱普科首席执行官(“首席执行官”),并自1999年1月以来一直担任董事的首席执行官。他曾于1999年5月至2010年5月担任EPCO秘书,并于2007年12月至2010年5月担任EPCO集团副主席。巴赫曼先生于2005年4月至2010年11月担任控股GP执行副总裁总裁,并于2006年2月至2010年11月担任控股GP董事董事。2005年4月至2010年5月,他担任首席法务官兼Holdings GP秘书。Bachmann先生于1999年2月至2010年11月担任企业产品有限责任公司(“EPGP”,前普通合伙人)执行副总裁总裁兼首席法务官,并于1999年11月至2010年11月担任EPGP秘书。他之前在2000年6月至2004年1月和2006年2月至2010年5月担任EPGP的董事。Bachmann先生于2006年10月至2010年5月担任邓肯能源合伙公司普通合伙人--DEP Holdings,LLC(“DEP GP”)的董事董事,并于2006年10月至2010年4月担任DEP GP的总裁兼首席执行官。
A.詹姆斯·蒂格
蒂格先生于2020年1月当选为企业全科医生联席首席执行官,自2010年11月以来一直担任企业全科医生的董事董事。蒂格先生曾于2016年1月至2020年1月担任企业GP首席执行官,于2010年11月至2015年12月担任企业GP首席运营官(首席运营官),并于2010年11月至2013年2月担任企业GP执行副总裁总裁。自2016年11月起担任企业GP资本项目委员会联席主席。
1999年11月至2010年11月,蒂格先生担任北京太平洋医疗集团执行副总裁总裁;2008年7月至2010年11月,担任董事首席运营官;2010年9月至2010年11月,担任北京太平洋医疗集团首席运营官。此外,他在2008年7月至2010年10月期间担任EPGP首席商务官。2008年7月至2011年9月,他担任德普GP执行副总裁总裁兼首席商务官。他曾于2008年7月至2010年5月担任德普GP的董事,并于2009年10月至2010年5月担任控股GP的董事。
1999年,蒂格先生参与了我们从壳牌石油公司附属公司收购某些中游能源资产的工作。1998年至1999年,蒂格先生担任特哈斯天然气液体有限责任公司的总裁,该公司当时是壳牌的附属公司。1997年至1998年,他担任马普科公司营销和贸易部的总裁。蒂格先生还担任Solaris油田基础设施公司的董事会成员。
W·兰德尔·福勒
福乐先生于2011年9月当选为董事企业全科医生,并自2020年1月以来一直担任该公司的联席首席执行官,此前于2016年1月至2020年1月担任总裁,并于2015年4月至2016年1月担任首席行政官。Fowler先生自2018年8月起担任Enterprise GP首席财务官,此前曾于2010年11月至2015年3月担任Enterprise GP常务副总裁总裁兼首席财务官,并于2007年8月至2010年11月担任EPGP常务副总裁总裁兼首席财务官。自2016年11月起担任企业GP资本项目委员会联席主席。
Fowler先生于2010年5月当选为EPCO副董事长兼首席财务官。他曾于2007年12月至2010年5月担任总裁兼埃克森美孚首席执行官,并于2005年4月至2007年12月担任该公司首席财务官。
福乐先生亦曾于2010年4月至2011年9月期间担任总裁及德普全科医生首席执行官,并于2007年8月至2010年4月期间担任德普全科医生执行副总裁总裁及财务总监。2006年9月至2011年9月,他担任DEP GP的董事。Fowler先生于2005年2月至2007年8月担任EPGP的高级副总裁兼司库,并于2006年10月至2007年8月担任DEP GP的财务主管。福勒此前还曾在2006年2月至2010年5月期间担任EPGP和Holdings GP的董事董事。福勒先生还在2005年8月至2007年8月期间担任高级副总裁和Holdings GP的首席财务官。
福勒先生是一名注册会计师(非在职),于1999年1月加入我们,担任董事投资者关系部主管。他还担任能源基础设施理事会(前身为大型有限合伙企业协会)董事会主席。他还在路易斯安那理工大学商业学院顾问委员会和德克萨斯公园和野生动物基金会下的Gear Up for Game Guaders顾问委员会任职。
卡林·M·巴思
2015年10月,巴思当选为企业全科医生的董事用户。她自2015年10月以来一直担任其治理委员会成员,并自2016年11月以来担任其资本项目委员会成员。
巴思是成立于1988年的私募股权投资公司LB Capital Inc.的联合创始人和总裁。她目前在以下董事会任职:Black Stone Minerals,L.P.,在那里她是第一集团汽车公司审计委员会主席,在那里她是审计委员会主席。此外,她还是韦尔奇基金会的主席和休斯敦罗纳德·麦当劳之家的董事会成员。
巴思女士曾于2011年至2014年在华盛顿特区两党政策中心的住房委员会任职,并于2008年至2014年担任德克萨斯州公共安全部专员。她还担任过下列机构的董事会成员:2020年至2021年5月担任BBVA USA BancShares,Inc.;2019年4月至2019年10月担任Halcon Resources Corporation;2012年6月至2016年5月担任Bill Barrett Corporation;2006年3月至2016年1月担任Western Refining Inc.审计委员会主席;2007年至2012年担任卫理公会医院研究所;2009年至2012年担任Encore BancShares,Inc.;2006至2009年担任Amegy Bancorporation Inc.;2006至2008年担任德克萨斯州公共财政局;1999年至2005年担任德克萨斯理工大学系统董事会成员。2004年至2005年,她被总裁任命为乔治·W·布什担任美国住房和城市发展部首席财务官。
Murray E.Brasseux
Brasseux先生于2019年1月当选为企业GP的董事成员,并是其审计与冲突委员会和资本项目委员会的成员。
Brasseux先生也是Adams Resources&Energy,Inc.的董事会成员,该公司是一家上市公司,主要从事原油营销以及液体和干散装化学品的油罐车运输业务。布拉索在任职20年后于2014年12月从指南针银行退休,最近担任的职务是石油天然气金融公司董事董事总经理。2015年1月至2015年6月,Brasseux先生还担任Compass Bank的顾问,2015年6月至2017年12月,他还担任Loughlin Management Partners(一家重组和咨询公司)的顾问。Brasseux先生还在Worldwide Power Products Company,LLC(一家从事工业电力业务的私营公司)和Rare Book School(弗吉尼亚大学附属公司)的董事会任职。
丽贝卡·G·福洛威尔
福洛威尔女士于2023年1月当选为企业全科医生董事会员和审计与冲突委员会成员。
福洛威尔女士是一名石油工程师,拥有38年的能源行业经验,其中包括作为证券分析师提供分析和评估上市公司和私营公司的估值和竞争力的经验超过25年。福洛威尔于2022年5月从美国资本顾问公司退休,最近担任的职务是董事高级董事总经理。在2010年12月加入U.S.Capital Advisors之前,Followill女士曾在2007年至2010年任职于Tudor,Pickering,Holt&Co.,于2000年至2007年任职于Howard Weil,Inc.,并于1997年至2000年任职于美林证券。福洛威尔夫人的职业生涯始于坦尼科石油公司的油藏工程师。福洛威尔女士是德克萨斯州农工石油风险投资项目的董事会成员。
詹姆斯·T·哈克特
2014年4月,哈克特当选为企业全科医生的董事用户。自2014年4月以来,他一直担任其治理委员会成员,包括自2016年11月以来担任委员会主席。此外,哈克特先生自2016年11月以来一直担任Enterprise GP资本项目委员会的成员。
Hackett先生担任Alta Mesa Resources,Inc.(前身为Silver Run Acquisition Corporation II)(“Alta Mesa”)执行主席至2020年3月。哈克特此前曾担任私人能源投资公司Riverstone Holdings LLC的顾问和合伙人。2003年至2013年,他担任独立石油和天然气勘探生产公司Anadarko Petroleum Corporation的执行主席兼首席执行官。哈克特先生是福陆公司和NuScale Power Corp.(包括其审计委员会)的董事会成员。他是卡梅隆国际的前董事成员,也是达拉斯联邦储备银行前董事会主席。他是美国国家石油委员会前主席(现在是成员)、石油工程师协会成员、贝勒医学院董事会成员和莱斯大学董事会成员。哈克特先生也是莱斯大学和德克萨斯大学奥斯汀分校的教员。
威廉·C·蒙哥马利
蒙哥马利先生当选为企业全科医生的董事成员,并于2015年10月被任命为审计和冲突委员会成员。蒙哥马利先生自2020年1月以来一直担任审计和冲突委员会主席。
蒙哥马利先生自2011年以来一直担任Quantum Energy Partners的合伙人,也是该公司执行委员会和投资委员会的成员。他负责发起和监督石油和天然气上游以及油田服务部门的投资。蒙哥马利曾在2011年7月至2022年5月期间担任阿帕奇公司的董事会成员。
在加入量子能源伙伴公司之前,蒙哥马利先生是高盛公司投资银行部的合伙人,领导该公司的美洲自然资源部及其休斯顿办事处。他的银行家生涯长达22年,专注于大型能源公司,主要是上游和石油服务行业的公司。蒙哥马利一直是一位积极的民间领袖,担任休斯顿自然科学博物馆和圣弗朗西斯圣公会日间学校的董事会主席,目前是圣公会健康基金会的董事会成员和MD安德森癌症中心的来访者董事会成员。
约翰·R·卢瑟福
卢瑟福先生于2019年1月当选为企业GP的董事成员,目前是其治理委员会成员。卢瑟福先生于2019年1月至2022年12月担任审计与冲突委员会成员。
卢瑟福是一名私人投资者,也是ECP GP的兼职高级顾问。ECP GP是一家能源投资公司,专注于投资电力、清洁能源和中游行业。卢瑟福先生还担任私营管道现场服务公司T.D.Williamson Holdings,LLC的董事会成员,以及德克萨斯州雇员退休系统董事会成员。卢瑟福先生曾担任Plains All American Pipeline,L.P.(“Plains”)执行副总裁总裁(战略规划、并购及业务发展),并于2010年10月至2015年7月担任Plains执行委员会成员。2015年7月至2018年9月期间,卢瑟福还曾担任普莱恩斯的财务顾问。他的职业生涯包括20多年的投资银行经验,担任公共和私营能源公司、投资公司、管理团队和董事会的并购和战略顾问。在加入Plains之前,Rutherford先生于2007年至2010年担任Lazard Freres&Company北美能源业务董事董事总经理。在加入Lazard之前,他在Simmons&Company担任了十多年的合伙人。
哈里·P·韦策尔
魏泽尔先生于2016年11月当选为董事企业GP,并于2016年11月被任命为其资本项目委员会成员,并自2020年1月起担任常务副总裁、企业GP总法律顾问兼秘书长。他此前于2016年4月至2020年1月担任企业GP总法律顾问兼秘书长高级副总裁,2015年1月至2016年4月担任企业GP副总法律顾问兼秘书高级副总裁。Weitzel先生负责我们的所有法律职能,包括证券、诉讼、雇佣、合并和收购、公司治理和商业交易。
Weitzel先生拥有丰富的商业诉讼律师经验,曾在德克萨斯州和加利福尼亚州执业30多年。他曾成功地代表个人、公司和政府客户作为原告和被告处理各种与商业相关的事务。韦策尔曾在州法院和联邦法院审理案件,也曾根据美国仲裁协会、JAMS和国际商会进行仲裁。他曾处理过州法院和联邦法院的上诉。在加入我们之前,Weitzel先生于2009年10月至2014年12月在加利福尼亚州欧文市担任Pepper Hamilton LLP的商业诉讼合伙人。
格雷厄姆·W·培根
培根先生于2019年9月当选为企业GP常务副总裁总裁兼首席运营官。培根先生在2015年10月至2019年8月期间担任Enterprise GP执行副总裁总裁(运营和工程),并在新职位上继续负责我们的运营和工程团队。他曾于2014年2月至2015年10月担任高级副总裁集团(运营及环境、健康、安全和培训);2012年1月至2014年2月担任高级副总裁(运营);2006年6月至2012年1月担任总裁副(运营);2005年9月至2006年5月担任总裁副(工程)。他于1991年加入EPCO,曾担任过各种运营和工程职务。在加入EPCO之前,培根先生曾在Vista化学公司工作。
R·Daniel老板
博斯先生为注册会计师,于2020年1月被选为常务副总裁-企业GP会计、风控和信息技术,此前于2016年8月至2020年1月担任高级副总裁(会计和风控)。他负责我们的会计、风险控制和信息技术组织的全面领导。2015年3月至2016年8月,博斯先生担任企业全科医生高级副总裁,负责我们受监管的业务。2013年4月至2015年3月,他还担任总裁副董事长(风险控制);2010年1月至2013年3月,他担任董事(风险控制)高级经理。在担任这些职位期间,博斯先生担任风险管理委员会主席,负责我们的营销风险管理政策、交易控制和衍生品以及对冲策略的合规性。2008年11月至2010年1月,博斯先生还在董事任职(数量会计),负责天然气营销和大宗商品衍生品的会计、对冲和报告。在加入我们之前,Boss先生曾在美林商品和Dynegy Inc.担任领导职务。
克里斯蒂安·M·内利
Nelly先生于2020年7月被选举为常务副经理总裁-财务与可持续发展和企业GP财务主管。此前,他曾于2020年1月至2020年7月担任常务副总裁-财务兼财务主管,并于2019年3月至2020年1月担任高级副总裁(财务)兼财务主管。Nelly先生负责管理我们的融资活动、业务规划和分析、信贷、现金管理、企业风险和保险、投资者关系、可持续性和公关部门。2015年4月至2019年2月,总裁先生担任副财务长兼财务主管;2011年4月至2015年3月,担任董事高级财务总监;2008年1月至2011年3月,担任董事财务总监。在加入我们之前,Nelly先生在多家企业和投资银行工作了10年,在那里他执行交易并与中上游能源公司保持关系,并在战略咨询、估值、并购和融资方面积累了经验。
布伦特·B·秘密
2019年9月,赛克雷斯特先生当选为企业GP常务副总裁总裁兼首席商务官。Secrest先生最近于2018年7月至2019年8月担任企业GP的高级副总裁(商业)。他此前于2016年5月至2018年6月担任企业GP高级副总裁(液化烃营销),2015年10月至2016年5月担任总裁副(原油及成品油营销),2012年10月至2015年10月担任总裁副(原油管道及码头)。他还担任过多个其他领导职位,包括在NGL营销和供应、商业开发、分销和商业分析领域。Secrest先生在能源行业拥有超过25年的经验,在1996年加入EPCO之前,他在Basis石油公司开始了他的职业生涯。
董事经验、资格、属性和技能
以下是对导致我们得出以下每个人都应该担任企业GP的董事的经验、资格、属性和技能的简要讨论。
我们的五名董事是EPCO的现任员工和Enterprise GP或其附属公司的官员。这些董事中的每一位都拥有作为高管在我们行业中的丰富经验,以及其他资格、属性和技能。这些措施包括:
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• |
对于邓肯·威廉姆斯女士来说,与众多慈善组织的法律和社区参与,以及积极参与EPCO的业务,包括拥有和管理我们的业务; |
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对于蒂格先生,50多年的中游资产商业管理以及营销和交易活动,无论是为第三方还是为我们; |
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福勒先生拥有超过23年的中游资产经验,包括财务、会计和投资者关系,并作为我们执行管理团队的一员超过17年; |
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对于巴赫曼先生,他在中游资产方面拥有40多年的经验,包括法律、监管、合同和并购,并在EPCO或我们的执行管理团队中担任了23年以上的成员;以及 |
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Weitzel先生拥有30多年在德克萨斯州和加利福尼亚州担任商业诉讼律师的经验,曾成功代表个人、公司和政府客户作为原告和被告处理各种与商业相关的事务。 |
我们的六名外部投票权董事在各种身份以及其他资格、属性和技能方面也拥有丰富的经验。这些措施包括:
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对于Barth女士来说,她拥有各种财务和治理职位的执行管理经验; |
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对于Brasseux先生来说,在银行和金融以及治理方面的执行管理经验; |
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• |
对Followill女士来说,金融服务行业的执行管理经验(包括在分析和评估能源行业公共和私营公司的估值和竞争力方面); |
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对于哈克特来说,他是一家大型油气勘探和生产公司的执行管理层; |
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对于蒙哥马利来说,他是一家投资银行公司和一家为全球能源行业服务的私募股权投资公司的执行管理层;以及 |
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对于Rutherford先生来说,他拥有中游能源行业的高管管理经验(包括战略规划、并购、投资银行和金融领域的经验)。 |
作为顾问董事,史密斯先生在银行和投资事务方面有经验,斯内尔先生在复杂的法律和会计事务方面有经验。作为董事的名誉会员,安德拉斯与我们和我们的业务有着悠久的渊源,包括曾担任首席执行长。
伙伴关系治理
我们致力于健全的治理原则。这些原则对于我们实现业绩目标并保持投资者、员工、供应商、业务合作伙伴和其他利益相关者的信任和信心至关重要。
强有力的治理的一个关键要素是拥有独立的董事会成员。根据纽约证券交易所上市标准,如董事会裁定董事与企业普通科医生或我们并无重大关系(不论直接或作为与企业普通科医生或我们有密切关系的机构的合伙人、单位持有人或高级人员),则该名新浪微博将被视为独立。根据上述规定,董事会已确认Barth女士、Followill女士以及Brasseux先生、Hackett先生、Montgomery先生和Rutherford先生为纽约证券交易所规则下的独立董事。
由于我们是一家有限合伙企业,符合纽约证券交易所上市标准中“受控公司”的定义,因此我们不需要遵守纽约证券交易所的某些规则。特别是,我们不需要遵守纽约证券交易所上市公司手册第303A.01节,该节要求企业GP董事会由大多数独立董事组成。目前,根据纽约证券交易所的规则,Enterprise GP的11名董事会成员中有6名是独立的;然而,这种组成可能并不总是有效的。此外,我们已决定不遵守纽约证券交易所上市公司手册第303A.04和303A.05节,这两节将要求Enterprise GP董事会维持一个提名委员会和一个薪酬委员会,每个委员会都完全由独立董事组成。
行为准则、道德准则和公司治理准则
Enterprise GP通过了适用于其董事、高级管理人员和员工的行为准则。本准则规定了我们在业务行为中遵守法律和道德标准的要求,包括一般业务原则、法律和道德义务、针对特定主体的合规政策、获取遵守准则的指导、合规问题的报告以及违反准则的纪律。《行为准则》还制定了适用于我们的联席首席执行官和首席财务官以及高级财务和其他管理人员的政策,以防止不当行为并促进诚实和道德行为,包括合乎道德地处理实际和明显的利益冲突,遵守适用的法律、规则和法规,在公共沟通中充分、公平、准确、及时和可理解地披露,并及时向内部报告违反准则的行为(从而对遵守准则承担责任)。员工需要每年证明他们对《行为准则》的理解和遵守。在适用的情况下,还向员工提供关于行为准则的培训。
治理准则以及适用的委员会章程为我们的伙伴关系提供了有效治理的框架。董事会已通过企业产品合作伙伴的治理指南公司治理指引“(”管治指引“)处理多项事宜,包括董事的资格、董事的责任、为其他公司服务的限制、董事退休、董事会委员会的组成和责任、董事会和委员会会议的进行和频率、管理层继任计划、董事接触管理层和外部顾问的机会、董事薪酬、董事和高管的股权所有权、董事的方向和继续教育,以及董事会的年度自我评估。审计委员会认识到,有效治理是一个持续的过程,因此,它将每年审查治理准则,或在认为必要时进行更频繁的审查。
审计和冲突委员会
审计委员会审计和冲突委员会的目的是处理审计和与冲突有关的事项。根据纽约证券交易所规则和1934年《证券交易法》,董事会已任命三名成员担任审计和冲突委员会成员。审计和冲突委员会成员必须对财务和会计事项有基本了解,并能够阅读和理解财务报表,审计和冲突委员会至少有一名成员应具有会计或相关财务管理专业知识。审计和冲突委员会的现任成员是Followill夫人以及Brasseux先生和Montgomery先生,他们都是独立董事,与我们或我们的任何子公司没有任何可能干扰独立判断行使的关系。董事会已肯定地裁定,蒙哥马利先生符合美国证券交易委员会颁布的S-K条例第407(D)(5)项所界定的“审计委员会财务专家”的定义。
审计与冲突委员会的主要职责包括:(1)审查潜在的利益冲突,包括关联方交易;(2)监测我们的财务报告程序和相关的内部控制制度的完整性;(3)确保我们的法律和监管合规以及企业一般合伙人的法律和法规遵从性;(4)监督我们的独立会计师的独立性和业绩;(5)批准我们的独立会计师提供的所有服务;(6)提供独立会计师、管理层、内部审计职能和董事会之间的沟通渠道;(7)鼓励遵守和不断改进我们的政策。所有级别的程序和做法,以及(Viii)审查可能对我们的业务构成重大财务风险的领域。
如果董事会认为某一特定事项存在利益冲突并提出决议,审计和冲突委员会有权审查该事项,以确定建议的决议对吾等是否公平合理。经审计和冲突委员会批准的任何事项最终被认为对我们是公平合理的,并得到我们所有合作伙伴的批准,并且不违反Enterprise GP或董事会可能欠我们或我们的单位持有人的任何职责。
根据其正式书面章程,审计和冲突委员会有权进行任何适当的调查,以履行其职责,并可直接接触我们的独立公共会计师以及它认为履行其职责所需的任何EPCO人员。审计和冲突委员会有能力聘请它认为在履行职责时必要的特别法律、会计或其他顾问或专家,费用由我们承担。
治理委员会
治理委员会的主要目的是制定并向董事会推荐一套适用于我们的合作伙伴关系的治理指南,不时审查这些指南,并监督与我们业务相关的治理事项,包括董事会和委员会的组成、董事会候选人的资格、董事的独立性、继任规划和相关事宜。治理委员会还协助董事会监督管理层对我们的环境、安全和运输合规政策、程序、计划和倡议以及相关事项的制定和管理。根据其章程,治理委员会应由不少于三名成员组成,其中至少多数应为独立董事。目前,治理委员会由三名独立董事(Barth女士、Hackett先生和Rutherford先生)组成。
与审计和冲突委员会一样,治理委员会有权进行任何适当的调查,以履行其职责,它可以直接接触我们的独立公共会计师以及它认为履行其职责所需的任何EPCO人员。此外,治理委员会有能力由我们支付费用,聘请它认为在履行职责时必要的特别法律、会计或其他顾问或专家。
治理委员会的一个小组委员会,即奖励计划管理小组委员会,参与了关于雇员补偿事项的决策,包括授予基于股权的奖励。根据管治委员会章程,该小组委员会应由两名或以上非雇员董事(目前为Barth女士、Hackett先生及Rutherford先生)组成,并将(I)审核及批准本公司联席首席执行官及CFO薪酬的所有方面,(Ii)管理合伙企业及其联属公司的长期激励计划,及(Iii)审核及批准根据该等长期激励计划向雇员、顾问及/或董事授予的所有股权。有关该小组委员会在高管薪酬问题上的作用的更多信息,请参见“关于指定高管薪酬的决策过程概述“根据第III部,这份年报的第M11页。
基本工程计划委员会
资本项目委员会的主要目的是审查和批准Enterprise GP、合伙企业和/或其各自的合并子公司与拟议资本项目相关的某些支出。目前,资本项目委员会由Duncan Williams女士、Barth女士和Bachmann、Brasseux、Fowler、Hackett、Teague和Weitzel先生组成。蒂格和福勒是资本项目委员会的联席主席。
投资者获取合伙企业治理信息的途径
我们通过我们的网站向投资者提供与我们的治理程序和原则有关的信息,包括行为准则、治理准则、审计和冲突委员会、治理委员会和资本项目委员会的章程,以及其他信息。Www.enterpriseproducts.com。您也可以致电(866)230-0745与我们的投资者关系部联系,免费获取这些文件的打印副本。
纽约证券交易所公司治理上市标准
2022年3月24日,蒂格先生向纽约证券交易所证明(根据纽约证券交易所上市公司手册第303A.12(A)节的要求),截至该日,他并不知道我们违反了纽约证券交易所的公司治理上市标准。
非管理董事的执行会议
董事会定期举行执行会议,非管理层董事在没有管理层成员出席的情况下开会。这些执行会议的目的是促进非管理董事之间进行公开和坦率的讨论。在此类执行会议期间,指定一名董事担任董事主席,负责领导和推动此类执行会议。目前,董事的首席执行官是蒙哥马利。
保密电话热线
根据纽约证券交易所的规定,我们设立了一条免费的保密电话热线(“热线”),以便有兴趣的各方可以与主持董事的或作为一个团体与企业GP的所有非管理董事进行沟通。所有拨打该热线的电话都将报告给审计和冲突委员会主席,该主席负责将任何必要的信息传达给其他非管理董事。我们保密热线的号码是(844)693-4318。
第11项.行政人员薪酬
高级管理人员薪酬
我们不直接雇用任何负责管理我们业务的人员。相反,我们由Enterprise GP管理,其高管是EPCO的员工。我们的管理、行政和运营职能主要由EPCO的员工根据ASA履行。根据美国会计准则,我们向EPCO报销与雇用代表我们工作的人员有关的补偿费用。有关会计准则的资料,请参阅本年度报告第II部分第8项下的合并财务报表附注15。
薪酬汇总表
下表列出了我们就我们的(I)联席首席执行官、(Ii)首席财务官和(Iii)我们普通合伙人的三名薪酬最高的高级管理人员支付、应计或以其他方式支出的总薪酬金额,但我们的主要高管和财务主管除外,他们在2022年12月31日担任此类职务。总而言之,这五个人是我们2022年的“被提名的执行官员”。鉴于这些人还被任命为2021年和2020年的执行干事,还列出了这些年的总薪酬。
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股权- |
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现金 |
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基座 |
所有其他 |
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名称和 |
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薪金 |
奖金 |
奖项 |
补偿 |
总计 |
主体地位 |
年 |
($) |
($) |
($) (1) |
($) (2) |
($) |
A.詹姆斯·蒂格, |
2022 |
$ 1,075,000 |
$ 3,700,000 |
$ 6,386,500 |
$ 6,192,313 |
$ 17,353,813 |
联席首席执行官 |
2021 |
987,500 |
3,200,000 |
5,197,500 |
1,031,514 |
10,416,514 |
|
2020 |
937,572 |
3,000,000 |
5,796,000 |
915,797 |
10,649,369 |
|
|
|
|
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W·兰德尔·福勒, |
2022 |
806,250 |
2,775,000 |
4,789,875 |
872,614 |
9,243,739 |
联席首席执行官兼首席财务官 |
2021 |
731,250 |
2,400,000 |
3,898,125 |
753,389 |
7,782,764 |
|
2020 |
660,938 |
2,250,000 |
4,399,950 |
637,630 |
7,948,518 |
|
|
|
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格雷厄姆·W·培根 |
2022 |
563,000 |
825,000 |
2,289,500 |
532,326 |
4,209,826 |
常务副秘书长总裁和 |
2021 |
524,000 |
750,000 |
1,975,050 |
457,633 |
3,706,683 |
首席运营官 |
2020 |
511,250 |
700,000 |
2,318,400 |
418,486 |
3,948,136 |
|
|
|
|
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|
布伦特·B·斯克里斯特 |
2022 |
519,250 |
775,000 |
2,289,500 |
490,539 |
4,074,289 |
常务副秘书长总裁和 |
2021 |
484,000 |
700,000 |
1,975,050 |
397,510 |
3,556,560 |
首席商务官 |
2020 |
468,750 |
700,000 |
2,356,199 |
315,031 |
3,839,980 |
|
|
|
|
|
|
|
克里斯蒂安·M·耐利 |
2022 |
420,469 |
502,125 |
1,997,288 |
365,557 |
3,285,439 |
总裁常务副总裁-财务 |
2021 |
361,969 |
414,375 |
1,662,161 |
260,951 |
2,699,456 |
以及可持续发展和财务主管 |
2020 |
336,375 |
390,000 |
1,109,471 |
659,699 |
2,495,545 |
(1) |
金额代表本公司于每一年度所提供的股权奖励的公平价值总额中所占的估计份额。请参阅“2022财年基于股权的奖励的授予“在本项目11内提供关于2022年12月31日终了年度授予的赔偿金的资料。 |
(2) |
金额包括(I)与有资助、有限制及界定的供款退休计划有关的供款,(Ii)按权益发放的季度分派,(Iii)代表有关人员支付的人寿保险保费的推算价值,(Iv)雇员保留金及(V)其他金额。 |
上表所列奖金数额为每名被任命的执行干事在所列年度获得的酌情年度奖励。奖金金额在下一年2月以现金支付(例如,2022年的奖金金额是在2023年2月支付的)。
下表列出了2022年12月31日终了年度每位被任命的执行干事的“所有其他报酬”的组成部分:
被任命为首席执行官 |
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投稿 在……下面 资金, 限定的、已定义的 贡献 退休 平面图 |
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分配 付款日期: 以股权为基础 奖项 (1) |
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生命 保险 保费 |
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员工 留着 付款 (2) |
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其他 |
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总计 所有其他 补偿 |
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A.詹姆斯·蒂格 |
|
$ |
36,600 |
|
|
$ |
1,136,209 |
|
|
$ |
13,596 |
|
|
$ |
5,000,000 |
|
|
$ |
5,908 |
|
|
$ |
6,192,313 |
|
W·兰德尔·福勒 |
|
|
27,450 |
|
|
|
834,897 |
|
|
|
6,286 |
|
|
|
-- |
|
|
|
3,981 |
|
|
|
872,614 |
|
格雷厄姆·W·培根 |
|
|
36,600 |
|
|
|
487,178 |
|
|
|
2,838 |
|
|
|
-- |
|
|
|
5,710 |
|
|
|
532,326 |
|
布伦特·B·秘密 |
|
|
33,550 |
|
|
|
448,899 |
|
|
|
990 |
|
|
|
-- |
|
|
|
7,100 |
|
|
|
490,539 |
|
克里斯蒂安·M·内利 |
|
|
32,711 |
|
|
|
326,358 |
|
|
|
965 |
|
|
|
-- |
|
|
|
5,523 |
|
|
|
365,557 |
|
(1) |
反映就(I)与影子单位奖励同时发行的分配等价权(“DER”)及(Ii)与利润利息奖励有关的分配而向指定行政人员支付的现金总额。关于分配给我们的数额,在截至2022年12月31日的一年中,向被点名的执行干事支付了以下现金:蒂格先生,1 136 209美元;福勒先生,834 897美元;培根先生,432 218美元;塞雷斯特先生,404 931美元;耐利先生,299 565美元。 |
(2) |
提交给蒂格先生的金额与2022年6月敲定的一份为期三年的员工保留协议有关。有关涉及我们指定的高管的员工留任协议的更多信息,请参阅下面的“薪酬讨论和分析”。 |
薪酬问题的探讨与分析
补偿要素
对于我们指定的高管,我们支付或授予的薪酬仅反映EPCO支付并根据美国会计准则分配给我们的那部分薪酬,包括EPCO长期激励计划成本的一部分分配。EPCO薪酬计划的要素以及EPCO的其他激励措施(如福利、工作环境和职业发展)旨在为员工提供全面的奖励方案。EPCO薪酬计划的目标是提供具有竞争力的薪酬机会,使员工业绩保持一致,并推动员工创造持续的长期单位持有人价值。我们相信,我们的薪酬计划使我们能够吸引、激励和留住具有我们所需技能和能力的高素质人才。我们的薪酬方案旨在奖励员工在我们的合伙企业和个人层面上为支持EPCO及其附属公司的业务战略所做的贡献,并避免可能与我们的风险管理政策相冲突的风险。
在截至2022年12月31日的三年中,被任命的高管的主要薪酬要素包括年度现金基本工资、酌情年度奖金、长期激励安排下的股权奖励和其他薪酬,包括非常有限的额外津贴。关于汇总表中所列的年度期间,埃克森美孚为被任命的执行干事提供的一揽子薪酬不包括基于目标业绩标准的任何薪酬内容。我们认为,缺乏有针对性的基于业绩的标准具有阻止我们指定的执行人员过度冒险的效果。
在截至2022年12月31日的三年中,我们任命的高管基本工资的变化主要是由预算驱动的,并与我们其他高管基本工资的增长保持一致。
奖金奖励是可自由支配的,与年度基本工资相结合,旨在为被任命的高管提供具有竞争力的总薪酬水平,并推动业绩,以支持我们的业务战略。每位被任命的高管的年度奖金金额反映了我们对这些时期的整体财务和某些经营业绩的总体考虑。这一总体考虑考虑了我们的多项财务指标,包括单位经营活动的现金流量、单位可分配现金流、毛利率、投资资本回报率,以及我们相对于同行的3年和5年股本总回报表现。考虑的经营结果包括某些安全绩效和环境、安全和治理(ESG)措施,包括直接二氧化碳当量(CO2-e“)排放措施。没有对任何具体的财务或经营业绩衡量标准给予权重或公式。此外,对每个被点名的执行干事在这些期间的业绩作出的主观判断也被考虑在内,并反映在年度红利数额中。奖金金额亦根据该等获提名主管人员的级别和职位以及支付给我们其他主管人员的相对薪酬而厘定,而有关整体业绩衡量的主观判断可能会因个别获提名主管人员的职位而有所不同。
我们任命的每一位高管都获得了基于股权的薪酬。授予我们被任命的高管的基于股权的薪酬金额反映了我们对上一段所述的整体财务和某些经营业绩的总体考虑,以及对每位被任命的高管为支持该业绩所做贡献的主观判断,而没有对任何具体的财务或运营业绩衡量标准给予任何权重或公式。授予被任命的高管的股权奖励的价值也是基于这些被任命的高管的级别和职位以及支付给我们其他高管的相对薪酬。每个被点名的执行干事都收到了薪酬汇总表所列期间的虚设单位奖励金。
从历史上看,我们的每一位被任命的高管都会在一个或多个员工合作伙伴关系中获得“利润利息”奖励,这是对EPCO关键员工的长期激励安排。如果符合某些条件,每个员工合伙企业的员工参与者将有权(I)在清算时获得员工合伙企业资产的剩余利润权益,以及(Ii)季度现金分配。待分配的剩余资产(如果有)由员工合伙企业拥有的企业产品合伙人L.P.的共同单位组成。
我们的一名或多名高管目前参与的最后一项员工合作伙伴关系,环保署2018年第四组(下称“第四组”)计划于2023年12月清盘。培根先生、塞雷斯特先生和奈利先生在环境保护署第四期获授予利润利息奖。
EPCO预计将继续执行其政策,为我们指定的高管提供有限的额外津贴。EPCO还根据其确定的缴款计划,以与其他EPCO员工相同的方式,为我们指定的执行人员的利益提供匹配的捐款。
EPCO不会为我们指定的高管提供固定收益养老金计划。此外,在截至2022年12月31日的三年中,我们任命的高管中没有一人获得不合格的递延薪酬。
在2019年第二季度,我们任命的每一位高管都与EPCO签订了单独的留任奖金协议。根据留任红利协议,每个人有权或将有权获得现金留存付款500万美元(蒂格先生和福勒先生每人)、100万美元(培根先生和塞雷斯特先生每人)和500,000美元(耐利先生),减去所有适用的预扣税和此类付款的其他必要扣除(在每种情况下,适用的“保留金”),在他从2019年4月15日至5月31日连续在职全职受雇于EPCO后的七个工作日内一次性支付,(2)2022年5月31日(蒂格先生)或2023年5月31日(福勒先生、培根先生、塞雷斯特先生和奈利先生)(每一种情况下都是适用的“保留期”),并要求此人在适用的保留期内继续按照埃克森美孚主要高管所确定的高度有效的方式履行职责(“业绩要求”)。
尽管如上所述,如果任何此类人员在其适用保留期结束前因特定原因非自愿终止雇用,包括死亡、残疾或被EPCO终止雇用,则该人员将获得(或在其死亡的情况下,其指定受益人将获得)相当于其适用保留金按比例数额的现金付款。根据他在适用的保留期内在该保留期的总天数内受雇的天数确定(但须符合其离职日期为止的表现要求)。任何留任付款都是对EPCO或其任何附属公司可能不时授予或实施的任何可自由支配的激励薪酬的补充。
蒂格先生的留任奖金协议中适用的留任期限和绩效要求于2022年5月31日得到满足,蒂格先生适用的留任付款于2022年6月全额支付给他。
我们的普通合伙人的治理委员会的一个小组委员会,即激励计划管理小组委员会(“IPA小组委员会”),对我们的联席首席执行官和首席财务官薪酬的所有方面拥有最终和最终的决策权。IPA小组委员会在为我们的联席CEO和CFO做出薪酬决定时,以其唯一的选择和唯一的酌情决定权,考虑EPCO受托人和EPCO人力资源部的意见和建议。投资促进局小组委员会的现任成员是Barth女士、Hackett先生和Rutherford先生,他们均为“非雇员董事”(定义见“美国证券交易委员会”规则第16b-3条)。
我们任命的其他高管的薪酬(根据EPCO的长期激励计划授予的股权奖励除外)由我们的联席首席执行官决定。EPCO和Enterprise GP都没有单独的薪酬委员会;然而,根据EPCO的长期激励计划(例如,影子单位奖励),向我们被任命的高管,包括我们的联席首席执行官,授予基于股权的薪酬已得到IPA小组委员会的批准。
利润利息奖励的发放得到了EPCO董事会的批准。
每个被任命的高管的总体薪酬不是基于任何公式或具体的业绩标准;相反,IPA小组委员会、我们的联合首席执行官和EPCO(视情况而定)根据具体情况确定每个高管的适当薪酬水平和组合。此外,对现金和非现金或短期和长期激励性薪酬之间的分配没有既定的政策或目标。然而,在逐案确定薪酬时,可以考虑的一些因素包括薪酬所有要素的总价值、执行干事之间的内部薪酬公平的适当平衡、个人业绩和潜力、对本组织的责任水平和价值。所有的赔偿决定都是主观的和酌情的。
在做出薪酬决定时,EPCO通过审查并在某些情况下参与相关的薪酬调查和报告,考虑用于确定相关薪酬水平和薪酬计划要素的市场数据。这些调查和报告由第三方赔偿顾问进行和编写。2021年,EPCO聘请Meridian Compensation Partners,LLC(咨询公司)完成了对高管薪酬与我们行业相关的详细审查。在这项审查中,顾问根据对行业参与者的分析,提供了高管级别职位薪酬实践和计划的比较市场数据。行业参与者的市场数据包括来自CenterPoint Energy,Inc.、Dominion Energy,Inc.、安桥、Energy Transfer LP、Kinder Morgan Inc.、Magellan Midstream Partners,L.P.、ONEOK,Inc.、Plains All American Pipeline,L.P.、Targa Resources Corporation、The Williams Companies,Inc.和TC Energy Corporation的信息。
无论是我们,还是聘请顾问的EPCO,都不知道顾问的专有数据库中包含的特定职位的公司的具体数据。埃克森美孚利用顾问分析中提供的信息来衡量顾问报告的薪酬水平和埃克森美孚类似职位雇员的一般薪酬范围是否具有可比性。然而,这种比较只是一个考虑因素,可能会也可能不会影响我们被任命的高管的薪酬。埃克森美孚不以其他方式对被任命的执行干事的职位进行基准比较。
我们与EPCO及其其他关联公司之间的薪酬分配
根据美国会计准则,我们被任命的高管的薪酬成本,包括与股权奖励相关的成本,在我们和EPCO的其他关联公司之间根据每位高管在任何财政年度花在我们综合业务上的估计时间进行分配。这些百分比至少每季度重新评估一次。
除Fowler先生和Nelly先生外,在截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度内,我们每一位被任命的高管都将所有时间投入到我们的综合业务中。在这三年期间,福勒先生将大约75%的时间用于我们的合并业务,其余时间分配给EPCO及其私人持股附属公司。平均而言,在这三年期间,Nelly先生将大约97.5%的时间用于我们的合并业务,其余时间分配给EPCO及其私人持股附属公司。
2022财年基于股权的奖励的授予
下表列出了2022年每一次授予一名指定高管的股权奖励的信息,我们将根据ASA按比例分配我们的相关费用份额。
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格兰特 |
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约会集市 |
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的价值 |
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估计的未来支出 |
股权- |
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|
股权激励计划奖 |
基座 |
|
格兰特 |
阀值 |
目标 |
极大值 |
奖项 |
奖励类型/指定的执行干事 |
日期 |
(#) |
(#) |
(#) |
($) (1) |
幻影单位奖:(2) |
|
|
|
|
|
A.詹姆斯·蒂格 |
2/08/22 |
– |
265,000 |
– |
$ 6,386,500 |
W·兰德尔·福勒 |
2/08/22 |
– |
265,000 |
– |
4,789,875 |
格雷厄姆·W·培根 |
2/08/22 |
– |
95,000 |
– |
2,289,500 |
布伦特·B·秘密 |
2/08/22 |
– |
95,000 |
– |
2,289,500 |
克里斯蒂安·M·内利 |
2/08/22 |
– |
85,000 |
– |
1,997,288 |
(1) |
所列金额反映授予日可分配给我们的公允价值部分,根据2022年期间每位被任命的高管在我们综合业务活动上花费的时间估计百分比。根据目前的拨款,我们估计,随着时间的推移,我们为每个被任命的执行干事记录的与这些奖励有关的薪酬支出将等于这些金额。 |
(2) |
幻影单位奖的授予日期公允价值部分基于我们共同单位在2022年2月8日的收盘价24.10美元/单位。 |
上表所列公允价值金额是基于管理层所作的某些假设和考虑。有关这些假设和注意事项的信息,请参阅注意13本年度报告第二部分第8项下所列合并财务报表附注。
2008年企业产品长期激励计划(第四修正案和重述)(“2008计划”)规定,对EPCO的关键员工以及为我们或我们的关联公司履行管理、行政或运营职能的非员工董事和顾问进行奖励。根据“2008年计划”授予的奖励可以是虚拟单位、DERS、受限共同单位、单位选择权、单位增值权和其他单位奖励或替代奖励。关于根据2008年计划核准发放的共同单位数目的资料,见“根据股权补偿计划获授权发行的证券“在本年度报告第三部分第12项下。
幻影单位奖
影子单位奖励允许接受者在规定的归属期到期后获得我们的公共单位(除了履行服务和其他条件外,接受者不需要支付任何费用),但必须遵守惯例没收条款。幻影单位奖励一般在授予日期后一年开始按每年25%的比率授予。每个幻影单位奖励都包括一个汇接器,它使持有者有权获得不可没收的现金支付,该现金支付等于参与者未获得的幻影单位奖励数量与支付给我们的普通单位持有人的每个普通单位的现金分配的乘积。
2022年股权奖励的归属
下表列出了在截至2022年12月31日的年度内,向我们指定的高管授予幻影单位奖励和利润利息奖励的情况。这些金额是按毛额列报,并不反映根据《会计准则》分配给关联公司的任何补偿。
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单位奖 |
|
数量 |
|
|
单位 |
价值 |
|
收购日期 |
在以下日期实现 |
|
归属 |
归属 |
被任命为首席执行官 |
(#) (1) |
($) |
A.詹姆斯·蒂格: |
|
|
幻影单位奖的归属(2) |
211,900 |
$ 5,083,481 |
W·兰德尔·福勒: |
|
|
幻影单位奖的归属(2) |
196,775 |
$ 4,720,632 |
格雷厄姆·W·培根: |
|
|
幻影单位奖的归属(2) |
84,500 |
$ 2,027,155 |
布伦特·B·秘密: |
|
|
幻影单位奖的归属(2) |
66,250 |
$ 1,589,338 |
克里斯蒂安·M·耐利: |
|
|
幻影单位奖的归属(2) |
41,250 |
$ 989,588 |
(1) |
表示在虚拟单位和利润利息奖励归属时获得的合伙企业公用单位总数,在对关联预扣税进行调整之前。 |
(2) |
虚拟单位奖励归属时实现的价值,其方法是将合伙企业共有单位总数乘以我们共有单位在归属之日的收盘价。 |
2022年12月31日杰出的基于股权的奖励
以下信息汇总了每个被任命的高管在2022年12月31日尚未支付的长期激励奖励。这些金额是按毛额列报,并不反映根据《会计准则》分配给关联公司的任何补偿。
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单位奖 |
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|
|
市场 |
|
|
数 |
价值 |
|
|
单位数 |
单位数 |
|
|
他们有 |
他们有 |
|
|
未归属 |
未归属 |
奖励类型/指定的执行干事 |
|
(#) (1) |
($) (2,3) |
幻影单位奖:(4) |
|
|
|
A.詹姆斯·蒂格 |
|
617,500 |
$ 14,894,100 |
W·兰德尔·福勒 |
|
609,000 |
14,689,080 |
格雷厄姆·W·培根 |
|
232,500 |
5,607,900 |
布伦特·B·秘密 |
|
222,500 |
5,366,700 |
克里斯蒂安·M·内利 |
|
174,250 |
4,202,910 |
|
|
|
|
利润利息奖励: |
|
|
|
格雷厄姆·W·培根: |
|
|
|
EPD IV (5) |
|
– |
$ – |
布伦特·B·秘密: |
|
|
|
EPD IV (5) |
|
– |
– |
克里斯蒂安·M·耐利: |
|
|
|
EPD IV (5) |
|
– |
– |
(1) |
表示每个指定的高管未完成的虚拟单位奖励总数。 |
(2) |
关于虚构单位奖励的金额,市值的计算方法是将被点名的执行干事未获奖励的总数乘以合伙企业共同单位在2022年12月30日(2022年最后一个交易日)的收盘价每单位24.12美元。 |
(3) |
关于利润利息奖励的金额,金额是指根据合伙企业共同单位在2022年12月30日的收盘价和适用的员工合伙协议中概述的清算条款,被任命的高管将收到的估计清算价值。由于各雇员合伙企业自成立之日起所拥有的合伙企业共同单位的市值下降,故于任何雇员合伙企业中并无剩余利润权益。 |
(4) |
在表中列出的1 855 750个幻影单位奖中,授予时间表如下:2023年697 750个;2024年562 500个;2025年394 250个;2026年201 250个。 |
(5) |
关于环境保护署IV,培根先生、斯凯斯特先生和奈利先生于2022年12月31日持有的利润权益份额分别约为5.78%、4.62%和2.89%。第四期环境保护署的预计归属日期为2023年12月。 |
幻影单位奖
有关虚拟单位奖励的说明,请参阅“2022财年基于股权的奖励的授予“在本项目11范围内。
利润利息奖励
有关利润利息奖励的说明,请参阅本年报第II部分第8项下的综合财务报表附注13。
终止或控制权变更时的潜在付款
被点名的执行干事中没有一人有任何雇佣协议要求支付解雇或遣散费,或规定在Enterprise GP控制权发生变化时支付任何款项。
在控制权变更时,根据员工合伙关系授予的利润利息奖励可能会加快。此外,根据EPCO的长期激励计划,基于股权的奖励的授予在符合条件的终止时可能会加快,包括在Enterprise GP控制权变更后终止。此类裁决下的符合资格的终止一般指作为EPCO的员工或关联集团成员的终止(I)死亡后,(Ii)符合资格的长期残疾,(Iii)符合资格的退休,或(Iv)控制权变更后一年内的终止,但因原因或以正当理由终止不是符合资格的终止(该等术语在基本计划文件中定义)除外。
这些裁决下的“控制权变更”通常被定义为指丹·L·邓肯的后代、继承人和/或受遗赠人和/或为他们的利益而设立的信托(包括但不限于一个或多个有表决权的信托)集体、直接或间接地停止控制我们的普通合伙人。邓肯于2010年3月去世。
EPCO已与Fowler、Bacon、Secrest和Nelly先生各自签订了未完成的留任奖金协议,这些协议描述如下:薪酬问题的探讨与分析“在本第三部分第11项中,这些协议规定,如果任何此类人员在其适用的保留期结束前因特定原因而非自愿终止雇用,包括死亡、残疾或被EPCO终止雇用,则该人将获得(或在其死亡的情况下,其指定受益人将获得)相当于其适用保留金的按比例数额的现金付款(如上所述)。根据他在适用的保留期内在该保留期的总天数内受雇的天数确定(以在终止日期前满足绩效要求为条件)。
薪酬委员会报告
我们没有单独的薪酬委员会。此外,我们不直接雇用或补偿我们指定的高管。相反,根据美国会计准则,我们向EPCO报销我们高管的薪酬。正如《薪酬讨论与分析》中所述,关于我们提名的2022年高管薪酬的决定是由EPCO和Enterprise GP的联席首席执行官、首席财务官和IPA小组委员会酌情做出的。
有鉴于此,董事会已审阅及与管理层讨论上述薪酬讨论及分析,并决定将其纳入截至2022年12月31日止年度的本年度报告。
提交人:兰达·邓肯·威廉姆斯
理查德·H·巴赫曼
A.詹姆斯·蒂格
W·兰德尔·福勒
卡林·M·巴思
Murray E.Brasseux
丽贝卡·G·福洛威尔
詹姆斯·T·哈克特
威廉·C·蒙哥马利
约翰·R·卢瑟福
哈里·P·韦策尔
尽管根据修订后的《证券法》或修订后的《证券交易法》提交的任何以前的文件中有任何相反的规定,包括本年度报告在内的未来文件的全部或部分内容,上述薪酬委员会报告不得通过引用纳入任何此类文件中。
薪酬委员会联锁与内部人参与
于截至2022年12月31日止年度内,并无Enterprise GP的董事或行政人员担任另一实体的薪酬委员会成员,而该实体有或曾有行政人员担任本公司董事会成员。如前所述,我们没有单独的薪酬委员会。正如《薪酬讨论与分析》中所述,关于我们提名的2022年高管薪酬的决定是由EPCO和Enterprise GP的联席首席执行官、首席财务官和IPA小组委员会酌情做出的。
薪酬比率披露
除我们的联席行政总裁外,EPCO所有雇员的年薪中位数为$126,301截至2022年12月31日的年度(“2022年财政年度总薪酬中位数”)。蒂格先生和福勒先生在截至2022年12月31日的一年中担任Enterprise GP的联席首席执行官。蒂格先生2022财年的总薪酬为17,353,813 福勒先生2022财年分配给我们的总薪酬为9,243,739。2022财年总薪酬中值与蒂格先生2022财年总薪酬的比率为137:1.2022财年总薪酬中值与福勒先生2022财年总薪酬的比率为73:1.
2022财年总薪酬中值确定如下:
|
• |
首先,编制了一份EPCO所有在职员工的名单,不包括蒂格先生、福勒先生和那些长期残疾的员工,他们将全部或大部分时间投入到我们合并的业务和事务中。这份榜单基于截至2022年12月31日的员工信息。大约有几个7,300花费全部或大部分时间从事我们业务的EPCO人员。 |
|
• |
第二,不包括蒂格先生、福勒先生和长期伤残人士在内的埃普科在职雇员的基本工资数据是从提供给国税局的2022财政年度W-2表格资料中摘录的。然后对这些信息进行分类,并从列表中选择获得中位数薪酬的雇员(“中位数雇员”)。 |
|
• |
第三,一旦选定了雇员的中位数,就按照本第三部分第11项中的补偿表中所列的确定蒂格先生和福勒先生2022年年度报酬总额所用的相同方法,确定其各自的2022年年度报酬总额。 |
董事薪酬
在截至2022年12月31日的年度内,Enterprise GP的每位独立投票权董事获得以下薪酬:
|
• |
每年90000美元的现金预留金和公允市场价值为90000美元的伙伴关系共同单位的年度赠款,其依据是这些共同单位在授予日之前的前一个交易日的收盘价; |
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• |
每次出席董事会会议(季度董事会会议除外)的现金费用为2500美元; |
|
• |
出席该董事为成员的委员会或小组委员会的每次会议(与(I)董事会会议及/或(Ii)该董事为成员的委员会或小组委员会的前一次会议在同一天举行的任何委员会或小组委员会会议除外)的每次会议现金费用为2,500美元; |
|
• |
如果该个人担任审计和冲突委员会主席,每年额外支付25000美元的现金聘用费;以及 |
|
• |
如果该个人担任治理委员会主席,则每年额外支付2万美元的现金预付金。 |
2023年独立投票权董事的薪酬计划预计将与2022年相同。
我们承担与Enterprise GP独立投票权董事薪酬相关的所有费用。下表汇总了2022年支付给这些董事的薪酬:
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赚取的费用 |
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的价值 |
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或已支付 |
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以股权为基础 |
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在现金中 |
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奖项 |
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总计 |
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独立投票董事 |
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($) |
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|
($) |
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|
($) |
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卡林·M·巴思 |
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$ |
97,500 |
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|
$ |
90,000 |
|
|
$ |
187,500 |
|
Murray E.Brasseux |
|
|
115,000 |
|
|
|
90,000 |
|
|
|
205,000 |
|
詹姆斯·T·哈克特(1) |
|
|
117,500 |
|
|
|
90,000 |
|
|
|
207,500 |
|
威廉·C·蒙哥马利(2) |
|
|
140,000 |
|
|
|
90,000 |
|
|
|
230,000 |
|
约翰·R·卢瑟福 |
|
|
112,500 |
|
|
|
90,000 |
|
|
|
202,500 |
|
理查德·S·斯内尔(3) |
|
|
112,500 |
|
|
|
90,000 |
|
|
|
202,500 |
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(1) |
哈克特是治理委员会的主席。 |
(2) |
蒙哥马利先生担任审计和冲突委员会主席。 |
(3) |
斯内尔在2022年担任董事的独立投票人和审计与冲突委员会成员。他没有再次当选为2023年董事会成员,但于2023年1月被任命为董事顾问。 |
史密斯在2022年为董事提供咨询服务,获得了15万美元现金。安德拉斯在2022年以董事名誉会员的身份提供服务,获得了2万美元的现金奖励。我们和Enterprise GP都不会为EPCO员工作为Enterprise GP有投票权董事的服务提供额外补偿。2022年担任Enterprise GP投票董事的EPCO员工是邓肯·威廉姆斯和巴赫曼、蒂格、福勒和魏策尔。
项目12.某些受益所有人的担保所有权和
管理和相关的单位持有人事宜。
某些实益拥有人的担保所有权
下表列出了截至2023年2月18日,Enterprise GP已知的受益拥有我们有限合伙人单位5%以上股份的每个人的某些信息:
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金额和 |
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性质: |
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姓名和地址 |
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有益的 |
百分比 |
实益拥有人的 |
班级名称 |
所有权 |
属于班级 |
兰达·邓肯·威廉姆斯(1) |
公共单位 |
702,644,187 |
32.4% |
路易斯安那街1100号,10号这是地板 |
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|
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德克萨斯州休斯顿,邮编77002 |
|
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(1) |
关于邓肯·威廉姆斯女士对该伙伴关系共同单位的全部实益所有权的详细所有权金额清单,见下一节中的表格。管理层的安全所有权,“在本部III内,第12项。 |
邓肯·威廉姆斯女士是DD LLC受托人和EPCO受托人。邓肯·威廉姆斯女士目前也是埃普科公司的董事长和董事的董事以及Enterprise GP的董事会主席和董事的董事。邓肯·威廉姆斯女士放弃对EPCO受托人实益拥有的有限合伙人单位的实益所有权,但她在该等单位中的投票权和处置权益除外。
管理层的安全所有权
下表列出了截至2023年2月18日(I)Enterprise GP现任董事;(Ii)我们2022年被任命的高管;以及(Iii)Enterprise GP现任董事和高管(包括被任命的高管)作为一个整体的合伙企业共同单位的实益所有权的某些信息。所有实益拥有权资料均由各董事及行政人员提供。除非另有说明,每个人对所显示的证券都有单独的投票权和处置权。
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金额和 |
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职位: |
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性质: |
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企业全科医生 |
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有益的 |
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百分比 |
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2023年2月18日 |
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所有权 |
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班级 |
兰达·邓肯·威廉姆斯: |
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董事与董事会主席 |
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由EPCO投票信托控制的单位: |
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通过EPCO |
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74,754,703 |
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3.4% |
通过EPCO控股公司。 |
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597,110,600 |
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27.5% |
通过员工合作伙伴关系 |
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8,000,000 |
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* |
由Alkek和Williams,Ltd.控制的单位。 |
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527,939 |
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* |
由Chaswil,Ltd.控制的单位。 |
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87,859 |
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* |
家族信托控制的单位(1) |
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21,540,424 |
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* |
个人拥有的单位(2) |
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622,662 |
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* |
兰达·邓肯·威廉姆斯的总成绩 |
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702,644,187 |
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32.4% |
*表示受益拥有班级不到1%的股份 |
(1) |
为邓肯·威廉姆斯女士提供的共有单位数量包括由家族信托基金持有的共有单位,邓肯·威廉姆斯是该信托基金的实体受托人,但她放弃实益所有权(但她在其中的金钱利益除外)。 |
(2) |
为邓肯·威廉姆斯女士提供的共有单位数量包括9,090个由其配偶持有的共有单位和4,040个与其配偶共同持有的共有单位。 |
EPCO及其私人持股附属公司已抵押了92,976,464个我们共同的单位,作为其信贷安排下的抵押品。这些信贷安排包括关于潜在违约事件的惯例规定。因此,如果最终发生违约事件,这些单位的所有权可能会发生变化。
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公共单位 |
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金额和 |
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职位: |
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性质: |
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企业全科医生 |
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有益的 |
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百分比 |
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2023年2月18日 |
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所有权 |
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班级 |
理查德·H·巴赫曼(1) |
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董事与董事会副主席 |
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1,817,928 |
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* |
A.詹姆斯·蒂格(2,3) |
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董事和联席首席执行官 |
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2,591,496 |
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* |
W·兰德尔·福勒(2,4) |
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董事联席首席执行官兼首席财务官 |
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1,977,138 |
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* |
卡琳·M·巴思(5) |
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董事 |
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98,308 |
|
* |
穆雷·E·布拉索(6) |
|
董事 |
|
35,605 |
|
* |
丽贝卡·G·福洛威尔(7) |
|
董事 |
|
4,682 |
|
* |
詹姆斯·T·哈克特(8) |
|
董事 |
|
287,419 |
|
* |
威廉·C·蒙哥马利 |
|
董事 |
|
64,758 |
|
* |
约翰·R·卢瑟福 |
|
董事 |
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127,423 |
|
* |
哈里·P·韦策尔 |
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董事和常务副秘书长兼总法律顾问总裁 |
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191,621 |
|
* |
格雷厄姆·W·培根(2) |
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常务副秘书长总裁和 首席运营官 |
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480,691 |
|
* |
布伦特·B·斯克里斯特(2) |
|
常务副秘书长总裁和 首席商务官 |
|
238,665 |
|
* |
克里斯蒂安·M·耐利(2) |
|
总裁常务副总裁-财务和 可持续发展与财务主管 |
|
155,809 |
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* |
企业全科医生的所有董事和高级管理人员(包括所有指定的高级管理人员),作为一个群体(共15人) |
|
|
|
710,887,822 |
|
32.7% |
*表示受益拥有班级不到1%的股份 |
(1) |
为巴赫曼先生提供的共有单位数包括其配偶持有的9,588个共有单位。 |
(2) |
这些人被任命为截至2022年12月31日的年度的执行干事。 |
(3) |
提交给蒂格先生的共有单位数目包括:(1)由信托基金持有的66,746个共有单位;(2)由其配偶持有的41,155个共有单位;(3)由未成年子女持有的3 650个共同单位。 |
(4) |
为Fowler先生提供的共有单位数量包括(1)由家庭有限合伙企业持有的708,419个共有单位(他已放弃对该合伙企业的实益所有权,但其金钱利益除外)和(2)由其配偶持有的2,339个共有单位。 |
(5) |
为Barth女士提供的共有单位数量包括为其父母的利益持有的19,050个共有单位(她放弃了对这些单位的实益所有权,但她的金钱利益除外)。 |
(6) |
为Brasseux先生提供的共有单位数包括其配偶持有的2,882个共有单位。 |
(7) |
为Followill夫人提供的共有单位数量包括为其岳母的利益持有的1,200个共有单位(她放弃了对这些单位的实益所有权,但她的金钱利益除外)。 |
(8) |
为哈克特先生提供的共有单位数量包括(1)由家族信托基金持有的9,661个共有单位和(2)由家庭有限合伙企业持有的33,000个共有单位。 |
股权所有权指导方针
为了进一步使企业GP董事和高管的利益和行动与我们的长远利益以及企业GP和其他单位持有人的利益相一致,董事会通过并批准了一些针对企业GP董事和高管的股权指引。根据这些指导方针:
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• |
企业GP的每个非管理层董事必须拥有我们的共同单位,其总价值(定义见准则)是该非管理层董事最近完成的历年在董事会服务的年度现金预留金总额的三倍;以及 |
|
• |
Enterprise GP的每位高管必须拥有我们的共同单位,其总价值(定义见准则)为该高管最近完成的日历年度的年度基本工资总额的三倍。 |
根据股权补偿计划获授权发行的证券
2008年企业产品长期激励计划(到目前为止已修订和重申的“2008计划”)是埃普科唯一的长期激励计划,根据该计划,我们的共同单位已被授权发行。2008年计划规定授予我们的共同单位,以及授予我们的非管理董事以及为我们提供服务的EPCO及其附属公司的顾问和员工的其他权利。2008年计划下的奖励可采用虚拟单位、DER、单位期权、受限共同单位、统一资源分配、单位奖励和其他单位奖励或替代奖励的形式。
下表列出了截至2023年1月1日有关2008年计划的某些信息。
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数量 |
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单位 |
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剩余 |
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适用于 |
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数量 |
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未来发行 |
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目标单位 |
加权的- |
在公平条件下 |
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被发布 |
平均值 |
补偿 |
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在锻炼时 |
行权价格 |
图则(不包括 |
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杰出的 |
杰出的 |
证券 |
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公共单位 |
公共单位 |
反映在 |
计划类别 |
选项 |
选项 |
(A)栏) |
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(a) |
(b) |
(c) |
单位持有人批准的股权补偿计划: |
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2008 Plan (1) |
– |
– |
115,360,224 |
未经单位持有人批准的股权补偿计划: |
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无 |
– |
– |
– |
股权薪酬计划合计 |
– |
– |
115,360,224 |
(1) |
2022年11月22日,该伙伴关系的单位持有人批准了2008年计划的第四次修正和重述,将核准发行的共同单位总数增加了1亿个。截至2022年12月31日,根据2008年计划核准发放的共同单位总数为1.65亿个共同单位。 |
第13项某些关系和相关交易,
和董事的独立性。
某些关系和相关交易
我们相信,我们的关联方协议的条款和条款对我们是公平的;然而,该等协议和交易可能不像我们从非关联第三方获得的那样对我们有利。
有关吾等关联方交易的其他资料载于本年报第II部分第8项下的综合财务报表附注15,并以参考方式并入本第III部分第13项。
审查和批准与关联方的交易
吾等认为,吾等与吾等的附属公司及未合并联营公司与吾等的行政人员及董事(或其直系亲属)、Enterprise GP或其关联公司(包括由DD LLC受托人或EPCO受托人拥有或控制的其他公司)之间的交易为关联方交易。如下所述,我们的合伙协议规定了一般程序,关联方交易和利益冲突可由Enterprise GP或其审计和冲突委员会批准或解决。此外,审计和冲突委员会章程、Enterprise GP的书面内部审查和批准政策和程序(称为“管理授权政策”)以及修订和重述的具有EPCO的ASA涉及特定类型的关联方交易,如下所述。
我们的审计和冲突委员会由三名独立董事组成:Followill夫人以及Brasseux和Montgomery先生。审计和冲突委员会根据其章程审查和批准关联方交易:
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• |
根据我们的合伙协议或Enterprise GP的有限责任公司协议,此类协议可能会不时修改,包括但不限于为了获得“特别批准”(如下所述); |
|
• |
企业GP或我们的任何子公司的高级职员或董事,或该高级职员或董事的直系亲属拥有对该高级职员、董事或直系亲属(视情况而定)而言在财务上至关重要的权益,或以其他方式指名方; |
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• |
按照《纽约证券交易所上市公司手册》规则314.00的规定,并在其规定的范围内; |
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• |
价值500万美元或以上(除非此类交易等同于与第三方的公平交易);或 |
Enterprise GP的管理授权政策一般要求董事会批准资产购买或出售交易,只要此类交易的价值超过10亿美元,以及资本投资的价值超过5亿美元。如果任何此类交易也是关联方交易,则通常还需要审计和冲突委员会根据其章程进行审查。
如前所述,我们的所有管理、行政和运营职能均由EPCO的员工(根据行政服务协议或ASA)或其他服务提供商执行。ASA管辖我们、Enterprise GP和EPCO及其附属公司之间的许多日常交易,包括EPCO向我们提供行政和其他服务,以及我们向EPCO偿还这些服务的成本,而不加价或折扣。审计与冲突委员会对《审计准则》进行了审查、批准并向董事会提出了建议,董事会在收到此类建议后也予以批准。
不在美国会计准则范围内且未经审计和冲突委员会审查的关联方交易应受Enterprise GP的管理授权政策的约束。这项政策适用于关联方交易以及与第三方的交易,为我们的普通合伙人高级管理人员和董事会授权各种类别的交易,包括购买和销售资产、商业和金融交易以及法律协议规定了门槛。
审计和冲突委员会审查的伙伴关系协定标准
根据我们的合伙协议,只要Enterprise GP或其任何关联公司与我们、我们的任何子公司或任何合作伙伴之间存在或产生潜在的利益冲突,另一方面,Enterprise GP或其关联公司关于此类利益冲突的任何解决方案或行动都是我们有限合伙人允许并被视为批准的,并且不会构成违反我们的合伙协议或该协议预期的任何协议,或法律或衡平法规定或暗示的任何义务,如果该解决方案或行动方案或行动被认为对我们是公平合理的;但任何利益冲突及该等利益冲突的任何解决方案如经(I)审核与冲突委员会多数成员批准(即“特别批准”)或(Ii)按客观证明不低于一般提供予第三方或可从第三方获得的条款而对吾等有利,则该等利益冲突或解决方案将最终被视为对吾等公平合理。
审计和冲突委员会(与其特别核准程序有关)在解决利益冲突时可考虑下列事项:
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• |
这种冲突、协议、交易或情况的任何一方的相对利益以及与这种利益相关的利益和负担; |
|
• |
当事人之间关系的总和(包括可能对我们特别有利或有利的其他交易); |
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• |
任何习惯或公认的行业惯例以及与某一特定当事人的任何习惯或历史交易; |
|
• |
有关各方的相对资本成本,以及该等各方股权持有人的相应回报率;及 |
|
• |
审计和冲突委员会在有关情况下完全酌情确定的相关、合理或适当的其他因素。 |
审计和冲突委员会对某一特定交易的审查和工作水平因交易的性质和审计和冲突委员会的义务范围而异。审计和冲突委员会在其认为适当的情况下可在审查交易的过程中履行的职能包括但不限于:
|
• |
审查拟议交易的条款和条件,包括对价和融资要求(如有); |
|
• |
评估交易对我们的经营结果、财务状况、可供分配的现金、财产或前景的影响; |
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• |
进行尽职调查,包括与管理层和其他代表面谈和讨论,审查管理层和其他代表的交易材料和调查结果; |
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• |
聘请第三方财务顾问提供财务建议和协助,如有要求,包括公平意见; |
|
• |
评估和谈判交易,并根据情况建议批准或批准交易。 |
我们的伙伴关系协议中没有任何内容要求审计和冲突委员会考虑除我们之外的任何一方的利益。在审计与冲突委员会或我们的普通合伙人不诚实行事的情况下,审计与冲突委员会或我们的普通合伙人就该事项作出、采取或提供(包括给予特别批准)的决议、行动或条款将被视为最终决定并对所有人(包括我们的所有有限合伙人)具有约束力,不构成违反我们的合伙协议或由此预期的任何其他协议,或违反我们的合伙协议或特拉华州修订的统一有限合伙企业法或任何其他法律、规则或法规规定的任何谨慎或责任标准。我们的合伙协议规定,我们推定审计与冲突委员会或我们的普通合伙人做出、采取或提供的决议、行动或条款不是出于恶意做出、采取或提供的,在任何有限合伙人或由或代表该有限合伙人或任何其他有限合伙人或我们对该等决议、行动或条款提出质疑的任何诉讼中,提起或起诉该诉讼的人将有责任推翻该推定。
董事独立自主
审计及冲突委员会现任成员Followill女士及Brasseux先生及Montgomery先生,以及管治委员会现任成员Barth女士及Hackett先生及Rutherford先生已根据适用的纽约证券交易所上市标准及美国证券交易委员会规则被确定为独立。有关本局适用的独立性标准及本局在作出独立决定时所考虑的因素的讨论,请参阅“伙伴关系治理“列入本年度报告第三部分第10项下。
其他事项
蒂格先生的直系亲属是代表我们提供服务的EPCO的雇员。此人不担任Enterprise GP、EPCO或其任何附属公司的高管,此人的薪酬和其他雇用条件是根据EPCO的人力资源政策确定的。2022年,这个人从EPCO那里获得了87万美元的总薪酬。
项目14.首席会计师费用和服务
经Enterprise GP审计与冲突委员会批准,我们已聘请德勤会计师事务所、德勤会计师事务所的成员事务所及其各自的关联公司(统称为“德勤会计师事务所”)作为我们的独立注册会计师事务所和主要会计师事务所。下表汇总了Deloitte&Touche在提交的每一年中向我们开出的账单金额:
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截至12月31日止年度, |
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2022 |
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2021 |
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审计费(1) |
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$ |
5,398,000 |
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$ |
4,841,797 |
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(1) |
2022年和2021年的审计费用分别包括由业务伙伴报销的审计相关项目费用40 000美元和30 000美元。 |
如上表所示,“审计费”指每年与(I)德勤提交的综合财务报表的年度审计及相关财务报告的内部控制,(Ii)按季度审核我们的综合财务报表(Form 10-Q),(Iii)对综合子公司的独立年度审计,及(Iv)德勤就提交予我们的法定及监管文件或业务有关的通常由德勤提供的服务,包括慰问函、同意书及其他与“美国证券交易委员会”事宜相关的服务而收取的费用。在过去的两年里,我们没有聘请德勤为我们提供任何其他服务。我们被禁止使用德勤会计师事务所为我们执行一般簿记、人力资源或管理职能,以及PCAOB不允许的任何其他服务。
关于其监督责任,审计和冲突委员会对德勤会计师事务所提供的任何服务采取了预先核准政策。前置审批政策包括四个主要服务类别:审计、审计相关、税务和其他。当需要德勤的服务时,管理层和德勤与审计和冲突委员会讨论拟议的工作。这些讨论通常涉及该项目的理由、要开展的工作的范围以及德勤为这类工作收取的费用估计数。审计和冲突委员会与管理层和德勤讨论这项请求,如果德勤认为这项工作是必要和适当的,则批准该请求,但须遵守费用估计数(最初的“预先批准”的费用金额)。如果在以后的日期,初步预先核准的费用数额似乎不足以完成工作,管理层和德勤会计师事务所必须向审计和冲突委员会提交补充请求,要求增加核准的数额,并说明增加的原因。根据预先批准的政策,管理层不能自行批准超出预先批准的金额的德勤服务支出。审计和冲突委员会每季度收到一份明细表,将每种主要服务类别的预先核定数额与每种服务的实际收费进行比较。我们认为,审计和冲突委员会的预批准程序保持了德勤会计师事务所独立于管理层的独立性。
第四部分
项目15.证物和财务报表附表
以下文件作为本年度报告的一部分存档:
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(1) |
财务报表:见“合并财务报表索引“从本年度报告的F-1页开始,用于本报告所包括的财务报表。 |
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(2) |
财务报表明细表:财务报表明细表的单独归档已被省略,因为此类明细表要么不适用,要么要求的信息出现在我们的合并财务报表的脚注中。 |
展品编号 |
展品* |
2.1 |
合并协议,日期为2003年12月15日,由Enterprise Products Partners L.P.、Enterprise Products GP,LLC、Enterprise Products Management LLC、GulfTerra Energy Partners,L.P.和GulfTerra Energy Company,L.L.C.签署(合并内容参考2003年12月15日提交的8-K表格附件2.1)。 |
2.2 |
合并协议的第1号修正案,日期为2004年8月31日,由Enterprise Products Partners L.P.、Enterprise Products GP,LLC、Enterprise Products Management LLC、GulfTerra Energy Partners,L.P.和GulfTerra Energy Company,L.L.C.(通过引用附件2.1合并为2004年9月7日提交的8-K表格)。 |
2.3 |
母公司协议,日期为2003年12月15日,由Enterprise Products Partners L.P.、Enterprise Products GP,LLC、Enterprise Products GTM,LLC、El Paso Corporation、Sabine River Investors I,L.L.C.、Sabine River Investors II,L.L.C.、ElPaso EPN Investments,L.L.C.和GulfTerra GP Holding Company签订(通过引用附件2.2合并为2003年12月15日提交的8-K表格)。 |
2.4 |
对母公司协议的第1号修正案,日期为2004年4月19日,由Enterprise Products Partners L.P.、Enterprise Products GP,LLC、Enterprise Products GTM,LLC、ElPaso Corporation、Sabine River Investors I,L.L.C.、Sabine River Investors II,L.L.C.、ElPaso EPN Investments,L.L.C.和GulfTerra GP Holding Company(通过引用附件2.1合并为2004年4月21日提交的8-K表格)签署。 |
2.5 |
由埃尔帕索公司、埃尔帕索现场服务管理公司、埃尔帕索输电公司、埃尔帕索现场服务控股公司和企业产品公司之间签订的、日期为2003年12月15日的购销协议(天然气工厂)(通过引用附件2.4并入,形成2003年12月15日提交的8-K表格)。 |
2.6 |
合并协议和计划,日期为2009年6月28日,由Enterprise Products Partners L.P.、Enterprise Products GP,LLC、Enterprise Sub B LLC、TEPPCO Partners,L.P.和德克萨斯东部产品管道公司LLC(通过引用2009年6月29日提交的表2.1至Form 8-K合并而成)。 |
2.7 |
合并协议和计划,日期为2009年6月28日,由Enterprise Products Partners L.P.、Enterprise Products GP,LLC、Enterprise Sub A LLC、TEPPCO Partners,L.P.和德克萨斯东部产品管道公司LLC(通过参考2009年6月29日提交的8-K表格中的附件2.2合并而成)。 |
2.8 |
合并协议和计划,日期为2010年9月3日,由Enterprise Products Partners L.P.、Enterprise Products GP,LLC、Enterprise ETE LLC、Enterprise GP Holdings L.P.和EPE Holdings,LLC之间签署(通过引用附件2.1合并到2010年9月7日提交的8-K表格)。 |
2.9 |
合并协议和计划,日期为2010年9月3日,由Enterprise Products GP,LLC,Enterprise GP Holdings L.P.和EPE Holdings,LLC之间签署(通过参考2010年9月7日提交的8-K表格表2.2合并而成)。 |
2.10 |
由Enterprise Products Company和Enterprise Products Partners L.P.签署的、日期为2010年9月30日的出资协议(通过引用2010年10月1日提交的附件2.1至Form 8-K合并而成)。 |
2.11 |
合并协议和计划,日期为2011年4月28日,由Enterprise Products Partners L.P.、Enterprise Products Holdings LLC、EPD MergerCo LLC、Duncan Energy Partners L.P.和DEP Holdings,LLC之间签署(通过参考2011年4月29日提交的8-K表格合并而成)。 |
2.12 |
贡献和购买协议,日期为2014年10月1日,由Enterprise Products Partners L.P.、Oiltanking Holding America,Inc.和OTB Holdco,LLC之间签署(通过参考2014年10月1日提交的表2.1至Form 8-K合并而成)。 |
2.13 |
合并协议和计划,日期为2014年11月11日,由Enterprise Products Partners L.P.、Enterprise Products Holdings LLC、EPOT MergerCo LLC、Oiltanking Partners,L.P.和OTLP GP,LLC之间签署(通过引用2014年11月12日提交的表2.1至Form 8-K合并而成)。 |
2.14 |
截至2018年6月6日,Enterprise Products Partners L.P.、Oiltanking Holding America,Inc.、Enterprise Products Holdings LLC和Marquard&Babls,AG之间的出资和购买协议修正案1(通过引用附件2.2合并到2018年6月12日提交的8-K表格)。 |
3.1 |
企业产品合伙人有限合伙证书L.P.(2007年11月9日提交的表格10-Q参考附件3.6合并)。 |
3.2 |
2010年11月22日向特拉华州州务卿提交的《企业产品合伙人有限合伙企业证书修正案证书》(通过引用2010年11月23日提交的8-K表格中的附件3.6并入)。 |
3.3 |
第七次修订和重新签署的《企业产品合伙人有限合伙协议》,日期为2020年9月30日(通过引用附件3.1并入2020年10月1日提交的8-K表格)。 |
3.4 |
企业产品控股有限责任公司成立证书(前身为EPE控股有限责任公司)(通过引用附件3.3合并,形成S-1/A注册声明,REG。第333-124320号,由Enterprise GP Holdings L.P.于2005年7月22日提交)。 |
3.5 |
2010年11月22日提交给特拉华州国务卿的企业产品控股有限责任公司(前身为EPE Holdings,LLC)成立证书修正案证书(通过参考2010年11月23日提交的8-K表格的附件3.5合并而成)。 |
3.6 |
第五次修订和重新签署的企业产品控股有限公司有限责任公司协议于2011年9月7日生效(通过参考2011年9月8日提交的8-K表格的附件3.1合并而成)。 |
3.7 |
第五次修订和重新签署的企业产品控股有限责任公司有限责任公司协议第1号修正案,日期为2017年4月26日(通过引用2017年5月2日提交的表格8-K的附件3.1并入)。 |
3.8 |
第五次修订和重新签署的企业产品控股有限责任公司有限责任公司协议第2号修正案,日期为2019年11月6日(通过引用附件3.12并入2019年11月8日提交的Form 10-Q)。 |
3.9 |
第六次修订和重新签署的企业产品控股有限公司有限责任公司协议,日期为2022年8月9日(通过引用附件3.9合并到2022年8月9日提交的10-Q表格)。 |
3.10 |
2007年6月30日签署的《企业产品经营有限责任公司公司协议》(于2007年8月8日提交的10-Q表格中引用附件3.3合并)。 |
3.11 |
企业产品注册证书OLPGP,Inc.,日期为2003年12月3日(通过引用附件3.5并入以形成S-4注册声明,REG.第333-121665号,2004年12月27日提交)。 |
3.12 |
企业产品章程OLPGP,Inc.,日期为2003年12月8日(通过引用附件3.6合并以形成S-4注册声明,REG.第333-121665号,2004年12月27日提交)。 |
4.1 |
通用单位证书表格(参考2020年10月1日提交的附件3.1至表格8-K的附件A并入)。 |
4.2 |
根据1934年《证券交易法》第12节登记的注册人证券描述(通过引用附件4.2并入2020年2月28日提交的10-K表格)。 |
4.3 |
作为发行方、作为担保人的Enterprise Products Partners L.P.和作为受托人的First Union National Bank(通过引用2000年3月14日提交的8-K表格合并而成)中日期为2000年3月15日的契约。 |
4.4 |
第二补充契约,日期为2003年2月14日,在经营L.P.的企业产品公司中,作为发行者,Enterprise Products Partners L.P.作为担保人,Wachovia Bank,National Association作为受托人(通过引用2003年3月31日提交的10-K表格中的附件4.3合并)。 |
4.5 |
第三补充契约,日期为2007年6月30日,在运营L.P.的企业产品中,作为原始发行者,Enterprise Products Partners L.P.作为父担保人,Enterprise Products Operating LLC,作为新的发行者,以及美国银行全国协会作为继任受托人(通过引用附件4.55合并到2007年8月8日提交的10-Q表格)。 |
4.6 |
作为发行方的企业产品公司、作为母公司担保人的企业产品伙伴公司和作为受托人的全国富国银行协会(通过参考2004年10月6日提交的8-K表格中的附件4.1合并)中,于2004年10月4日签署的契约。 |
4.7 |
第四补充契约,日期为2004年10月4日,在经营L.P.的企业产品中,作为发行者,Enterprise Products Partners L.P.作为母公司担保人,Wells Fargo Bank,National Association作为受托人(通过引用2004年10月6日提交的8-K表格中的附件4.5合并)。 |
4.8 |
第六补充契约,日期为2005年3月2日,在经营L.P.的企业产品中,作为发行者,Enterprise Products Partners L.P.作为母公司担保人,Wells Fargo Bank,National Association作为受托人(通过引用2005年3月3日提交的8-K表格中的附件4.3合并)。 |
4.9 |
第十补充契约,日期为2007年6月30日,在经营L.P.的企业产品中,作为原始发行者,Enterprise Products Partners L.P.作为母担保人,Enterprise Products Operating LLC,作为新的发行者,以及Wells Fargo Bank,National Association,受托人(通过引用附件4.54合并为2007年8月8日提交的Form 10-Q)。 |
4.10 |
第16号补充契约,日期为2009年10月5日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴公司作为父担保人,富国银行全国协会作为受托人(通过参考2009年10月5日提交的8-K表格中的附件4.3合并)。 |
4.11 |
第17号补充契约,日期为2009年10月27日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴公司作为父担保人,富国银行全国协会作为受托人(通过参考2009年10月28日提交的8-K表格中的附件4.1合并)。 |
4.12 |
第18号补充契约,日期为2009年10月27日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴公司作为母公司担保人,富国银行全国协会作为受托人(通过参考2009年10月28日提交的8-K表格中的附件4.2合并)。 |
4.13 |
第19号补充契约,日期为2010年5月20日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴公司作为母公司担保人,富国银行全国协会作为受托人(通过参考2010年5月20日提交的8-K表格中的附件4.3合并)。 |
4.14 |
第二十次补充契约,日期为2011年1月13日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴L.P.作为父担保人,富国银行全国协会作为受托人(通过参考2011年1月13日提交的8-K表格中的附件4.3合并)。 |
4.15 |
第21份补充契约,日期为2011年8月24日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴公司作为母公司担保人,富国银行全国协会作为受托人(通过参考2011年8月24日提交的8-K表格中的附件4.3合并)。 |
4.16 |
第二十二次补充契约,日期为2012年2月15日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴公司作为母公司担保人,富国银行全国协会作为受托人(通过参考2012年5月10日提交的10-Q表格中的附件4.25合并)。 |
4.17 |
第23份补充契约,日期为2012年8月13日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴公司作为母公司担保人,富国银行全国协会作为受托人(通过参考2012年8月13日提交的8-K表格中的附件4.3合并)。 |
4.18 |
第24份补充契约,日期为2013年3月18日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴L.P.作为母担保人,富国银行全国协会作为受托人(通过参考2013年3月18日提交的8-K表格中的附件4.3合并)。 |
4.19 |
第二十五份补充契约,日期为2014年2月12日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴L.P.作为父担保人,富国银行全国协会作为受托人(通过参考2014年2月12日提交的8-K表格的附件4.3合并)。 |
4.20 |
第26份补充契约,日期为2014年10月14日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴公司作为母公司担保人,富国银行作为受托人(通过参考2014年10月14日提交的8-K表格中的附件4.4合并)。 |
4.21 |
第二十七份补充契约,日期为2015年5月7日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,作为母公司担保人的企业产品伙伴公司,作为受托人的全国协会富国银行 (通过引用附件4.3并入2015年5月7日提交的表格8-K)。 |
4.22 |
第二十八份补充契约,日期为2016年4月13日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴L.P.作为母担保人,富国银行作为受托人(通过参考2016年4月13日提交的8-K表格4.4合并)。 |
4.23 |
第29份补充契约,日期为2017年8月16日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,Enterprise Products Partners L.P.作为父担保人,富国银行作为受托人(通过参考2017年8月16日提交的表4.3至Form 8-K合并)。 |
4.24 |
第三十个补充契约,日期为2018年2月15日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴L.P.作为父担保人,富国银行作为受托人(通过引用附件4.4合并为2018年2月15日提交的8-K表格)。 |
4.25 |
第三十一份补充契约,日期为2018年2月15日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴L.P.作为母担保人,富国银行作为受托人(通过参考2018年2月15日提交的8-K表格中的附件4.3合并)。 |
4.26 |
第三十二份补充契约,日期为2018年10月11日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴L.P.作为母担保人,富国银行作为受托人(通过参考2018年10月11日提交的8-K表格中的附件4.3合并)。 |
4.27 |
第33份补充契约,日期为2019年7月8日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴L.P.作为母担保人,富国银行作为受托人(通过参考2019年7月8日提交的8-K表格中的附件4.3合并)。 |
4.28 |
第三十四份补充契约,日期为2020年1月15日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴公司作为母公司担保人,富国银行全国协会作为受托人(通过参考2020年1月15日提交的8-K表格中的附件4.3合并)。 |
4.29 |
第三十五份补充契约,日期为2020年8月7日,在经营企业产品有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴公司作为母公司担保人,富国银行作为受托人(通过参考2020年8月7日提交的8-K表格中的附件4.4合并)。 |
4.30 |
截至2021年9月15日,在经营企业产品的有限责任公司中,日期为2021年9月15日的第36份补充契约,作为发行者,企业产品合作伙伴公司作为父母担保人,富国银行全国协会作为原始受托人,美国银行全国协会作为系列受托人(通过引用附件4.3合并到2021年9月15日提交的8-K表格)。 |
4.31 |
第三十七份补充契约,日期为2023年1月10日,在经营企业产品的有限责任公司中,作为发行者,企业产品合作伙伴公司作为母担保人,美国银行信托公司作为系列受托人(通过引用附件4.4合并到2023年1月10日提交的8-K表格)。 |
4.32 |
本金为4.992亿美元的全球票据,本金为6.875%的B系列高级票据,2033年到期,并附担保(通过引用2003年3月31日提交的10-K表格附件A的附件A并入)。 |
4.33 |
全球票据格式,本金为3.5亿美元,本金为6.65%的B系列高级票据,2034年到期,并附担保(通过引用附件4.19并入,以形成S-3注册声明,REG。第333-123150号,2005年3月4日提交)。 |
4.34 |
本金2.5亿美元的全球票据表格,本金为5.75%的B系列高级票据,2035年到期,并附担保(通过参考2005年11月4日提交的10-Q表格中的附件4.32并入)。 |
4.35 |
全球票据表格,本金金额为6.0亿美元,2039年到期,票面利率为6.125的优先票据连同附带担保(通过参考2009年10月5日提交的8-K表格附件4.3的附件B并入)。 |
4.36 |
本金为3.996亿美元的全球票据,本金为7.55%,2038年到期,附担保(合并时参考2009年10月28日提交的8-K表格附件E附件E)。 |
4.37 |
全球票据表格,相当于2067年到期的次级票据本金2.858亿美元,附担保(通过参考2009年10月28日提交的8-K表格附件A并入附件4.2)。 |
4.38 |
全球票据表格,本金为6.00亿美元,2040年到期,票面利率为6.45%的优先票据,附担保(通过参考2010年5月20日提交的8-K表格附件C的附件C并入)。 |
4.39 |
全球票据格式,本金为7.5亿美元,2041年到期,本金为5.95%的优先票据,附担保(合并时参考2011年1月13日提交的8-K表格附件4.3的附件B)。 |
4.40 |
全球票据表格,本金为6.5亿美元,本金为4.05%,2022年到期,附担保(合并时参考2011年8月24日提交的8-K表格附件4.3附件A)。 |
4.41 |
全球票据表格,本金金额为6.0亿美元,2042年到期的5.70%优先票据连同附带担保(通过参考2011年8月24日提交的8-K表格附件B的附件B并入)。 |
4.42 |
全球票据表格,本金为7.5亿美元,本金为4.85%,2042年到期,附担保(通过参考2012年5月10日提交的10-Q表格附件A并入附件4.25)。 |
4.43 |
全球票据表格,本金金额为11亿美元,2043年到期,本金为4.45%的优先票据,附担保(通过参考2012年8月13日提交的8-K表格附件B附件B并入)。 |
4.44 |
全球票据表格,本金为12.5亿美元,本金为3.35%,2023年到期,附担保(通过参考2013年3月18日提交的8-K表格附件A并入附件4.3)。 |
4.45 |
全球票据表格,本金为10亿美元,本金为4.85%,2044年到期,附担保(通过参考2013年3月18日提交的8-K表格附件B并入)。 |
4.46 |
全球票据表格,本金为8.5亿美元,本金为3.90%的优先票据,2024年到期,并附担保(通过参考2014年2月12日提交的8-K表格附件A附件A并入)。 |
4.47 |
全球票据表格,本金为11.5亿美元,2045年到期,本金为5.10%的优先票据,附担保(通过参考2014年2月12日提交的8-K表格附件B并入附件4.3)。 |
4.48 |
全球票据表格,本金为11.5亿美元,2025年到期,本金为3.75%的优先票据,附担保(通过参考2014年10月14日提交的8-K表格附件B的附件B并入)。 |
4.49 |
全球票据表格,本金为4.0亿美元,2054年到期的4.95%优先票据,附担保(通过参考2014年10月14日提交的8-K表格附件C并入附件4.4)。 |
4.50 |
全球票据表格,本金为4.0亿美元,2044年到期,本金为4.85%的优先票据,附担保(通过参考2013年3月18日提交的8-K表格附件B的附件B并入)。 |
4.51 |
全球票据表格,本金为8.75亿美元,本金为3.70%,2026年到期,附担保(通过参考2015年5月7日提交的8-K表格表4.3的附件B并入)。 |
4.52 |
全球票据表格,本金为8.75亿美元,本金为4.90%,2046年到期,附担保(通过参考2015年5月7日提交的8-K表格附件C并入附件C)。 |
4.53 |
全球票据表格,本金为5.75亿美元,3.95%的优先票据将于2027年到期,并附担保(通过参考2016年4月13日提交的8-K表格的附件B并入附件4.4)。 |
4.54 |
全球票据表格,本金为1.00亿美元,本金为4.90%,2046年到期,附担保(通过参考2015年5月7日提交的8-K表格附件C并入附件C)。 |
4.55 |
全球票据表格,相当于2077年到期的次级票据D的本金金额7亿美元,并附担保(通过参考2017年8月16日提交的8-K表格附件A附件4.3并入)。 |
4.56 |
全球票据表格,相当于2077年到期的本金为10亿美元的次级票据E,附担保(通过参考2017年8月16日提交的8-K表格附件B至附件4.3并入)。 |
4.57 |
全球票据表格,本金为12.5亿美元,本金为4.25%,2048年到期,附担保(结合于2018年2月15日提交的8-K表格附件B至附件4.4)。 |
4.58 |
全球票据表格,相当于2078年到期的次级票据F的本金金额7亿美元,并附担保(通过参考2018年2月15日提交的8-K表格附件A附件4.3并入)。 |
4.59 |
全球票据表格,本金为7.5亿美元,本金为3.50%,2022年到期,附担保(结合于2018年10月11日提交的8-K表格附件4.3附件A)。 |
4.60 |
全球票据表格,本金为10,000,000美元,本金为4.15%,2028年到期,附担保(结合于2018年10月11日提交的8-K表格附件B至附件4.3)。 |
4.61 |
全球票据表格,本金为12.5亿美元,本金为4.80%,2049年到期,附担保(结合于2018年10月11日提交的8-K表格附件C附件C)。 |
4.62 |
全球票据表格,本金为12.5亿美元,2029年到期,本金为3.125%的优先票据,附担保(合并时参考2019年7月8日提交的8-K表格附件4.3的附件A)。 |
4.63 |
全球票据表格,本金为12.5亿美元,2050年到期,票面利率为4.200的优先票据,附担保(通过参考2019年7月8日提交的8-K表格附件B的附件B并入)。 |
4.64 |
全球票据格式,本金金额为10,000,000美元,本金为2.800%,2030年到期,附担保(结合于2020年1月15日提交的8-K表格附件4.3附件A)。 |
4.65 |
全球票据格式,本金金额为10,000,000美元,本金为3.700%,2051年到期,附担保(通过参考2020年1月15日提交的8-K表格附件B附件B并入)。 |
4.66 |
全球票据格式,本金金额为10,000,000美元,本金为3.950%,2060年到期,并附担保(合并时参考2020年1月15日提交的8-K表格附件4.3的附件C)。 |
4.67 |
全球票据表格,本金金额为2.5亿美元,2030年到期,票面利率为2.800的优先票据连同附带担保(合并时参考2020年1月15日提交的8-K表格8-K表4.3附件A)。 |
4.68 |
全球票据表格,本金金额为10,000,000美元,本金为3.200厘,2052年到期,并附担保(结合于2020年8月7日提交的8-K表格附件A至附件4.4)。 |
4.69 |
本金为10,000,000,000美元的全球票据,本金为3.300%,2053年到期,附担保(通过参考2021年9月15日提交的8-K表格附件A附件A并入)。 |
4.70 |
全球票据格式,本金为7.5亿美元,2026年到期,票面利率为5.050的优先债券连同附带担保(通过参考2023年1月10日提交的8-K表格附件A的附件A并入)。 |
4.71 |
本金为10,000,000,000美元的全球票据,本金为5.350%,2033年到期,附担保(通过参考2023年1月10日提交的8-K表格附件B附件B并入)。 |
4.72 |
替代资本契约,日期为2009年10月27日,由Enterprise Products Operating LLC和Enterprise Products Partners L.P.签署,以其中所述的担保债券持有人为受益人(通过参考2009年10月28日提交的8-K表格中的附件4.9并入)。 |
4.73 |
对替换资本契约的修正案,日期为2015年5月6日,由Enterprise Products Operating LLC和Enterprise Products Partners L.P.签署,以其中所述的涵盖债券持有人为受益人(通过引用附件4.59合并到2015年5月8日提交的Form 10-Q)。 |
4.74 |
2002年2月20日由TEPPCO Partners,L.P.作为发行方,TE Products Pipeline Company,Limited Partnership,TCTM,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,L.P.和Jonah Gas Gathering Company,作为附属担保人,以及First Union National Bank,NA,作为受托人(通过引用TEPPCO Partners,L.P.于2002年2月20日提交的8-K表格中的附件99.2合并而成)。 |
4.75 |
补充契约,日期为2002年6月27日,由TEPPCO Partners,L.P.作为发行方,TE Products Pipeline Company,Limited Partnership,TCTM,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,L.P.和Jonah Gas Gathering Company,作为初始附属担保人,以及Wachovia Bank,National Association,以前称为First Union National Bank作为受托人(通过引用TEPPCO Partners,L.P.于2002年8月14日提交的10-Q表格的附件4.6合并)。 |
4.76 |
Wachovia Bank,National Association,作为受托人,以Jonah Gas Gathering Company为受益人,于2006年7月31日全面解除担保(通过参考TEPPCO Partners,L.P.于2006年11月7日提交的10-Q表格中的附件4.8并入)。 |
4.77 |
第七份补充契约,日期为2008年3月27日,发行人为TEPPCO Partners,L.P.,TCTM,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,LLC,TCTM,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,LLC和Val Verder Gas Gathering Company,L.P.,以及U.S.Bank National Association,受托人(通过参考TEPPCO Partners,L.P.于2008年5月8日提交的10-Q表格中的附件4.13而合并)。 |
4.78 |
TEPPCO Partners,L.P.(发行人)、TE Products Pipeline Company,LLC(TCTM,L.P.)、TEPPCO Midstream Companies(TEPPCO Midstream Companies)、LLC(有限责任公司)和Val Verde Gas Gathering Company,L.P.(美国银行全国协会)作为受托人(通过参考TEPPCO Partners,L.P.于2009年10月28日提交的Form 8-K表格中的附件4.1合并)。 |
4.79 |
作为受托人,美国银行全国协会于2009年11月23日全面解除了TE Products Pipeline Company,LLC,TCTM,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,LLC和Val Verde Gas Gathering Company,L.P.作为受托人的担保(通过引用附件4.64合并为2010年3月1日提交的Form 10-K)。 |
4.80 |
发行人TEPPCO Partners,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,L.P.,附属担保人L.P.,以及受托人纽约银行信托公司(Bank of New York Trust Company,N.A.,通过参考TEPPCO Partners,L.P.于2007年5月15日提交的8-K表格附件99.1合并而成)。 |
4.81 |
第一补充契约,日期为2007年5月18日,由TEPPCO Partners,L.P.作为发行方,TE Products Pipeline Company,Limited Partnership,TCTM,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,L.P.,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,L.P.,作为附属担保人,以及The Bank of New York Trust Company,N.A.作为受托人(通过参考TEPPCO Partners,L.P.于2007年5月18日提交的8-K表格中的附件4.2合并而成)。 |
4.82 |
第二补充契约,日期为2007年6月30日,发行人为TEPPCO Partners,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,L.P.和Val Verder Gas Gathering Company,L.P.,新附属担保人为TE Products Pipeline Company,LLC和TEPPCO Midstream Companies,LLC,以及受托人为纽约银行信托公司(Bank of New York Trust Company,N.A.)(合并内容参考TE Products Pipeline Company,LLC于2007年7月6日提交的8-K表格附件4.2)。 |
4.83 |
第三补充契约,日期为2009年10月27日,由TEPPCO Partners,L.P.发行,发行方为TE Products Pipeline Company,LLC,TCTM,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,LLC,TCTM,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,LLC和Val Verder Gas Gathering Company,L.P.,以及The New York Mellon Trust Company,N.A.,受托人(通过参考TEPPCO Partners,L.P.于2009年10月28日提交的8-K表格附件4.2合并而成)。 |
4.84 |
作为受托人,纽约银行梅隆信托公司(Bank of New York Mellon Trust Company,N.A.)于2009年11月23日全面解除TE Products Pipeline Company,LLC,TCTM,L.P.,TEPPCO Midstream Companies,LLC和Val Verde Gas Gathering Company,L.P.的担保(通过引用附件4.70合并为Form 10-K,于2010年3月1日提交)。 |
4.85 |
注册权利协议,日期为2020年3月5日,由Enterprise Products Partners L.P.和Skyline North America,Inc.(通过引用2020年3月5日提交的表4.1至Form 8-K合并而成)。 |
4.86 |
股权分配协议,日期为2020年6月24日,由Enterprise Products Partners L.P.、Enterprise Products OLPGP,Inc.、Enterprise Products Operating LLC、Skyline North America,Inc.和摩根士丹利&Co.LLC签署。(通过引用附件1.1并入2020年6月25日提交的8-K表)。 |
4.87 |
A系列累计可转换优先股的单位证书样本(通过引用附件B合并到2020年10月1日提交的表8-K)。 |
4.88 |
注册权协议,日期为2020年9月30日,由Enterprise Products Partners L.P.及其买方签订(通过引用2020年10月1日提交的表4.2至Form 8-K合并而成)。 |
10.1*** |
2008年企业产品长期激励计划(第四修正案和重述)(参考2022年10月24日提交的最终委托书附件A并入)。 |
10.2*** |
2021年2月3日前颁发的2008年企业产品长期激励计划下的员工幻影单位奖励表格(通过引用2017年2月24日提交的附件10.4至Form 10-K并入)。 |
10.3*** |
于2021年2月3日或之后及2022年11月22日前颁发的2008年企业产品长期激励计划下的员工幻影单位奖励表格(通过引用2021年3月1日提交的附件10.3至Form 10-K并入)。 |
10.4***# |
于2022年11月22日或之后颁发的2008年企业产品长期激励计划下的员工幻影单位奖励表格。 |
10.5 |
第八次修订和重新签署的行政服务协议,自2015年2月13日起生效,由Enterprise Products Company、EPCO Holdings,Inc.、Enterprise Products Holdings LLC、Enterprise Products Partners L.P.、Enterprise Products OLPGP,Inc.、Enterprise Products Operating LLC以及其中指定的油罐方之间签订(通过引用附件10.1合并到2015年2月13日提交的Form 8-K)。 |
10.6 |
364天循环信贷协议,日期为2022年9月6日,由经营企业产品有限责任公司作为借款人、贷款方、花旗银行作为行政代理,以及其中指定的某些金融机构作为联合辛迪加代理和共同文件代理(通过参考2022年9月6日提交的表10.1至Form 8-K合并而合并)。 |
10.7 |
担保协议,日期为2022年9月6日,由Enterprise Products Partners L.P.以花旗银行为行政代理(通过参考2022年9月6日提交的8-K表格10.2合并而成)。 |
10.8 |
循环信贷协议,日期为2021年9月7日,由经营企业产品有限责任公司作为借款人和贷款人,富国银行全国协会作为行政代理,花旗银行,N.A.,摩根大通银行,N.A.,瑞穗银行,株式会社三菱日联银行和Truist银行作为联合辛迪加代理,巴克莱银行,加拿大皇家银行,三井住友银行,丰业银行休斯顿分行和多伦多道明银行纽约分行,作为联合文档代理(通过引用附件10.3合并到2021年9月7日提交的Form 8-K)。 |
10.9 |
担保协议,日期为2021年9月7日,由Enterprise Products Partners L.P.作为行政代理(通过引用附件10.4合并到2021年9月7日提交的8-K表格)。 |
10.10 |
流动性期权协议,日期为2014年10月1日,由Enterprise Products Partners,L.P.,Oiltanking Holding America,Inc.和Marquard&Babls AG达成(通过引用附件10.3合并到2014年10月1日提交的8-K表格)。 |
10.11*** |
环保署2018年12月3日第IV组有限责任合伙协议(于2018年12月6日提交的附件10.1至表格8-K)。 |
10.12*** |
EPCO单位II L.P.有限合伙协议日期为2018年12月3日(通过引用附件10.2并入2018年12月6日提交的8-K表格)。 |
10.13 |
股权分配协议,由企业产品合作伙伴L.P.、企业产品OLPGP公司、企业产品运营有限责任公司和花旗全球市场公司、美林公司、皮尔斯、芬纳和史密斯公司、巴克莱资本公司、瑞士信贷证券(美国)有限公司、德意志银行证券公司、DNB Markets公司、杰富瑞有限责任公司、摩根大通证券有限责任公司、瑞穗证券美国公司、摩根士丹利公司、MUFG证券美洲公司、Raymond James&Associates公司、加拿大皇家银行资本市场公司、法国兴业银行证券公司、加拿大丰业资本(美国)公司、SG美国证券公司、杰富瑞公司、摩根大通证券有限责任公司、瑞穗证券美国公司、雷蒙德·詹姆斯联合公司、加拿大皇家银行资本市场公司、加拿大丰业银行证券公司、加拿大丰业银行美国公司签订。、SMBC日兴证券美国公司、SunTrust Robinson Humphrey公司、道明证券(美国)有限公司、瑞银证券公司、USCA证券公司和富国银行证券公司。(通过引用附件1.1并入2017年12月1日提交的表格8-K)。 |
10.14 |
A系列累计可转换优先股购买协议,日期为2020年9月30日,由Enterprise Products Partners L.P.及其买方之间签署(通过参考2020年10月1日提交的表10.1至Form 8-K合并而成)。 |
10.15 |
证券交易协议,日期为2020年9月30日,由Enterprise Products Partners L.P.和OTA Holdings,Inc.签署(通过引用附件10.2合并到2020年10月1日提交的8-K表格)。 |
10.16*** |
A·詹姆斯·蒂格与Enterprise Products Company于2019年4月15日生效的留任奖金协议(通过参考2019年4月18日提交的表10.1至Form 8-K合并而成)。 |
10.17*** |
W.Randall Fowler与Enterprise Products Company于2019年4月15日生效的留任奖金协议(通过引用附件10.2并入2019年4月18日提交的Form 8-K)。 |
10.18*** |
格雷厄姆·W·培根与企业产品公司于2019年4月15日生效的留任奖金协议(通过引用附件10.3并入2019年4月18日提交的Form 8-K)。 |
10.19*** |
Brent B.Secrest与Enterprise Products Company于2019年4月15日生效的留任奖金协议(通过引用附件10.4并入2019年4月18日提交的Form 8-K)。 |
10.20*** |
克里斯蒂安·M·耐利与Enterprise Products Company于2019年4月15日生效的留任奖金协议(通过引用附件10.26合并至2021年3月1日提交的Form 10-K)。 |
21.1# |
截至2023年2月1日的合并子公司名单。 |
22.1# |
2022年12月31日由Enterprise Products Partners L.P.和联合证券担保的债务证券发行人名单。 |
23.1# |
德勤律师事务所同意。 |
31.1# |
萨班斯-奥克斯利法案第302条为企业产品合作伙伴公司A·詹姆斯·蒂格颁发的截至2022年12月31日的10-K表格年度报告。 |
31.2# |
萨班斯-奥克斯利法案第302条认证W.Randall Fowler for Enterprise Products Partners L.P.的Form 10-K截至2022年12月31日的年度报告。 |
32.1# |
萨班斯-奥克斯利法案第906条为企业产品合作伙伴公司A·詹姆斯·蒂格颁发的截至2022年12月31日的10-K表格年度报告。 |
32.2# |
萨班斯-奥克斯利法案第906条认证W.Randall Fowler for Enterprise Products Partners L.P.截至2022年12月31日的Form 10-K年度报告。 |
101# |
根据标准S-T规则405以iXBRL(内联可扩展商业报告语言)格式化的交互数据文件在本表格10-K中包括:(I)综合资产负债表、(Ii)综合经营表、(Iii)综合全面收益表、(Iv)综合现金流量表、(V)综合权益表和(Vi)综合财务报表附注。 |
|
104# |
封面交互数据文件(嵌入在内联XBRL文档中)。 |
|
* |
对于通过引用任何交易法备案文件纳入的任何展品,委员会的企业产品合伙人L.P.、Enterprise GP Holdings L.P.、TEPPCO Partners,L.P.和TE Products Pipeline Company,LLC的档案编号分别为1-14323、1-32610、1-10403和1-13603。 |
*** |
确定管理合同和补偿计划安排。 |
# |
与这份报告一起提交的。 |
项目16.表格10-K摘要。
不包括在内。
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求,注册人已于2023年2月28日正式授权下列签署人代表其签署本报告。
企业产品合作伙伴L.P. |
(特拉华州有限合伙企业) |
|
|
发信人: |
企业产品控股有限责任公司,作为普通合伙人 |
|
|
发信人: |
/s/R.Daniel老板 |
姓名: |
R·Daniel老板 |
标题: |
总裁常务副主任-会计、风险控制和 普通合伙人的信息技术 |
根据1934年证券交易法的要求,本报告已于2023年2月28日由以下注册人代表并以下列身份签署。
签名 |
|
职位(企业产品控股有限责任公司职位) |
兰达·邓肯·威廉姆斯 |
|
董事与董事会主席 |
兰达·邓肯·威廉姆斯 |
|
|
理查德·H·巴赫曼 |
|
董事与董事会副主席 |
理查德·H·巴赫曼 |
|
|
/s/A.詹姆斯·蒂格 |
|
董事和联席首席执行官 |
A.詹姆斯·蒂格 |
|
|
/s/W.兰德尔·福勒 |
|
董事联席首席执行官兼首席财务官 |
W·兰德尔·福勒 |
|
|
哈里·P·韦策尔 |
|
董事和常务副秘书长兼总法律顾问总裁 |
哈里·P·韦策尔 |
|
|
/卡琳·M·巴思 |
|
董事 |
卡林·M·巴思 |
|
|
/s/Murray E.Brasseux |
|
董事 |
Murray E.Brasseux |
|
|
丽贝卡·G·福洛威尔 |
|
董事 |
丽贝卡·G·福洛威尔 |
|
|
詹姆斯·T·哈克特 |
|
董事 |
詹姆斯·T·哈克特 |
|
|
/威廉·C·蒙哥马利 |
|
董事 |
威廉·C·蒙哥马利 |
|
|
约翰·R·卢瑟福 |
|
董事 |
约翰·R·卢瑟福 |
|
|
/s/R.Daniel老板 |
|
总裁常务副主任-会计、风险控制和信息技术 |
R·Daniel老板 |
|
|
项目8.财务报表和补充数据
企业产品合作伙伴L.P.
合并财务报表索引
|
|
页码 |
独立注册会计师事务所报告 (PCAOB ID号34) |
F-2 |
|
|
|
截至的综合资产负债表2022年12月31日和2021 |
F-5 |
|
|
|
合并经营报表 在过去几年里2022年12月31日, 2021和2020 |
F-6 |
|
|
|
综合全面收益表 在过去几年里2022年12月31日, 2021和2020 |
F-7 |
|
|
|
合并现金流量表 在过去几年里2022年12月31日, 2021和2020 |
F-8 |
|
|
|
合并权益表 在过去几年里2022年12月31日, 2021和2020 |
F-9 |
|
|
|
合并财务报表附注 |
|
|
注1--伙伴关系组织和业务 |
F-11 |
|
附注2--主要会计政策摘要 |
F-11 |
|
附注3--库存 |
F-20 |
|
附注4--财产、厂房和设备 |
F-21 |
|
注5-对未合并关联公司的投资 |
F-24 |
|
附注6--无形资产和商誉 |
F-26 |
|
附注7--债务 |
F-29 |
|
附注8--资本账目 |
F-33 |
|
注9--收入 |
F-40 |
|
注10-业务分类和相关信息 |
F-44 |
|
注11-单位收益 |
F-49 |
|
附注12-业务合并 |
F-49 |
|
附注13-以股权为基础的奖励 |
F-51 |
|
附注14--套期保值活动和公允价值计量 |
F-54 |
|
附注15--关联方交易 |
F-62 |
|
附注16--所得税 |
F-64 |
|
附注17--承付款和或有负债 |
F-67 |
|
附注18--重大风险和不确定因素 |
F-70 |
|
附注19-补充现金流量资料 |
F-72 |
|
注20--后续事件 |
F-73 |
独立注册会计师事务所报告
致企业产品控股有限责任公司董事会及
企业产品合作伙伴单位持有人L.P.
休斯敦,得克萨斯州
对财务报表的几点看法
本公司已审核所附企业产品合伙人有限公司及其附属公司(“本公司”)截至2022年12月31日及2021年12月31日的综合资产负债表、截至2022年12月31日期间各年度的综合业务、全面收益、现金流量及权益相关报表,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公司截至2022年12月31日和2021年12月31日的财务状况,以及截至2022年12月31日的三个年度的经营结果和现金流量,符合美国公认的会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了公司截至2022年12月31日的财务报告内部控制,依据内部控制--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2023年2月28日的报告,对公司财务报告的内部控制表达了无保留意见。
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和PCAOB的适用规则和法规,我们必须与公司保持独立。
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舞弊。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与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计,以及评价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
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、已传达或要求传达给审计委员会的事项,这些事项(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。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。
不动产、厂房和设备、净资产和无形资产--减值指标的确定--见合并财务报表附注2、4和6
关键审计事项说明
长期资产由使用年限有限的无形资产(“无形资产”)及物业、厂房及设备组成,当事件或环境变化显示该等资产的账面价值可能无法收回时,该等资产会被检视是否减值。截至2022年12月31日,公司财产、厂房和设备的账面价值为444.01亿美元,无形资产为39.65亿美元。
由于管理层在确定是否发生事件或环境变化时作出重大判断,表明长期资产的账面价值可能无法收回,因此我们已将长期资产减值指标的确定确定为一项重要的审计事项。在执行审计程序以评估管理层是否正确识别减值指标时,审计管理层的判断要求高度的审计师判断力。
如何在审计中处理关键审计事项
除其他外,我们与确定减值指标有关的审计程序包括:
• |
我们测试了对表明长期资产账面价值可能无法追回的事件或情况变化的识别控制的有效性。 |
• |
我们通过以下几个方面评估管理层对减值指标的分析: |
- |
评估具有减值指标的长期资产是否得到适当识别和进一步减值测试。 |
- |
将最近的毛利结果与长期资产的账面价值进行比较,以确定是否有指标表明账面价值在估计剩余使用年限内可能无法收回。 |
- |
阅读行业、同行和客户的公开信息,以确定管理层的分析中是否没有考虑到潜在的减损指标。 |
- |
阅读董事会会议纪要,以了解是否有可能代表管理层分析中未考虑到的潜在减值指标的因素。 |
Navitas Midstream Partners,LLC收购-收购财产、厂房和设备以及可识别无形资产的公允价值-请参阅合并财务报表附注6和12
关键审计事项说明
2022年2月17日,公司以32亿美元收购了Navitas Midstream Partners,LLC(“Navitas”)的全部成员权益。这笔交易是用会计收购法核算的。收购价格是根据物业、厂房及设备的估计公允价值以及收购的可识别无形资产和承担的负债分配的,超过收购净资产公允价值的任何购买价格均计入商誉。收购的财产、厂房和设备以及基于合同的可确认无形资产的价值分别为20.8亿美元和9.89亿美元。购入物业、厂房及设备的估计公允价值采用成本法厘定。收购的以合同为基础的可识别无形资产的估计公允价值是使用收益法确定的,特别是使用贴现现金流量分析,该分析使用的投入包括(I)管理层对米德兰盆地系统产生的现金流量的长期预测和(Ii)贴现率。
由于管理层在估计各自的公允价值时作出重大判断,我们已将在Navitas收购中收购的物业、厂房和设备以及基于合同的可识别无形资产的估计公允价值确认为一项重要的审计事项。
审计管理层的判断需要高度的审计师判断力和更大的努力程度,包括在执行审计程序时使用我们的公允价值专家,以评估管理层为收购的物业、厂房和设备以及基于合同的可识别无形资产选择的估值方法的合理性,以及与用于对基于合同的可识别无形资产进行估值的现金流量和贴现率的长期预测有关的假设。
如何在审计中处理关键审计事项
我们对与Navitas收购有关的已收购财产、厂房和设备以及可识别无形资产的估值的审计程序包括以下内容:
• |
我们测试了对收购物业、厂房和设备以及基于合同的可识别无形资产公允价值估计的控制的有效性,包括对米德兰盆地系统产生的现金流的长期预测所依据的合同费用相关假设的控制。 |
• |
我们评估了管理层独立估值专家的经验、资格和客观性。 |
• |
我们评估了管理层对米德兰盆地系统产生的现金流的长期预测的合理性,方法是同意基础合同的合同费用,并将预测的数量和收入与实际结果和公开可用的市场数据进行比较。 |
• |
在我们公允价值专家的协助下,我们评估了(1)房地产、厂房和设备以及可识别无形资产的估值方法的合理性,以及(2)与基于合同的可识别无形资产估值所使用的贴现率相关的假设的合理性,方法是: |
- |
评估用于评估所获得的财产、厂房和设备以及基于合同的可识别无形资产的方法的适当性。 |
- |
测试管理层选定的估值方法的一致性应用和数学准确性。 |
- |
制定一个独立的可接受折现率范围,并将该范围与管理层在现金流量分析中采用的折现率进行比较,现金流量分析用于评估收购的基于合同的可识别无形资产的价值。 |
/s/ 德勤律师事务所
休斯敦,得克萨斯州
2023年2月28日
自1997年以来,我们一直担任本公司的审计师。
企业产品合作伙伴L.P.
合并资产负债表
(百万美元)
|
|
十二月三十一日, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
资产 |
|
|
|
|
|
|
流动资产: |
|
|
|
|
|
|
现金和现金等价物 |
|
$ |
76 |
|
|
$ |
2,820 |
|
受限现金 |
|
|
130 |
|
|
|
145 |
|
应收账款--扣除信贷损失准备后的贸易 共$54在…2022年12月31日及$53在…2021年12月31日 |
|
|
6,964 |
|
|
|
6,967 |
|
应收账款关联方 |
|
|
11 |
|
|
|
21 |
|
盘存 |
|
|
2,554 |
|
|
|
2,681 |
|
衍生资产(见附注14) |
|
|
469 |
|
|
|
237 |
|
预付资产和其他流动资产 |
|
|
394 |
|
|
|
399 |
|
流动资产总额 |
|
|
10,598 |
|
|
|
13,270 |
|
财产、厂房和设备、净值(见注4) |
|
|
44,401 |
|
|
|
42,088 |
|
对未合并关联公司的投资(见注5) |
|
|
2,352 |
|
|
|
2,428 |
|
无形资产,净额(见注6) |
|
|
3,965 |
|
|
|
3,151 |
|
商誉(见注6) |
|
|
5,608 |
|
|
|
5,449 |
|
其他资产 |
|
|
1,184 |
|
|
|
1,140 |
|
总资产 |
|
$ |
68,108 |
|
|
$ |
67,526 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
负债和权益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
流动负债: |
|
|
|
|
|
|
|
|
当前债务到期日(见附注7) |
|
$ |
1,744 |
|
|
$ |
1,400 |
|
应付帐款--贸易 |
|
|
743 |
|
|
|
632 |
|
应付帐款--关联方 |
|
|
232 |
|
|
|
167 |
|
应计产品应付款 |
|
|
7,988 |
|
|
|
8,093 |
|
应计利息 |
|
|
426 |
|
|
|
453 |
|
衍生负债(见附注14) |
|
|
354 |
|
|
|
254 |
|
其他流动负债 |
|
|
778 |
|
|
|
626 |
|
流动负债总额 |
|
|
12,265 |
|
|
|
11,625 |
|
长期债务(见注7) |
|
|
26,551 |
|
|
|
28,135 |
|
递延税项负债(见附注16) |
|
|
600 |
|
|
|
518 |
|
其他长期负债 |
|
|
941 |
|
|
|
760 |
|
承付款和或有负债(见 注17) |
|
|
|
|
|
|
|
|
可赎回的优先有限合伙人权益:(见附注8) |
|
|
|
|
|
|
|
|
A系列累计可转换优先股(“优先股”) (50,412未完成的单位为2022年12月31日和2021年12月31日) |
|
|
49 |
|
|
|
49 |
|
股本:(见附注8) |
|
|
|
|
|
|
|
|
合伙人权益: |
|
|
|
|
|
|
|
|
共同有限合伙人权益(2,170,806,347已发行和未偿还的单位为2022年12月31日和2,176,379,587已发行和未偿还的单位为2021年12月31日) |
|
|
27,555 |
|
|
|
26,340 |
|
按成本计算的库房单位 |
|
|
(1,297 |
) |
|
|
(1,297 |
) |
累计其他综合收益 |
|
|
365 |
|
|
|
286 |
|
合伙人权益总额 |
|
|
26,623 |
|
|
|
25,329 |
|
合并子公司中的非控股权益 |
|
|
1,079 |
|
|
|
1,110 |
|
总股本 |
|
|
27,702 |
|
|
|
26,439 |
|
总负债、优先股和权益 |
|
$ |
68,108 |
|
|
$ |
67,526 |
|
请参阅合并财务报表附注.
企业产品合作伙伴L.P.
合并经营报表
(百万美元,单位金额除外)
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
收入: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
第三方 |
|
$ |
58,127 |
|
|
$ |
40,727 |
|
|
$ |
27,163 |
|
关联方 |
|
|
59 |
|
|
|
80 |
|
|
|
37 |
|
总收入(见附注9) |
|
|
58,186 |
|
|
|
40,807 |
|
|
|
27,200 |
|
成本和支出: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
运营成本和支出: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
第三方及其他费用 |
|
|
50,160 |
|
|
|
33,791 |
|
|
|
21,160 |
|
关联方 |
|
|
1,342 |
|
|
|
1,287 |
|
|
|
1,211 |
|
总运营成本和费用 |
|
|
51,502 |
|
|
|
35,078 |
|
|
|
22,371 |
|
一般和行政费用: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
第三方及其他费用 |
|
|
85 |
|
|
|
75 |
|
|
|
83 |
|
关联方 |
|
|
156 |
|
|
|
134 |
|
|
|
137 |
|
一般费用和行政费用总额 |
|
|
241 |
|
|
|
209 |
|
|
|
220 |
|
总成本和费用(见附注10) |
|
|
51,743 |
|
|
|
35,287 |
|
|
|
22,591 |
|
未合并关联公司收入中的权益 |
|
|
464 |
|
|
|
583 |
|
|
|
426 |
|
营业收入 |
|
|
6,907 |
|
|
|
6,103 |
|
|
|
5,035 |
|
其他收入(支出): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
利息支出 |
|
|
(1,244 |
) |
|
|
(1,283 |
) |
|
|
(1,287 |
) |
利息收入 |
|
|
11 |
|
|
|
5 |
|
|
|
13 |
|
其他,净额 |
|
|
23 |
|
|
|
– |
|
|
|
1 |
|
其他费用合计(净额) |
|
|
(1,210 |
) |
|
|
(1,278 |
) |
|
|
(1,273 |
) |
所得税前收入 |
|
|
5,697 |
|
|
|
4,825 |
|
|
|
3,762 |
|
所得税受益(拨备)(见附注16) |
|
|
(82 |
) |
|
|
(70 |
) |
|
|
124 |
|
净收入 |
|
|
5,615 |
|
|
|
4,755 |
|
|
|
3,886 |
|
可归因于非控股权益的净收入(见附注8) |
|
|
(125 |
) |
|
|
(117 |
) |
|
|
(110 |
) |
优先股的净收入(见附注8) |
|
|
(3 |
) |
|
|
(4 |
) |
|
|
(1 |
) |
可归因于普通单位持有人的净收入 |
|
$ |
5,487 |
|
|
$ |
4,634 |
|
|
$ |
3,775 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
单位收益:(见注11) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
普通单位基本收入 |
|
$ |
2.50 |
|
|
$ |
2.11 |
|
|
$ |
1.71 |
|
摊薄后的单位收益 |
|
$ |
2.50 |
|
|
$ |
2.10 |
|
|
$ |
1.71 |
|
请参阅合并财务报表附注。
企业产品合作伙伴L.P.
综合全面收益表
(百万美元)
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
净收入 |
|
$ |
5,615 |
|
|
$ |
4,755 |
|
|
$ |
3,886 |
|
其他全面收益(亏损): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
现金流对冲:(见附注14) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
商品套期保值衍生工具: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
现金流量套期保值公允价值变动 |
|
|
254 |
|
|
|
(678 |
) |
|
|
124 |
|
将亏损(收益)重新归类为净收益 |
|
|
(220 |
) |
|
|
908 |
|
|
|
(273 |
) |
利率对冲衍生工具: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
现金流量套期保值公允价值变动 |
|
|
26 |
|
|
|
183 |
|
|
|
(127 |
) |
将亏损重新分类为净收益 |
|
|
19 |
|
|
|
38 |
|
|
|
39 |
|
总现金流对冲 |
|
|
79 |
|
|
|
451 |
|
|
|
(237 |
) |
其他全面收益(亏损)合计 |
|
|
79 |
|
|
|
451 |
|
|
|
(237 |
) |
综合收益 |
|
|
5,694 |
|
|
|
5,206 |
|
|
|
3,649 |
|
可归属于非控股权益的全面收益 |
|
|
(125 |
) |
|
|
(117 |
) |
|
|
(110 |
) |
优先股综合收益(见附注8) |
|
|
(3 |
) |
|
|
(4 |
) |
|
|
(1 |
) |
共同单位持有人的全面收入 |
|
$ |
5,566 |
|
|
$ |
5,085 |
|
|
$ |
3,538 |
|
请参阅合并财务报表附注。
企业产品合作伙伴L.P.
合并现金流量表
(百万美元)
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
经营活动: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
净收入 |
|
$ |
5,615 |
|
|
$ |
4,755 |
|
|
$ |
3,886 |
|
将净收入与经营活动提供的现金流量净额进行对账: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
折旧与增值 |
|
|
1,797 |
|
|
|
1,723 |
|
|
|
1,697 |
|
无形资产摊销 |
|
|
177 |
|
|
|
151 |
|
|
|
143 |
|
核反应装置主要维护费用的摊销 |
|
|
51 |
|
|
|
27 |
|
|
|
– |
|
其他摊销费用 |
|
|
220 |
|
|
|
239 |
|
|
|
232 |
|
商誉减值(见附注2) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
296 |
|
商誉以外的资产减值(见附注2和4) |
|
|
53 |
|
|
|
233 |
|
|
|
594 |
|
未合并关联公司收入中的权益 |
|
|
(464 |
) |
|
|
(583 |
) |
|
|
(426 |
) |
从未合并关联公司收到的可归因于收益的分配 |
|
|
446 |
|
|
|
544 |
|
|
|
427 |
|
资产出售及相关事项的净亏损(收益)(见附注19) |
|
|
1 |
|
|
|
5 |
|
|
|
(4 |
) |
递延所得税支出(福利) |
|
|
60 |
|
|
|
40 |
|
|
|
(148 |
) |
衍生工具的公允市值变动 |
|
|
78 |
|
|
|
(27 |
) |
|
|
(79 |
) |
与长期经营租赁有关的非现金支出(见附注17) |
|
|
59 |
|
|
|
41 |
|
|
|
39 |
|
经营账目变动的净影响(见附注19) |
|
|
(54 |
) |
|
|
1,366 |
|
|
|
(768 |
) |
其他经营活动 |
|
|
– |
|
|
|
(1 |
) |
|
|
2 |
|
经营活动提供的现金流量净额 |
|
|
8,039 |
|
|
|
8,513 |
|
|
|
5,891 |
|
投资活动: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
资本支出 |
|
|
(1,964 |
) |
|
|
(2,223 |
) |
|
|
(3,288 |
) |
用于企业合并的现金,扣除收到的现金(见附注12) |
|
|
(3,204 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
对未合并关联公司的投资 |
|
|
(1 |
) |
|
|
(2 |
) |
|
|
(16 |
) |
从未合并关联公司收到的可归因于资本返还的分配 |
|
|
98 |
|
|
|
46 |
|
|
|
188 |
|
出售资产所得款项及其他事项(见附注19) |
|
|
122 |
|
|
|
64 |
|
|
|
13 |
|
其他投资活动 |
|
|
(5 |
) |
|
|
(20 |
) |
|
|
(18 |
) |
用于投资活动的现金 |
|
|
(4,954 |
) |
|
|
(2,135 |
) |
|
|
(3,121 |
) |
融资活动: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
债务协议下的借款 |
|
|
96,140 |
|
|
|
11,159 |
|
|
|
6,672 |
|
偿还债务 |
|
|
(97,395 |
) |
|
|
(11,492 |
) |
|
|
(4,407 |
) |
发债成本 |
|
|
(1 |
) |
|
|
(15 |
) |
|
|
(46 |
) |
利率衍生工具货币化(见附注14) |
|
|
– |
|
|
|
75 |
|
|
|
(33 |
) |
支付给普通单位持有人的现金分配(见附注8) |
|
|
(4,095 |
) |
|
|
(3,930 |
) |
|
|
(3,891 |
) |
与分配等价权相关的现金支付 |
|
|
(34 |
) |
|
|
(31 |
) |
|
|
(27 |
) |
支付给非控股权益的现金分配(见附注8) |
|
|
(163 |
) |
|
|
(154 |
) |
|
|
(131 |
) |
非控制性权益的现金出资(见附注8) |
|
|
7 |
|
|
|
72 |
|
|
|
31 |
|
2019年回购计划下的普通单位回购(见附注8) |
|
|
(250 |
) |
|
|
(214 |
) |
|
|
(186 |
) |
发行优先股所得现金净额(见附注8) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
32 |
|
其他融资活动 |
|
|
(53 |
) |
|
|
(41 |
) |
|
|
(36 |
) |
用于融资活动的现金 |
|
|
(5,844 |
) |
|
|
(4,571 |
) |
|
|
(2,022 |
) |
现金和现金等价物的净变化,包括限制性现金 |
|
|
(2,759 |
) |
|
|
1,807 |
|
|
|
748 |
|
现金和现金等价物,包括受限现金,1月1日 |
|
|
2,965 |
|
|
|
1,158 |
|
|
|
410 |
|
现金和现金等价物,包括限制性现金,12月31日 |
|
$ |
206 |
|
|
$ |
2,965 |
|
|
$ |
1,158 |
|
请参阅合并财务报表附注。
企业产品合作伙伴L.P.
合并权益表
(有关单位历史、累计其他综合信息,请参阅附注8
收益(亏损)和非控股权益)
(百万美元)
|
|
合伙人权益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
普普通通 有限 合作伙伴 利益 |
|
|
财务处 单位 |
|
|
累计 其他 全面 收入(亏损) |
|
|
非控制性 在以下方面的权益 已整合 附属公司 |
|
|
总计 |
|
平衡,2019年12月31日 |
|
$ |
24,692 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
72 |
|
|
$ |
1,063 |
|
|
$ |
25,827 |
|
净收入 |
|
|
3,775 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
110 |
|
|
|
3,885 |
|
支付给普通单位持有人的现金分配 |
|
|
(3,891 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(3,891 |
) |
与分配有关的现金支付 同等权利 |
|
|
(27 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(27 |
) |
支付给非控制性权益的现金分配 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(131 |
) |
|
|
(131 |
) |
非控制性权益的现金贡献 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
31 |
|
|
|
31 |
|
项下普通单位的回购和注销 2019年回购计划 |
|
|
(186 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(186 |
) |
年发放给Skyline North America,Inc.的通用单位 与流动资金选择权的交收有关(见附注8) |
|
|
1,297 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
1,297 |
|
与和解有关而获得的库房单位 流动资金选择权,按成本计算(见附注8) |
|
|
– |
|
|
|
(1,297 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(1,297 |
) |
通用单位交换为首选单位,具有通用单位 收到立即取消(见附注8) |
|
|
(18 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(18 |
) |
股权奖励公允价值摊销 |
|
|
159 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
159 |
|
现金流对冲 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(237 |
) |
|
|
– |
|
|
|
(237 |
) |
其他,净额 |
|
|
(34 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(34 |
) |
平衡,2020年12月31日 |
|
|
25,767 |
|
|
|
(1,297 |
) |
|
|
(165 |
) |
|
|
1,073 |
|
|
|
25,378 |
|
净收入 |
|
|
4,634 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
117 |
|
|
|
4,751 |
|
支付给普通单位持有人的现金分配 |
|
|
(3,930 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(3,930 |
) |
与分配有关的现金支付 同等权利 |
|
|
(31 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(31 |
) |
支付给非控制性权益的现金分配 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(154 |
) |
|
|
(154 |
) |
非控制性权益的现金贡献 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
72 |
|
|
|
72 |
|
项下普通单位的回购和注销 2019年回购计划 |
|
|
(214 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(214 |
) |
股权奖励公允价值摊销 |
|
|
151 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
151 |
|
现金流对冲 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
451 |
|
|
|
– |
|
|
|
451 |
|
其他,净额 |
|
|
(37 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
2 |
|
|
|
(35 |
) |
平衡,2021年12月31日 |
|
|
26,340 |
|
|
|
(1,297 |
) |
|
|
286 |
|
|
|
1,110 |
|
|
|
26,439 |
|
净收入 |
|
|
5,487 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
125 |
|
|
|
5,612 |
|
支付给普通单位持有人的现金分配 |
|
|
(4,095 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(4,095 |
) |
与分配有关的现金支付 同等权利 |
|
|
(34 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(34 |
) |
支付给非控制性权益的现金分配 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(163 |
) |
|
|
(163 |
) |
非控制性权益的现金贡献 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
7 |
|
|
|
7 |
|
项下普通单位的回购和注销 2019年回购计划 |
|
|
(250 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(250 |
) |
股权奖励公允价值摊销 |
|
|
156 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
156 |
|
现金流对冲 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
79 |
|
|
|
– |
|
|
|
79 |
|
其他,净额 |
|
|
(49 |
) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
(49 |
) |
平衡,2022年12月31日 |
|
$ |
27,555 |
|
|
$ |
(1,297 |
) |
|
$ |
365 |
|
|
$ |
1,079 |
|
|
$ |
27,702 |
|
请参阅合并财务报表附注。
这些文档中使用的关键引用
合并财务报表附注
除文意另有所指外,本合并财务报表附注中提及的“我们”、“我们”或“我们”,意指企业产品合作伙伴公司及其合并子公司的业务和运营。
所指的“合伙”或“企业”是指独立的企业产品合作伙伴公司。
凡提及“EPO”,即指经营合伙企业间接全资附属公司的企业产品有限责任公司,以及合伙企业透过其经营业务的合并附属公司。我们由我们的普通合伙人Enterprise Products Holdings LLC(“Enterprise GP”)管理,这是一家私人持股的德克萨斯州有限责任公司Dan Duncan LLC的全资子公司。
丹·邓肯有限责任公司的成员权益由一个有投票权的信托基金拥有,目前的受托人(“DD有限责任公司受托人”)为:(I)同时也是董事公司董事兼Enterprise GP董事会(“董事会”)主席的兰达·邓肯·威廉姆斯;(Ii)同时是董事公司董事兼Enterprise GP董事会副主席的理查德·H·巴赫曼;以及(Iii)同时是董事公司董事兼Enterprise GP联席首席执行官兼首席财务官的W·兰德尔·福勒。邓肯·威廉姆斯以及巴赫曼和福勒目前还担任Dan Duncan LLC的经理。
提及“EPCO”是指企业产品公司,一家私人持股的德克萨斯州公司,及其私人持股的附属公司。埃普科的已发行有表决权股本由一项有投票权信托拥有,现任受托人(“埃普科受托人”)为:(I)担任埃普科主席的Duncan Williams女士;(Ii)担任埃普科董事长兼首席执行官的巴赫曼先生;及(Iii)担任埃普科执行副总裁总裁兼埃普科首席财务官的福勒先生。邓肯·威廉姆斯以及巴赫曼和福勒目前也是EPCO的董事。
我们,Enterprise GP,EPCO和Dan Duncan LLC是DD LLC受托人和EPCO受托人集体共同控制下的附属公司。EPCO及其私人持股附属公司拥有大约32.4截至2022年12月31日,该伙伴关系的共同单位的未偿债务的百分比。
这些合并财务报表附注中的所有统计数据(例如,管道里程、处理能力和类似的操作指标)均未经审计。
除每单位金额外,或如在每个公开内容的上下文中所指出的,
在这些披露的表格数据中显示的美元金额为
以百万美元计。
注1.伙伴关系的组织和运作
我们是特拉华州一家公开交易的有限合伙企业,其共同部门在纽约证券交易所(NYSE)上市,股票代码为“EPD”。我们的优先股不公开交易。我们成立于1998年4月,拥有和经营EPCO的某些天然气液体(“NGL”)相关业务,是北美领先的中游能源服务提供商,向天然气、NGL、原油、石化和精炼产品的生产商和消费者提供服务。从经济角度来看,我们由我们的有限合伙人(优先和普通单位持有人)所有。Enterprise GP在我们中拥有非经济的普通合伙人权益,管理我们的合作伙伴关系。我们通过EPO及其合并的子公司进行几乎所有的业务运营。
我们完全集成的中游能源资产网络(或“价值链”)将美国、加拿大和墨西哥湾一些最大供应盆地的天然气、NGL和原油生产商与国内消费者和国际市场联系起来。我们的中游能源业务包括:
• |
液化石油气运输、分馏、储存和海运码头(包括用于出口液化石油气和乙烷的码头); |
• |
丙烯生产装置(包括丙烷脱氢装置)、丁烷异构化装置、辛烷提纯装置、异丁烷脱氢装置和高纯度异丁烯装置; |
• |
石油化工和成品油运输、储存和海运码头(包括用于出口乙烯和聚合级丙烯的码头);以及 |
• |
一家在美国内陆和沿海内主要航道系统运营的海运业务。 |
像许多公开交易的合伙企业一样,我们没有员工。我们的所有管理、行政和运营职能均由EPCO的员工根据行政服务协议(“ASA”)或由其他服务提供商履行。有关关联方事项的信息,见附注15。
我们的业务报告如下四业务细分:天然气管道及服务、原油管道及服务、天然气管道及服务、石化及成品油服务。有关我们业务部门的其他信息,请参阅附注10。
附注2.主要会计政策摘要
我们的综合财务报表是按照美国公认会计原则(“GAAP”)按权责发生制会计编制的。
信贷损失准备
我们使用当前预期信贷损失模型估算每个报告日期的信贷损失准备,该模型要求根据客户的历史经验、当前经济状况以及合理和可支持的预测来衡量金融资产(例如应收账款)的预期信贷损失。我们也可能会因应破产程序中涉及的客户的具体身份和类似的财务困难而增加信贷损失免税额。
下表列出了我们在所示年度的信贷损失拨备:
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截至12月31日止年度, |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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期初余额 |
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$ |
53 |
|
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$ |
47 |
|
|
$ |
12 |
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计入成本和费用 |
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6 |
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7 |
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9 |
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记入其他账户(1) |
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1 |
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4 |
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29 |
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扣除额 |
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(6 |
) |
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(5 |
) |
|
|
(3 |
) |
期末余额 |
|
$ |
54 |
|
|
$ |
53 |
|
|
$ |
47 |
|
现金、现金等价物和限制性现金
现金和现金等价物是指手头无限制的现金和自购买之日起原始到期日不到三个月的高流动性投资。
受限现金主要指我们的结算经纪商在独立银行账户中持有的金额,作为支持我们的大宗商品衍生工具组合以及相关的天然气、NGL、原油、精炼产品和电力的实物买卖的保证金。随着价格波动或保证金要求的变化,额外的现金可能会受到限制,以维持我们的大宗商品衍生工具投资组合。有关我们的衍生工具和对冲活动的资料,请参阅附注14。
下表提供了合并资产负债表中报告的现金和现金等价物以及合并现金流量表中显示的总额的限制性现金的对账。
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十二月三十一日, |
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2022 |
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2021 |
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现金和现金等价物 |
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$ |
76 |
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|
$ |
2,820 |
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受限现金 |
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130 |
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145 |
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现金、现金等价物和限制性现金合计 合并现金流量表 |
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$ |
206 |
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$ |
2,965 |
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合并政策
我们的合并财务报表包括我们的账户以及我们在其中拥有控股权的子公司的账户,在消除所有公司间账户和交易后,我们拥有这些账户。我们还合并我们拥有控股权的其他实体和合资企业,以及我们是合伙企业唯一普通合伙人的合伙企业权益。我们评估我们在商业企业中的财务利益,以确定它们是否代表我们是主要受益者的可变利益实体。如果符合这些标准,我们将把这类企业的财务报表与我们自己的财务报表合并。第三方或关联公司在我们受控子公司中的所有权权益作为非控股权益列示。有关非控股权益的资料,请参阅附注8。
如果实体组织为有限合伙或有限责任公司,并设有独立的所有权账户,如果我们的所有权权益在以下情况下,我们将使用权益法核算我们的投资3%和50%,除非我们的利益如此之小,以至于我们对被投资人的经营和财务政策几乎没有影响力。对于所有其他类型的投资,如果我们的所有权权益在以下范围内,我们将采用权益会计方法20%和50%,我们对被投资方的经营和财务政策具有重大影响。在合并中,我们从权益法未合并关联公司的交易中扣除我们按比例分享的利润和亏损,只要这些金额保留在我们的合并资产负债表(或我们的权益法投资)的存货或类似账户中.
或有事件
某些情况可能存在于我们的合并财务报表发布之日,这可能会导致我们的损失,但只有当一个或多个未来事件发生或未能发生时,这些情况才会得到解决。管理层定期进行季度诉讼审查,包括来自法律顾问的最新情况,以评估是否需要对这些或有事项进行会计确认或披露,而这种评估本身就涉及进行判断。在评估与针对吾等的待决法律诉讼有关的或有损失或有可能导致该等诉讼的非断言索偿时,我们的管理层及法律顾问会评估任何法律诉讼或非断言索偿的感知价值,以及所寻求或预期寻求的济助金额的感知价值。
我们为那些可能发生损失且金额可以合理估计的或有事项应计未贴现负债。如果可以合理地估计某一范围内的金额,并且该范围内的任何金额都不是比其他任何金额更好的估计数,则应计该范围内的最小值。当损失的可能性很大,但金额无法合理估计,或者损失的可能性被认为只有合理的可能性或很小的时候,我们不会记录或有负债。对于可能出现不利结果且对我们的综合财务报表有重大影响的或有事项,吾等会披露或有事项的性质,并在可行的情况下,披露对可能的损失或损失范围的估计。
被认为遥远的或有损失通常不会披露,除非它们涉及担保,在这种情况下,担保将被披露。有关我们的或有事项的其他信息,请参阅附注17。
流动资产和流动负债
我们在综合资产负债表中将流动资产和流动负债的所有组成部分作为个别标题列示5分别占流动资产和流动负债总额的百分比。
衍生工具
我们使用期货、掉期、远期合约和其他安排等衍生工具来管理与库存、确定承诺、利率和某些预期的未来大宗商品交易相关的价格风险。要符合套期保值会计的资格,被套期保值项目必须使我们面临风险,相关衍生工具必须减少对该风险的敞口,并满足与指定日期、对套期保值有效性的预期以及被套期保值未来交易将如预测发生的概率相关的特定对冲文件要求。我们正式将衍生工具指定为套期保值工具,并在对冲开始时记录和评估其有效性,此后每月进行一次。对预测事务的发生概率进行评估,并在预测期间过去后定期对其进行回测,以确定预测事务在未来是否可能发生。
本公司须按公允价值确认衍生工具为综合资产负债表上的资产或负债,除非该等工具符合某些正常买卖准则。虽然所有衍生工具均须在资产负债表上按公允价值呈报,但衍生工具的公允价值变动则以不同方式呈报,视乎有关对冲活动的性质及有效性而定。在满足特定条件后,合格衍生品可被指定为以下部分的全部或部分对冲:
• |
已确认资产或负债或未确认确定承诺的公允价值变动-在公允价值对冲中,衍生工具和被对冲项目的收益和亏损均在变动期内的收益中确认。 |
• |
预测交易的可变现金流-在现金流对冲中,对冲的公允价值变化在其他全面收益(亏损)中报告,并在预测交易影响收益时重新分类为收益。 |
有效的套期保值关系是一种衍生工具的公允价值变动可以预期抵消的关系。80%至125套期保值项目在初始和整个套期保值关系期间的公允价值变动的百分比。套期保值关系的有效部分是指衍生工具在报告期内正好抵销被套期保值项目的公允价值变动的金额。
被指定为预期交易的现金流对冲的合同不太可能发生,立即在收益中确认。
我们的某些衍生工具不符合对冲会计处理的资格;因此,这些工具采用按市值计价的会计方法。
对于某些实物远期商品衍生品合约,我们适用正常的购买/正常销售例外,即此类合约按市值计价的变化不在收入中确认。因此,与这类实物交易相关的收入和费用在实际交付或接收数量期间确认。受此例外情况影响的现货远期商品合约将就未来交割的可能性进行评估,并在预测期过后定期进行回测,以确定类似的远期合约是否可能在未来进行现货交割。有关我们的衍生工具的其他资料,请参阅附注14。
环境成本
补救的环境成本是根据已知的补救要求的估计数累计的。这些应计费用是根据管理层对补救场地的最终成本的最佳估计得出的,并随着进一步的信息和情况的发展而进行调整。根据有关污染的性质和程度的信息、适当的补救技术和监管批准,这些估计可能会发生重大变化。用于减轻或防止未来环境污染的支出被资本化。持续的环境合规成本在发生时计入费用。在环境补救负债的应计费用中,未来环境补救支出的费用不会折现到其现值,除非支出的数额和时间是固定的或可靠地确定的。于2022年12月31日,我们的估计环境补救负债均未折现至现值,因为该等负债的最终金额及现金支付时间无法轻易确定。
下表列出了我们的环境保护区在所示年份的活动情况:
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截至12月31日止年度, |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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期初余额 |
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$ |
4 |
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$ |
5 |
|
|
$ |
7 |
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计入成本和费用 |
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13 |
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6 |
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6 |
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与收购相关的增加和其他 |
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1 |
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1 |
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3 |
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扣除额 |
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(15 |
) |
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(8 |
) |
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(11 |
) |
期末余额 |
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$ |
3 |
|
|
$ |
4 |
|
|
$ |
5 |
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在2022年12月31日和2021年12月31日,2百万美元和美元3我们的环境储备中,分别有100万被归类为流动负债。
估计数
根据公认会计原则编制我们的合并财务报表要求我们作出影响财务报表中列报金额的估计。我们最重要的估计涉及(I)固定资产和可识别无形资产的使用年限和折旧/摊销方法;(Ii)固定资产和无形资产(包括商誉)减值测试中使用的公允价值和预测的计量;(Iii)或有;以及(Iv)收入和费用应计项目。
实际结果可能与我们的估计大不相同。在持续的基础上,我们根据目前可用的信息审查我们的估计。我们估计的事实和情况的任何变化可能需要我们更新这些估计,这可能会对我们的合并财务报表产生重大影响。
公允价值计量
我们的经常性和非经常性公允价值估计基于(I)实际市场数据或(Ii)其他市场参与者将用于资产或负债定价的假设,包括对资产或负债在指定计量日期的主要市场的风险估计。公认的估值方法(如收益法或市场法)采用诸如合同价格、报价市场价格或费率、经营成本、贴现率和业务增长率等信息。这些投入要么是容易观察到的,要么得到市场数据的证实,要么通常是看不到的。在制定我们的公允价值估计时,我们努力利用现有的最佳信息,并尽可能地应用基于市场的数据。
已经建立了一个三级层次结构,根据用于估计公允价值的投入的可观测性,对财务报表中确认的公允价值金额进行分类。该层次结构认为基于可观察输入(第1级和第2级公允价值计量)的公允价值金额比主要基于不可观察输入(第3级公允价值计量)的公允价值更可靠和可预测。在每个资产负债表报告日期,我们使用此层次结构对我们的金融资产和负债进行分类。在层次结构的每个级别内分类的公允价值金额的特点如下:
• |
第1级公允价值计量。第1级公允价值以报价为基础,即截至计量日期相同资产或负债在活跃市场上的报价。活跃市场被定义为相同资产或负债的交易足够频繁,以便持续提供定价信息的市场(例如,纽约商品交易所(“NYMEX”)的交易)。我们的第一级公允价值包括金融资产和负债,如交易所交易的商品衍生工具。 |
• |
第2级公允价值计量。第2级公允价值基于活跃市场报价以外的定价投入(第1级公允价值计量),并于计量日期直接或间接可见。第2级公允价值包括使用财务模型或其他适当估值方法进行估值的工具。这类金融模型主要是行业标准模型,考虑了各种假设,包括商品的远期报价、货币的时间价值、波动因素、标的工具的当前市场和合同价格以及其他相关经济指标。基本上所有这些假设(I)在整个工具期限内都可以在市场上观察到;(Ii)可以从可观察到的数据得出;或(Iii)通过报价以外的其他输入得到验证(例如,通常报价区间的利率和收益率曲线)。我们的第2级公允价值主要包括商品衍生工具,例如远期、掉期及在交易所或场外交易的其他工具及利率衍生工具。该等衍生工具的公允价值乃根据同类产品及地点的可见报价计算。我们利率衍生品的公允价值是使用金融模型确定的,这些模型纳入了与未来利率掉期结算同期的第三方收益率曲线。 |
• |
第3级公允价值计量。第三级公允价值基于不可观察到的投入。无法观察到的投入用于计量公允价值,以达到无法获得可观察到的投入的程度,从而考虑到在计量日期资产或负债的市场活动很少(如果有的话)的情况。不可观察到的输入反映了管理层对市场参与者在为资产或负债定价时将使用的假设(包括对风险的假设)的想法。不可观察的输入是基于我们在这种情况下可获得的最佳信息,其中可能包括我们内部开发的预测。第三级投入通常用于内部开发的估值方法,我们在该方法中对公允价值做出最佳估计。使用3级投入的估值由高级管理层成员审查和批准。 |
关于商品衍生品,我们的第3级公允价值主要包括以下商品衍生工具,用于对冲各种库存和运输能力:(I)天然气、原油、天然气、精炼产品和期限超过36个月的商业能源合约;(Ii)场外期权;以及(Iii)期限超过一年的交易所交易期权。此外,我们经常依赖声誉良好的经纪人的报价,这些经纪人公布某些产品的报价,并尽可能将这些价格与相同市场上相同产品的其他声誉良好的经纪人进行比较。这些价格与我们的商品衍生工具的数据相结合,在我们的模型中被用来确定此类工具的公允价值。
我们的非经常性公允价值估计一般基于公允价值的收益法,并反映各种第三级投入。在许多情况下,没有活跃的市场(第1级公允价值衡量标准)可以依赖,也没有其他类似的近期交易(第2级公允价值衡量标准)可供比较。我们的非经常性公允价值估计通常包括管理层基于他们在行业的知识和经验对标的资产剩余市场价值的预期(公允价值第三级衡量标准)。估值模型中使用的第三级投入的其他例子包括预期毛利率、吞吐量或加工量、利用率、持续资本支出、贴现率和业务增长率。在现金流建模中使用概率权重时,权重通常从对被测试资产负有监督责任的管理人员那里获得。
减损测试
下表汇总了我们在所示年度的合并现金流量表上按类型列示的资产减值费用:
|
|
截至12月31日止年度, |
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|
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2022 |
|
|
2021 |
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2020 |
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反映在运营成本和费用中的减值费用: |
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财产、厂房和设备(见附注4) |
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$ |
41 |
|
|
$ |
218 |
|
|
$ |
590 |
|
商誉 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
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296 |
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其他(1) |
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12 |
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15 |
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|
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4 |
|
运营成本和费用中的资产减值费用总额 |
|
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53 |
|
|
|
233 |
|
|
|
890 |
|
资产减值费用总额 |
|
$ |
53 |
|
|
$ |
233 |
|
|
$ |
890 |
|
与业务有关的资产减值费用是我们综合业务报表中“运营成本和费用”部分的“第三方和其他成本”的一个组成部分。
以下信息描述了我们关于主要资产类别减值测试的会计政策:
• |
对长期资产进行减值测试。长期资产由寿命有限的无形资产及财产、厂房及设备组成,当事件或情况变化显示该等资产的账面价值可能无法收回时,该等资产会被检视以计提减值。账面价值预计不会通过未来现金流收回的长期资产减记至其估计公允价值。长期资产的账面价值如超过预期因使用及最终处置该资产而产生的未贴现估计现金流量总和,则被视为不可收回。如果资产的账面价值超过其未贴现现金流量的总和,则计入相当于资产账面价值超出其估计公允价值的非现金资产减值费用。公允价值被定义为在指定的计量日期在市场参与者之间的有序交易中出售资产或转移负债所收到的价格。我们使用市场价格指标或在缺乏此类数据的情况下使用适当的估值技术来衡量公允价值。请参阅备注4有关物业、厂房和设备的减值费用的信息。 |
• |
对未合并关联公司的投资进行减值测试。当发生事件或情况变化时,我们评估权益法投资的减值,表明投资价值存在可归因于非暂时下降的潜在损失。此类事件或情况变化的例子包括实体持续的经营亏损和/或实体所在行业的长期负面变化。如果吾等确定一项投资的价值因非暂时性下跌而无法收回,吾等会记录一项非现金减值费用,以将该项投资的账面价值调整至其估计公允价值。在截至2022年、2021年或2020年12月31日的年度内,我们没有记录任何与我们的权益法投资相关的非现金减值费用。有关我们的权益法投资的信息,请参阅附注5。 |
• |
商誉减值测试。商誉指被收购业务于收购日期超出其资产净值公允价值的成本,须于每年第四季度或当事件或情况变化显示商誉的账面值可能无法收回时进行年度减值测试。我们根据ASU 2017-04《无形资产-商誉和其他(主题350):简化商誉减值测试》中的指导意见,在报告单位(或经营部门)层面测试商誉减值,我们于2020年1月1日通过了该条款。商誉减值费用是指报告单位的账面价值(包括其各自的商誉)超出其公允价值,但不超过报告单位商誉的账面价值的金额。 |
吾等采用公认估值方法厘定各报告单位的公允价值,主要通过使用贴现现金流量(即按公允价值计算的收益法),并辅之以市场评估(如有)。我们报告单位的估计公允价值包含对组成每个报告单位的资产和业务的未来经济前景的假设,包括:(I)对报告单位组成的资产的离散财务预测,而这些预测反过来又依赖于管理层对长期运营利润率、吞吐量、资本投资和类似因素的估计;(Ii)报告单位现金流量在离散预测期之后的长期增长率;以及(Iii)适当的贴现率。公允价值估计基于公允价值层次结构的第三级投入。我们相信,我们在估计报告单位公允价值时使用的假设与市场参与者在其公允价值估计过程中使用的假设是一致的。然而,由于估计过程中的不确定性、碳氢化合物供需的波动以及类似的风险因素,实际结果可能与我们的估计大不相同。根据我们最近的商誉减值测试,2022年12月31日,我们每个报告单位的估计公允价值大大高于其账面价值(即至少10%)。
2020年12月,管理层认定我们的天然气管道和服务报告单位的账面价值超过了其估计公允价值。该报告单元反映了我们天然气管道和服务业务部门的运营情况,包括我们的天然气集输管道、储存设施和相关营销活动。由于钻探活动减少,落基山脉和德克萨斯州东部等某些供应盆地的天然气产量的长期前景预计将在更长时间内保持较低水平。此外,由于地区天然气价差下降导致管道收入下降,预计将对我们传输管道的未来现金流产生不利影响。这些因素,加上市场参与者对此类业务所需的估计回报率增加,导致该报告单位的公允价值低于其于2020年12月31日的账面价值。由此产生的商誉减值费用为#美元。296百万美元代表本报告单位应占商誉的全部金额,并反映为截至2020年12月31日的年度的运营成本和支出的组成部分,如我们的合并运营报表所示。于截至2022年或2021年12月31日止年度内,本公司并无记录任何非现金商誉减值费用。有关我们商誉的更多信息,请参阅附注6。
盘存
库存主要包括以成本或可变现净值中较低者计价的液化石油气、石化产品、成品油、原油及天然气数量。我们将运输和处理费用(如管道运输和存储费用)以及与采购量相关的其他相关成本作为库存成本进行资本化。由于成交量从库存中出售和交付,这些成交量的成本(包括已作为库存成本的一部分资本化的运入费用)计入运营成本和费用。与我们销售和交付给客户的产品相关的运输和手续费在发生时计入运营成本和费用。有关我们的库存的更多信息,请参见附注3。
租契
我们根据会计准则编纂(“ASC”)842对我们的租赁进行会计处理,租契,这要求基本上所有的租赁都记录在资产负债表上。
该准则包括两种承租人会计模式,其结果是根据承租人在租赁期内是否有效地获得对标的资产的控制权,将租赁归类为“融资”或“经营”租赁。如果租赁符合五个分类标准之一,则该租赁将被归类为融资租赁。默认情况下,不符合被归类为融资租赁的标准的租赁将被视为经营性租赁。无论分类如何,对这两种租赁类型的初始计量将导致资产负债表确认使用权(“ROU”)资产(代表公司在指定时间段内使用标的资产的权利)和相应的租赁负债。租赁负债将按未来租赁付款的现值确认,ROU资产将等于根据任何预付租金、出租人提供的租赁激励措施和任何间接成本调整的租赁负债。
随后对每种租赁类型的计量各不相同。对于融资租赁,承租人将摊销ROU资产(通常以类似折旧的方式以直线方式摊销),并使用有效利息法。经营租赁将导致确认以直线方式记录的单一租赁费用金额。
我们不确认短期租赁的ROU资产和租赁负债,短期租赁是最长期限为12个月或更短的租赁,不包括承租人合理肯定会行使的购买选择权,而是以直线基础确认租赁付款。此外,我们还合并了与我们的办公室和仓库租赁相关的租赁和非租赁部分。
请参阅备注17关于我们关于经营租赁义务的披露。
物业、厂房及设备
财产、厂房和设备按成本入账。物业、厂房和设备的增加、改善和其他增强的支出被资本化,而不延长资产寿命或增加价值的次要更换、维护和维修在发生时计入费用。当物业、厂房和设备资产报废或以其他方式处置时,相关成本和累计折旧将从账目中扣除,由此产生的任何收益或亏损将计入相应期间的经营业绩。
当资产处于建设阶段时,我们将用于建造物业、厂房和设备的资金产生的利息成本资本化。资本化利息被记录为与之相关的资产的一部分,并作为折旧费用的一部分在资产的预计使用年限内摊销。当资本化的利息被记录时,它将减少利息支出。
一般来说,折旧是将一项资产的成本减去其剩余价值(如果有的话),有系统地和合理地分配到它所受益的期间。我们的大部分财产、厂房和设备使用直线折旧法进行折旧,这导致折旧费用在资产的整个生命周期内平均发生。我们对折旧费用的估计纳入了关于我们资产的有用经济寿命和剩余价值的管理假设。对于中游能源资产,如天然气收集系统,其吞吐量依赖于特定的自然资源盆地,这类资产的预期可用经济寿命可能受到相关自然资源盆地的估计寿命的限制,这些资产从中受益。我们对适用资源盆地剩余寿命的预测基于几个因素,包括美国能源信息管理局公布的信息。在适当的情况下,我们出于税务目的使用其他折旧方法(通常是加速折旧)。
租赁改进被记录为房地产、厂房和设备的一个组成部分。租赁改善的成本以(I)剩余租赁期或(Ii)改善的估计可用年限中较短者为基准,以直线法计入收益。我们在评估剩余租赁条款时,会考虑被视为合理保证的续订条款。
我们对资产可用经济寿命和剩余价值的假设可能会随着新的事实和情况而改变,这可能会影响我们的折旧费用金额。此类情况的例子包括但不限于:(I)限制资产估计经济寿命的法律法规的变化;(Ii)使资产过时的技术变化;(Iii)预期残值的变化;或(Iv)适用资源盆地的预测寿命的重大变化(如有)。
我们的某些工厂设施因主要维护活动而定期计划停运。对这些活动的核算方法取决于工厂是利用蒸馏过程还是反应过程。我们的天然气加工厂、NGL分馏塔、脱异丁烷塔、丙烯分离器和类似设施利用热蒸馏过程将碳氢化合物分离成更有用的组分。我们以反应为基础的工厂,主要包括我们的PDH、异构化和辛烷强化设施,利用催化剂促进化学反应,将低价值的碳氢化合物转化为高价值的产品。我们使用应计费用法来核算蒸馏工厂计划的主要维护活动。对于以反应为基础的工厂,我们在考虑主要维护活动时使用延期方法。根据延期办法,主要维修费用在下一次大修项目之前的一段时间内资本化和摊销。我们于2020年11月对基于反应的工厂采用了延期方法。从历史上看,可归因于我们基于反应的设施的主要维护活动的成本,主要是我们的辛烷值增强资产,对我们的综合财务报表并不重要。
对于计划中的海上运输资产和地下储藏库的主要维护活动,我们继续使用延期方法来核算这些费用。
资产报废债务(“ARO”)是与有形长期资产的报废相关的法律义务,这些资产是由于其收购、建设、开发和/或正常运营而产生的。当发生ARO时,我们记录ARO的负债,并将等额资本化为相关长期资产的账面价值增加。ARO金额使用预期现值技术按其估计公允价值计量。随着时间的推移,ARO负债增加到其现值(通过增加费用),资本化金额在相关长期资产的剩余使用寿命内折旧。如果我们的ARO债务没有按其记录金额结算,我们将产生收益或损失。
有关我们的物业、厂房和设备以及ARO的更多信息,请参见附注4。
收入
我们几乎所有的收入都在ASC 606下入账, 来自与客户的合同收入,然而,在有限的程度上,一些收入是在其他指导下核算的,如ASC 842,租约,ASC 845, 非货币交易, or ASC 815, 衍生工具和套期保值活动.
ASC 606的核心原则是,公司确认收入的方式应该公平地描述向客户转移商品或服务的金额,反映公司预期从这些商品或服务中获得的对价。我们通过ASC 606中概述的以下五个关键步骤来应用这一核心原则:(I)确定合同;(Ii)确定合同中的履约义务;(Iii)确定交易价格;(Iv)将交易价格分配到合同中的履约义务;以及(V)在履行履约义务时确认收入。这些步骤中的每一步都涉及管理层的判断和对合同的实质性条款和条件的分析。
根据ASC 606,我们在履行对客户的履约义务时或在履行义务时确认收入。在我们确认了收入,但有条件地从客户那里获得对价(基于时间推移以外的其他因素)的情况下,我们在合并资产负债表上确认未开账单的收入(合同资产)。当我们从客户那里获得无条件的付款权利时,未开出的收入被重新分类为应收账款。在我们履行履行义务的期间之前从客户那里收到的付款在我们的综合资产负债表上记录为递延收入(合同负债)。
我们的收入来源是销售产品和提供中游服务。销售产品的收入在某个时间点确认,这代表着控制权的转移(以及我们履行合同义务的履行)给了客户。从那时起,客户能够直接使用产品,并从产品的使用中获得基本上所有的好处。对于中游服务(例如,可中断运输),我们随着时间的推移履行我们的绩效义务,并在提供服务和客户收到收益时确认收入,这是基于重新交付的量的产出衡量标准。我们相信,这一措施是中游服务控制权转移的真实写照,因为(I)从收到客户数量到随后的交付之间只有一段微不足道的时间,(Ii)当客户遍历我们的设施时,不可能单独跟踪和区分客户的库存。对于随时待命的履约义务(例如,存储容量预留合同),我们按合同期限内的时间流逝以直线方式确认收入。我们相信,这些方法准确地描述了将利益转移给客户的过程。
如果我们根据相关合同享有无条件的对价权利,则会为客户购买的产品或提供的服务开具发票。我们有权获得发票的对价可以是固定的、可变的或两者兼而有之。固定对价的例子是客户根据按需或付费安排进行的固定付款、存储容量预留协议和确定的运输合同。可变对价是指客户支付的款项基于基于数量、价格或两者都有波动(或变化)的因素。可变对价的例子包括可中断运输协议、按市场索引的产品销售合同以及我们根据天然气加工协议保留的NGL的价值。对于我们销售的产品,我们的账单条款是行业的典型。
根据某些中游服务协议,客户被要求在商定的期限内提供最低数量,并提供一项条款,允许客户在商定的期限内弥补任何数量缺口(称为“补充权”)。根据该等协议所产生的收入最初会递延,当行使补足权利、客户行使权利的可能性变得微乎其微,或吾等以其他方式免除履行义务时,收入将予递延,并于其后确认。
客户可以向我们提供资金,以帮助抵消与管道建设活动和生产井连接相关的建设成本。这些收入在向客户提供的相关中游服务期间确认为额外服务收入。
对于那些我们有能力向客户开具发票的合同,其金额与迄今已完成的履约义务的价值直接对应,我们确认收入,因为我们有权开票。
关于我们的收入披露,请参阅附注9。
注3.库存
按产品类型划分的库存金额如下所示日期:
|
|
十二月三十一日, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
NGL |
|
$ |
1,689 |
|
|
$ |
2,027 |
|
石油化工和成品油 |
|
|
430 |
|
|
|
343 |
|
原油 |
|
|
411 |
|
|
|
285 |
|
天然气 |
|
|
24 |
|
|
|
26 |
|
总计 |
|
$ |
2,554 |
|
|
$ |
2,681 |
|
在我们通过液体百分比合同和类似安排获得库存量所有权的情况下(而不是以现金直接从第三方购买),这些库存量在收购当月按基于市场的价格计价。
下表列出了所示年度的销售总额成本和成本或可变现净值调整中的较低成本:
|
截至12月31日止年度, |
|
|
2022 |
|
2021 |
|
2020 |
|
销售成本(1) |
|
$ |
45,836 |
|
|
$ |
29,887 |
|
|
$ |
16,723 |
|
在销售成本中确认的成本或可实现净值调整中的较低者 |
|
|
19 |
|
|
|
20 |
|
|
|
60 |
|
由于商品价格波动,当可供出售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的较低。这些非现金费用是确认期间销售成本的一个组成部分。只要我们的大宗商品对冲策略解决了与库存相关的价格风险并取得成功,这些库存估值调整就会得到缓解或抵消。有关我们的商品对冲活动的说明,请参阅附注14。
附注4.物业、厂房及设备
在所示日期,我们的不动产、厂房和设备及相关余额的历史成本如下:
|
|
估计数 使用寿命 |
|
|
十二月三十一日, |
|
|
|
以年为单位 |
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
厂房、管道和设施(1) |
|
|
3-45 |
(5) |
|
$ |
54,396 |
|
|
$ |
51,636 |
|
地下和其他储存设施(2) |
|
|
5-40 |
(6) |
|
|
4,329 |
|
|
|
4,327 |
|
运输设备(3) |
|
|
3-10 |
|
|
|
222 |
|
|
|
209 |
|
海船(4) |
|
|
15-30 |
|
|
|
921 |
|
|
|
918 |
|
土地 |
|
|
|
|
|
|
387 |
|
|
|
379 |
|
在建工程 |
|
|
|
|
|
|
2,867 |
|
|
|
1,616 |
|
小计 |
|
|
|
|
|
|
63,122 |
|
|
|
59,085 |
|
减去累计折旧 |
|
|
|
|
|
|
18,800 |
|
|
|
17,083 |
|
不动产、厂房和设备小计,净额 |
|
|
|
|
|
|
44,322 |
|
|
|
42,002 |
|
基于反应的资本化主要维护成本 植物,累计摊销净额(7) |
|
|
|
|
|
|
79 |
|
|
|
86 |
|
财产、厂房和设备、净值 |
|
|
|
|
|
$ |
44,401 |
|
|
$ |
42,088 |
|
(1) |
|
(2) |
|
(3) |
|
(4) |
|
(5) |
|
(6) |
|
(7) |
|
下表汇总了所示年份的折旧费用和资本化利息金额:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
折旧费用(1) |
|
$ |
1,779 |
|
|
$ |
1,705 |
|
|
$ |
1,682 |
|
资本化利息(2) |
|
|
90 |
|
|
|
80 |
|
|
|
115 |
|
资产报废债务
我们根据合同安排和/或政府规定,记录与执行特定退休活动的法律要求有关的ARO。我们的合同ARO主要来自与我们的管道运营相关的通行权协议以及与我们的工厂选址相关的财产租赁。此外,我们记录了与放弃或退役地面卤水储存坑和某些海洋船只有关的政府规定的ARO。我们还记录了与翻新或拆除某些含有石棉等危险物质的资产有关的监管要求的ARO。我们通常使用运营现金流为我们的ARO提供资金。
截至2022年12月31日和2021年12月31日的财产、厂房和设备包括美元117百万美元和美元81分别将资产报废成本资本化为相关长期资产的增加。
下表列出了所示年份我们的ARO的相关信息:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
ARO负债期初余额 |
|
$ |
176 |
|
|
$ |
150 |
|
|
$ |
132 |
|
已发生的负债(1) |
|
|
20 |
|
|
|
6 |
|
|
|
5 |
|
对估计现金流量的修订(2) |
|
|
30 |
|
|
|
6 |
|
|
|
– |
|
已结清债务(3) |
|
|
(10 |
) |
|
|
(4 |
) |
|
|
(2 |
) |
增值费用(4) |
|
|
18 |
|
|
|
18 |
|
|
|
15 |
|
ARO负债期末余额 |
|
$ |
234 |
|
|
$ |
176 |
|
|
$ |
150 |
|
在美元中234截至2022年12月31日记录的ARO负债总额为百万美元20百万美元反映为流动负债和#美元214百万美元作为长期负债。
下表列出了我们对所示年份与ARO相关的增长费用的预测:
2023 |
|
|
2024 |
|
|
2025 |
|
|
2026 |
|
|
2027 |
|
$ |
13 |
|
|
$ |
13 |
|
|
$ |
14 |
|
|
$ |
15 |
|
|
$ |
16 |
|
财产、厂房和设备的减值
下表按业务部门列出了本年度涉及物业、厂房和设备的非现金资产减值费用:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
NGL管道和服务(1) |
|
$ |
23 |
|
|
$ |
20 |
|
|
$ |
208 |
|
原油管道及服务(二) |
|
|
3 |
|
|
|
15 |
|
|
|
45 |
|
天然气管道与服务(三) |
|
|
6 |
|
|
|
56 |
|
|
|
44 |
|
石化及成品油服务(四) |
|
|
9 |
|
|
|
127 |
|
|
|
293 |
|
不动产、厂房和设备的减值费用总额 |
|
$ |
41 |
|
|
$ |
218 |
|
|
$ |
590 |
|
以下信息汇总了我们在截至2021年12月31日的一年中确认的涉及财产、厂房和设备的重大资产减值费用:
|
• |
2021年12月,我们评估了我们的海运业务的减值,原因是对此类服务的需求进一步恶化,导致定期和现货汇率低于预期。作为我们审查的结果,我们确认了一笔#美元的减值费用114百万美元。减值费用使财产、厂房和设备减少了#美元。113百万美元和无形资产1百万美元。我们使用收益法(即贴现现金流量法)来确定公允价值,该方法结合了第三级投入,包括:(1)管理层对企业产生的现金流的长期预测;(2)贴现率8.7%,这是根据从事类似业务活动的市场参与者的估计加权平均资本成本计算的;及。(Iii)增长率为2.2%用于年终现金流。 |
|
• |
2021年3月,我们达成协议,以#美元的价格将我们圣胡安收集系统的组成部分--煤层天然气收集系统和相关的Val Verde处理设施--出售给第三方。39百万现金。该交易于2021年4月1日完成并生效。我们确认的减值费用为#美元。44可归因于这笔交易的100万美元,反映了#美元的减记37百万美元的财产、厂房和设备以及7百万美元的无形资产折算为各自的公允价值。 |
以下信息汇总了我们在截至2020年12月31日的年度内确认的涉及财产、厂房和设备的重大资产减值费用:
|
• |
2020年12月,我们对我们的海运业务进行了减值评估,原因是此类服务的需求前景较低。作为我们审查的结果,我们确认了一笔#美元的减值费用257100万美元,减少了财产、厂房和设备252百万美元和无形资产5百万美元。我们使用收益法(即贴现现金流法)来确定公允价值,这种方法结合了几个第三级投入,包括:(I)管理层对企业产生的现金流的长期预测;(Ii)贴现率:9.3%,这是根据从事类似业务活动的市场参与者的估计加权平均资本成本计算的;及。(Iii)增长率为2.1%用于年终现金流。 |
|
• |
2020年12月,我们对我们在南得克萨斯州的某些天然气收集和加工资产进行了减值评估,原因是产量前景较低。作为我们审查的结果,我们确认了一项总计#美元的减值费用。126100万美元,减少了财产、厂房和设备125百万美元和无形资产1百万美元。受此次审查影响的天然气资产包括我们的阿姆斯特朗、吉尔摩、先令和印第安泉天然气加工设施,以及我们的印第安泉和大锡克特收集系统。我们采用第3级投入来确定公允价值,这主要基于管理层根据历史经验对该等设施和管道的剩余价值的预期。 |
|
• |
2020年9月,我们确认了美元42由于我们取消了米德兰到回声4号管道建设项目,减值费用达到百万美元。 |
在截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的年度内,我们的减值费用的剩余部分归因于完全注销了预计不再使用或建造的资产。
注5.对未合并关联公司的投资
下表按业务部门列出了我们在指定日期对未合并关联公司的投资。我们使用权益法对这些投资进行核算。
|
所有权 利息为 十二月三十一日, |
|
十二月三十一日, |
|
2022 |
|
2022 |
|
2021 |
NGL管道和服务: |
|
|
|
|
|
威尼斯能源服务公司(“Vesco”) |
13.1% |
|
$ |
25 |
|
$ |
26 |
K/D/S ProMix,L.L.C.(“ProMix”) |
50% |
|
|
25 |
|
|
25 |
巴吞鲁日分馏塔有限责任公司(BRF) |
32.2% |
|
|
13 |
|
|
13 |
Skelly-Belvieu管道公司L.L.C.(“Skelly-Belvieu”) |
50% |
|
|
25 |
|
|
27 |
德克萨斯快递管道有限责任公司(“德克萨斯快递”) |
35% |
|
|
324 |
|
|
332 |
德克萨斯快递聚集有限责任公司(“TEG”) |
45% |
|
|
36 |
|
|
37 |
前射程管道有限责任公司(“前射程”) |
33.3% |
|
|
192 |
|
|
196 |
原油管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
|
Seaway原油控股有限公司(“Seaway”) |
50% |
|
|
1,183 |
|
|
1,244 |
鹰福特石油管道有限责任公司(“鹰福特原油管道”) |
50% |
|
|
375 |
|
|
373 |
Eagle Ford Terminals Corpus Christi LLC(《鹰福特Corpus Christi》) |
50% |
|
|
119 |
|
|
121 |
天然气管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
|
White River Hub,LLC(“White River Hub”) |
50% |
|
|
17 |
|
|
17 |
Old Ocean管道有限责任公司(“Old Ocean”) |
50% |
|
|
15 |
|
|
14 |
石化及成品油服务: |
|
|
|
|
|
|
|
巴吞鲁日丙烯浓缩器有限责任公司(“BRPC”) |
30% |
|
|
2 |
|
|
2 |
运输4,有限责任公司(“运输4”) |
25% |
|
|
1 |
|
|
1 |
总计 |
|
|
$ |
2,352 |
|
$ |
2,428 |
NGL管道和服务
包括在我们的NGL管道和服务部门的每个被投资方的主要业务活动如下:
• |
维斯科拥有位于路易斯安那州南部的威尼斯天然气处理设施和相关的收集系统。 |
• |
ProMix拥有位于路易斯安那州南部的NGL分馏设施和相关的收集系统。 |
• |
BRF拥有一家位于路易斯安那州南部的NGL分馏设施。 |
• |
斯凯利-贝尔维尤拥有一条将混合NGL从德克萨斯州斯凯利敦输送到德克萨斯州钱伯斯县的管道。 |
• |
德克萨斯快递拥有一条天然气管道,从德克萨斯州的斯凯利敦延伸到我们钱伯斯县的天然气分馏和储存设施。来自落基山脉、二叠纪盆地和中大陆地区的混合NGL通过与我们位于Skellytown附近的中美管道系统的互联被输送到德克萨斯快速管道。此外,德克萨斯快递管道还运输由德克萨斯快递收集系统收集的混合NGL。此外,来自科罗拉多州丹佛-朱利斯堡(“DJ”)盆地的混合NGL通过前射程管道被输送到德克萨斯快速管道。 |
• |
TAG拥有两个NGL收集系统,将混合NGL输送到德克萨斯快速管道。 |
• |
前射程拥有一条NGL管道,将混合NGL从位于DJ盆地的天然气处理设施输送到我们的德克萨斯快速管道和中美管道系统以及德克萨斯州斯凯利敦附近的其他第三方设施。 |
原油管道和服务
我们原油管道和服务部门包括的每一家被投资方的主要业务活动如下:
• |
海滨拥有一个连接俄克拉荷马州库欣枢纽的原油管道系统,库欣是纽约商品交易所西德克萨斯中质原油的主要行业交易中心和价格结算点,与德克萨斯州东南部市场相连。Seaway管道由长途运输系统、自由港系统和德克萨斯州城市系统组成。 |
• |
鹰福特原油管道拥有一条为南得克萨斯州生产商输送原油和凝析油的管道。该系统起源于德克萨斯州的加登代尔,并延伸到德克萨斯州的科珀斯·克里斯蒂。该系统与我们的南得克萨斯原油管道系统和Eagle Ford Corpus Christi拥有的海运码头相互连接。 |
• |
鹰福特科珀斯克里斯蒂拥有一个位于德克萨斯州科珀斯克里斯蒂的海运原油码头,可以将原油或凝析油装载到远洋轮船上。 |
天然气管道和服务
我们天然气管道和服务部门包括的每一家被投资方的主要业务活动如下:
• |
白河枢纽拥有一个天然气枢纽设施,为科罗拉多州西北部皮肯斯盆地的生产商提供服务。 |
• |
古老的海洋拥有一条从德克萨斯州梅珀尔附近延伸到德克萨斯州斯威尼的天然气管道。 |
石化及成品油服务
我们石化和成品油服务部门包括的每一家被投资方的主要业务活动如下:
• |
BRPC拥有一家位于路易斯安那州南部的丙烯分馏设施。 |
• |
运输4为我们的成品油管道提供管道和终端物流服务。 |
股权收益
下表按业务部门列出了我们在未合并附属公司的收益(亏损)中的权益:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
NGL管道和服务 |
|
$ |
149 |
|
|
$ |
120 |
|
|
$ |
121 |
|
原油管道和服务 |
|
|
308 |
|
|
|
456 |
|
|
|
301 |
|
天然气管道和服务 |
|
|
5 |
|
|
|
6 |
|
|
|
6 |
|
石化及成品油服务 |
|
|
2 |
|
|
|
1 |
|
|
|
(2 |
) |
总计 |
|
$ |
464 |
|
|
$ |
583 |
|
|
$ |
426 |
|
附注6.无形资产和商誉
可确认无形资产
下表按业务部门汇总了我们在指定日期的无形资产:
|
|
2022年12月31日 |
|
|
2021年12月31日 |
|
|
|
毛收入 价值 |
|
|
累计 摊销 |
|
|
携带 价值 |
|
|
毛收入 价值 |
|
|
累计 摊销 |
|
|
携带 价值 |
|
NGL管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
客户关系无形资产 |
|
$ |
449 |
|
|
$ |
(249 |
) |
|
$ |
200 |
|
|
$ |
449 |
|
|
$ |
(236 |
) |
|
$ |
213 |
|
基于合同的无形资产 |
|
|
749 |
|
|
|
(84 |
) |
|
|
665 |
|
|
|
165 |
|
|
|
(61 |
) |
|
|
104 |
|
细分市场合计 |
|
|
1,198 |
|
|
|
(333 |
) |
|
|
865 |
|
|
|
614 |
|
|
|
(297 |
) |
|
|
317 |
|
原油管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
客户关系无形资产 |
|
|
2,195 |
|
|
|
(431 |
) |
|
|
1,764 |
|
|
|
2,195 |
|
|
|
(355 |
) |
|
|
1,840 |
|
基于合同的无形资产 |
|
|
283 |
|
|
|
(271 |
) |
|
|
12 |
|
|
|
283 |
|
|
|
(263 |
) |
|
|
20 |
|
细分市场合计 |
|
|
2,478 |
|
|
|
(702 |
) |
|
|
1,776 |
|
|
|
2,478 |
|
|
|
(618 |
) |
|
|
1,860 |
|
天然气管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
客户关系无形资产 |
|
|
1,350 |
|
|
|
(588 |
) |
|
|
762 |
|
|
|
1,350 |
|
|
|
(550 |
) |
|
|
800 |
|
基于合同的无形资产 |
|
|
639 |
|
|
|
(195 |
) |
|
|
444 |
|
|
|
232 |
|
|
|
(183 |
) |
|
|
49 |
|
细分市场合计 |
|
|
1,989 |
|
|
|
(783 |
) |
|
|
1,206 |
|
|
|
1,582 |
|
|
|
(733 |
) |
|
|
849 |
|
石化及成品油服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
客户关系无形资产 |
|
|
181 |
|
|
|
(80 |
) |
|
|
101 |
|
|
|
181 |
|
|
|
(75 |
) |
|
|
106 |
|
基于合同的无形资产 |
|
|
45 |
|
|
|
(28 |
) |
|
|
17 |
|
|
|
45 |
|
|
|
(26 |
) |
|
|
19 |
|
细分市场合计 |
|
|
226 |
|
|
|
(108 |
) |
|
|
118 |
|
|
|
226 |
|
|
|
(101 |
) |
|
|
125 |
|
无形资产总额 |
|
$ |
5,891 |
|
|
$ |
(1,926 |
) |
|
$ |
3,965 |
|
|
$ |
4,900 |
|
|
$ |
(1,749 |
) |
|
$ |
3,151 |
|
下表按业务部门列出了本公司无形资产在指定年度的摊销费用:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
NGL管道和服务 |
|
$ |
36 |
|
|
$ |
24 |
|
|
$ |
25 |
|
原油管道和服务 |
|
|
84 |
|
|
|
77 |
|
|
|
71 |
|
天然气管道和服务 |
|
|
50 |
|
|
|
42 |
|
|
|
39 |
|
石化及成品油服务 |
|
|
7 |
|
|
|
8 |
|
|
|
8 |
|
总计 |
|
$ |
177 |
|
|
$ |
151 |
|
|
$ |
143 |
|
下表列出了我们对指定年度与现有无形资产相关的摊销费用的预测:
2023 |
|
|
2024 |
|
|
2025 |
|
|
2026 |
|
|
2027 |
|
$ |
200 |
|
|
$ |
222 |
|
|
$ |
230 |
|
|
$ |
237 |
|
|
$ |
235 |
|
客户关系无形资产
客户关系无形资产是指分配给与业务合并有关的商业关系的估计经济价值。我们的客户关系无形资产分为(I)特定于盆地的资产或(Ii)一般资产。特定于盆地的客户关系代表对与所定义的资源盆地相关联的客户的访问(例如,使用服务于特定生产领域的天然气收集系统的客户),并且类似于在特定地区拥有特许经营权。一般客户关系与碳氢化合物容量不能归因于特定资源盆地的客户(例如,处理来自多个来源的碳氢化合物容量的海运码头的客户)相关联。
每项客户关系无形资产的估计公允价值是在收购时使用贴现现金流分析确定的,该分析纳入了有关收购业务的各种假设。这些假设可包括第3级公允价值投入,包括对资产网络服务的碳氢资源基础的估计经济寿命进行的长期现金流预测、预期服务合同续签、资源基础损耗率和预期客户流失率。
对客户关系的认识受到多种因素的支持。总体而言,中游基础设施在初始建设成本和持续维护方面都需要大量投资,并通常得到建立客户基础的长期合同的支持。构建新的中游资产网络所涉及的支出水平和监管要求可能会造成巨大的进入经济壁垒,可能会限制潜在的竞争。此外,收购固定资产的高效、持续运营不仅支持了收购时存在的商业关系,也为我们提供了建立新关系的机会。这些因素支持我们客户关系无形资产的长期价值。
关于摊销期限,特定于盆地的客户关系的持续时间限于相关资源盆地的估计经济寿命。我们其他客户关系的持续时间通常限于基础服务合同的期限,包括假定的续订。可归因于客户关系的摊销费用的记录方式与我们期望从这种关系中受益的模式非常相似。
截至2022年12月31日,我们客户关系无形资产组合的账面价值为2.8亿美元,其主要组成部分如下:
a |
|
加权 平均值 剩余 摊销 期间 |
|
2022年12月31日 |
毛收入 价值 |
|
累计 摊销 |
|
携带 价值 |
特定于流域的客户关系: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
EFS Midstream(2015年收购) |
|
19.4年份 |
|
$ |
1,410 |
|
$ |
(269) |
|
$ |
1,141 |
State Line and Fairplay(2010年收购) |
|
24.2年份 |
|
|
895 |
|
|
(278) |
|
|
617 |
圣胡安聚会(2004年收购) |
|
16.8年份 |
|
|
331 |
|
|
(260) |
|
|
71 |
一般客户关系: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Oiltanking(2014年收购) |
|
21.0年份 |
|
|
1,193 |
|
|
(248) |
|
|
945 |
• 这个EFS中游客户关系为我们提供了与EFS中游系统服务的鹰滩页岩凝析油和天然气生产商的长期联系。EFS中游系统提供凝析油收集和处理服务,以及伴生天然气的收集、处理和压缩服务。
• |
这个《州界与公平游戏》客户关系为我们提供了与我们的海恩斯维尔和Fairplay收集系统服务的天然气生产商的长期联系。海恩斯维尔收集系统收集和处理从海恩斯维尔和博西尔页岩供应盆地以及路易斯安那州和德克萨斯州东部的科顿谷和泰勒沙层生产的天然气。Fairplay收集系统收集德克萨斯州东部棉花谷地层生产的天然气。 |
• |
这个圣胡安聚会客户关系为我们提供了与圣胡安盆地天然气生产商的长期联系,该盆地由我们的圣胡安收集系统提供服务。 |
• |
这个油罐化客户关系为我们提供了长期接触原油和成品油存储以及在我们的休斯顿船运通道和德克萨斯州博蒙特码头服务的码头客户的机会。 |
基于合同的无形资产
基于合同的无形资产代表我们在与企业合并相关的情况下获得的特定商业权利。这些无形资产通常采用纳入协议条款的收益法进行估值。截至2022年12月31日,我们基于合同的无形资产组合的账面价值为$1.1亿美元,其主要组成部分如下:
a |
|
加权 平均值 剩余 摊销 期间 |
|
2022年12月31日 |
毛收入 价值 |
|
累计 摊销 |
|
携带 价值 |
Navitas Midstream客户合同 |
|
29.0年份 |
$ |
|
989 |
|
$ |
(19) |
|
$ |
970 |
约拿天然气收集协议 |
|
19.0年份 |
|
|
224 |
|
|
(182) |
|
|
42 |
特拉华州盆地天然气加工合同 |
|
4.0年份 |
|
|
82 |
|
|
(40) |
|
|
42 |
• 这个Navitas Midstream客户合同代表我们在2022年2月获得的与米德兰盆地系统相关的长期合同的估计价值。可归因于这些合同的摊销费用采用以收集数量为基础的生产单位法记录。
• |
这个约拿天然气收集协议代表我们分配给2001年获得的与约拿收集系统有关的天然气收集合同的估计价值。这些无形资产的应占摊销费用采用基于采集量的生产单位法入账。 |
• |
这个特拉华州盆地天然气加工合同代表我们在2018年收购特拉华盆地天然气加工有限责任公司剩余50%成员权益时获得的天然气加工合同的估计价值。可归因于这些合同的摊销费用以直线方式记录在基础合同的条款上。 |
商誉
商誉是指被收购企业的成本超过其收购时净资产的公允价值。下表列出了各业务部门在所示期间商誉账面金额的变化情况:
|
|
NGL 管道 &服务 |
|
|
原油 管道 &服务 |
|
|
天然气 管道 &服务 |
|
|
石油化工 精炼(&E) 产品 服务 |
|
|
已整合 总计 |
|
余额为2020年12月31日 (1) |
|
$ |
2,652 |
|
|
$ |
1,841 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
956 |
|
|
$ |
5,449 |
|
余额为2021年12月31日 (1) |
|
|
2,652 |
|
|
|
1,841 |
|
|
|
– |
|
|
|
956 |
|
|
|
5,449 |
|
与收购相关的商誉(2) |
|
|
159 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
159 |
|
余额为2022年12月31日 (1) |
|
$ |
2,811 |
|
|
$ |
1,841 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
956 |
|
|
$ |
5,608 |
|
附注7.债务义务
下表列出了我们在指定日期的合并债务(按公司和到期日排列):
|
|
十二月三十一日, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
欧洲专利局优先债务义务: |
|
|
|
|
|
|
浮动利率商业票据 |
|
$ |
495 |
|
|
$ |
– |
|
高级笔记VV,3.50固定利率%,2022年2月到期 |
|
|
– |
|
|
|
750 |
|
高级笔记抄送,4.05固定利率%,2022年2月到期 |
|
|
– |
|
|
|
650 |
|
高级笔记HH,3.35固定利率%,2023年3月到期 |
|
|
1,250 |
|
|
|
1,250 |
|
2022年9月15亿美元364天循环信贷协议,浮动利率,2023年9月到期(1) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
资深笔记JJ,3.90固定利率%,2024年2月到期 |
|
|
850 |
|
|
|
850 |
|
高级笔记MM,3.75固定利率%,2025年2月到期 |
|
|
1,150 |
|
|
|
1,150 |
|
高级笔记PP,3.70固定利率%,2026年2月到期 |
|
|
875 |
|
|
|
875 |
|
2021年9月30亿美元多年期循环信贷协议,浮动利率,2026年9月到期(2) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
高级笔记SS,3.95固定利率%,2027年2月到期 |
|
|
575 |
|
|
|
575 |
|
高级笔记WW,4.15固定利率%,2028年10月到期 |
|
|
1,000 |
|
|
|
1,000 |
|
高级笔记YY,3.125固定利率%,2029年7月到期 |
|
|
1,250 |
|
|
|
1,250 |
|
高级笔记AAA,2.80固定利率%,2030年1月到期 |
|
|
1,250 |
|
|
|
1,250 |
|
高级注释D,6.875固定利率%,2033年3月到期 |
|
|
500 |
|
|
|
500 |
|
高级注解H,6.65固定利率%,2034年10月到期 |
|
|
350 |
|
|
|
350 |
|
高级笔记J,5.75固定利率%,2035年3月到期 |
|
|
250 |
|
|
|
250 |
|
高级笔记W,7.55固定利率%,2038年4月到期 |
|
|
400 |
|
|
|
400 |
|
高级笔记R,6.125固定利率%,2039年10月到期 |
|
|
600 |
|
|
|
600 |
|
高级注解Z,6.45固定利率%,2040年9月到期 |
|
|
600 |
|
|
|
600 |
|
高级注释BB,5.95固定利率%,2041年2月到期 |
|
|
750 |
|
|
|
750 |
|
高级笔记副署长、5.70固定利率%,2042年2月到期 |
|
|
600 |
|
|
|
600 |
|
高级笔记EE,4.85固定利率%,2042年8月到期 |
|
|
750 |
|
|
|
750 |
|
高级笔记GG,4.45固定利率%,2043年2月到期 |
|
|
1,100 |
|
|
|
1,100 |
|
高级笔记II,4.85固定利率%,2044年3月到期 |
|
|
1,400 |
|
|
|
1,400 |
|
高级笔记KK,5.10固定利率%,2045年2月到期 |
|
|
1,150 |
|
|
|
1,150 |
|
前辈笔记QQ,4.90固定利率%,2046年5月到期 |
|
|
975 |
|
|
|
975 |
|
高级笔记UU,4.25固定利率%,2048年2月到期 |
|
|
1,250 |
|
|
|
1,250 |
|
高级笔记XX,4.80固定利率%,2049年2月到期 |
|
|
1,250 |
|
|
|
1,250 |
|
高级笔记ZZ,4.20固定利率%,2050年1月到期 |
|
|
1,250 |
|
|
|
1,250 |
|
高级笔记BBB,3.70固定利率%,2051年1月到期 |
|
|
1,000 |
|
|
|
1,000 |
|
高级笔记DDD,3.20固定利率%,2052年2月到期 |
|
|
1,000 |
|
|
|
1,000 |
|
高级笔记EEE,3.30固定利率%,2053年2月到期 |
|
|
1,000 |
|
|
|
1,000 |
|
高级注释NN,4.95固定利率%,2054年10月到期 |
|
|
400 |
|
|
|
400 |
|
高级笔记CCC,3.95固定利率%,2060年1月到期 |
|
|
1,000 |
|
|
|
1,000 |
|
优先债务本金总额 |
|
|
26,270 |
|
|
|
27,175 |
|
EPO次级票据C,浮动利率,2067年6月到期 (3) |
|
|
232 |
|
|
|
232 |
|
欧洲专利局次级票据D,固定/浮动利率,2077年8月到期 (4) |
|
|
350 |
|
|
|
700 |
|
EPO次级票据E,固定/浮动利率,2077年8月到期 (5) |
|
|
1,000 |
|
|
|
1,000 |
|
EPO次级票据F,固定/浮动利率,2078年2月到期 (6) |
|
|
700 |
|
|
|
700 |
|
TEPPCO次级债券,浮动利率,2067年6月到期(3) |
|
|
14 |
|
|
|
14 |
|
优先和次级债务本金总额 |
|
|
28,566 |
|
|
|
29,821 |
|
其他非本金金额 |
|
|
(271 |
) |
|
|
(286 |
) |
较短的当前债务到期日 |
|
|
(1,744 |
) |
|
|
(1,400 |
) |
长期债务总额 |
|
$ |
26,551 |
|
|
$ |
28,135 |
|
“TEPPCO”指的是TEPPCO Partners,L.P.在2009年10月与我们的一家全资子公司合并之前。
浮动利率
下表列出了截至2022年12月31日的一年中,我们的综合可变利率债务支付的利率范围和加权平均利率:
|
兴趣范围 已缴差饷 |
加权平均 支付的利率 |
商业票据 |
0.20%至4.65% |
2.07% |
EPO次级附注C和TEPPCO次级附注 |
2.95%至7.54% |
4.51% |
EPO初级附属票据D |
5.91%至7.63% |
6.43% |
根据欧洲专利局2022年9月15亿美元364天循环信贷协议和2021年9月30亿美元多年期循环信贷协议借款的金额在欧洲专利局的选择下计入利息,相当于:(I)有担保隔夜融资利率(“SOFR”)或LIBOR(视情况而定)加上额外的可变利差;或(Ii)替代基本利率,其为(A)当日有效的最优惠利率,(B)当日有效的联邦基金实际利率加0.5%,或(C)调整期限SOFR或LIBOR(视适用而定),为期一个月,于该日生效加1%,以及可变利差中的最大者。适用的利差是根据EPO的债务评级确定的。
2017年7月,英国金融市场行为监管局宣布希望在2023年6月底之前逐步取消伦敦银行间同业拆借利率作为基准。金融业工作组正在制定替代利率和方法,以过渡依赖伦敦银行间同业拆借利率作为参考利率的现有协议。我们目前预计,从LIBOR过渡到伦敦银行间同业拆借利率不会对我们产生实质性的财务影响。
债务预定到期日
下表列出了欧洲专利局计划于2022年12月31日到期的未来五年的合并债务本金及其以后的总额:
|
|
|
|
|
债务预定到期日 |
|
|
|
总计 |
|
|
2023 |
|
|
2024 |
|
|
2025 |
|
|
2026 |
|
|
2027 |
|
|
此后 |
|
商业票据 |
|
$ |
495 |
|
|
$ |
495 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
高级附注 |
|
|
25,775 |
|
|
|
1,250 |
|
|
|
850 |
|
|
|
1,150 |
|
|
|
875 |
|
|
|
575 |
|
|
|
21,075 |
|
初级附属票据 |
|
|
2,296 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
2,296 |
|
总计 |
|
$ |
28,566 |
|
|
$ |
1,745 |
|
|
$ |
850 |
|
|
$ |
1,150 |
|
|
$ |
875 |
|
|
$ |
575 |
|
|
$ |
23,371 |
|
欧洲专利局债务义务
商业票据
EPO维持着一个商业票据计划,根据该计划,它可以发行(并在任何时候都有未偿还的)不超过$3.0本金总额为10亿美元的短期票据。作为该计划的后盾,我们打算将EPO循环信贷安排下的最低可用借款能力保持在等于我们商业票据项下未偿还总额的水平。根据该计划发行的所有商业票据都是欧洲专利局的优先无担保债务,由合伙企业无条件担保。截至2022年12月31日,EPO拥有495根据其商业票据计划,已发行的短期票据本金总额为100万美元。
2022年9月15亿美元364天循环信贷协议
2022年9月,欧洲专利局签订了一项新的15亿美元364天循环信贷协议(“2022年9月15亿美元364天循环信贷协议”),取代了2021年9月的364天循环信贷协议。当2021年9月的364天循环信贷协议被2022年9月的15亿美元364天循环信贷协议取代时,没有本金未偿还。截至2022年12月31日,根据2022年9月15亿美元364天循环信贷协议,没有本金未偿还。
根据2022年9月15亿美元364天循环信贷协议的条款,欧洲专利局可以借入最多15亿美元1.510亿美元(最多可增加5亿美元200百万至美元1.7在欧洲专利局选举时,只要满足某些条件),可获得最长364天的浮动利率,但须符合其中规定的条款和条件。2022年9月15亿美元364天循环信贷协议将于2023年9月到期。在到期日本金未偿还的情况下,欧洲专利局可选择将当时未偿还的全部本金余额作为非循环定期贷款继续发放一年,于2024年9月支付。根据2022年9月15亿美元364天循环信贷协议,借款可用于营运资本、资本支出、收购和一般公司用途。
2022年9月价值15亿美元的364天循环信贷协议包含惯例陈述、担保、契诺(肯定的和否定的)和违约事件,一旦发生,将允许贷款人加快本信贷协议下任何借款的到期日。2022年9月15亿美元364天循环信贷协议还限制了欧洲专利局向合伙企业支付现金分配的能力,前提是违约事件(如信贷协议中所定义)已经发生,并且在计划支付或将由此导致的分配时仍在继续。
EPO根据2022年9月15亿美元364天循环信贷协议承担的债务不以任何抵押品担保,但由合伙企业担保。
2021年9月30亿美元多年期循环信贷协议
2021年9月,欧洲专利局签订了一份新的30亿美元多年期循环信贷协议,该协议将于2026年9月到期(《2021年9月30亿美元多年期循环信贷协议》)。2021年9月达成的30亿美元多年期循环信贷协议取代了欧洲专利局之前计划于2024年9月到期的多年期循环信贷协议。当之前的多年期循环信贷协议被2021年9月的30亿美元多年期循环信贷协议取代时,没有未偿还的本金。截至2022年12月31日,根据2021年9月的30亿美元多年期循环信贷协议,没有本金未偿还。
根据2021年9月30亿美元多年期循环信贷协议的条款,欧洲专利局可以借入最多30亿美元3.010亿美元(最多可增加5亿美元500百万至美元3.5在满足某些条件的情况下,在欧洲专利局选举时以浮动利率支付),期限为五年,符合其中规定的条款和条件。根据2021年9月的30亿美元多年循环信贷协议,借款可用于营运资本、资本支出、收购和一般公司用途。
2021年9月价值30亿美元的多年循环信贷协议包含惯例陈述、担保、契诺(肯定的和否定的)和违约事件,发生这些事件将允许贷款人加快根据本信贷协议借入的任何金额的到期日。2021年9月的30亿美元多年期循环信贷协议还限制了欧洲专利局向合伙企业支付现金分配的能力,前提是违约事件(如信贷协议中所定义)已经发生,并且在计划支付或将由此导致的分配时仍在继续。
EPO根据2021年9月的30亿美元多年循环信贷协议承担的债务不以任何抵押品担保,但由合伙企业担保。
高级附注
EPO的固定利率优先票据是EPO的无担保债务,与其现有和未来的无担保和无从属债务同等。他们优先于EPO现有和未来的任何次级债务。EPO的优先票据受完全赎回权利的约束,并根据包含某些契约的契约发行,这些契约通常限制其产生以留置权担保的债务以及从事出售和回租交易的能力(某些例外情况除外)。欧洲专利局总共发放了$1.010亿美元4.3分别在截至2021年12月31日和2020年12月31日的年度内发行了10亿优先票据。EPO在截至2022年12月31日的年度内没有发行任何优先票据。
2022年2月,欧洲专利局偿还了全部750百万美元和美元650分别为其高级票据VV和CC的本金金额,使用2021年9月发行的优先票据的剩余现金和根据其商业票据计划发行的收益。
EPO的优先票据在无担保和不从属的基础上由合伙企业无条件担保。
见附注20,后续事件,查阅2023年1月发行的高级债券FFF和GGG的信息。
EPO初级从属票据
EPO在其次级票据(“次级票据”)项下的付款责任,从属于其现时及未来的所有优先债务。管理初级票据的契约协议允许EPO在一定条件下一次或多次推迟利息支付,最多连续十年。除某些例外情况外,在任何延期支付利息的期间,合伙企业和欧洲专利局都不能宣布或对我们各自的任何股权证券进行任何分配,也不能就债务或其他同等债务进行任何付款。 从属于或从属于初级音符的。每一系列EPO的初级票据等级相同,一般不能由EPO赎回,而此类票据按固定的年利率计息。
关于EPO次级票据C的发行,EPO签订了一项以担保债券持有人(如相关文件中的定义)为受益人的替代资本公约,根据该公约,为了该等债券持有人的利益,EPO同意不会赎回或回购该等次级票据,除非该等赎回或回购是使用发行某些证券所得款项进行的。
2022年8月,欧洲专利局赎回了美元350百万美元700其次级次级债券D的未偿还本金金额为百万美元,赎回价格相当于所赎回债券本金的100%另加到赎回日(但不包括赎回日)的应计利息和未付利息。救赎资金来自手头的现金和欧洲专利局商业票据计划下的发行收益。
EPO的次级票据由合伙企业在无担保和从属的基础上无条件担保。
信用证
截至2022年12月31日,欧洲专利局拥有83主要与我们的商品套期保值活动有关的未偿还信用证达百万美元。
贷款人财务契约
截至2022年12月31日,我们遵守了合并债务协议的财务契约。
母子公司担保人关系
该合伙企业担任EPO合并债务的担保人,但TEPPCO的剩余债务除外。如果欧洲专利局对其任何担保债务违约,该合伙企业将负责全额和无条件地偿还此类债务。
附注8.资本项目
共同有限合伙人权益
下表汇总了自2019年12月31日以来我们共同单位数量的变化:
未完成的公共单位数为2019年12月31日 |
|
|
2,189,226,130 |
|
向Skyline North America,Inc.发放与以下相关的通用单位 2020年3月流动资金期权结算 |
|
|
54,807,352 |
|
与2020年3月流动资金选择权结算有关的库房单位 |
|
|
(54,807,352 |
) |
2019年回购计划下的普通单位回购 |
|
|
(8,978,317 |
) |
与虚拟单位奖励的归属有关的共同单位,净额 |
|
|
3,162,095 |
|
在2020年9月用普通单位换成优先单位, 收到的公用单位立即取消 |
|
|
(1,120,588 |
) |
其他 |
|
|
19,638 |
|
未完成的公共单位数为2020年12月31日 |
|
|
2,182,308,958 |
|
2019年回购计划下的普通单位回购 |
|
|
(9,891,956 |
) |
与虚拟单位奖励的归属有关的共同单位,净额 |
|
|
3,936,437 |
|
其他 |
|
|
26,148 |
|
未完成的公共单位数为2021年12月31日 |
|
|
2,176,379,587 |
|
2019年回购计划下的普通单位回购 |
|
|
(10,166,923 |
) |
与虚拟单位奖励的归属有关的共同单位,净额 |
|
|
4,571,333 |
|
其他 |
|
|
22,350 |
|
未完成的公共单位数为2022年12月31日 |
|
|
2,170,806,347 |
|
合伙企业的共同单位代表有限合伙人利益,使其持有人有权参与分配,并行使根据我们的 第七次修订和重新签署的《有限合伙协议》(经不时修订的“合伙协议”)。根据合伙协议,我们为有限责任合伙人保留资本账户。我们的合作伙伴协议的资本账户条款纳入了为美国联邦所得税目的确立的原则,与我们根据公认会计原则编制的综合财务报表中的权益余额不可比。合伙收益和现金分配根据我们共同单位的持有人各自的百分比权益分配给他们。
注册声明
我们已向美国证券交易委员会提交了一份通用货架登记声明(“2021年货架”),允许合作伙伴关系和欧洲专利局(各自独立发行)分别发行无限量的股权和债务证券。2021年货架取代了我们之前的通用货架登记声明,该声明将于2022年3月到期。
此外,该伙伴关系还向美国证券交易委员会备案了一份注册声明,其中包括发行高达$2.5根据发行时的市场情况和其他因素,按金额、价格和条款计算的普通单位的10亿欧元(称为合伙企业的市场交易(ATM)计划)。在截至2022年12月31日的三年中,该伙伴关系没有根据其自动取款机计划发行任何普通单位。伙伴关系根据自动取款机计划发行额外通用单位的能力保持在#美元。2.5截至2022年12月31日。
我们可能会发行额外的股本和债务证券,以帮助我们满足未来的流动性需求,包括与资本投资相关的需求。
因2020年3月流动资金期权结算而发行的普通单位
2014年10月,我们收购了大约65.9Oiltanking Partners,L.P.(“Oiltanking”)的有限合伙人权益的%、Oiltanking的普通合伙人OTLP GP,LLC(“Oiltanking GP”)的所有成员权益,以及Oiltanking GP从美国公司Oiltanking Holding America,Inc.(现称为OTA Holdings,Inc.,“OTA”)持有的奖励分销权,作为对Oiltanking的两步收购的第一步(“第一步”)。2015年2月,我们完成了这项交易的第二步,包括收购Oiltanking的非控股权益。为了为收购Oiltanking的第一步支付的股权对价提供资金,我们发行了54,807,352根据《1933年证券法》(《证券法》)第4(A)(2)节的规定,在一项豁免登记要求的交易中,普通单位于2014年10月1日被转移至在线旅行社。此外,吾等亦与OTA及Marquard&bahls AG(“M&B”)(一家德国公司及OTA的最终母公司)就第一步订立看跌期权协议(“流动性期权协议”或“流动性期权”)。根据流动资金期权协议,吾等授予M&B出售予合伙企业的选择权100在线旅行社已发行及已发行股本的百分比90-从2020年2月1日开始的天期。
2020年2月25日,合伙公司收到M&B选择行使其在流动性期权协议下的权利的通知。2020年3月5日,合伙公司通过发行流动资金期权协议偿还了其义务54,807,352天际北美公司(“天际”,M&B的附属公司)的新公共单位,以换取在线旅行社的股本。作为和解的结果,OTA成为我们的合并子公司,我们间接收购了54,807,352由在线旅行社拥有的合伙企业共同单位,承担在线旅行社未来的所有所得税义务,包括递延纳税义务。
由于流动资金选择权结算,合伙人的普通单位权益余额(如我们的综合资产负债表所示)增加了#美元。1.320亿美元,相当于2020年3月5日向天际资本发行的54,807,352个合伙人普通单位的市值,收盘价为美元23.67每单位。由于OTA不满足ASC 805中描述的业务定义,企业合并此外,合伙企业将在线旅行社的交易入账为重新收购共同单位和承担在线旅行社的相关递延税项负债。在合并中,我们将在线旅行社拥有的共同单位表示为财务单位,其历史成本等于$1.3向天际线发行的伙伴关系共同单位的市值为10亿美元。2020年9月30日,OTA将其持有的通用单位换成了伙伴关系发行的优先单位。有关优先股及交易所交易的资料,请参阅本附注内的“可赎回优先有限合伙人权益”。8.
根据《证券法》第144条的含义,在流动性选择权结算时向Skyline发行的普通单位构成“受限证券”,除非根据有效的注册声明或根据《证券法》可获得的豁免,否则不得转售。关于流动资金选择权的结算,合伙企业与天际签订了注册权协议(“注册权协议”)。根据《注册权协议》,Skyline有权要求合伙企业准备并提交注册声明,以允许并以其他方式便利公开转售由Skyline及其关联公司拥有的合伙企业的全部或部分共同单位。合作伙伴关系的对Skyline实施此类交易的义务仅限于五注册声明和承销发行。2020年5月,该伙伴关系代表天际线提交了一份注册声明,转售最多54,807,352公共单位。此注册声明是有效的,2020年6月,合伙企业提交了此注册声明的招股说明书补充文件,允许Skyline出售最高可达$500该伙伴关系拥有的与其管理的“在市场”计划有关的普通单位中的数百万个。我们不会从此类发行中获得任何收益。
于2020年3月5日流动资金选择权结算时,流动资金选择权负债有效地被按照ASC 740计算的在线旅行社递延税项负债取代。所得税。请参阅备注16有关在线旅行社递延纳税义务的更多信息。
2019年回购计划下的普通单位回购
2019年1月,我们宣布企业全科医生董事会批准了一项2.0亿元多年单位回购计划(“2019年回购计划”),为合伙企业提供另一种向投资者返还资本的方法。2019年回购计划授权合伙企业不时回购其共同单位,包括通过公开市场购买和谈判交易。该计划没有设定完成的时间限制,可以随时暂停或停止。
回购的合作伙伴关系10,166,923和9,891,956项目下的公共单位2019年度通过公开市场购买的回购计划2022年12月31日和2021,分别为。这些回购的总成本,包括佣金和手续费,为#美元。250百万美元和美元214百万,分别. 在截至2020年12月31日的年度内,合伙企业回购8,978,317 2019年通过公开市场和私人购买回购计划下的共同单位,总成本包括佣金和费用$186百万美元。公共单位根据2019年回购计划回购的股票在收购后立即取消。截至2022年12月31日,2019年的回购计划为1.3十亿美元。
根据水滴计划和EUPP交付的通用单位
该伙伴关系在美国证券交易委员会备案了一份注册声明,授权发行或以其他方式交付与分销再投资计划(“DIP”)相关的我们的共同单位。该计划为我们共同单位的登记持有人和实益拥有人提供了一种自愿的手段,他们可以通过将从我们那里获得的季度现金分配再投资于购买额外的共同单位来增加他们所拥有的共同单位的数量。
除了水滴计划外,我们还向美国证券交易委员会提交了登记声明,授权发行或以其他方式交付与员工单位购买计划(“EUPP”)相关的共同单位。2022年11月,我们的单位持有人批准了欧盟购买力平价的修正和重述。因此,根据欧盟方案已经交付或未来可能交付的共同单位的最大总数从8,000,000常用单位为23,000,000该计划的期限延长至2032年11月。
我们有权自行决定根据DIP和EUPP购买的共同单位是来自我们授权但未发放的共同单位,还是来自每个计划的管理人在公开市场上购买的共同单位。在截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的每一年中,伙伴关系使用在公开市场上购买的共同单位,而不是发行新的共同单位,以履行根据滴滴计划和欧盟方案规定的交付义务。这次选举可能会在未来几个季度发生变化,具体取决于合伙企业对股权资本的需求。购买的合伙企业代理6,392,846, 6,363,197和6,982,963在截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度内,分别在公开市场上向滴滴计划和欧盟方案的参与者交付了共同单位。除$外3百万,$3百万美元和美元2百万由于2022年、2021年和2020年欧元购买力平价计划的所有参与方均可享受计划折扣,用于实施这些购买的资金来自滴滴计划和欧盟购买力平价参与方。没有使用其他伙伴关系资金来履行这些义务。我们使用公开市场购买来满足与2023年2月14日支付的分配相关的水滴和EUPP再投资。
在考虑到在滴灌下交付的公共单位的数量后2022年12月31日,我们有能力提供额外的39,951,651 此计划下的公共单位。同样,我们有能力提供额外的16,226,159欧盟购买力平价下的共同单位。
与幻影单位奖归属相关而发行的共同单位
在考虑到预扣税款的要求后,伙伴关系发布了4,571,333, 3,936,437和3,162,095 新的在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内,分别向员工授予与授予幻影单位奖有关的共同单位。有关我们的幻影单位奖励的信息,请参见注释13。
可赎回的优先有限合伙人权益
下表汇总了自2020年9月30日以来我们的首选单位数量的变化:
2020年9月30日未偿还优先股的原始发行 |
|
|
50,000 |
|
对关联方的实收实物分配 |
|
|
138 |
|
2020年12月31日未完成的优先单位 |
|
|
50,138 |
|
对关联方的实收实物分配 |
|
|
274 |
|
截至2021年12月31日的优先股 |
|
|
50,412 |
|
截至2022年12月31日的优先股 |
|
|
50,412 |
|
2020年9月30日,该伙伴关系发行和销售了50,000A系列定向增发交易中的累计可转换优先股。优先股代表了根据合伙协议授权的一类新的有限合伙人权益。每个首选单位的声明价值为$1,000每单位。优先股的总发行价为1美元。50100万美元,其中32收到了100万美元的现金和剩余的美元18通过交换1,120,588购买者所拥有的合伙企业的共同单位。优先股发售的现金收益包括$15从EPCO的一家私人持股附属公司收到百万美元,用于购买15,000首选单位。提供服务的费用约为$1百万美元。
同时,合伙企业交换了所有54,807,352由在线旅行社直接拥有的合伙共同单位855,915具有同等价值的伙伴关系新的首选单位。在线旅行社持有的优先单位,就像交易所之前持有的共同单位一样,在合并中被合伙企业记为库房单位。库务单位的历史成本没有因交换而改变,仍为#美元。1.3于2020年3月5日确认与流动性期权结算相关的10亿美元。
2021年3月,EPCO的一家私人附属公司将其在合伙企业优先股的全部所有权权益出售给第三方。
如《伙伴关系协议》所述,首选单位的主要条款如下:
• |
在分配和清算权方面,优先股优先于伙伴关系的共同股。合伙企业、其子公司及其附属公司以外的个人持有的优先单位一般将与合伙企业的共同单位按折算后的基础进行投票,并在某些保护事项上拥有一定的类别投票权。 |
• |
优先股的持有者有权获得累计季度分派,费率为7.25年利率。禁止合伙企业支付其共同单位的分配,除非优先单位的全部累计分配已支付或留作支付。合伙企业可履行其义务,通过发行全部或部分额外的优先股(称为实收实物或“实物”分派),其余部分以现金形式支付给优先股持有人,但须受合伙协议中规定的持有人选择所有现金的某些权利和其他条件的限制。在线旅行社将其共同单位换成符合PIK条件的优先单位,使伙伴关系能够更有效地管理其合并现金余额。 |
2020年11月,伙伴关系向第三方和关联方优先单位持有人进行了第一次季度分配。这一分配价值为$。1百万,由以下PIK发行版组成138新的首选单元和不到100万美元的现金。
于截至2021年12月31日止年度内,合伙公司向其第三方及关联方优先股持有人作出季度分派,价值为$3百万,由以下PIK发行版组成274新的首选单位和美元3百万现金。
在截至2022年12月31日的年度内,合伙企业向其优先单位持有人进行季度现金分配,金额为#3百万美元。
• |
在受到某些限制的情况下,每个优先单位持有人可以选择在2025年9月30日或之后将其优先单位转换为等于(A)要转换的优先单位数乘以(B)商(I)$1,000加上每个优先单位的任何应计和未付分配,除以(Ii)92.5转换时合伙企业共同单位成交量加权平均价格的百分比(如基础协议中所定义)。此外,如果EPO的优先票据不再具有投资级评级或发生控制权变更(定义见合伙协议),则每个优先单位持有人可根据合伙协议中指定的转换比率将其优先单位转换为普通单位。 |
• |
合伙企业可选择根据下表中概述的赎回价格,加上赎回日任何应计和未支付的分派,全部或部分赎回优先股: |
• |
$1,1002020年9月30日至2022年9月29日每个首选单位; |
• |
$1,0702022年9月30日至2024年9月29日每个首选单位; |
• |
$1,0302024年9月30日至2025年9月29日每个首选单位; |
• |
$1,0102025年9月30日至2026年9月29日期间的每个首选单位;以及 |
• |
$1,000在2026年9月30日或该日后按优先单位计算;但 |
• |
如果控制权变更事件在2026年9月30日之前发生,赎回价格为$1,010每个首选单位。 |
在合伙企业选择赎回的情况下,合伙企业最多可转换为50%的优先股被赎回为普通股(并就剩余部分支付现金),每个此类优先股在适用的赎回日转换为相当于(1)当时适用的优先股赎回价格除以(2)的普通股的数量92.5转换时合伙企业共同单位成交量加权平均价格的百分比(如基础协议中所定义)。
伙伴关系已同意编写并提交一份登记声明,允许或以其他方式便利将首选单位转为共同单位所产生的任何共同单位的公开转售。
我们截至2022年12月31日的综合资产负债表将优先股的第三方购买者的资本账户作为夹层权益列示,因为优先股的条款允许持有人在控制权变更事件中进行现金赎回,而不考虑发生此类事件的可能性。由于其最终处置权仍在伙伴关系的控制之下,因此在合并过程中,由OTA持有的优先股作为金库单位列报。
累计其他综合收益(亏损)
累计其他全面收益(亏损)主要反映自成立以来被指定并符合现金流量对冲资格的衍生工具的累计损益,减去先前从累计其他全面收益(亏损)重新分类为收益的损益。在累计其他全面收益(亏损)中记录的与现金流量对冲有关的收益或亏损金额重新分类为基础对冲预测交易影响收益的同一期间的收益。如果预测交易很可能不会发生,累积的其他全面收益(亏损)中的相关净收益或亏损立即重新分类为收益。
下表列出了在所示日期在我们的综合资产负债表上报告的累计其他全面收益(亏损)的组成部分:
|
|
现金流对冲 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
商品 导数 仪器 |
|
|
利率 导数 仪器 |
|
|
其他 |
|
|
总计 |
|
累计其他综合收益(亏损)、2020年12月31日 |
|
$ |
(93 |
) |
|
$ |
(74 |
) |
|
$ |
2 |
|
|
$ |
(165 |
) |
重新分类前期间的其他全面收益(亏损) |
|
|
(678 |
) |
|
|
183 |
|
|
|
– |
|
|
|
(495 |
) |
将亏损(收益)重新分类为期内净收益 |
|
|
908 |
|
|
|
38 |
|
|
|
– |
|
|
|
946 |
|
期间其他综合收益(亏损)合计 |
|
|
230 |
|
|
|
221 |
|
|
|
– |
|
|
|
451 |
|
累计其他综合收益(亏损)、2021年12月31日 |
|
|
137 |
|
|
|
147 |
|
|
|
2 |
|
|
|
286 |
|
重新分类前期间的其他全面收益(亏损) |
|
|
254 |
|
|
|
26 |
|
|
|
– |
|
|
|
280 |
|
将亏损(收益)重新分类为期内净收益 |
|
|
(220 |
) |
|
|
19 |
|
|
|
– |
|
|
|
(201 |
) |
期间其他综合收益(亏损)合计 |
|
|
34 |
|
|
|
45 |
|
|
|
– |
|
|
|
79 |
|
累计其他综合收益(亏损)、2022年12月31日 |
|
$ |
171 |
|
|
$ |
192 |
|
|
$ |
2 |
|
|
$ |
365 |
|
下表列出了在所示年度内从累计其他综合收益(亏损)中扣除的(收益)亏损重新归类为净收益:
|
|
|
截至12月31日止年度, |
|
现金流对冲的亏损(收益): |
位置 |
|
2022 |
|
|
2021 |
|
利率衍生品 |
利息支出 |
|
$ |
19 |
|
|
$ |
38 |
|
商品衍生品 |
收入 |
|
|
(181 |
) |
|
|
893 |
|
商品衍生品 |
营运成本及开支 |
|
|
(39 |
) |
|
|
15 |
|
总计 |
|
|
$ |
(201 |
) |
|
$ |
946 |
|
有关我们的利率及商品衍生工具的资料,请参阅附注14。
非控制性权益
非控股权益代表我们合并子公司中的第三方所有权权益。下表列出了在指定日期在我们的综合资产负债表上报告的非控制性权益的组成部分:
|
|
12月31日, |
|
合并子公司 |
|
2022 |
|
|
2021 |
|
Breviloba LLC(“Breviloba”)(1) |
|
$ |
448 |
|
|
$ |
462 |
|
Whitthorn管道公司(“Whitthorn”)(2) |
|
|
183 |
|
|
|
188 |
|
Enterprise Navigator乙烯终端有限责任公司(“ENET”)(3) |
|
|
141 |
|
|
|
142 |
|
其他(4) |
|
|
307 |
|
|
|
318 |
|
合并后子公司的非控股权益合计 |
|
$ |
1,079 |
|
|
$ |
1,110 |
|
可归因于非控股权益的净收入为$125百万,$117百万美元和美元110截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。
现金分配
下表列出了企业在所示季度中公布的每个普通单位的季度现金分配率。实际现金分配由企业在45每个财政季度结束后的几天内。
|
|
季刊 分配单位: 公共单位 |
|
记录 日期 |
付款 日期 |
2020: |
|
|
|
|
|
第一季度 |
|
$ |
0.4450 |
|
4/30/2020 |
5/12/2020 |
第二季度 |
|
$ |
0.4450 |
|
7/31/2020 |
8/12/2020 |
第三季度 |
|
$ |
0.4450 |
|
10/30/2020 |
11/12/2020 |
第四季度 |
|
$ |
0.4500 |
|
1/29/2021 |
2/11/2021 |
2021: |
|
|
|
|
|
|
第一季度 |
|
$ |
0.4500 |
|
4/30/2021 |
5/12/2021 |
第二季度 |
|
$ |
0.4500 |
|
7/30/2021 |
8/12/2021 |
第三季度 |
|
$ |
0.4500 |
|
10/29/2021 |
11/12/2021 |
第四季度 |
|
$ |
0.4650 |
|
1/31/2022 |
2/11/2022 |
2022: |
|
|
|
|
|
|
第一季度 |
|
$ |
0.4650 |
|
4/29/2022 |
5/12/2022 |
第二季度 |
|
$ |
0.4750 |
|
7/29/2022 |
8/12/2022 |
第三季度 |
|
$ |
0.4750 |
|
10/31/2022 |
11/14/2022 |
第四季度 |
|
$ |
0.4900 |
|
1/31/2023 |
2/14/2023 |
2023年1月5日,我们宣布企业全科医生董事会宣布季度现金分配为$0.490每普通单位,或$1.96在2022年第四季度,每个共同单位按年率支付给伙伴关系的共同单位持有人。季度分配是在2月支付的。14, 2023致1月31日收市时登记在册的单位持有人, 2023。支付的总金额为$1.0710亿美元,其中包括9关于幻影单位奖励的分销等价权(DER)为100万美元。
季度现金分配的支付取决于管理层对我们的财务状况、经营结果和与此类支付相关的现金流的评估以及董事会的批准。管理层将按季度评估未来现金分配的任何增加。
注9.收入
我们将收入分为产品销售和中游服务。产品销售主要涉及我们的各种营销活动,而中游服务代表我们的其他综合业务(即收集、加工、运输、分馏、储存和终止)。下表按业务部门列出了我们的收入,并进一步按收入类型列出了所示年度的收入:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
NGL管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NGL及相关产品的销售 |
|
$ |
21,307 |
|
|
$ |
13,716 |
|
|
$ |
8,971 |
|
细分中游服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气加工和分馏 |
|
|
1,431 |
|
|
|
1,036 |
|
|
|
757 |
|
交通运输 |
|
|
987 |
|
|
|
976 |
|
|
|
1,037 |
|
存储和终端 |
|
|
534 |
|
|
|
574 |
|
|
|
412 |
|
中游服务总细分市场 |
|
|
2,952 |
|
|
|
2,586 |
|
|
|
2,206 |
|
NGL管道和服务总数 |
|
|
24,259 |
|
|
|
16,302 |
|
|
|
11,177 |
|
原油管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
原油销售 |
|
|
17,301 |
|
|
|
9,519 |
|
|
|
5,411 |
|
细分中游服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
交通运输 |
|
|
807 |
|
|
|
929 |
|
|
|
805 |
|
存储和终端 |
|
|
453 |
|
|
|
454 |
|
|
|
473 |
|
中游服务总细分市场 |
|
|
1,260 |
|
|
|
1,383 |
|
|
|
1,278 |
|
总原油管道和服务 |
|
|
18,561 |
|
|
|
10,902 |
|
|
|
6,689 |
|
天然气管道和服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气销售情况 |
|
|
5,019 |
|
|
|
3,413 |
|
|
|
1,530 |
|
细分中游服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
交通运输 |
|
|
1,241 |
|
|
|
987 |
|
|
|
1,023 |
|
中游服务总细分市场 |
|
|
1,241 |
|
|
|
987 |
|
|
|
1,023 |
|
天然气管道和服务总量 |
|
|
6,260 |
|
|
|
4,400 |
|
|
|
2,553 |
|
石化及成品油服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
石化产品及成品油销售 |
|
|
8,003 |
|
|
|
8,196 |
|
|
|
5,943 |
|
细分中游服务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
分馏和异构化 |
|
|
222 |
|
|
|
275 |
|
|
|
188 |
|
运输,包括海运物流 |
|
|
585 |
|
|
|
485 |
|
|
|
483 |
|
存储和终端 |
|
|
296 |
|
|
|
247 |
|
|
|
167 |
|
中游服务总细分市场 |
|
|
1,103 |
|
|
|
1,007 |
|
|
|
838 |
|
总石化及成品油服务 |
|
|
9,106 |
|
|
|
9,203 |
|
|
|
6,781 |
|
合并总收入 |
|
$ |
58,186 |
|
|
$ |
40,807 |
|
|
$ |
27,200 |
|
我们几乎所有的收入都来自ASC 606中定义的与客户的合同。以下信息按细分市场和类型描述了我们重要收入来源的性质:
NGL管道和服务
NGL及相关产品的销售
NGL营销活动从NGL和相关产品的现货和定期销售中产生收入,我们通过天然气加工活动(即我们的股权NGL生产)以及公开市场和长期合同购买获得这些收入。这些销售合同的收入在NGL以基于市场的价格出售并交付给客户时确认。
中游服务
天然气加工利用的服务合同要么是收费的,要么是基于商品的,要么是两者的组合。如果合同规定了天然气加工服务的现金费用,我们就会在生产商的天然气经过加工并重新交付时记录收入。我们的基于商品的合同包括保持完整、保证金范围、液体百分比、收益百分比以及以商品和收费条款相结合的合同。
我们确认中游服务收入与我们根据基于商品的合同收到的权益NGL等价物有关(一旦进行了加工服务,我们有权获得此类数量)。分配给这一非现金对价和相关存货的价值是以提供服务时权益NGL等价物的市场价值为基础的。如前所述,当这些NGL根据NGL营销合同交付和销售给下游客户时,我们也会确认产品销售收入以及相应的销售成本。
NGL分馏使用基于费用的安排来产生收入。根据合同,这些费用可根据某些分部费用(如燃料费)的变化进行调整,并在提供服务期间确认。
NGL管道运输合同和收费是根据每加仑固定费用乘以运输和交付(或预留容量)产生的收入。向托运人收取的运输费要么基于政府机构规定的运费,要么基于合同安排。根据某些协议,客户被要求装运最低数量,并附带一项条款,允许托运人在商定的期限内弥补任何数量缺口(称为“补充权”)。可归因于此类协议的收入最初被递延,随后在不足数量装运时、托运人有能力履行最低数量承诺的可能性变得微乎其微或管道以其他方式解除其履约义务时较早时确认。
NGL和相关产品存储合同从容量预留中产生收入,我们在地下储油井和地面储罐中为客户预留存储容量收取费用。根据这些协议,收入在保留期内以直线方式确认。此外,我们通常根据交付到存储中和随后从存储中提取的卷向客户收取吞吐量费用,这被视为提供服务。
NGL进出口终止活动在提供服务期间产生收入。客户通常按单位卷的装载量或卸载量收费。
原油管道和服务
原油销售
原油销售活动通过出售和交付直接从生产商或在公开市场上购买的原油而产生收入。这些销售合同的收入在原油以基于市场的价格出售并交付给客户时确认。
中游服务
原油运输合同和关税产生的收入基于每桶固定费用乘以运输和交付的数量(或预留能力)。向托运人收取的运输费要么基于政府机构规定的运费,要么基于合同安排。根据某些协议,客户被要求在商定的期限内发货最低数量,并提供补货权利。可归因于此类协议的收入最初被递延,随后在不足数量装运时、托运人有能力履行最低数量承诺的可能性变得微乎其微或管道以其他方式解除其履约义务时较早时确认。
原油存储合同从容量预订中产生收入,我们在码头为客户预订存储容量收取费用。根据这些协议,收入在保留期内以直线方式确认。此外,我们还向客户收取在我们码头处理的每单位数量的费用。收入在提供终止服务时确认。
天然气管道和服务
天然气销售情况
天然气营销活动通过销售和交付从生产商、天然气加工设施和公开市场上购买的天然气来产生收入。这些销售合同的收入在天然气以基于市场的价格出售并交付给客户时确认。
中游服务
天然气运输合同产生的收入基于每单位运输量的费用乘以收集或交付的数量。向托运人收取的运输费要么基于政府机构规定的运费,要么基于合同安排。运输合同项下的收入在运输和交付给客户时确认。此外,我们的某些天然气管道提供固定的能力预留服务,托运人根据预留的吞吐能力水平支付合同费用。收入在向托运人提供公司运力服务时确认。
石化及成品油服务
石化产品及成品油销售
我们的石化和成品油营销活动通过以市场为基础的价格向客户销售和交付产品来产生收入。这些营销集团经营的产品包括聚合级丙烯、辛烷添加剂、高纯度异丁烯和各种精炼产品。
中游服务
丙烯分馏装置和丁烷异构化设施通过与客户的收费安排产生收入。此类协议的收入在提供服务期间确认。
石化和成品油运输合同产生的收入是根据每批固定费用乘以运输和交付的数量得出的。向托运人收取的运输费要么基于政府机构规定的运费,要么基于合同安排。
海运合同产生的收入基于固定的日费率或在单个拖轮的运输时间内确认的每一次货物移动的固定费用。此外,我们还记录了由我们的海运客户直接报销的燃料成本和其他运营成本的收入。
石化和成品油存储合同从容量预订中产生收入,我们在码头为客户预订存储容量收取费用。根据这些协议,收入在保留期内以直线方式确认。此外,我们还向客户收取在我们码头处理的每单位数量的费用。收入在提供终止服务时确认。
未开单收入和递延收入
下表提供了我们在指定日期的合同资产和合同负债的信息:
|
|
|
十二月三十一日, |
|
合同资产 |
位置 |
|
2022 |
|
|
2021 |
|
未开票收入(当期金额) |
预付资产和其他流动资产 |
|
$ |
6 |
|
|
$ |
15 |
|
总计 |
|
|
$ |
6 |
|
|
$ |
15 |
|
|
|
|
十二月三十一日, |
|
合同责任 |
位置 |
|
2022 |
|
|
2021 |
|
递延收入(当期金额) |
其他流动负债 |
|
$ |
181 |
|
|
$ |
196 |
|
递延收入(非流动收入) |
其他长期负债 |
|
|
320 |
|
|
|
250 |
|
总计 |
|
|
$ |
501 |
|
|
$ |
446 |
|
下表列出了我们的未开账单收入和递延收入余额在所示年度的重大变化:
|
|
未开票 收入 |
|
|
延期 收入 |
|
2019年12月31日的余额 |
|
$ |
18 |
|
|
$ |
315 |
|
期间转入其他账户的期初余额金额(1) |
|
|
(18 |
) |
|
|
(114 |
) |
期间记录的金额(2) |
|
|
323 |
|
|
|
661 |
|
期间记录的转入其他账户的金额(1) |
|
|
(304 |
) |
|
|
(497 |
) |
其他变化 |
|
|
– |
|
|
|
(21 |
) |
2020年12月31日余额 |
|
$ |
19 |
|
|
$ |
344 |
|
期间转入其他账户的期初余额金额(1) |
|
|
(19 |
) |
|
|
(148 |
) |
期间记录的金额(2) |
|
|
277 |
|
|
|
954 |
|
期间记录的转入其他账户的金额(1) |
|
|
(262 |
) |
|
|
(700 |
) |
其他变化 |
|
|
– |
|
|
|
(4 |
) |
2021年12月31日的余额 |
|
$ |
15 |
|
|
$ |
446 |
|
期间转入其他账户的期初余额金额(1) |
|
|
(15 |
) |
|
|
(203 |
) |
期间记录的金额(2) |
|
|
155 |
|
|
|
950 |
|
期间记录的转入其他账户的金额(1) |
|
|
(149 |
) |
|
|
(687 |
) |
其他变化 |
|
|
– |
|
|
|
(5 |
) |
2022年12月31日的余额 |
|
$ |
6 |
|
|
$ |
501 |
|
剩余履约义务
下表列出了包含最低数量承诺、亏空和类似费用且合同期限超过一年的收入合同的估计固定未来对价。这些金额代表了我们预计在2022年12月31日之前从这些合同中确认的未来时期的收入。
对于我们收入的很大一部分,我们向客户收取的是提供服务的合同率乘以给定时间段内的处理量。我们有权以与我们迄今完成的业绩价值直接对应的金额向客户开具发票。因此,我们不需要披露剩余履约债务的可变对价的信息,因为我们确认的收入等于我们有权开具发票的金额。
期间 |
|
固定 考虑事项 |
|
一年截至2023年12月31日 |
|
$ |
3,588 |
|
一年截至2024年12月31日 |
|
|
3,396 |
|
一年截至2025年12月31日 |
|
|
2,948 |
|
一年截至2026年12月31日 |
|
|
2,764 |
|
一年截至2027年12月31日 |
|
|
2,551 |
|
从那以后r |
|
|
9,899 |
|
总计 |
|
$ |
25,146 |
|
注10.业务细分及相关信息
细分市场概述
我们的业务报告如下四业务类别:(I)天然气管道及服务;(Ii)原油管道及服务;(Iii)天然气管道及服务;及(Iv)石化及成品油服务。我们的业务部门通常根据提供的服务类型(或采用的技术)以及生产和/或销售的产品进行组织和管理。
我们的联席首席运营决策者在决定如何分配资源以及评估我们的运营和财务业绩时,会定期评估有关这些部门的财务信息。我们普通合伙人的联席首席执行官已被确定为我们的联席首席运营决策者。虽然这两名干事以许多不同的方式评价结果,但业务部门结构是评估资源分配和财务结果的主要依据。
以下信息汇总了每个业务部门的资产和运营情况:
• |
我们的NGL管道和服务业务领域包括天然气加工及相关的NGL营销活动、NGL管道、NGL分馏设施、NGL及相关产品储存设施以及NGL海运码头. |
• |
我们的原油管道和服务业务部门包括我们的原油管道、原油储存和海运码头以及相关的原油营销活动。 |
• |
我们的天然气管道和服务业务部门包括我们的天然气管道系统,为天然气的收集、处理和运输提供服务。这一部分还包括我们的天然气营销活动。 |
• |
我们的石化和成品油服务业务部门包括(I)丙烯生产设施,包括丙烯分馏装置和PDH设施,以及相关的管道和营销活动,(Ii)丁烷异构化综合设施和相关的脱丁烷塔业务,(Iii)辛烷提升、iBDH和HPIB生产设施,(Iv)成品油管道、码头和相关营销活动,(V)乙烯出口终端和相关业务;以及(Vi)海运业务。 |
我们的工厂、管道和其他固定资产都位于美国。
分部营业毛利率
我们根据我们对营业毛利率的财务衡量来评估部门业绩。营业毛利率是衡量公司核心盈利能力的重要指标,也是公司内部财务报告的基础。我们相信,投资者能够获得我们管理层在评估部门业绩时使用的相同财务指标,将使投资者受益。营业毛利不包括其他收入和支出交易、所得税、会计原则变化的累积影响和非常费用。营业毛利率在将收益分配给非控股权益之前以100%的基准列报。我们对营业毛利率的计算可能会也可能不会与其他公司使用的类似名称的衡量标准进行比较。
下表显示了我们对所示年度的总部门毛利率的衡量。与总营业毛利率最直接可比的GAAP财务指标是营业收入。
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
营业收入 |
|
$ |
6,907 |
|
|
$ |
6,103 |
|
|
$ |
5,035 |
|
对营业收入与部门总营业毛利率进行调整 (加法或减法由符号表示): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
营业成本和费用中的折旧、摊销和增值费用(1) |
|
|
2,107 |
|
|
|
2,011 |
|
|
|
1,962 |
|
营业成本和费用中的资产减值费用 |
|
|
53 |
|
|
|
233 |
|
|
|
890 |
|
可归因于资产出售及经营成本和相关事项的净亏损(收益) 费用 |
|
|
1 |
|
|
|
5 |
|
|
|
(4 |
) |
一般和行政费用 |
|
|
241 |
|
|
|
209 |
|
|
|
220 |
|
从托运人收到的可归因于补充权的不可退还的付款(2) |
|
|
144 |
|
|
|
85 |
|
|
|
118 |
|
随后确认可归因于补充权的收入(3) |
|
|
(97 |
) |
|
|
(138 |
) |
|
|
(33 |
) |
部门总营业毛利率 |
|
$ |
9,356 |
|
|
$ |
8,508 |
|
|
$ |
8,188 |
|
我们液体管道的运营结果主要取决于运输量和我们为此类运输服务收取的相关费用。通常,管道运输收入在批量重新交付给客户时确认。然而,根据某些管道运输协议,客户被要求在商定的时间内发货量最低。这些安排可能要求托运人根据最低数量承诺支付运输费,并规定允许托运人在商定的期限内弥补任何数量缺口(称为托运人“补充权”)。根据此类协议产生的收入最初被递延,随后根据公认会计准则确认,时间以不足数量装运时、托运人有能力履行最低数量承诺的可能性变得微乎其微,或管道以其他方式解除其履约义务时为准。
然而,在审查某些管道(德克萨斯快速管道、前射程管道、ATEX、宙斯盾乙烷管道和Seaway管道)的财务业绩时,管理包括与承诺托运人的“补充权”有关的递延运输收入。从内部(和分部)报告的角度来看,管理层认为承诺托运人在这些管道上支付的运输费,包括根据公认会计准则可能递延的与补充权相关的任何不可退还的收入,在评估这些管道资产的财务业绩时是重要的。虽然对补充权的调整计入分部毛利,但我们的综合收入并不反映任何递延收入,直到符合公认会计准则确认此类收入的条件。
各分部的毛利是通过从分部收入中减去分部的运营成本和支出来计算的,两个分部的合计都反映了上表中所述的调整(如适用),并在消除公司间交易之前。下表列出了所示年度按部门划分的毛利率:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
按部门划分的毛利率: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NGL管道和服务 |
|
$ |
5,142 |
|
|
$ |
4,316 |
|
|
$ |
4,182 |
|
原油管道和服务 |
|
|
1,655 |
|
|
|
1,680 |
|
|
|
1,997 |
|
天然气管道和服务 |
|
|
1,042 |
|
|
|
1,155 |
|
|
|
927 |
|
石化及成品油服务 |
|
|
1,517 |
|
|
|
1,357 |
|
|
|
1,082 |
|
部门总营业毛利率 |
|
$ |
9,356 |
|
|
$ |
8,508 |
|
|
$ |
8,188 |
|
分部财务信息汇总
下表列出了按业务部门划分的信息,以及与我们合并经营报表中列报或包含的金额的对账:
|
|
可报告的业务细分市场 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NGL 管道 &服务 |
|
|
原油 管道 &服务 |
|
|
天然气 管道 &服务 |
|
|
石油化工 精炼(&E) 产品 服务 |
|
|
调整 和 淘汰 |
|
|
已整合 总计 |
|
来自第三方的收入: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2022年12月31日的年度 |
|
$ |
24,244 |
|
|
$ |
18,548 |
|
|
$ |
6,229 |
|
|
$ |
9,106 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
58,127 |
|
截至2021年12月31日的年度 |
|
|
16,293 |
|
|
|
10,849 |
|
|
|
4,382 |
|
|
|
9,203 |
|
|
|
– |
|
|
|
40,727 |
|
截至2020年12月31日的年度 |
|
|
11,170 |
|
|
|
6,669 |
|
|
|
2,543 |
|
|
|
6,781 |
|
|
|
– |
|
|
|
27,163 |
|
关联方收入: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2022年12月31日的年度 |
|
|
15 |
|
|
|
13 |
|
|
|
31 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
59 |
|
截至2021年12月31日的年度 |
|
|
9 |
|
|
|
53 |
|
|
|
18 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
80 |
|
截至2020年12月31日的年度 |
|
|
7 |
|
|
|
20 |
|
|
|
10 |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
37 |
|
部门间和部门内收入: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2022年12月31日的年度 |
|
|
65,760 |
|
|
|
46,625 |
|
|
|
888 |
|
|
|
18,304 |
|
|
|
(131,577 |
) |
|
|
– |
|
截至2021年12月31日的年度 |
|
|
55,796 |
|
|
|
29,985 |
|
|
|
650 |
|
|
|
22,110 |
|
|
|
(108,541 |
) |
|
|
– |
|
截至2020年12月31日的年度 |
|
|
29,010 |
|
|
|
24,531 |
|
|
|
460 |
|
|
|
5,380 |
|
|
|
(59,381 |
) |
|
|
– |
|
总收入: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2022年12月31日的年度 |
|
|
90,019 |
|
|
|
65,186 |
|
|
|
7,148 |
|
|
|
27,410 |
|
|
|
(131,577 |
) |
|
|
58,186 |
|
截至2021年12月31日的年度 |
|
|
72,098 |
|
|
|
40,887 |
|
|
|
5,050 |
|
|
|
31,313 |
|
|
|
(108,541 |
) |
|
|
40,807 |
|
截至2020年12月31日的年度 |
|
|
40,187 |
|
|
|
31,220 |
|
|
|
3,013 |
|
|
|
12,161 |
|
|
|
(59,381 |
) |
|
|
27,200 |
|
未合并关联公司的权益收益(亏损): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2022年12月31日的年度 |
|
|
149 |
|
|
|
308 |
|
|
|
5 |
|
|
|
2 |
|
|
|
– |
|
|
|
464 |
|
截至2021年12月31日的年度 |
|
|
120 |
|
|
|
456 |
|
|
|
6 |
|
|
|
1 |
|
|
|
– |
|
|
|
583 |
|
截至2020年12月31日的年度 |
|
|
121 |
|
|
|
301 |
|
|
|
6 |
|
|
|
(2 |
) |
|
|
– |
|
|
|
426 |
|
分部收入包括分部间和分部内交易,这些交易通常基于以市场为基础的汇率进行的交易。我们的综合收入反映了公司间交易的消除。
我们在衡量部门毛利率和营业收入时计入了未合并联营公司的收入权益。与行业合作伙伴的股权投资是我们业务战略的重要组成部分。它们是我们开展业务以使我们的利益与客户和/或供应商的利益保持一致的一种手段。这种经营方法使我们能够实现相对于承担的投资和商业风险水平有利的规模经济。其中许多业务对我们的其他中游业务运营起着支持或补充的作用。
我们的综合中游能源资产网络(包括我们未合并关联公司拥有的中游能源资产)为天然气、NGL、原油、精炼产品和某些石化产品的生产商和消费者提供服务。一般来说,碳氢化合物可以通过多种方式进入我们的资产系统,例如通过天然气收集管道、天然气加工设施、原油管道或终端、NGL分馏塔、NGL存储设施或NGL收集或运输管道。我们许多股权投资者的资产都包括在我们的综合中游网络中。例如,我们使用Front Range管道和德克萨斯快速管道将混合的NGL输送到我们的钱伯斯县NGL分馏和储存设施,并使用Seaway管道将原油输送到我们在德克萨斯州休斯顿地区的码头。鉴于这些权益法投资于我们的业务的整体性质,我们认为将来自该等投资对象的权益收益作为毛利和营业收入的组成部分列报是有意义和适当的。
下表列出了按业务部门划分的信息以及与我们的综合资产负债表总额的对账情况:
|
|
可报告的业务细分市场 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NGL 管道 &服务 |
|
|
原油 管道 &服务 |
|
|
天然气 管道 &服务 |
|
|
石油化工 精炼(&E) 产品 服务 |
|
|
调整 和 淘汰 |
|
|
已整合 总计 |
|
财产、厂房和设备,净额:(见注4) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2022年12月31日的年度 |
|
$ |
17,283 |
|
|
$ |
6,760 |
|
|
$ |
9,721 |
|
|
$ |
7,770 |
|
|
$ |
2,867 |
|
|
$ |
44,401 |
|
截至2021年12月31日的年度 |
|
|
17,202 |
|
|
|
6,974 |
|
|
|
8,560 |
|
|
|
7,736 |
|
|
|
1,616 |
|
|
|
42,088 |
|
截至2020年12月31日的年度 |
|
|
17,128 |
|
|
|
6,983 |
|
|
|
8,466 |
|
|
|
7,528 |
|
|
|
1,808 |
|
|
|
41,913 |
|
对未合并附属公司的投资:(见注5) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2022年12月31日的年度 |
|
|
640 |
|
|
|
1,677 |
|
|
|
32 |
|
|
|
3 |
|
|
|
– |
|
|
|
2,352 |
|
截至2021年12月31日的年度 |
|
|
656 |
|
|
|
1,738 |
|
|
|
31 |
|
|
|
3 |
|
|
|
– |
|
|
|
2,428 |
|
截至2020年12月31日的年度 |
|
|
672 |
|
|
|
1,724 |
|
|
|
31 |
|
|
|
2 |
|
|
|
– |
|
|
|
2,429 |
|
无形资产,净额:(见注6) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2022年12月31日的年度 |
|
|
865 |
|
|
|
1,776 |
|
|
|
1,206 |
|
|
|
118 |
|
|
|
– |
|
|
|
3,965 |
|
截至2021年12月31日的年度 |
|
|
317 |
|
|
|
1,860 |
|
|
|
849 |
|
|
|
125 |
|
|
|
– |
|
|
|
3,151 |
|
截至2020年12月31日的年度 |
|
|
334 |
|
|
|
1,937 |
|
|
|
905 |
|
|
|
133 |
|
|
|
– |
|
|
|
3,309 |
|
商誉:(见注6) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2022年12月31日的年度 |
|
|
2,811 |
|
|
|
1,841 |
|
|
|
– |
|
|
|
956 |
|
|
|
– |
|
|
|
5,608 |
|
截至2021年12月31日的年度 |
|
|
2,652 |
|
|
|
1,841 |
|
|
|
– |
|
|
|
956 |
|
|
|
– |
|
|
|
5,449 |
|
截至2020年12月31日的年度 |
|
|
2,652 |
|
|
|
1,841 |
|
|
|
– |
|
|
|
956 |
|
|
|
– |
|
|
|
5,449 |
|
细分资产: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
截至2022年12月31日的年度 |
|
|
21,599 |
|
|
|
12,054 |
|
|
|
10,959 |
|
|
|
8,847 |
|
|
|
2,867 |
|
|
|
56,326 |
|
截至2021年12月31日的年度 |
|
|
20,827 |
|
|
|
12,413 |
|
|
|
9,440 |
|
|
|
8,820 |
|
|
|
1,616 |
|
|
|
53,116 |
|
截至2020年12月31日的年度 |
|
|
20,786 |
|
|
|
12,485 |
|
|
|
9,402 |
|
|
|
8,619 |
|
|
|
1,808 |
|
|
|
53,100 |
|
分部资产包括物业、厂房及设备、对未合并联营公司的投资、无形资产及商誉。该等金额的账面价值根据每项资产或投资的主要业务及对该特定分部的毛利贡献分配至每一分部。由于在建工程(物业、厂房及设备的一部分)不会对分部毛利作出贡献,因此在相关资产投入使用前,该等金额会从分部资产总额中剔除。无形资产和商誉根据与其相关的资产分类分配给每个分部。我们合并总资产的其余部分(主要由营运资本资产组成)不包括在分部资产中,因为这些金额不属于某一特定分部(例如现金)。
补充收入和费用信息
下表提供了有关我们所示年份的综合收入、成本和支出的更多信息:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
综合收入: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NGL管道和服务 |
|
$ |
24,259 |
|
|
$ |
16,302 |
|
|
$ |
11,177 |
|
原油管道和服务 |
|
|
18,561 |
|
|
|
10,902 |
|
|
|
6,689 |
|
天然气管道和服务 |
|
|
6,260 |
|
|
|
4,400 |
|
|
|
2,553 |
|
石化及成品油服务 |
|
|
9,106 |
|
|
|
9,203 |
|
|
|
6,781 |
|
合并总收入 |
|
$ |
58,186 |
|
|
$ |
40,807 |
|
|
$ |
27,200 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
合并成本和费用: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
运营成本和支出: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
销售成本 |
|
$ |
45,836 |
|
|
$ |
29,887 |
|
|
$ |
16,723 |
|
其他经营成本和支出(1) |
|
|
3,454 |
|
|
|
2,915 |
|
|
|
2,800 |
|
折旧、摊销和增值 |
|
|
2,158 |
|
|
|
2,038 |
|
|
|
1,962 |
|
商誉减值 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
296 |
|
商誉以外的资产减值 |
|
|
53 |
|
|
|
233 |
|
|
|
594 |
|
NeT损失(g可归因于资产出售和相关事项 |
|
|
1 |
|
|
|
5 |
|
|
|
(4 |
) |
一般和行政费用 |
|
|
241 |
|
|
|
209 |
|
|
|
220 |
|
合并成本和费用总额 |
|
$ |
51,743 |
|
|
$ |
35,287 |
|
|
$ |
22,591 |
|
我们产品销售收入和销售成本的波动在很大程度上是由能源大宗商品价格的变化解释的。一般来说,能源商品价格上涨会导致我们的产品销售收入增加;然而,由于购买成本较高,预计这些商品价格上涨也会增加相关的销售成本。在能源商品销售价格和购买成本较低的情况下,同样的关系也是如此。
主要客户信息
我们几乎所有的综合收入都是在美国赚取的,并来自广泛的客户基础。截至2022年12月31日止年度,Vitol Holding B.V.及其联属公司(统称“维他命占我们综合收入的10.2%,即59.2亿美元。维他命是一家全球性的能源和大宗商品贸易公司。2022年期间从Vitol获得的收入包括在我们的四个业务部门中。
在截至2021年12月31日或2020年12月31日的年度内,没有任何单一客户占我们综合收入的10%或更多。
注11.单位收益
下表列出了我们对所示年份每普通单位的基本收益和摊薄收益的计算:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
普通单位基本收入 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
可归因于普通单位持有人的净收入 |
|
$ |
5,487 |
|
|
$ |
4,634 |
|
|
$ |
3,775 |
|
分配给虚拟单位奖励的收益(1) |
|
|
(46 |
) |
|
|
(37 |
) |
|
|
(32 |
) |
分配给普通单位持有人的净收入 |
|
$ |
5,441 |
|
|
$ |
4,597 |
|
|
$ |
3,743 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
基本加权-未完成的公用事业单位平均数 |
|
|
2,178 |
|
|
|
2,183 |
|
|
|
2,186 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
普通单位基本收入 |
|
$ |
2.50 |
|
|
$ |
2.11 |
|
|
$ |
1.71 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
摊薄后的单位收益 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
可归因于普通单位持有人的净收入 |
|
$ |
5,487 |
|
|
$ |
4,634 |
|
|
$ |
3,775 |
|
优先股的净收入 |
|
|
3 |
|
|
|
4 |
|
|
|
1 |
|
有限责任合伙人应占净收益 |
|
$ |
5,490 |
|
|
$ |
4,638 |
|
|
$ |
3,776 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
稀释加权-未完成单位的平均数量: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
配电网通用单元 |
|
|
2,178 |
|
|
|
2,183 |
|
|
|
2,186 |
|
幻影单元(2) |
|
|
19 |
|
|
|
18 |
|
|
|
16 |
|
首选单位(2) |
|
|
2 |
|
|
|
2 |
|
|
|
– |
|
总计 |
|
|
2,199 |
|
|
|
2,203 |
|
|
|
2,202 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
摊薄后的单位收益 |
|
$ |
2.50 |
|
|
$ |
2.10 |
|
|
$ |
1.71 |
|
注12.业务合并
2022年2月17日,Enterprise的一家关联公司收购了Navitas Midstream Partners,LLC(“纳维塔斯中流”)为$3.2十亿美元现金。我们使用EPO商业票据计划下发行短期票据的收益和手头现金为现金对价提供资金。
Navitas Midstream的资产(“米德兰盆地系统”)包括约1,750英里长的管道和超过1.0Bcf/d的低温天然气处理能力。收购的业务将我们的天然气加工和NGL业务扩展到德克萨斯州西部的米德兰盆地。
在根据ASC 805的收购方法下对Navitas Midstream的收购进行了说明,企业合并。购买对价的初步分配是根据收购中收购的有形和可识别无形资产以及承担的负债的估计公允价值计算的。初步分配给主要类别的资产和负债是根据管理层的最佳估计数,并得到独立第三方分析的支持。
下表显示于2022年2月17日(收购生效日期)收购的资产及承担的负债的最终公允价值分配。
收购Navitas Midstream 100%权益的价格 |
|
$ |
3,231 |
|
取得的可确认资产和承担的负债的确认金额: |
|
|
|
|
现金和现金等价物 |
|
$ |
27 |
|
财产、厂房和设备 |
|
|
2,080 |
|
基于合同的无形资产 |
|
|
989 |
|
承担负债,扣除收购的其他资产后的净额(1) |
|
|
(24 |
) |
可确认净资产总额 |
|
$ |
3,072 |
|
商誉 |
|
$ |
159 |
|
所购物业、厂房和设备的估计公允价值是采用成本法确定的。财产、厂房和设备的公允价值主要包括#美元的个人财产。1.6亿美元,不动产价值$250百万美元,在建金额为175百万美元。有关我们的物业、厂房和设备的更多信息,请参见附注4。
基于合同的无形资产代表我们分配给与客户签订的长期合同的估计价值,这些客户将未来的租赁生产专门用于我们的系统。收购的基于合同的无形资产的估计公允价值是使用收益法,特别是贴现现金流分析来确定的。公允价值估计纳入了第3级投入,其中包括:(1)管理层根据所服务的碳氢化合物资源盆地的估计经济寿命和资源衰减率对米德兰盆地系统产生的现金流的长期预测;(2)贴现率为15.5%,这是基于参考Navitas Midstream收购的隐含回报率和一个市场参与者的基准分析,加权平均资本成本。我们将使用生产单位法对分配给这项无形资产的价值进行摊销。所购入的基于合同的无形资产的估计使用寿命为30好几年了。
我们记录了$159与这笔交易有关的百万商誉。总的来说,我们将这一善意归因于我们有能力利用收购的业务和我们现有的NGL资产基础来创造未来的商业机会。
所收购业务的加工活动的财务结果于NGL管道及服务业务分部报告,而收集活动则于天然气管道及服务业务分部报告。
在截至2022年12月31日的一年中,这项新收购的业务对我们的综合收入和净收入的贡献并不大。此外,在截至2022年12月31日的年度内,与收购相关的成本并不重要。
在历史预计基础上,如果收购在2021年1月1日而不是2022年2月17日完成,我们在截至2022年12月31日和2021年12月31日的年度的收入、成本和支出、营业收入、普通股持有人应占净收入以及单位收益与我们实际报告的数字不会有实质性差异。
注13.以股权为基础的奖励
EPCO基于股权的奖励的公允价值的分配部分根据美国会计准则向我们收取。下表汇总了我们在指定年度确认的与股权奖励相关的薪酬支出:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
股权分类奖项: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
幻影单位奖 |
|
$ |
153 |
|
|
$ |
146 |
|
|
$ |
150 |
|
利润利息奖励 |
|
|
4 |
|
|
|
6 |
|
|
|
9 |
|
总计 |
|
$ |
157 |
|
|
$ |
152 |
|
|
$ |
159 |
|
股权分类奖励的公允价值在必要的服务或归属期间摊销为收益。股权分类奖励预计将导致在归属时发行伙伴关系的共同单位。
2022年11月,我们的单位持有人批准了2008年企业产品长期激励计划(第四修正案和重述) (简称“2008计划”)。2008年计划也得到了(I)全科医生董事会治理委员会的激励计划管理小组委员会(“小组委员会”)和(Ii)全科医生董事会的批准,根据该计划,任何非雇员、董事、合伙企业或其附属公司的员工或顾问直接或间接地为合伙企业或其子公司提供服务,都可以获得以期权、受限单位、影子单位、分配等价权、单位增值权、单位奖励、其他基于单位的奖励或替代奖励的形式的奖励薪酬。
根据2008年计划核准发放的伙伴关系共同单位的最高数目为165,000,000在2022年12月31日。2008年计划的有效期至2032年11月22日,如果较早,则有效期至(1)2008年计划下所有可用的共同单位交付给与会者之时,或(2)环境保护局董事会或IPA小组委员会终止2008年计划之时。在实施根据2008年计划授予的奖励后,截至2022年12月31日,共有115,360,224还有更多的共同单位可供发行。在考虑了扣缴税款的要求后,我们发布了4,571,333, 3,936,437和3,162,095分别于2022年、2021年和2020年12月31日终了年度与授予幻影单位奖有关的共同单位。
幻影单元奖
根据惯例没收条款,影子单位奖励允许接受者在规定的归属期届满后获得合伙企业的共同单位(接受者除了履行所需的服务和其他条件外,无需支付任何费用)。我们预计虚拟单位将导致在归属时发行共同单位;因此,这些赠款被计入股权分类奖励。幽灵单位奖的授予比例一般为25从授予之日起一年起每年%,并且在所需服务期满之前不归属。
虚拟单位奖励的授予日期公允价值以授予之日伙伴关系共同单位的每单位市场价格为基础。补偿支出按授予日期公允价值扣除估计没收准备后,在必要的服务或归属期间确认。
下表列出了所示年份的虚拟单位奖励活动:
|
|
数量 单位 |
|
|
加权的- 平均补助金 日期公允价值 每单位(1) |
|
幽灵单位奖在2019年12月31日 |
|
|
12,974,684 |
|
|
$ |
27.21 |
|
已批准(2) |
|
|
7,405,245 |
|
|
$ |
25.71 |
|
既得 |
|
|
(4,532,269 |
) |
|
$ |
26.35 |
|
被没收 |
|
|
(178,218 |
) |
|
$ |
26.73 |
|
幽灵单位奖在2020年12月31日 |
|
|
15,669,442 |
|
|
$ |
26.76 |
|
已批准(3) |
|
|
7,720,645 |
|
|
$ |
21.30 |
|
既得 |
|
|
(5,648,281 |
) |
|
$ |
26.98 |
|
被没收 |
|
|
(570,887 |
) |
|
$ |
24.44 |
|
幽灵单位奖在2021年12月31日 |
|
|
17,170,919 |
|
|
$ |
24.31 |
|
已批准(4) |
|
|
7,968,880 |
|
|
$ |
24.11 |
|
既得 |
|
|
(6,616,741 |
) |
|
$ |
25.08 |
|
被没收 |
|
|
(540,113 |
) |
|
$ |
23.92 |
|
幽灵单位奖在2022年12月31日 |
|
|
17,982,945 |
|
|
$ |
23.94 |
|
2008年计划规定发放与幻影单位奖励有关的DER。DER使参与者有权获得不可没收的现金付款,相当于参与者未偿还的幻影单位奖励数量与合伙企业向其普通单位持有人支付的每个共同单位的现金分配的乘积。当影子单位奖励预计将导致发行共同单位时,与DER相关的现金支付将计入合伙人权益;否则,此类金额将被支出。
下表提供了有关所示年份的虚拟单位奖励的补充信息:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
与DERS有关的现金付款 |
|
$ |
34 |
|
|
$ |
31 |
|
|
$ |
27 |
|
期间内归属的虚拟单位奖励的内在价值合计 |
|
$ |
160 |
|
|
$ |
124 |
|
|
$ |
115 |
|
对于埃克森美孚集团公司,与影子单位奖励有关的未确认补偿费用为#美元。153截至2022年12月31日,我们的成本为100万美元,目前估计我们在此类成本中的份额为123百万美元。由于这些奖励的分级归属条款,我们预计将在加权平均期间确认我们在这些奖励的未确认补偿成本中的份额。2.1好几年了。
利息奖
在2016年和2018年,EPCO控股公司(“EPCO控股”)是EPCO的一家私人附属公司,它将其拥有的合伙企业的共同单位的一部分贡献给有限合伙企业(称为“员工合伙企业”),作为对EPCO关键员工的长期激励安排,向他们提供员工合伙企业的“利润权益”(以B类有限合伙人权益的形式)。名为(I)环保署公共合伙单位I L.P.(下称“PUBCO I”)、(Ii)环境保护署公共工程单位II L.P.(下称“PUBCO II”)及(Iii)环境保护署私人合伙单位I L.P.(下称“私人公司I”)的雇员合伙关系由EPCO Holdings于2016年成立。名为(I)EPD 2018第四单位L.P.(“EPD IV”)及(Ii)EPCO第二单位(“EPCO II”)的雇员合伙关系由EPCO Holdings于2018年成立。Pubco I的B类有限合伙人权益于2020年2月授予。Pubco II和Privco I的B类有限合伙人权益于2021年6月归属。
作为对合伙企业共同单位的贡献的交换,EPCO控股公司被接纳为每个员工合伙企业的A类有限合伙人。同样在适用的出资日期,某些EPCO关键员工获得了B类有限合伙人权益(即利润利息奖励),并被接纳为每个员工合伙企业的B类有限合伙人,所有这些员工都没有任何出资。EPCO是每个员工合伙企业的普通合伙人。
每个季度,员工合伙企业作为合伙企业共同单位的所有者,与合伙企业的其他共同单位持有人一样,从合伙企业获得现金分配。雇员合伙企业收到的现金首先用于向A类有限合伙人支付现金分配,现金分配等于(I)雇员合伙企业拥有的合伙企业的共同单位数量与(Ii)A类优先股收益的乘积(须进行公平调整,以反映任何股权拆分、股权分配或股息、反向拆分、合并、重新分类、资本重组或其他影响该等共同单位的类似事件)。在向A类有限合伙人支付这笔季度款项后,如果员工合伙企业有剩余现金,剩余现金将按季度分配给B类有限合伙人作为分配。
于雇员合伙清盘时,当时公平市价相当于A类有限合伙人于该雇员合伙的资本基础的资产将分配予A类有限合伙人。如上所述,该雇员合伙企业的任何剩余资产将作为剩余利润权益分配给该雇员合伙企业的B类有限合伙人,该剩余利润权益代表该雇员合伙企业的资产自EPCO控股公司对其作出贡献之日起的增值。
除非EPCO和每个员工合伙的多数有限合伙人同意,否则该员工合伙最早将在下列情况下终止:30(Ii)控制权的变更或(Iii)雇员合伙的解散。
单独而言,如果参与EPCO的员工在归属前终止其在EPCO的雇佣关系,每个B类有限合伙人的权益将被没收,死亡、残疾和某些退休的例外情况除外。一旦控制权发生某些变化,没收的风险也将失效。被没收的个人B类有限合伙人权益将分配给剩余的B类有限合伙人。
下表汇总了截至2022年12月31日的每个员工合作伙伴关系的关键要素:
员工 伙伴关系 |
伙伴关系 公共单位 贡献者 EPCO控股公司 |
A类 资本 基座(1) |
A类 偏好 返回 每单位 |
预期 归属/ 清算 日期 |
估计数 的公允价值 利润利息 奖项(2) |
无法识别 补偿 成本(3) |
环保署IV |
6,400,000 |
$173 |
$0.4325 |
2023年12月 |
$25 |
$4 |
EPCO II |
1,600,000 |
$43 |
$0.4325 |
2023年12月 |
$6 |
$– |
每个员工合伙企业的公允价值(在授予日或修改日)基于(I)该员工合伙企业在清算时将分配给其B类有限责任合伙人的资产的估计价值(使用Black-Scholes期权定价模型确定),以及(Ii)基于贴现现金流分析的该等B类有限责任合伙人预计在员工合伙企业存续期间将获得的剩余季度现金金额的价值。
下表总结了我们在应用布莱克-斯科尔斯期权定价模型时使用的假设,以推导出每个员工合伙企业的利润利息奖励(在授予日期或修改日期)的估计公允价值部分:
|
预期寿命 |
无风险 |
预期 |
预期单位 |
员工 |
获奖名单 |
利息 |
分布 |
价格 |
伙伴关系 |
开始授予日期 |
费率 |
产率 |
波动率 |
环保署IV |
5.0年份 |
0.2%至2.8% |
6.5%至8.4% |
27%至39% |
EPCO II |
5.0年份 |
0.2%至2.8% |
6.3%至8.4% |
24%至36% |
应占利润利息奖励的薪酬支出以每笔奖励的估计公允价值为基础。根据美国会计准则,这些股权奖励的公允价值的一部分作为非现金支出分配给我们。我们不负责向EPCO偿还员工合伙关系的任何费用,包括EPCO控股公司所作单位的任何贡献的价值。
附注14.套期保值活动和公允价值计量
在我们正常的经营过程中,我们面临着一定的风险,包括利率和商品价格的变化。为了管理与资产、负债和某些预期未来交易相关的风险,我们使用衍生工具,如期货、远期合约、掉期、期权和其他具有类似特征的工具。我们几乎所有的衍生品都用于非交易活动。
利率对冲活动
我们可能会利用利率互换、远期互换、订立远期互换(“互换”)的期权、国库锁和类似的衍生工具来管理我们对某些合并债务协议下借款利率变化的风险敞口。这一策略可用于控制与此类借款相关的整体资金成本。
国库锁
国库锁是一种协议,它在既定的一段时间内固定特定美国国库证券的价格(或收益率)。我们使用国库锁定协议来对冲利率变化的风险敞口,并降低预期未来债券发行的融资成本的波动性。在2022年第四季度,我们达成了一项国库锁定交易,将10年期国库利率固定在3.45%,名义金额为$750百万美元。2023年1月,我们签订了一项额外的国库锁定交易,将三年期国库利率定为4.165%,名义金额为$750百万美元。这些交易的目的是对冲与预计将于2023年1月发生的债务发行相关的基本利率风险(见附注20)。我们的两笔国库锁定交易都被指定为与预期债务发行相关的利息支付的现金流对冲。2023年1月,我们在发行三年期和十年期债券的同时终止了这两笔国库锁定交易,并获得了总计#美元的现金收益。21百万美元。作为现金流对冲,这些衍生工具的收益反映为累积的其他全面收益的组成部分,并将在每次发行的整个期限内作为利息支出的减少额摊销至收益。
远期开始掉期
远期启动掉期在掉期协议生效之日至未来发债日之间的一段时间内对冲标的基准利率上升的风险。根据远期掉期的条款,吾等根据适用于名义金额的固定利率向交易对手支付金额(于工具的预期结算日期),并从交易对手收取相等于相同名义金额的浮动利率(基于LIBOR或同等指数利率)的金额。
在2021年期间,我们终止了1.110亿的远期掉期名义金额,产生净现金收益#美元75百万美元。由于与某些远期开始掉期相关的原始掉期没有被指定为对冲工具,并须按市值计价会计,我们先前在远期开始掉期开始时发生了一笔未实现的按市值计价的亏损$。48这反映为2019年利息支出的增加。在执行掉期并被放入远期启动掉期后,这些工具立即被指定为现金流对冲。自开始至2021年3月终止日期止期间,我们确认远期开始掉期的累计收益为123累计其他综合收入100万美元,其中#美元99百万美元重新归类为收益(作为利息支出的减少)30-关联债务截至2053年2月的年限和$22百万美元将重新分类为相关优先票据GGG(见附注20)的累积寿命内的收益(作为利息支出的减少)和未来债务。我们重新分类了$22021年累计收益中的100万作为利息支出的减少。
在2020年期间,我们终止了一笔总计$575远期开始掉期名义金额为100万美元,导致净现金支付#美元33百万美元。作为现金流量对冲,这些衍生工具的亏损反映为累计其他全面亏损的组成部分,并摊销为年度收益(作为利息支出的增加)。30-关联债务的年限至2051年1月。
商品套期保值活动
天然气、液化石油气、原油、石化产品和成品油的价格会随着供求、市场状况和各种我们无法控制的额外因素的变化而波动。为了管理这样的价格风险,我们签订了商品衍生工具,如实物远期合约、期货合约、固定浮动掉期和基差掉期。
截至2022年12月31日,我们的主要大宗商品对冲策略包括(I)对与运输、储存和混合活动相关的商品产品的预期未来购买和销售进行对冲,(Ii)对天然气加工利润率进行对冲,以及(Iii)对库存商品产品的公允价值进行对冲。
• |
我们预期未来商品买卖对冲计划的目标是透过使用衍生工具及相关合约锁定买卖价格,以对冲某些运输、储存、混合及经营活动的边际利润。 |
• |
我们的天然气加工对冲计划的目标是对冲与这些活动相关的一定数额的收益。我们通过使用衍生工具和相关合同为我们预期的权益NGL生产的一部分执行固定价格销售来实现这一目标。对于某些天然气加工合同,预期权益NGL产量的对冲还涉及购买天然气以换取收缩,这是使用衍生品工具和相关合同进行对冲的。 |
• |
我们的库存对冲计划的目标是通过使用衍生工具和相关合同锁定库存的销售价格,从而对冲目前库存中商品产品的公允价值。 |
下表汇总了我们截至2022年12月31日未偿还的大宗商品衍生工具组合(如上所述的交易量衡量标准):
|
卷(1) |
|
会计核算 |
派生目的 |
当前 (2) |
|
长期的(2) |
|
治疗 |
指定为对冲工具的衍生工具: |
|
|
|
|
|
天然气加工: |
|
|
|
|
|
工厂热力减排的天然气采购量预测(Bcf) |
12.9 |
|
不适用 |
|
现金流对冲 |
辛烷值增强: |
|
|
|
|
|
辛烷值增强型产品(MMBbls)预测销量 |
20.3 |
|
0.4 |
|
现金流对冲 |
天然气营销: |
|
|
|
|
|
天然气储存库存管理活动(Bcf) |
2.8 |
|
不适用 |
|
公允价值对冲 |
NGL营销: |
|
|
|
|
|
天然气和相关碳氢化合物产品的预测购买量(MMBbls) |
163.1 |
|
0.2 |
|
现金流对冲 |
天然气及相关碳氢化合物产品的预测销售量(MMBbls) |
170.4 |
|
1.8 |
|
现金流对冲 |
精品营销: |
|
|
|
|
|
成品油预计购买量(MMBbls) |
0.1 |
|
不适用 |
|
现金流对冲 |
原油营销: |
|
|
|
|
|
原油预测购买量(MMBbls) |
9.4 |
|
不适用 |
|
现金流对冲 |
预计原油销售量(MMBbls) |
6.5 |
|
不适用 |
|
现金流对冲 |
石化营销: |
|
|
|
|
|
石油化工产品预测销售量(MMBbls) |
1.0 |
|
不适用 |
|
现金流对冲 |
商业能源: |
|
|
|
|
|
与资产运营相关的电力预计购买量(太瓦时(TWh)) |
1.4 |
|
3.0 |
|
现金流对冲 |
未被指定为对冲工具的衍生工具: |
|
|
|
|
|
天然气风险管理活动(Bcf)(3) |
16.0 |
|
不适用 |
|
按市值计价 |
NGL风险管理活动(MMBbls)(3) |
35.8 |
|
0.1 |
|
按市值计价 |
精炼产品风险管理活动(MMBbls)(3) |
3.8 |
|
不适用 |
|
按市值计价 |
原油风险管理(MMBbls)(3) |
26.1 |
|
不适用 |
|
按市值计价 |
按公允价值套期保值的存货账面金额为$12百万美元和美元102分别为2022年12月31日和2021年12月31日。
若干基差掉期、基差期权及其他非指定为对冲工具的衍生工具用于管理与预期商品产品买卖有关的市场风险。这些交易的时间存在一些不确定性,这通常是由于出现了更有利的盈利机会,或者当价差不足以弥补可变成本时,从而降低了交易在最初预测的期间发生的可能性。根据衍生工具会计指引,这些工具不符合对冲会计的资格,即使它们有效地管理标的资产的风险敞口。由于大宗商品价格的波动,任何非现金、按市值计价的收益波动都无法预测。
公允价值金额及损益的表格列报
衍生工具及相关对冲项目
下表提供了我们在指定日期的衍生品资产和负债的资产负债表概览:
|
资产衍生品 |
|
负债衍生工具 |
|
2022年12月31日 |
|
2021年12月31日 |
|
2022年12月31日 |
|
2021年12月31日 |
|
天平 薄片 位置 |
公平 价值 |
|
天平 薄片 位置 |
公平 价值 |
|
天平 薄片 位置 |
公平 价值 |
|
天平 薄片 位置 |
公平 价值 |
指定为对冲工具的衍生工具 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
利率衍生品 |
当前 资产 |
$ |
26 |
|
当前 资产 |
$ |
– |
|
当前 负债 |
$ |
– |
|
当前 负债 |
$ |
– |
商品衍生品 |
当前 资产 |
$ |
422 |
|
当前 资产 |
$ |
195 |
|
当前 负债 |
$ |
316 |
|
当前 负债 |
$ |
212 |
商品衍生品 |
其他资产 |
|
43 |
|
其他资产 |
|
– |
|
其他负债 |
|
58 |
|
其他负债 |
|
1 |
大宗商品衍生品总量 |
|
|
465 |
|
|
|
195 |
|
|
|
374 |
|
|
|
213 |
指定为对冲工具的衍生工具总额 |
|
$ |
491 |
|
|
$ |
195 |
|
|
$ |
374 |
|
|
$ |
213 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
未被指定为对冲工具的衍生工具 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
商品衍生品 |
当前 资产 |
$ |
21 |
|
当前 资产 |
$ |
42 |
|
当前 负债 |
$ |
38 |
|
当前 负债 |
$ |
42 |
商品衍生品 |
其他资产 |
|
– |
|
其他资产 |
|
2 |
|
其他负债 |
|
– |
|
其他负债 |
|
1 |
大宗商品衍生品总量 |
|
|
21 |
|
|
|
44 |
|
|
|
38 |
|
|
|
43 |
未被指定为对冲工具的衍生品总额 |
|
$ |
21 |
|
|
$ |
44 |
|
|
$ |
38 |
|
|
$ |
43 |
我们的若干商品衍生工具须遵守主要净额结算安排或类似协议。下表列出了在指定日期受此类安排约束的我们的衍生工具:
|
金融资产与衍生资产的抵销 |
|
|
|
|
|
|
|
|
未抵销的总金额 在资产负债表中 |
|
|
|
|
毛收入 数额: 公认的 资产 |
|
毛收入 金额 的偏移量 资产负债表 |
|
金额 资产的价值 已提交 在 资产负债表 |
|
金融 仪器 |
|
|
现金 抵押品 已收到 |
|
|
现金 抵押品 已支付 |
|
金额为 会不会有 已提交 按净额计算 |
|
|
(i) |
|
(Ii) |
|
(iii) = (i) – (ii) |
|
(Iv) |
|
(v) = (iii) + (iv) |
|
截至2022年12月31日: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
利率衍生品 |
|
$ |
26 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
26 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
26 |
|
商品衍生品 |
|
|
486 |
|
|
|
– |
|
|
|
486 |
|
|
|
(411 |
) |
|
|
– |
|
|
|
(74 |
) |
|
|
1 |
|
自.起2021年12月31日: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
商品衍生品 |
|
$ |
239 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
239 |
|
|
$ |
(233 |
) |
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
6 |
|
|
金融负债与衍生负债的抵销 |
|
|
|
|
|
|
|
|
未抵销的总金额 在资产负债表中 |
|
|
|
|
毛收入 数额: 公认的 负债 |
|
毛收入 金额 的偏移量 资产负债表 |
|
金额 负债的比例 已提交 在 资产负债表 |
|
金融 仪器 |
|
现金 抵押品 已支付 |
|
金额为 会不会有 已提交 按净额计算 |
|
|
(i) |
|
(Ii) |
|
(iii) = (i) – (ii) |
|
(Iv) |
|
(v) = (iii) + (iv) |
|
自.起2022年12月31日: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
商品衍生品 |
|
$ |
412 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
412 |
|
|
$ |
(411 |
) |
|
$ |
– |
|
|
$ |
1 |
|
自.起2021年12月31日: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
商品衍生品 |
|
$ |
256 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
256 |
|
|
$ |
(233 |
) |
|
$ |
(17 |
) |
|
$ |
6 |
|
于综合资产负债表记录的衍生工具资产及负债按毛数呈列,并按个别交易水平厘定。无论相应的交易所清算协议、交易对手合同或主净额结算协议是否包含通常称为“抵销权”的净额结算语言,这种列报方法都适用。虽然衍生品金额是按毛额列报,但拥有抵销权可在交易对手违约或清算的情况下结清净额,而不是应收或应付总额。
根据某些协议,现金被作为抵押品支付和接收,特别是对于那些与交易所交易相关的协议。对于任何现金抵押品付款或收据,相应的资产或负债被记录以反映交易所结算经纪和客户的保证金存款或收据的差异。这些余额也在我们的综合资产负债表中按毛数列示。
上述表格提供了一种方法,用于比较衍生资产和负债总额(不包括相关应收账款和应收账款)与基于各自衍生协议中存在抵销权的违约情况下可能应收或应付的净额。支付或收到的任何现金抵押品都反映在这些表格中,但仅限于它代表差异利润率的程度。不受衍生资产或负债金额影响的任何与衍生预付款项或初始保证金有关的金额,或仅按其体积名义金额厘定的金额,均不包括在这些表格内。
下表显示了我们被指定为公允价值对冲的衍生工具对我们所示年度的综合运营报表的影响:
公允价值衍生产品 对冲关系 |
位置 |
|
确认的损益 衍生品收益 |
|
|
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
商品衍生品 |
收入 |
|
$ |
(103 |
) |
|
$ |
(243 |
) |
|
$ |
(88 |
) |
总计 |
|
|
$ |
(103 |
) |
|
$ |
(243 |
) |
|
$ |
(88 |
) |
公允价值衍生产品 对冲关系 |
位置 |
|
确认的损益 套期项目的收入 |
|
|
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
商品衍生品 |
收入 |
|
$ |
66 |
|
|
$ |
226 |
|
|
$ |
168 |
|
总计 |
|
|
$ |
66 |
|
|
$ |
226 |
|
|
$ |
168 |
|
在列报的所有期间内,与公允价值对冲无效对应的收益(亏损)可以忽略不计。列报的每一期间的剩余收益(亏损)主要归因于即期与远期月份之间的差价,这些差价被排除在对冲有效性的评估之外。
下表显示了我们指定为现金流量对冲的衍生工具对我们的综合业务表和综合全面收益表的影响:
现金流中的衍生工具 对冲关系 |
确认的价值变化 其他全面收益(亏损) 浅谈导数 |
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
2022 |
|
2021 |
|
2020 |
|
利率衍生品 |
|
$ |
26 |
|
|
$ |
183 |
|
|
$ |
(127 |
) |
商品衍生品--收入(1) |
|
|
227 |
|
|
|
(658 |
) |
|
|
134 |
|
商品衍生品--经营成本和费用(1) |
|
|
27 |
|
|
|
(20 |
) |
|
|
(10 |
) |
总计 |
|
$ |
280 |
|
|
$ |
(495 |
) |
|
$ |
(3 |
) |
现金流中的衍生工具 对冲关系 |
位置 |
|
损益重新归类自 累计其他综合 收入(亏损)与收入之比 |
|
|
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
利率衍生品 |
利息支出 |
|
$ |
(19 |
) |
|
$ |
(38 |
) |
|
$ |
(39 |
) |
商品衍生品 |
收入 |
|
|
181 |
|
|
|
(893 |
) |
|
|
283 |
|
商品衍生品 |
营运成本及开支 |
|
|
39 |
|
|
|
(15 |
) |
|
|
(10 |
) |
总计 |
|
|
$ |
201 |
|
|
$ |
(946 |
) |
|
$ |
234 |
|
在接下来的12个月里,我们预计将把美元重新分类2利率衍生工具的应占收益从累积的其他全面收入转为作为利息支出减少的收益。同样,我们预计将重新分类$188可归因于商品衍生工具的净收益从累积的其他全面收入转为收益,为#美元206百万美元,作为收入的增加和18作为运营成本和支出的增加,这一数字为100万美元。
下表列出了我们未被指定为套期保值工具的衍生工具对我们所示年度的综合经营报表的影响:
衍生工具未被指定为 套期保值工具 |
位置 |
|
确认的损益 衍生品收益 |
|
|
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
商品衍生品 |
收入 |
|
$ |
74 |
|
|
$ |
150 |
|
|
$ |
166 |
|
商品衍生品 |
营运成本及开支 |
|
|
14 |
|
|
|
1 |
|
|
|
– |
|
总计 |
|
|
$ |
88 |
|
|
$ |
151 |
|
|
$ |
166 |
|
这一美元88截至2022年12月31日止年度确认的未被指定为对冲工具的衍生工具的净收益(如上表所示)为136百万美元的已实现净收益和48可归因于大宗商品衍生品的未实现按市值计价净亏损100万欧元。
包括公允价值套期保值和未被指定为套期保值工具的衍生工具在内,毛利中包含的未实现按市值计价的收益(亏损)如下所示年度:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
按市值计价的毛利率收益(亏损): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
NGL管道和服务 |
|
$ |
(52 |
) |
|
$ |
40 |
|
|
$ |
48 |
|
原油管道和服务 |
|
|
(30 |
) |
|
|
(3 |
) |
|
|
20 |
|
天然气管道和服务 |
|
|
(3 |
) |
|
|
(2 |
) |
|
|
6 |
|
石化及成品油服务 |
|
|
7 |
|
|
|
(8 |
) |
|
|
5 |
|
按市值计价对毛利率的总影响 |
|
$ |
(78 |
) |
|
$ |
27 |
|
|
$ |
79 |
|
公允价值计量
下表按第1、2及3级公允价值体系(见附注2)按级别列出本行于指定日期的金融资产及负债的账面价值。这些资产和负债按经常性基础计量,并根据用于估计其公允价值的最低投入水平进行分类。我们对这些投入的相对重要性的评估需要判断。
商品衍生工具的价值是在芝加哥商品交易所(“芝加哥商品交易所”)第814条规则适用之前及之后列报,该规则认为芝加哥商品交易所结算的金融工具每日就变动保证金付款进行结算。由于这一交换规则,就财务报告而言,芝加哥商品交易所相关衍生品在资产负债表日被视为没有公允价值;然而,衍生品仍未偿还,并受未来大宗商品价格波动的影响,直到它们按照其合同条款结算为止。在芝加哥商品交易所以外的交易所(如洲际交易所或洲际交易所)清算的衍生品交易继续按毛额报告。
|
|
2022年12月31日 公允价值计量使用 |
|
|
|
|
|
|
报价 处于活动状态 市场: 相同的资产 和负债 (1级) |
|
|
意义重大 其他 可观察到的 输入量 (2级) |
|
|
意义重大 看不见 输入量 (3级) |
|
|
总计 |
|
金融资产: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
利率衍生品: |
|
$ |
– |
|
|
$ |
26 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
26 |
|
大宗商品衍生品: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
CME规则814适用前的价值 |
|
|
166 |
|
|
|
1,170 |
|
|
|
– |
|
|
|
1,336 |
|
芝加哥商品交易所规则814的影响 |
|
|
(161 |
) |
|
|
(689 |
) |
|
|
– |
|
|
|
(850 |
) |
大宗商品衍生品总量 |
|
|
5 |
|
|
|
481 |
|
|
|
– |
|
|
|
486 |
|
总计 |
|
$ |
5 |
|
|
$ |
507 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
512 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
财务负债: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
大宗商品衍生品: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
CME规则814适用前的价值 |
|
$ |
95 |
|
|
$ |
1,118 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
1,213 |
|
芝加哥商品交易所规则814的影响 |
|
|
(90 |
) |
|
|
(711 |
) |
|
|
– |
|
|
|
(801 |
) |
大宗商品衍生品总量 |
|
|
5 |
|
|
|
407 |
|
|
|
– |
|
|
|
412 |
|
总计 |
|
$ |
5 |
|
|
$ |
407 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
412 |
|
总体而言,我们大宗商品对冲投资组合的公允价值为2022年12月31日是一项净衍生资产为#美元123在芝加哥商品交易所规则814影响之前为100万美元。
|
|
2021年12月31日 公允价值计量使用 |
|
|
|
|
|
|
报价 处于活动状态 市场: 相同的资产 和负债 (1级) |
|
|
意义重大 其他 可观察到的 输入量 (2级) |
|
|
意义重大 看不见 输入量 (3级) |
|
|
总计 |
|
金融资产: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
大宗商品衍生品: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
CME规则814适用前的价值 |
|
$ |
122 |
|
|
$ |
1,110 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
1,232 |
|
芝加哥商品交易所规则814的影响 |
|
|
(122 |
) |
|
|
(871 |
) |
|
|
– |
|
|
|
(993 |
) |
大宗商品衍生品总量 |
|
|
– |
|
|
|
239 |
|
|
|
– |
|
|
|
239 |
|
总计 |
|
$ |
– |
|
|
$ |
239 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
239 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
财务负债: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
大宗商品衍生品: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
CME规则814适用前的价值 |
|
$ |
199 |
|
|
$ |
1,001 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
1,200 |
|
芝加哥商品交易所规则814的影响 |
|
|
(199 |
) |
|
|
(745 |
) |
|
|
– |
|
|
|
(944 |
) |
大宗商品衍生品总量 |
|
|
– |
|
|
|
256 |
|
|
|
– |
|
|
|
256 |
|
总计 |
|
$ |
– |
|
|
$ |
256 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
256 |
|
在资产负债表上记录的金融资产和负债2022年12月31日和2021使用重大不可观察的投入(第3级)以及按相关期间综合基准计算的经常性第3级金融资产及负债的公允价值变动,对综合财务报表并无重大影响。
其他公允价值信息
现金及现金等价物(包括受限制现金结余)、应收账款、商业票据及应付账款的账面值根据其短期性质与其公允价值相若。我们的固定利率债务的总公平价值估计为#美元。24.210亿美元33.5分别为2022年12月31日和2021年12月31日的10亿美元。这些债务债务的账面价值总额为#美元。27.510亿美元29.6分别为2022年12月31日和2021年12月31日的10亿美元。这些价值主要基于此类债务或类似期限和到期日的债务(第2级)的报价市场价格和我们的信用状况。市场利率的变化会影响我们固定利率债务的公允价值。我们的浮动利率长期债务债券的账面价值接近其公允价值,因为相关利率是基于市场的。我们没有任何按公允价值记录的债务或股权证券的长期投资。
附注15.关联方交易
下表汇总了我们在指定年份的关联方交易:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
与收入相关的各方: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
未合并的附属公司 |
|
$ |
59 |
|
|
$ |
80 |
|
|
$ |
37 |
|
与成本和费用相关的各方: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
EPCO及其私人持股附属公司 |
|
$ |
1,289 |
|
|
$ |
1,156 |
|
|
$ |
1,144 |
|
未合并的附属公司 |
|
|
209 |
|
|
|
265 |
|
|
|
204 |
|
总计 |
|
$ |
1,498 |
|
|
$ |
1,421 |
|
|
$ |
1,348 |
|
下表汇总了我们在指定日期的关联方应收账款和应付账款余额:
|
|
十二月三十一日, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
应收账款关联方: |
|
|
|
|
|
|
EPCO及其私人持股附属公司 |
|
$ |
1 |
|
|
$ |
1 |
|
未合并的附属公司 |
|
|
10 |
|
|
|
20 |
|
总计 |
|
$ |
11 |
|
|
$ |
21 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
应付帐款--关联方: |
|
|
|
|
|
|
|
|
EPCO及其私人持股附属公司 |
|
$ |
221 |
|
|
$ |
151 |
|
未合并的附属公司 |
|
|
11 |
|
|
|
16 |
|
总计 |
|
$ |
232 |
|
|
$ |
167 |
|
我们相信,我们的关联方协议的条款和条款对我们是公平的;然而,该等协议和交易可能不像我们从非关联第三方获得的那样对我们有利。
与EPCO及其附属公司的关系
我们与EPCO及其私有附属公司(包括我们的普通合作伙伴Enterprise GP)保持着广泛和持续的关系,这些公司不是我们合并后的公司集团的一部分。
截至2022年12月31日,EPCO及其私人持股附属公司(包括Dan Duncan LLC和某些Duncan家族信托基金)实益拥有我们的以下有限合伙人权益:
持有的有限合伙人权益总数 |
百分比 公共单位 杰出的 |
702,408,661公共单位 |
32.4% |
在EPCO及其私人持股附属公司持有的伙伴关系共同单位总数中,92,976,464已在2022年12月31日作为EPCO及其私人持股附属公司的单独信贷安排下的担保。这些信贷安排包含常规和其他违约事件,包括我们和EPCO其他附属公司的违约。如果发生违约,随后质押抵押品被取消抵押品赎回权,最终可能导致这些单位的所有权发生变化,并影响伙伴关系共同单位的市场价格。
合伙企业和企业GP都是独立的法律实体,彼此独立,与EPCO及其其他附属公司分开,其资产和负债也与EPCO及其其他附属公司的资产和负债分开。EPCO及其私人持股关联公司使用手头现金和从我们以及其他投资获得的现金分配为其他活动提供资金,并履行各自的债务义务(如果有的话)。在截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日的年度内,我们向EPCO及其私人持股关联公司支付的现金分配总额为1.3亿,美元1.210亿美元1.2分别为10亿美元。
我们以接近市场价格的租金从EPCO的私人附属公司租赁办公空间。截至12月31日止的每一年度,2022, 2021和2020,我们承认了$13与这些办公空间租赁相关的关联方运营租赁费用百万美元。
EPCO ASA
我们没有员工。我们的所有行政和运营职能都是由EPCO的员工(根据ASA)或其他服务提供商提供的。我们和我们的普通合作伙伴是ASA的缔约方。
根据ASA,EPCO为我们提供被认为是管理和运营我们的业务、物业和资产所必需的行政和运营服务(均符合审慎的行业做法)。我们的运营成本和支出包括支付给EPCO的运营设施的实际直接和间接成本,包括员工的薪酬。同样,我们的一般和行政成本包括支付给EPCO的管理和其他行政服务的金额,包括其员工的薪酬。一般而言,我们就行政服务向EPCO支付的补偿是:(I)以实际基础补偿其代表我们可能产生的直接费用(例如,购买办公用品)或(Ii)根据每一方对此类服务的估计使用情况在ASA各方之间分配此类费用(例如,根据对每个实体的业务和事务所花费时间的估计来分配法律或会计工资)。此外,我们已同意支付EPCO向我们提供的服务可能不时适用的所有销售、使用、消费税、增值税或类似税(如果有)。
ASA允许我们作为指定被保险人参加EPCO的整体保险计划,相关保费和其他费用将分配给我们。有关我们的保险计划的其他信息,请参阅附注18。
下表列出了本公司在所示年度应归属于ASA和EPCO的关联方成本和支出:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
营运成本及开支 |
|
$ |
1,124 |
|
|
$ |
1,011 |
|
|
$ |
999 |
|
一般和行政费用 |
|
|
146 |
|
|
|
135 |
|
|
|
129 |
|
总成本和费用 |
|
$ |
1,270 |
|
|
$ |
1,146 |
|
|
$ |
1,128 |
|
由于绝大多数此类费用是按实际情况向我们收取的(即不收取加价或获得补贴),我们认为这些费用代表了这些金额在独立基础上的数额。在分配成本方面,我们相信EPCO采用的比例直接分配方法是合理的,并反映了我们在独立基础上可能产生的估计成本水平。
与未合并的附属公司的关系
我们许多未合并的附属公司为我们的其他业务运营提供支持或补充作用。以下信息汇总了与我们未合并附属公司的重大关联方交易:
• |
在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内,我们向Seaway支付了20百万,$104百万美元和美元72分别用于与我们的原油营销活动相关的管道运输和储存服务。Seaway的收入为5美元15百万,$43百万美元和美元20截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。 |
• |
在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内,我们购买了107百万,$94百万美元和美元51分别是来自Vesco的100万NGL。 |
• |
我们向ProMix支付NGL的运输、储存和分馏费用。ProMix的费用为$41百万,$27百万美元和美元24截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。此外,我们还向ProMix出售天然气,以满足其工厂燃料需求。ProMix的收入为$22百万,$12百万美元和美元6截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。 |
• |
在截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度内,我们向德克萨斯快递支付了31百万,$28百万美元和美元29亿美元,分别用于管道运输服务。 |
• |
截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日止年度,我们向Eagle Ford原油管道支付美元3百万,$4百万美元和美元21亿美元,分别用于管道运输服务。 |
• |
我们为某些未合并的附属公司提供管理服务。我们向这些附属公司收取了$12百万,$13百万美元和美元10截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。 |
附注16.所得税
像我们这样的上市合伙企业被视为公司,除非他们有90%或更多的“合格收入”(这一术语在“国税法”中有定义)。我们在截至2022年、2022年、2021年和2020年12月31日的每一年都满足了这一要求,因此不需要缴纳联邦所得税。然而,我们的合作伙伴单独负责为他们在我们应纳税所得额中的份额缴纳联邦所得税。由于某些资产和负债的纳税基础和财务报告基础之间的差异以及其他因素,用于财务报告目的的净收益可能与向我们的单位持有人报告的应纳税收入有很大不同。为了有限合伙人的利益,我们无法获得有关每个合伙人的个人纳税基础的信息。
下表列出了我们在所示年度的所得税综合收益(准备金)的组成部分:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
可归因于在线旅行社的递延税项优惠(准备金) |
|
$ |
(22 |
) |
|
$ |
(28 |
) |
|
$ |
155 |
|
德克萨斯州保证金税 |
|
|
(56 |
) |
|
|
(42 |
) |
|
|
(32 |
) |
其他 |
|
|
(4 |
) |
|
|
– |
|
|
|
1 |
|
所得税受益(拨备) |
|
$ |
(82 |
) |
|
$ |
(70 |
) |
|
$ |
124 |
|
除可归因于在线旅行社的所得税金额(如下所述)外,所得税拨备还包括修订后的德克萨斯州特许经营税(“德克萨斯州保证金税”)规定的我们的州税收义务。
所得税按资产负债法核算。递延所得税资产及负债因现有资产及负债的账面值及其各自的课税基础与营业亏损及税项抵免结转之间的差额而产生的未来税项影响予以确认。递延税项资产及负债以制定税率计量,预期适用于预计收回或结算该等暂时性差额的年度的应税收入。税率变动对递延税项资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间的收入中确认。
只有在所得税头寸更有可能持续的情况下,我们才会认识到这些头寸的影响。确认的所得税头寸是以实现可能性大于50%的最大金额计量的。确认或计量的变化反映在判断发生变化的期间。会计指引规定,不确定税务状况所带来的税务利益,可在经审查后更有可能得以维持的情况下确认,包括基于技术上的是非曲直而对任何相关上诉或诉讼程序作出的解决。在截至12月31日的年度内,我们并不依赖任何不确定的税务状况来记录与所得税相关的金额,2022, 2021和2020.
OTA递延纳税义务
于2020年3月5日,合伙公司清偿流动资金选择权协议项下的责任(见附注8),并间接承担在线旅行社的递延税项负债,这反映了在线旅行社于2014年10月从合伙公司获得的有限合伙人权益的外部基础差异。在流动资金期权结算时,流动资金期权负债实际上被按照ASC 740计算的在线旅行社递延税项负债取代,所得税.
截至2020年3月5日,流动资金期权负债金额为#美元。512百万美元。由于流动资金期权负债的账面价值超过了OTA估计的递延税款负债#美元。440在那一天,我们确认了一项非现金收益为$72这反映在我们截至2020年12月31日的年度合并经营报表上的“所得税利益(拨备)”一栏中。OTA确认了额外的净非现金递延所得税优惠#美元。83这主要是由于其在伙伴关系的投资的外部基差减少,这是由于伙伴关系的共同单位的市场价格在2020年3月5日至2020年9月30日期间下降。总体而言,截至2020年12月31日的年度收益反映$155可归因于在线旅行社的递延所得税净收益的百万美元。
2020年9月30日,OTA将其拥有的伙伴关系普通单位交换为声明价值为#美元的非公开交易优先单位1,000每单位(请参阅备注8)。因此,从2020年9月30日起,在线旅行社的递延纳税义务不再因合作伙伴共同单位的市场价格变化而波动。我们的子公司OTA是一家美国联邦所得税公司,用普通单位交换优先单位并不构成OTA的应税交易。
关于所得税的表格披露
我们的联邦、州和外国所得税优惠(规定)摘要如下:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
所得税优惠的当期部分(规定): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
联邦制 |
|
$ |
(2 |
) |
|
$ |
2 |
|
|
$ |
3 |
|
状态 |
|
|
(18 |
) |
|
|
(31 |
) |
|
|
(26 |
) |
外国 |
|
|
(2 |
) |
|
|
(1 |
) |
|
|
(1 |
) |
总当期部分 |
|
|
(22 |
) |
|
|
(30 |
) |
|
|
(24 |
) |
所得税优惠递延部分(准备金): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
联邦制 |
|
|
(20 |
) |
|
|
(27 |
) |
|
|
142 |
|
状态 |
|
|
(40 |
) |
|
|
(13 |
) |
|
|
6 |
|
外国 |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
– |
|
递延部分合计 |
|
|
(60 |
) |
|
|
(40 |
) |
|
|
148 |
|
所得税的总收益(拨备) |
|
$ |
(82 |
) |
|
$ |
(70 |
) |
|
$ |
124 |
|
所得税收益(准备金)与通过对所得税前收入适用美国法定联邦所得税税率确定的金额的对账如下:
|
|
截至12月31日止年度, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
税前账面净收入(NBI) |
|
$ |
5,697 |
|
|
$ |
4,825 |
|
|
$ |
3,762 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
德克萨斯州保证金税(1) |
|
|
(56 |
) |
|
|
(42 |
) |
|
|
(32 |
) |
州所得税优惠(规定),扣除联邦优惠(2) |
|
|
(1 |
) |
|
|
(1 |
) |
|
|
9 |
|
联邦所得税优惠(拨备)计算方法为 联邦法定利率对法人实体的NBI |
|
|
(15 |
) |
|
|
(13 |
) |
|
|
80 |
|
可归因于流动性期权协议结算的联邦利益(2) |
|
|
– |
|
|
|
– |
|
|
|
68 |
|
估值免税额(3) |
|
|
(8 |
) |
|
|
(14 |
) |
|
|
– |
|
其他 |
|
|
(2 |
) |
|
|
– |
|
|
|
(1 |
) |
所得税受益(拨备) |
|
$ |
(82 |
) |
|
$ |
(70 |
) |
|
$ |
124 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
有效所得税率 |
|
|
(1.4 |
)% |
|
|
(1.5 |
)% |
|
|
3.3 |
% |
递延所得税乃根据财务报表与资产及负债的所得税基数之间的暂时性差额厘定,按制定税率计算,该差额将于该等差额拨回时生效。
下表列出了在指定日期的递延税项资产和递延税项负债的重要组成部分:
|
|
十二月三十一日, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
递延税项负债: |
|
|
|
|
|
|
归因于对在线旅行社的投资 |
|
$ |
406 |
|
|
$ |
384 |
|
可归因于不动产、厂房和设备 |
|
|
133 |
|
|
|
118 |
|
可归因于对其他实体的投资 |
|
|
5 |
|
|
|
5 |
|
其他 |
|
|
60 |
|
|
|
14 |
|
递延税项负债总额 |
|
|
604 |
|
|
|
521 |
|
递延税项资产: |
|
|
|
|
|
|
|
|
净营业亏损结转(1) |
|
|
22 |
|
|
|
14 |
|
与德克萨斯州保证金税相关的暂时性差异 |
|
|
4 |
|
|
|
3 |
|
递延税项资产总额 |
|
|
26 |
|
|
|
17 |
|
估值免税额 |
|
|
22 |
|
|
|
14 |
|
递延税项资产总额,扣除估值免税额 |
|
|
4 |
|
|
|
3 |
|
递延纳税净负债总额 |
|
$ |
600 |
|
|
$ |
518 |
|
附注17.承付款和或有负债
诉讼
作为我们正常业务活动的一部分,我们可能会在法律诉讼中被指定为被告,包括因监管和环境问题而引起的诉讼。虽然我们投保了各种风险,但我们不能保证此类保险的性质和金额在任何情况下都足以充分赔偿我们在未来法律诉讼中产生的损失。我们将在诉讼事项上大力捍卫伙伴关系。
管理层定期进行季度诉讼审查,包括来自法律顾问的最新情况,以评估这些或有事项的会计确认和披露的可能需要。我们为那些可能发生损失且金额可以合理估计的或有事项应计未贴现负债。如果一个可能损失金额的范围可以合理地估计,并且该范围内的任何金额都不是比任何其他金额更好的估计,则应计该范围内的最小金额。
当损失的可能性很大,但金额无法合理估计,或者损失的可能性被认为只有合理的可能性或很小的时候,我们不会记录或有负债。对于可能出现不利结果且对我们的综合财务报表有重大影响的或有事项,吾等会披露或有事项的性质,并在可行的情况下,披露对可能的损失或损失范围的估计。基于对所有相关已知事实和情况的考虑,吾等不认为针对吾等的任何目前悬而未决的诉讼的最终结果将对我们的综合财务报表产生重大影响,无论是个别索赔水平还是总体影响。
截至2022年12月31日,没有应计诉讼或有事项。截至2021年12月31日,我们的或有诉讼应计费用并不重要。我们已根据管理层对和解时间的估计,将我们综合资产负债表中的或有诉讼应计项目归类为“其他流动负债”或“其他长期负债”的组成部分。我们是根据每宗案件的事实和情况来评估或有诉讼的情况,而预测这些事件的结果是有不明朗因素的。如果我们用于评估这些事项的假设在未来期间发生变化或有新的信息可用,我们可能需要记录额外的应计项目。为了减少与诉讼相关的费用,我们可以庭外解决法律诉讼。
PDH诉讼
2013年7月,我们与Foster Wheeler USA Corporation(“Foster Wheeler”)签署了一份合同,根据该合同,Foster Wheeler将担任总承包商,负责我们的第一个丙烷脱氢设施(“PDH 1”)的工程、采购、建造和安装。2014年11月,福斯特·惠勒被AMEC plc的一家关联公司收购,成立了Amec Foster Wheeler plc,福斯特·惠勒现在的名称是Amec Foster Wheeler USA Corporation(“AFW”)。2015年12月,Enterprise和AFW签订了一项过渡服务协议,根据该协议,AFW部分终止了PDH 1项目。2015年12月,企业聘请了第二家承包商--优化工艺设计有限责任公司,完成PDH 1的建造和安装。
2016年9月2日,我们以正当理由终止了AFW,并在德克萨斯州哈里斯县第151司法民事地区法院对AFW及其母公司Amec Foster Wheeler plc提起诉讼,声称其违反合同、违反保修、欺诈性引诱、串连欺诈、严重疏忽、专业疏忽、疏忽失实陈述和律师费。该案于2022年4月19日开庭审理,2022年7月22日结案陈词结束。自2022年11月11日起,双方就诉讼相关索赔达成和解。作为和解的一部分,AFW支付了$115百万现金转给进取号。
和解金额归因于福斯特·惠勒担任总承包商期间发生的资本成本的部分收回,以及因诉讼而产生的律师费的部分收回。根据管理层对和解金额相对于所发生的损害和费用的评估,我们确定了#美元。99其中100万美元归因于部分收回资本成本,这在我们的综合资产负债表上反映为“不动产、厂房和设备净额”,并在我们的综合现金流量表上作为“出售资产和其他事项的收益”的组成部分列示,以及#美元。16由于部分收回律师费,律师费是综合经营表中“其他收入(费用)”部分的一部分,也是综合现金流量表所列经营活动提供的现金的一部分。
EPCO股权薪酬计划下的承诺
根据我们与EPCO的协议,我们向EPCO偿还我们应占的EPCO薪酬费用份额,这些费用应归因于为我们履行管理、行政和运营职能的员工。关于我们的股权奖励和关联方信息的会计处理,请分别参阅附注13和附注15。
合同义务
下表汇总了我们在2022年12月31日的各项合同义务。对每种类型的合同义务的说明如下:
|
|
按期限到期付款或结算 |
|
合同义务 |
|
总计 |
|
|
2023 |
|
|
2024 |
|
|
2025 |
|
|
2026 |
|
|
2027 |
|
|
此后 |
|
债务的预定到期日 |
|
$ |
28,566 |
|
|
$ |
1,745 |
|
|
$ |
850 |
|
|
$ |
1,150 |
|
|
$ |
875 |
|
|
$ |
575 |
|
|
$ |
23,371 |
|
预计支付的现金利息 |
|
$ |
27,324 |
|
|
$ |
1,239 |
|
|
$ |
1,200 |
|
|
$ |
1,158 |
|
|
$ |
1,124 |
|
|
$ |
1,100 |
|
|
$ |
21,503 |
|
经营租赁义务 |
|
$ |
493 |
|
|
$ |
71 |
|
|
$ |
63 |
|
|
$ |
49 |
|
|
$ |
34 |
|
|
$ |
31 |
|
|
$ |
245 |
|
购买义务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
产品采购承诺: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
估计付款义务: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
天然气 |
|
$ |
245 |
|
|
$ |
109 |
|
|
$ |
109 |
|
|
$ |
27 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
NGL |
|
$ |
4,043 |
|
|
$ |
847 |
|
|
$ |
841 |
|
|
$ |
705 |
|
|
$ |
414 |
|
|
$ |
406 |
|
|
$ |
830 |
|
原油 |
|
$ |
13,138 |
|
|
$ |
2,333 |
|
|
$ |
2,293 |
|
|
$ |
2,224 |
|
|
$ |
1,902 |
|
|
$ |
1,797 |
|
|
$ |
2,589 |
|
石油化工和成品油 |
|
$ |
194 |
|
|
$ |
105 |
|
|
$ |
89 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
其他 |
|
$ |
24 |
|
|
$ |
7 |
|
|
$ |
6 |
|
|
$ |
4 |
|
|
$ |
2 |
|
|
$ |
2 |
|
|
$ |
3 |
|
服务付款承诺 |
|
$ |
200 |
|
|
$ |
40 |
|
|
$ |
34 |
|
|
$ |
17 |
|
|
$ |
13 |
|
|
$ |
13 |
|
|
$ |
83 |
|
债务预定到期日
根据债务协议,我们有长期和短期的付款义务。上表所示金额为我们为所示年度预定的未来债务本金到期日。有关我们的合并债务的更多信息,请参见附注7。
预计支付的现金利息
我们估计的利息现金支付是基于我们截至2022年12月31日未偿还的合并债务的本金金额、合同规定的此类余额的到期日以及适用的利率。我们估计的利息现金支付受到我们美元长期到期日的影响2.310亿美元的次级票据(2067年6月至2078年2月到期)。该等估计现金支付假设(I)次级票据于其各自到期日前并无偿还,及(Ii)次级票据的利息金额以(A)收取的现行固定利率或(B)于2022年支付的加权平均浮动利率(视何者适用而定)计算,直至各自到期日为止。有关2022年收取的固定及加权平均浮动利率的资料,请参阅附注7。
经营租赁义务
我们根据不可取消和可取消的经营租约租赁某些物业、厂房和设备。上表所示金额为本公司超过一年的经营租约项下的最低现金租赁付款义务。
我们的重要租赁协议包括(I)根据物业租赁持有的土地,(Ii)租赁天然气、液化石油气和乙烯的地下储存库,(Iii)租赁我们运营中使用的运输设备,以及(Iv)从EPCO关联公司租赁办公空间。这些租赁协议的条款范围为5至30好几年了。这个从EPCO附属公司租赁办公空间的协议以及与我们从第三方租赁的地下NGL储存库相关的协议包括续签选项,这些选项可以将这些合同延长至多一个额外的20好几年了。我们其余的重要租赁协议没有规定额外的续约条款。
租赁费用以直线法计入预期经济效益期间的经营成本和费用。或有租金付款在产生时计入费用。我们通常被要求对基础租赁资产进行例行维护。此外,某些租赁让我们可以选择对租赁进行改进。本公司经营所产生的租赁资产的维护和维修在发生时计入费用。
下表列出了截至2022年12月31日我们作为承租人的经营租赁的相关信息:
资产类别 |
|
ROU 资产 携带 价值(1) |
|
|
租赁 负债 携带 价值(2) |
|
加权的- 平均值 剩余 术语 |
|
加权的- 平均值 折扣 费率(3) |
|
储存和管道设施 |
|
$ |
191 |
|
|
$ |
193 |
|
10年份 |
|
|
3.7 |
% |
运输设备 |
|
|
17 |
|
|
|
17 |
|
4年份 |
|
|
3.5 |
% |
办公和仓库空间 |
|
|
157 |
|
|
|
191 |
|
14年份 |
|
|
3.0 |
% |
总计 |
|
$ |
365 |
|
|
$ |
401 |
|
|
|
|
|
|
下表列出了我们在所示年份的总运营租赁费用:
|
|
这一年的 截至去年12月, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
长期经营租赁: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
固定租赁费用: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
非现金租赁费用(ROU资产摊销) |
|
$ |
59 |
|
|
$ |
41 |
|
|
$ |
39 |
|
租赁负债余额的相关增值费用 |
|
|
12 |
|
|
|
12 |
|
|
|
13 |
|
固定租赁费用总额 |
|
|
71 |
|
|
|
53 |
|
|
|
52 |
|
可变租赁费用 |
|
|
6 |
|
|
|
1 |
|
|
|
– |
|
小计经营租赁费用 |
|
|
77 |
|
|
|
54 |
|
|
|
52 |
|
短期经营租赁 |
|
|
91 |
|
|
|
54 |
|
|
|
50 |
|
经营租赁总费用 |
|
$ |
168 |
|
|
$ |
108 |
|
|
$ |
102 |
|
固定租赁费用在合同期限内按直线计入收益,任何可变租赁付款在发生时计入费用。短期经营租赁费用在发生时计入费用。为资产负债表上记录的经营租赁负债支付的现金为#美元。65百万美元,以及$40百万美元,以及$37截至2022年12月31日、2021年和2020年12月31日的年度分别为100万美元。
在我们作为出租人的情况下,我们没有任何重大的运营或直接融资租赁。截至2022年、2021年和2020年12月31日的年度,我们的运营租赁收入为$14百万,$12百万美元和美元11分别为100万美元。我们没有任何销售类型的租约。
购买义务
我们将购买义务定义为剩余期限超过一年的协议,以购买对我们具有可执行性和法律约束力(即,无条件)的商品或服务,其中规定了所有重要条款,包括(I)要购买的固定或最低数量,(Ii)固定、最低或可变价格条款,以及(Iii)交易的大约时间。我们将我们的无条件购买义务分为以下几类:
• |
产品采购承诺-我们与第三方供应商有天然气、天然气、原油、石化和精炼产品的长期产品采购义务。根据这些合同,我们有义务支付的价格与我们收到货物时的市场价格大致相同。上表列出了我们根据这些合同估计的未来付款义务,这是基于2022年12月31日适用于所有未来数量承诺的每项协议的合同价格。实际的未来付款义务可能会因交货时的价格而有所不同。 |
• |
服务付款承诺-我们对服务提供商有长期承诺,包括根据确定的管道运输合同承担的义务。付款义务因合同而异,但通常是单位运量的价格乘以确定的运输量承诺。 |
• |
我们有与我们的资本支出相关的短期付款义务,包括我们在未合并附属公司的资本支出中的份额。这些承诺是对与基本建设项目有关的提供的服务或交付的产品的无条件付款义务。 |
其他长期负债
下表汇总了在指定日期在我们的综合资产负债表上显示的“其他长期负债”的组成部分:
|
|
十二月三十一日, |
|
|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
AROS的非当前部分(见注4) |
|
$ |
214 |
|
|
$ |
159 |
|
递延收入--非流动部分(见附注9) |
|
|
320 |
|
|
|
250 |
|
租赁负债--非流动部分 |
|
|
341 |
|
|
|
339 |
|
衍生负债 |
|
|
58 |
|
|
|
2 |
|
其他 |
|
|
8 |
|
|
|
10 |
|
总计 |
|
$ |
941 |
|
|
$ |
760 |
|
注18.重大风险和不确定因素
运营的性质
我们主要在中游能源行业运营,包括天然气、天然气、原油、石化和精炼产品的收集、运输、加工、分馏和储存。因此,碳氢化合物产品价格和碳氢化合物产品之间的相对价格水平的变化可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。价格的变化可能会影响对碳氢化合物产品的需求,这反过来可能会影响我们提供服务的产品的产量、需求和数量。此外,需求下降可能是由其他因素造成的,包括当前的经济状况、消费者对碳氢化合物产品最终产品的需求减少、竞争加剧、不利的天气条件、突发公共卫生事件以及影响价格和生产水平的政府法规。
目前在我们的设施运输、收集或加工的天然气、天然气和原油数量主要来自现有的国内资源盆地,这些资源盆地随着时间的推移自然枯竭。为了抵消这种自然下降的影响,我们的设施需要从新发现的资产中进行生产。许多我们无法控制的经济和商业因素可能会对生产商勘探和开发新储量的决定产生不利影响。这些因素可能包括相对较低的原油和天然气价格、设备和劳动力的成本和可用性、监管变化、资本预算限制、缺乏可用的资本或成功发现碳氢化合物的可能性。我们的设施和其他能源物流资产所在地区的勘探和开发活动的减少可能导致我们资产处理量的减少,这可能对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生重大不利影响。
即使我们的资产所服务的地区存在原油和天然气储备,这些地区的生产商也可能不会选择我们来收集、运输、加工、分离、储存或以其他方式处理所提取的碳氢化合物。我们基于许多因素与其他公司竞争这类生产,包括但不限于地理上与生产的距离、连接成本、可用产能、费率和市场准入。
信用风险
如果交易对手不履行与我们的天然气、NGL、原油、石化和精炼产品营销相关的义务,以及根据最低数量承诺或固定需求费用的长期合同,我们可能会招致信用风险。客户不付款和不履行的风险是我们业务中的一个主要考虑因素,我们的信用程序和政策可能不足以充分消除客户的信用风险。此外,我们行业的不利经济状况,例如2020年新冠肺炎大流行所经历的情况,可能会增加客户不付款和不履行义务的风险,特别是具有次级投资级信用评级的客户或小公司。我们通过信用分析、信用审批、信用限额和监控程序来管理我们的信用风险敞口,对于某些交易,我们可能会使用信用证、预付款、净额结算协议和担保。然而,这些程序和政策并不能完全消除客户的信用风险。
我们服务的主要市场是美国墨西哥湾沿岸、西南部、落基山、东北部和中西部地区。我们有来自独立和主要的综合性石油和天然气公司以及在这些市场运营的其他管道和批发商的应收贸易款项。这些集中度可能会影响我们的整体信用风险,因为这些能源行业客户可能同样会受到经济、监管或其他因素不利变化的影响。
在吾等于衍生工具交易中面临信用风险的情况下,吾等于订立协议前分析交易对手的财务状况,订立信贷及/或保证金限额,并持续监察此等限额的适当性。一般来说,我们不需要此类交易的抵押品,目前我们也不预期我们的重大交易对手会出现不良表现。
保险事务
我们作为指定被保险人参加EPCO的保险计划,该计划为我们提供财产损失、业务中断和其他保险范围,我们认为这些保险的范围和金额对于我们的业务性质和范围是惯例和审慎的。虽然我们相信EPCO代表我们维持足够的保险范围,但保险可能不会完全涵盖可能发生的每一种类型的损害、中断或其他损失。如果我们遭受重大损失,而我们没有得到充分的保险,这可能会对我们的财务状况、运营业绩和现金流产生实质性的不利影响。
此外,我们累积的与财产损失费用相关的金额、我们因损失而需要支付的金额以及我们随后从保险公司收到的作为补偿的金额之间可能存在时间上的差异。任何严重中断我们合并业务产生的收入的事件,或其他需要我们进行不能由保险偿还的物质支出的损失,都可能降低我们向单位持有人支付分配的能力,并相应地对伙伴关系共同单位的市场价格产生不利影响。
非自愿转换是由于一些不可预见的事件(例如,火灾造成的破坏)造成的资产损失。其中一些事件在保险范围内,因此产生了财产损失保险赔偿。我们从保险公司获得的金额是扣除与承保事件相关的任何免赔额的净额。我们从保险中记录应收账款,只要我们确认非自愿转换事件造成的损失,并且我们收回此类损失的可能性被认为是可能的。如果我们的任何应收保险索赔后来被判定为不可能收回(例如,由于新的信息),则该等金额将计入费用。当从保险获得的金额超过报废资产的账面净值时,我们确认非自愿转换的收益。
此外,我们不确认与保险赔偿相关的收益,直到与此类收益有关的所有或有事项得到解决,即从保险承运人收到不可退还的现金付款,或者我们与承运人签订了具有约束力的和解协议,明确规定将支付不可退还的款项。在资产重建的范围内,相关支出酌情在我们的合并资产负债表中资本化,并在我们的合并现金流量表中作为“资本支出”列示。
根据我们目前的保险计划,财产损失索赔的独立免赔额为#美元。30百万美元。我们也有业务中断保护;但是,此类索赔必须涉及实物损害,总损失价值超过#美元。30百万,并且中断时间必须超过60几天。对于指定的风暴索赔,我们为任何单一事件提供的最高保险金额为$200百万美元,在适用适当的免赔额之后。被命名的风暴是指美国国家气象局宣布的飓风、台风、热带风暴或气旋。
附注19.补充现金流量信息
下表提供了有关本公司经营账户变化以及支付利息和所得税的现金的净影响的信息:
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截至12月31日止年度, |
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2022 |
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2021 |
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2020 |
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减少(增加): |
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应收账款--贸易 |
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$ |
108 |
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|
$ |
(2,407 |
) |
|
$ |
300 |
|
应收账款关联方 |
|
|
10 |
|
|
|
(16 |
) |
|
|
(1 |
) |
盘存 |
|
|
131 |
|
|
|
867 |
|
|
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(1,420 |
) |
预付资产和其他流动资产 |
|
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(97 |
) |
|
|
(404 |
) |
|
|
991 |
|
其他资产 |
|
|
(42 |
) |
|
|
5 |
|
|
|
(80 |
) |
增加(减少): |
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|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
应付帐款--贸易 |
|
|
(174 |
) |
|
|
(20 |
) |
|
|
11 |
|
应付帐款--关联方 |
|
|
65 |
|
|
|
17 |
|
|
|
(13 |
) |
应计产品应付款 |
|
|
(190 |
) |
|
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2,663 |
|
|
|
483 |
|
应计利息 |
|
|
(26 |
) |
|
|
(2 |
) |
|
|
24 |
|
其他流动负债 |
|
|
124 |
|
|
|
602 |
|
|
|
(992 |
) |
其他负债 |
|
|
37 |
|
|
|
61 |
|
|
|
(71 |
) |
经营账目变动的净影响 |
|
$ |
(54 |
) |
|
$ |
1,366 |
|
|
$ |
(768 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
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现金支付利息,净额为#美元90, $80及$115 大写2022, 2021和2020,分别 |
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$ |
1,232 |
|
|
$ |
1,231 |
|
|
$ |
1,201 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
联邦和州所得税的现金支付 |
|
$ |
– |
|
|
$ |
18 |
|
|
$ |
25 |
|
我们产生了截至2022年12月31日、2021年12月31日和2020年12月31日尚未支付的在建工程债务$238百万,$183百万美元和美元236分别为100万美元。这些数额不包括在合并现金流量表的“资本支出”项下。
下表列出了我们从资产出售和其他事项中获得的现金收益:
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截至12月31日止年度, |
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2022 |
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2021 |
|
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2020 |
|
收回PDH 1建造成本(见附注17) |
|
$ |
99 |
|
|
$ |
– |
|
|
$ |
– |
|
天然气集输系统及相关处理设施的销售 |
|
|
– |
|
|
|
39 |
|
|
|
– |
|
其他资产出售 |
|
|
23 |
|
|
|
25 |
|
|
|
13 |
|
总计 |
|
$ |
122 |
|
|
$ |
64 |
|
|
$ |
13 |
|
下表列出了所示年度资产出售及相关事项的净收益(亏损):
|
|
截至12月31日止年度, |
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|
|
2022 |
|
|
2021 |
|
|
2020 |
|
非自愿转换损失 |
|
$ |
– |
|
|
$ |
(11 |
) |
|
$ |
– |
|
其他资产出售应占净收益(亏损) |
|
|
(1 |
) |
|
|
6 |
|
|
|
4 |
|
总计 |
|
$ |
(1 |
) |
|
$ |
(5 |
) |
|
$ |
4 |
|
注20.后续事件
发行美元1.752023年1月发行的10亿优先债券
2023年1月,欧洲专利局发行了$1.75亿元优先票据本金总额,包括(I)$7502026年1月到期的优先债券本金金额(“高级债券本金”)及(Ii)$1.02033年1月到期的本金为亿元的优先债券(“高级债券”)。这次发行的净收益将由EPO用于一般公司用途,包括用于成长性资本投资和偿还债务(包括偿还全部或部分我们的$1.25十亿美元的本金3.35%优先票据HH于2023年3月到期,以及我们商业票据计划下的未偿还金额)。
高级债券FFF于99.893本金的%,并有固定利率为5.05每年的百分比。高级债券GGG于99.803本金的%,并有固定利率为5.35每年的百分比。环保署以无抵押及不附属的无条件担保方式为这些优先票据提供担保。