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会员2023-01-012023-06-300001022321US-GAAP：非指定成员GEL: 钠矿物和硫磺服务运营成本会员US-GAAP: SWAP 会员2022-01-012022-06-300001022321US-GAAP：公允价值输入三级会员US-GAAP：嵌入式衍生金融工具会员2023-04-012023-06-300001022321US-GAAP：嵌入式衍生金融工具会员2022-04-012022-06-300001022321US-GAAP：公允价值输入三级会员US-GAAP：嵌入式衍生金融工具会员2023-01-012023-06-300001022321US-GAAP：公允价值输入 1 级会员US-GAAP：大宗商品合同成员US-GAAP：公允价值计量常任成员2023-06-300001022321US-GAAP：公允价值输入二级会员US-GAAP：大宗商品合同成员US-GAAP：公允价值计量常任成员2023-06-300001022321US-GAAP：公允价值输入三级会员US-GAAP：大宗商品合同成员US-GAAP：公允价值计量常任成员2023-06-300001022321US-GAAP：公允价值输入 1 级会员US-GAAP：大宗商品合同成员US-GAAP：公允价值计量常任成员2022-12-310001022321US-GAAP：公允价值输入二级会员US-GAAP：大宗商品合同成员US-GAAP：公允价值计量常任成员2022-12-310001022321US-GAAP：公允价值输入三级会员US-GAAP：大宗商品合同成员US-GAAP：公允价值计量常任成员2022-12-31
目录
美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549 
表单 10-Q 

☒ 根据1934年《证券交易法》第13条或第15（d）条提交的季度报告
在截至的季度期间 2023年6月30日
或者
☐ 根据1934年《证券交易法》第13条或第15 (D) 条提交的过渡报告
委员会档案编号 1-12295
GENESIS ENERGY，L.P
（注册人的确切姓名如其章程所示）

特拉华76-0513049
（州或其他司法管辖区
公司或组织）		（美国国税局雇主
证件号）
路易斯安那州 811 号，1200 号套房，
休斯顿,TX77002
（主要行政办公室地址）（邮政编码）
注册人的电话号码，包括区号：(713)860-2500
根据该法第12（b）条注册的证券：
每个班级的标题交易品种注册的每个交易所的名称
常用单位凝胶纽约证券交易所
 
用勾号指明注册人 (1) 是否在过去 12 个月内（或在要求注册人提交此类报告的较短时间内）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15 (d) 条要求提交的所有报告，以及 (2) 在过去的 90 天内是否受到此类申报要求的约束。是的  ý没有¨
用复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（或者在要求注册人提交此类文件的较短时间内）以电子方式提交了根据第 S-T 法规（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。是的  ý没有¨






目录
用复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型申报公司还是新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中 “大型加速申报人”、“加速申报公司”、“小型申报公司” 和 “新兴成长型公司” 的定义。
大型加速过滤器x加速过滤器¨
非加速过滤器¨ 规模较小的申报公司☐
新兴成长型公司☐
如果是新兴成长型公司，请用复选标记注明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）条规定的任何新的或修订的财务会计准则。 ☐
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见《交易法》第12b-2条）。是的 ☐没有ý
注明截至可行的最近日期，发行人每类普通股的已发行股票数量。曾经有 122,539,221A 类公用单位和 39,997截至2023年8月2日，未偿还的B类普通单位。

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GENESIS ENERGY，L.P
目录
 
  页面
第一部分财务信息
第 1 项。
财务报表
3
截至2023年6月30日（未经审计）和2022年12月31日的简明合并资产负债表
3
未经审计的简明合并运营报表
4
未经审计的综合收益简明合并报表
5
未经审计的合伙人资本简明合并报表
6
未经审计的简明合并现金流量表
7
未经审计的简明合并财务报表附注
8
 1.列报和合并的组织和基础
8
 2.最近的会计发展
8
 3。收入确认
9
 4.业务整合
10
 5.租赁会计
12
 6。库存
13
 7。固定资产、矿产租赁权和资产报废债务
14
 8.股权投资者
15
 9。无形资产
16
 10。债务
17
 11。合伙人资本、夹层资本和分配
18
 12。每个普通单位的净收入
21
 13。业务板块信息
22
 14。与关联方的交易
25
 15。补充现金流信息
25
 16。衍生品
26
 17。公允价值测量
30
 18。承诺和意外开支
31
第 2 项。
管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
32
第 3 项。
关于市场风险的定量和定性披露
56
第 4 项。
控制和程序
56
第二部分。其他信息
第 1 项。
法律诉讼
57
第 1A 项。
风险因素
57
第 2 项。
未注册的股权证券销售和所得款项的使用
57
第 3 项。
优先证券违约
57
第 4 项。
矿山安全披露
57
第 5 项。
其他信息
57
第 6 项。
展品
58
签名
59
2
目录
第一部分财务信息
第 1 项。财务报表
GENESIS ENERGY，L.P
简明的合并资产负债表
（以千计，单位除外）  
2023年6月30日2022年12月31日
（未经审计）
资产
流动资产：
现金和现金等价物$11,506 $7,930 
限制性现金18,804 18,637 
应收账款——贸易，净额774,086 721,567 
库存117,852 78,143 
其他43,446 26,770 
流动资产总额965,694 853,047 
固定资产，按成本计算6,059,542 5,865,038 
减去：累计折旧(1,875,840)(1,768,465)
净固定资产4,183,702 4,096,573 
矿产租赁权，扣除累积枯竭量542,973 545,122 
股权投资者274,233 284,486 
无形资产，扣除摊销138,280 127,320 
善意301,959 301,959 
使用权资产，净额223,179 125,277 
其他资产，扣除摊销39,439 32,208 
总资产$6,669,459 $6,365,992 
负债和资本
流动负债：
应付账款-贸易$524,268 $427,961 
应计负债333,712 281,146 
流动负债总额857,980 709,107 
高级担保信贷额度133,600 205,400 
优先无抵押票据，扣除债务发行成本和溢价3,009,850 2,856,312 
ALKALI 优先担保票据，扣除债务发行成本和折扣397,008 402,442 
递延所得税负债17,203 16,652 
其他长期负债516,143 400,617 
负债总额4,931,784 4,590,530 
夹层资本：
A 类可转换优先单位， 24,595,158和 25,336,778分别于2023年6月30日和2022年12月31日发行和未付。
865,802 891,909 
合作伙伴的资本：
普通单位持有人， 122,579,218截至2023年6月30日和2022年12月31日已发行和未偿还的单位
531,291 567,277 
累计其他综合收益6,357 6,114 
非控股权益334,225 310,162 
合伙人资本总额871,873 883,553 
总负债、夹层资本和合伙人资本$6,669,459 $6,365,992 
随附的附注是这些未经审计的简明合并财务报表不可分割的一部分。
3
目录

GENESIS ENERGY，L.P
未经审计的简明合并运营报表
（以千计）
 
 三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
 2023202220232022
收入：
海上管道运输$91,459 $82,085 $182,854 $150,153 
苏打和硫磺服务462,855 318,608 907,503 604,282 
海上运输77,343 76,320 160,569 132,094 
陆上设施和运输173,005 244,712 344,348 467,143 
总收入804,662 721,725 1,595,274 1,353,672 
成本和支出：
陆上设施和运输产品成本149,429 217,703 298,485 417,305 
陆上设施和运输运营成本17,839 16,902 35,219 32,579 
海上运输运营成本51,848 58,924 109,584 102,652 
苏打和硫磺服务运营成本372,665 250,914 778,887 464,539 
海上管道运输运营成本24,739 26,359 47,864 49,375 
一般和行政16,931 20,665 31,483 35,787 
折旧、损耗和摊销68,427 73,673 141,587 143,179 
出售资产的收益— (40,000)— (40,000)
成本和支出总额701,878 625,140 1,443,109 1,205,416 
营业收入102,784 96,585 152,165 148,256 
股权投资者的收益净值14,811 14,572 32,364 27,016 
利息支出(61,623)(55,959)(122,477)(111,063)
其他收入（支出）(4)14,888 (1,812)10,630 
所得税前的运营收入55,968 70,086 — 60,240 74,839 
所得税支出(290)(571)(1,174)(875)
净收入 55,678 69,515 59,066 73,964 
归属于非控股权益的净收益(6,334)(11,548)(11,366)(13,424)
归属于可赎回非控股权益的净收益— (22,620)— (30,443)
归属于创世纪能源的净收入，L.P.$49,344 $35,347 $47,700 $30,097 
减去：归属于A类可转换优先单位的累计分配和回报(22,910)(18,684)(46,912)(37,368)
归属于普通单位持有人的净收益（亏损）$26,434 $16,663 $788 $(7,271)
每个普通单位的净收益（亏损）（注12）：
基础版和稀释版$0.22 $0.14 $0.01 $(0.06)
加权平均未偿常用单位:
基础版和稀释版122,579 122,579 122,579 122,579 
随附的附注是这些未经审计的简明合并财务报表不可分割的一部分。

4
目录
GENESIS ENERGY，L.P
未经审计的综合收益简明合并报表
（以千计）
三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
2023202220232022
净收入$55,678 $69,515 $59,066 $73,964 
其他综合收入：
福利计划负债减少121 121 243 243 
综合收益总额 55,799 69,636 59,309 74,207 
归属于非控股权益的综合收益(6,334)(11,548)(11,366)(13,424)
归属于可赎回非控股权益的综合收益— (22,620)— (30,443)
归属于Genesis Energy, L.P. 的综合收益$49,465 $35,468 $47,943 $30,340 

随附的附注是这些未经审计的简明合并财务报表不可分割的一部分。

5
目录
GENESIS ENERGY，L.P
未经审计的合伙人资本简明合并报表
（以千计）
常用单位数量合作伙伴资本非控股权益累计其他综合收益总计
合伙人资本，2023年3月31日122,579 $523,244 $319,269 $6,236 $848,749 
净收入— 49,344 6,334 — 55,678 
向合作伙伴分配现金— (18,387)— — (18,387)
向非控股权益分配现金— — (7,218)— (7,218)
来自非控股权益的现金出资— — 15,840 — 15,840 
其他综合收入— — — 121 121 
A类可转换优先股持有人应占的分配和回报— (22,910)— — (22,910)
合伙人资本，2023年6月30日122,579 $531,291 $334,225 $6,357 $871,873 
常用单位数量合作伙伴资本非控股权益累计其他综合亏损总计
合伙人资本，2022年3月31日122,579 $597,783 $293,451 $(5,485)$885,749 
净收入— 35,347 11,548 — 46,895 
向合作伙伴分配现金— (18,387)— — (18,387)
非控股权益的现金分配— — (13,130)— (13,130)
来自非控股权益的现金出资— — 7,977 — 7,977 
其他综合收入— — — 121 121 
A类可转换优先股持有人应占的分配和回报— (18,684)— — (18,684)
合伙人资本，2022年6月30日122,579 $596,059 $299,846 $(5,364)$890,541 
常用单位数量合作伙伴资本非控股权益累计其他综合收益总计
合伙人资本，2022年12月31日122,579 $567,277 $310,162 $6,114 $883,553 
净收入— 47,700 11,366 — 59,066 
向合作伙伴分配现金— (36,774)— — (36,774)
向非控股权益分配现金— — (22,223)— (22,223)
来自非控股权益的现金出资— — 34,920 — 34,920 
其他综合收入— — — 243 243 
A类可转换优先股持有人应占的分配和回报— (46,912)— — (46,912)
合伙人资本，2023年6月30日122,579 $531,291 $334,225 $6,357 $871,873 
常用单位数量合作伙伴资本非控股权益累计其他综合亏损总计
合伙人资本，2021年12月31日122,579 $641,313 $294,746 $(5,607)$930,452 
净收入 — 30,097 13,424 — 43,521 
向合作伙伴分配现金— (36,774)— — (36,774)
调整子公司非控股权益的估值— (1,209)1,209 — — 
非控股权益的现金分配— — (18,332)— (18,332)
来自非控股权益的现金出资— — 8,799 — 8,799 
其他综合收入— — — 243 243 
A类可转换优先股持有人应占的分配和回报— (37,368)— — (37,368)
合伙人资本，2022年6月30日122,579 $596,059 $299,846 $(5,364)$890,541 
随附的附注是这些未经审计的简明合并财务报表不可分割的一部分。
6
目录
GENESIS ENERGY，L.P
未经审计的简明合并现金流量表
（以千计）
 六个月已结束
6月30日
 20232022
来自经营活动的现金流：
净收入$59,066 $73,964 
为使净收入与经营活动提供的净现金保持一致而进行的调整-
折旧、损耗和摊销141,587 143,179 
出售资产的收益— (40,000)
债务发行成本、溢价和贴现的摊销和注销5,813 4,652 
股权被投资者的投资收益中的权益(32,364)(27,016)
股权投资方收益的现金分配31,316 27,378 
长期激励薪酬计划的非现金效应9,656 6,644 
递延和其他纳税负债551 600 
衍生品交易的未实现亏损（收益）30,021 (10,284)
取消债务收入— (4,737)
其他，净额8,718 10,137 
运营资产和负债组成部分的净变动（注释 15)
957 (26,230)
经营活动提供的净现金255,321 158,287 
来自投资活动的现金流：
购置固定资产和无形资产的款项(247,361)(181,441)
从股权投资方收到的现金分配-投资回报13,300 10,372 
对股权投资者的投资(2,197)(2,976)
资产出售的收益202 40,131 
其他，净额4,332 — 
用于投资活动的净现金(231,724)(133,914)
来自融资活动的现金流量:
优先担保信贷额度的借款501,976 403,000 
优先担保信贷额度的还款(573,776)(417,400)
发行Akali优先担保票据的净收益 (注意事项 10)
— 408,000 
赎回可赎回的非控股权益 (注意事项 11)
— (288,629)
发行2030年票据的收益 (注意事项 10)
500,000 — 
偿还优先无抵押票据 (注意事项 10)
(341,135)(40,837)
债务发行成本(14,269)(5,770)
来自非控股权益的出资34,920 8,799 
对非控股权益的分配(22,223)(18,332)
向普通单位持有人分配(36,774)(36,774)
分配给 A 类可转换优先单位持有人(48,019)(37,368)
兑换 A 类可转换优先单位(25,000)— 
其他，净额4,446 4,462 
用于融资活动的净现金(19,854)(20,849)
现金、现金等价物和限制性现金净增加3,743 3,524 
期初现金、现金等价物和限制性现金26,567 24,992 
期末现金、现金等价物和限制性现金$30,310 $28,516 
随附的附注是这些未经审计的简明合并财务报表不可分割的一部分。
7
目录
GENESIS ENERGY，L.P
未经审计的简明合并财务报表附注

1. 列报和合并的组织和基础
组织
我们是一家以增长为导向的有限合伙企业，于1996年在特拉华州成立，专注于原油和天然气行业的中游领域以及天然纯碱的生产。我们的业务主要位于美国的墨西哥湾沿岸地区、怀俄明州和墨西哥湾。我们为炼油厂、原油和天然气生产商以及工商业企业提供一整套服务。我们拥有多样化的资产组合，包括管道、海上枢纽和枢纽平台、位于怀俄明州的trona和trona的勘探、采矿、加工、生产、营销、物流和销售业务（我们的 “碱业务”）、炼油厂相关工厂、储罐和码头、轨道车、驳船和其他船只和卡车。我们 100% 由我们的有限合伙人拥有。我们的普通合伙人Genesis Energy, LLC是一家全资子公司。我们的普通合伙人全权负责开展我们的业务和管理我们的运营。我们通过子公司和合资企业开展业务并拥有我们的运营资产。
目前，我们通过以下四个部门管理我们的业务，这些部门构成了我们的应报告细分市场：
•海上管道运输，包括墨西哥湾原油和天然气的运输和加工；
•苏打和硫磺服务，包括基于trona和trona的勘探、采矿、加工、纯碱生产、营销、物流和销售活动，以及为炼油厂加工高硫（或 “酸”）气流以去除硫，以及销售相关的副产品硫化氢钠（或 “NaHS”，通常发音为 “nash”）；
•陆上设施和运输，包括原油和石油产品的终端、混合、储存、销售和运输；以及
•海上运输，为整个北美的石油产品（主要是燃料油、沥青和其他重质精炼产品）和原油提供水上运输。
列报和合并的基础
随附的未经审计的简明合并财务报表包括Genesis Energy, L.P. 及其子公司。
我们在本报告中显示的中期经营业绩不一定代表本财年的预期业绩。此处包含的未经审计的简明合并财务报表是由我们根据美国证券交易委员会（“SEC”）的规章制度编制的。因此，它们反映了管理层认为公允列报中期财务业绩所必需的所有调整（仅包括正常的经常性调整）。根据这些细则和条例，通常包含在根据美国公认会计原则（“GAAP”）编制的年度财务报表中的某些信息和附注已被精简或省略。但是，我们认为，这些披露足以使所提供的信息与我们根据1934年《证券交易法》向美国证券交易委员会提交的定期报告（包括截至2022年12月31日的10-K表年度报告（我们的 “年度报告”）中包含的合并财务报表及其附注一起阅读时不会产生误导性。
除每单位金额外，或在每个脚注披露的上下文中注明的金额外，这些脚注披露的表格数据中显示的美元金额以千美元表示。
2. 近期会计发展
我们目前正在评估已经发布但尚未生效的新会计公告。目前，预计它们不会对我们的财务状况或经营业绩产生重大影响。

8
目录
GENESIS ENERGY，L.P
未经审计的简明合并财务报表附注
3. 收入确认
与客户签订合同的收入
下表分别反映了截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月中我们按主要类别分列的收入情况：
三个月已结束
2023年6月30日
海上管道运输苏打和硫磺服务海上运输陆上设施和运输合并
收费收入$91,459 $— $77,343 $13,897 $182,699 
产品销售— 440,301 — 159,108 599,409 
炼油厂服务— 22,554 — — 22,554 
$91,459 $462,855 $77,343 $173,005 $804,662 
三个月已结束
2022年6月30日
海上管道运输苏打和硫磺服务海上运输陆上设施和运输合并
收费收入$82,085 $— $76,320 $20,471 $178,876 
产品销售— 287,940 — 224,241 512,181 
炼油厂服务— 30,668 — — 30,668 
$82,085 $318,608 $76,320 $244,712 $721,725 
下表分别反映了截至2023年6月30日和2022年6月30日的六个月按主要类别分列的收入：
六个月已结束
2023年6月30日
海上管道运输苏打和硫磺服务海上运输陆上设施和运输合并
收费收入$182,854 $— $160,569 $28,081 $371,504 
产品销售— 863,125 — 316,267 1,179,392 
炼油厂服务— 44,378 — — 44,378 
$182,854 $907,503 $160,569 $344,348 $1,595,274 
六个月已结束
2022年6月30日
海上管道运输苏打和硫磺服务海上运输陆上设施和运输合并
收费收入$150,153 $— $132,094 $34,103 $316,350 
产品销售— 546,715 — 433,040 979,755 
炼油厂服务— 57,567 — — 57,567 
$150,153 $604,282 $132,094 $467,143 $1,353,672 

公司在履行合同规定的履约义务后确认收入。收入确认的时间因我们不同的收入来源而异。总的来说，时间安排包括在提供服务时确认一段时间内的收入，以及在产品交付的某个时间点确认收入。


9
目录
GENESIS ENERGY，L.P
未经审计的简明合并财务报表附注

合同资产和负债
截至2022年12月31日或2023年6月30日，我们没有任何合约资产。下表描述了我们截至2022年12月31日和2023年6月30日的合同负债余额：
合同负债
应计负债其他长期负债
截至2022年12月31日的余额
$2,087 $64,478 
截至 2023 年 6 月 30 日的余额
3,129 85,833 
剩余履约义务的交易价格分配
我们需要披露截至2023年6月30日分配给未履行履约义务的交易价格总额。但是，我们允许使用以下豁免：
1)合同中预期期限为一年或更短的履约义务；

2)通过履行履约义务而确认的收入，我们有权获得与提供给客户的价值直接对应的金额；以及

3)包含可变对价（例如基于指数的定价或可变交易量）的合同，这些合同完全分配给完全未履行的履约义务或完全未兑现的转让属于系列的独特商品或服务的承诺。
我们的大多数合同都有资格获得其中一项豁免。对于涉及长期收入确认并包括长期固定对价（根据需要进行指数化调整）的其余合同类型，我们确定了与未履行的履约义务相关的交易价格分配。对于我们的分级定价离岸运输合同，我们在长期内为固定和可变对价提供坚实的容量。因此，我们已将剩余的合同价值分配给未来时期。
    
下图描述了我们预计如何确认与这些合同相关的未来时期的收入：
海上管道运输陆上设施和运输
2023 年的剩余时间$39,632 $3,600 
202475,546 1,800 
202580,040 — 
202652,952 — 
202714,743 — 
此后43,006 — 
总计$305,919 $5,400 
4. 业务整合
美国天然纯碱公司（“ANSAC”）
ANSAC是一个组织，其宗旨是在美国以外的特定国家推广和销售国产天然纯碱的使用和销售。在2023年之前，我们的碱业务和另一家国内纯碱生产商是ANSAC的两个成员。2023 年 1 月 1 日，我们成为 ANSAC 的唯一成员，并承担 100该实体投票权的百分比，并成为创世纪的全资子公司。
我们将继续向ANSAC供应绿河流域生产的纯碱，以利用其物流和营销能力作为我们碱业务的出口工具。我们确定ANSAC符合业务的定义，并将把我们收购ANSAC作为业务合并来考虑在内。自收购之日起，即2023年1月1日，我们已经在苏打水和硫磺服务领域反映了ANSAC的财务业绩。根据我们估计的初步公平，收购价格已分配给收购的资产和承担的负债
10
目录
价值观。我们预计将在2023年底之前完成收购价格分配。成为ANSAC的唯一成员后，没有转移对价。
截至2023年6月30日，我们未经审计的简明合并资产负债表中显示的收购价格的初步分配汇总如下：
现金和现金等价物$4,332 
应收账款——贸易，净额231,797 
库存19,522 
其他流动资产14,203 
按成本计算的固定资产4,000 
使用权资产，净额93,208 
扣除摊销后的无形资产11,181 
其他资产，扣除摊销2,728 
应付账款-贸易(1)
(228,106)
应计负债(75,224)
其他长期负债(77,641)
净资产$— 
(1)上面的 “应付账款——贸易” 余额包括美元133.4截至2022年12月31日，应付给Genesis的数百万笔应付账款，截至2023年6月30日，这些款项在合并到未经审计的简明合并资产负债表后抵消。
库存主要与ANSAC现任或前任成员提供的制成品（纯碱）有关。“按成本计算的固定资产” 与租赁权益改善有关，“扣除摊销后的无形资产” 与支持我们的物流和营销足迹的资产有关，两者的估计使用寿命均为 十年，这与我们的主要租赁期限一致，便于我们的物流运营。使用权资产、净资产和相应的租赁负债分别记录在 “应计负债” 和 “其他长期负债” 中，与我们使用某些资产储存和装载制成品的权利、我们用来向分销商和最终用户运送制成品的船只以及办公空间有关。
我们未经审计的简明合并运营报表包括ANSAC自2023年1月1日以来的业绩。 下表列出了我们在报告所述期间未经审计的合并运营报表中包含的部分财务信息：
三个月已结束
2023年6月30日		六个月已结束
2023年6月30日
收入$102,312 $229,454 
归属于Genesis Energy, L.P. 的净收益4,249 5,271 
11
目录
以下未经审计的预计财务信息是根据我们的历史财务报表编制的，这些财务报表经过调整，以反映ANSAC合并的效果，就好像我们在2022年1月1日成为唯一成员一样。它基于我们认为适当的假设，可能并不代表实际结果。该预估信息是使用ANSAC的财务数据编制的，反映了我们管理层做出的某些估计和假设。我们未经审计的预计财务信息不一定表明如果我们在2022年1月1日成为唯一成员，我们的合并财务业绩会如何。归属于普通单位持有人的预计净收益（亏损）包括归属于我们的A类优先单位的分配的影响。 我们的首选单位的稀释效应是使用 if 转换法计算得出的。
三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
2023202220232022
预计合并财务经营业绩：
收入 $804,662 $824,037 $1,595,274 $1,583,126 
归属于Genesis Energy, L.P. 的净收益49,344 39,596 47,700 35,368 
归属于普通单位持有人的净收益（亏损）26,434 20,912 788 (2,000)
每个普通单位的基本和摊薄后收益（亏损）：
如报告所示，每个普通单位的净收益（亏损）$0.22 $0.14 $0.01 $(0.06)
每个普通单位的预计净收益（亏损）$0.22 $0.17 $0.01 $(0.02)

5. 租赁会计
承租人安排
我们租赁各种运输设备（主要是轨道车辆）、航站楼、土地和设施以及办公空间和设备。租赁期限各不相同，可以从短期（不超过12个月）到长期（超过12个月）不等。我们的大部分租约都包含可自行决定延长租赁期限的选项。我们在确定用于获得使用权资产和相关租赁负债的租赁条款时考虑了这些选择。期限为12个月或更短的租赁不记录在我们未经审计的简明合并资产负债表中，我们在租赁期限内以直线方式确认这些租赁的租赁费用。
我们的 “使用权资产，净额” 余额包括我们与某些运输设备租赁相关的未摊销的初始直接成本，以及未摊销的预付租金、递延租金以及我们先前归类的与优惠租赁相关的无形资产。流动和非流动租赁负债分别记录在我们未经审计的简明合并资产负债表的 “应计负债” 和 “其他长期负债” 中。
出租人安排
我们在下文讨论了某些合同，其中我们充当出租人。我们还会不时将我们的某些运输和设施设备转租给第三方。
经营租赁
在截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月中，我们作为出租人签订了与M/T American Phoenix相关的收入合同，该合同包含在我们的海上运输领域。我们这项安排的租赁收入为 $5.9百万和美元4.6截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月分别为百万美元，以及美元11.7百万和美元8.7截至2023年6月30日和2022年6月30日的六个月中，分别为百万美元。
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6. 库存
库存的主要组成部分如下：
2023年6月30日2022年12月31日
石油产品$— $56 
原油28,198 6,673 
烧碱13,425 15,258 
NaHS9,721 7,085 
原材料-碱业务6,194 5,819 
在制品——碱业务10,969 9,599 
制成品，净额-碱业务33,033 18,772 
材料和用品，净额-碱业务16,312 14,881 
总计$117,852 $78,143 
库存按成本或可变现净值中较低者估值。截至2023年6月30日和2022年12月31日，库存的可变现净值比成本低1美元0.1百万和美元2.9分别为百万美元，这使我们未经审计的简明合并财务报表中的库存价值减少了这些金额。
材料和用品包括化学品、维护用品和备件，这些材料和备件将在trona矿石的开采和纯碱生产过程中消耗。
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7. 固定资产、矿产租赁权和资产报废债务
固定资产
固定资产包括以下内容： 
2023年6月30日2022年12月31日
原油和天然气管道及相关资产$2,846,411 $2,844,288 
碱设施、机械和设备731,112 701,313 
陆上设施、机械和设备270,352 269,949 
运输设备23,819 22,340 
海上船只1,014,495 1,017,087 
土地、建筑物和改善238,521 231,651 
办公设备、家具和固定装置24,704 24,271 
在建工程(1)
868,960 712,971 
其他41,168 41,168 
按成本计算的固定资产6,059,542 5,865,038 
减去：累计折旧(1,875,840)(1,768,465)
净固定资产$4,183,702 $4,096,573 
(1)在建工程主要涉及我们的格兰杰优化项目（预计将于2023年完成）和我们的离岸成长资本项目（预计将于2024年和2025年完成）。
矿产租赁权
我们的矿产租赁权与我们的碱业务有关，包括以下内容：
2023年6月30日2022年12月31日
矿产租赁权$566,019 $566,019 
减去：累积消耗(23,046)(20,897)
矿产租赁权，扣除累积枯竭量$542,973 $545,122 

我们在报告所述期间的折旧和损耗费用如下：
三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
2023202220232022
折旧费用$63,913 $70,033 $133,486 $135,783 
消耗费用1,268 914 2,149 1,934 
资产退休义务
我们记录与根据合同安排和/或政府法规开展特定退休活动的法律要求相关的资产报废债务（“ARO”）。
下表列出了自 2022 年 12 月 31 日以来我们的 ARO 的相关信息：
ARO 负债余额，2022 年 12 月 31 日
$228,573 
增值费用6,592 
估计值的变化 3,915 
定居点(60)
ARO 负债余额，2023 年 6 月 30 日
$239,020 
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在 2023 年 6 月 30 日和 2022 年 12 月 31 日，$26.1百万和美元26.6百万美元分别作为流动负债包含在我们未经审计的简明合并资产负债表的 “应计负债” 中。截至2023年6月30日和2022年12月31日，ARO负债的其余部分包含在我们未经审计的简明合并资产负债表的 “其他长期负债” 中。
我们的某些未合并关联公司在2023年6月30日和2022年12月31日记录了与合同协议和监管要求有关的ARO。此外，我们合并的某些实体拥有非控股权益所有者，他们负责其在相关ARO负债的未来成本中所占的代表份额. 这些金额对我们未经审计的简明合并财务报表无关紧要。
8. 股权投资者
我们采用权益会计法核算我们在某些合资企业中的所有权。我们为收购公司所有权而支付的价格可能超过或低于我们收购的资本账户的标的账面价值。此类超额成本金额包含在我们的股票被投资者的账面价值中。截至2023年6月30日和2022年12月31日，未摊销的超额成本总额为美元298.5百万和美元305.6分别为百万。我们将账面价值的差额作为股权收益的变化摊销。
下表列出了未经审计的简明合并财务报表中包含的与股票被投资方相关的信息：
 三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
 2023202220232022
创世纪在营业收益中所占份额$18,377 $18,138 $39,496 $34,148 
摊销归因于创世纪股票投资账面价值的差额(3,566)(3,566)(7,132)(7,132)
净资产净收益$14,811 $14,572 $32,364 $27,016 
收到的分配(1)
$20,678 $18,732 $44,512 $37,750 
(1) 包括归因于该期间并在该期间内或之后的15天内收到的分配。
下表显示了波塞冬石油管道公司（“波塞冬” 及其管道和相关资产 “波塞冬管道”）（我们拥有64％的股份，是我们最重要的股权投资）未经审计的资产负债表和运营报表信息（按100％计算）：
2023年6月30日2022年12月31日
资产负债表数据：
资产
流动资产$23,888 $27,878 
固定资产，净额145,726 147,505 
其他资产16,394 13,419 
总资产$186,008 $188,802 
负债和权益
流动负债$11,800 $10,087 
其他负债238,917 236,813 
权益（赤字）(64,709)(58,098)
负债和权益总额$186,008 $188,802 
 三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
 2023202220232022
操作陈述数据：
收入$39,251 $35,380 $80,146 $66,569 
营业收入$29,052 $25,856 $61,003 $47,809 
净收入$25,313 $24,441 $53,989 $45,348 

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波塞冬的循环信贷额度
Posei 下的借款唐的循环信贷额度于2023年6月1日进行了修订和重报（“2023年6月的信贷额度”），主要用于为资本项目支出提供资金。2023年6月的信贷额度将于2027年6月1日到期，对波塞冬的所有者无追索权，由其资产担保。T2023年6月的信贷额度包含惯常契约，例如对债务水平、留置权、担保、合并、出售资产和向所有者分配的限制。违反这些契约中的任何一项都可能导致波塞冬债务的到期日加快。波塞冬遵守了这些未经审计的简明合并财务报表中列报的所有时期的信贷协议条款。
9. 无形资产
下表汇总了我们在指定日期的无形资产的组成部分：
 
 2023年6月30日2022年12月31日
 格罗斯
携带
金额		累积的
摊销		携带
价值		格罗斯
携带
金额		累积的
摊销		携带
价值
海上管道合同无形资产158,101 65,876 92,225 158,101 61,715 96,386 
其他61,789 15,734 46,055 45,191 14,257 30,934 
总计$219,890 $81,610 $138,280 $203,292 $75,972 $127,320 

我们在报告所述期间的无形资产摊销情况如下：
三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
2023202220232022
无形资产的摊销$2,973 $2,577 $5,678 $5,165 
我们估计，未来五年的摊销费用将如下：
剩余的2023$7,071 
202413,907 
202513,646 
202613,334 
202712,887 
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10. 债务
根据债务安排，我们的义务包括以下内容：
 2023年6月30日2022年12月31日
 校长未摊销的溢价、折扣和债务发行成本净值校长未摊销的溢价、折扣和债务发行成本净值
高级担保信贷额度(1)
$133,600 $— $133,600 $205,400 $— $205,400 
5.6252024年到期的优先无抵押票据百分比
— — — 341,135 1,249 339,886 
6.5002025 年到期的优先无抵押票据百分比
534,834 2,672 532,162 534,834 3,265 531,569 
6.2502026年到期的优先无抵押票据百分比
339,310 2,113 337,197 339,310 2,481 336,829 
8.0002027 年到期的优先无抵押票据百分比
981,245 4,239 977,006 981,245 4,956 976,289 
7.7502028年到期的优先无抵押票据百分比
679,360 6,871 672,489 679,360 7,621 671,739 
8.8752030 年到期的优先无抵押票据百分比
500,000 9,004 490,996 — — — 
5.875% 2042年到期的碱性优先担保票据(2)
425,000 22,178 402,822 425,000 22,558 402,442 
长期债务总额$3,593,349 $47,077 $3,546,272 $3,506,284 $42,130 $3,464,154 
(1)与我们的高级担保信贷额度（包含在未经审计的简明合并资产负债表上的 “其他资产，扣除摊销后的其他资产” 中）相关的未摊销债务发行成本为美元6.7百万和美元2.6截至2023年6月30日和2022年12月31日，分别为百万人。
(2)截至2023年6月30日，$5.8本金余额中的百万美元被视为流动资金，包含在未经审计的简明合并资产负债表的 “应计负债” 中。
高级担保信贷额度
2023年2月17日，我们签订了第六次修订和重述的信贷协议（我们的 “新信贷协议”），以取代我们的第五次修订和重述信贷协议。我们的新信贷协议规定了 $850百万优先担保循环信贷额度。新的信贷协议将于2026年2月13日到期，但可根据我们的要求延期 一再延长一年，最多 二场合并受某些条件的约束，除非超过 $150截至2025年6月30日，我们的2025年票据中有数百万张仍未偿还，在这种情况下，新的信贷协议将在该日到期。
截至2023年6月30日，我们的优先担保信贷额度（取决于我们在新信贷协议中定义的杠杆率）下的关键利率条款如下：
•借款利率可能基于替代基准利率或定期SOFR，由我们选择。替代基准利率贷款的利息等于 (a) (i) 当天有效的最优惠利率、(ii) 当天有效的联邦基金有效利率中最高的总和 0.5% 和 (iii) 当天有效期为一个月的调整后期限 SOFR（定义见我们的新信贷协议）以及 1% 和 (b) 适用的保证金。调整后的期限 SOFR 等于 (a) 该期间的期限 SOFR 利率（定义见我们的新信贷协议）加上 (b) SOFR 调整期限的总和 0.1% 加 (c) 适用的保证金。适用的保证金不同于 2.25% 至 3.50定期SOFR借款的百分比和来自 1.25% 至 2.50替代基准利率借款的百分比，具体取决于我们的杠杆比率。我们的杠杆率每季度重新计算一次，并与每次重大收购有关。截至2023年6月30日，我们的借款适用利润率为 1.75替代基准利率借款的百分比以及 2.75根据我们的杠杆比率计算的定期SOFR借款的百分比。
•信用证手续费率范围为 2.25% 至 3.50% 基于我们根据信贷协议计算的杠杆率，可以按季度波动。截至 2023 年 6 月 30 日，我们的信用证利率为 2.75%.
•我们为优先担保循环信贷额度的未使用部分支付承诺费。未使用承诺金额的承诺费率范围为 0.30% 至 0.50每年百分比取决于我们的杠杆比率。2023 年 6 月 30 日，我们对未使用承诺金额的承诺费率为 0.50%.
•我们有能力将优先担保信贷额度的总规模再增加一美元200百万，须经贷款人同意和某些其他惯例条件。
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2023 年 6 月 30 日，我们有 $133.6根据我们的新信贷协议借入的百万美元，其中 $16.3根据库存次级限额指定为贷款的借入金额的百万美元。我们的信贷协议允许最多 $100用于信用证的容量为百万美元，其中 $8.5截至2023年6月30日，未偿还金额为百万美元。由于我们的优先担保信贷额度下的贷款具有循环性质，因此在到期日之前，可能会进行额外借款、定期还款和再借款。截至2023年6月30日，我们的优先担保信贷额度下可供借款的总金额为美元707.9百万，视契约的遵守情况而定。我们的新信贷协议不包括 “借款基础” 限制，但存货贷款除外。
碱性优先担保票据发行及关联交易
2022年5月17日，Genesis Energy, L.P. 通过其新成立的全资不受限制的子公司GA ORRI, LLC（“GA ORRI”）发行了 $425我们的百万本金 5.875向某些机构投资者发行的2042年到期的优先担保票据（“Alkali优先担保票据”）的百分比（“票据发行”），由GA ORRI的五十年有限期限担保，压倒了Alcali Business几乎所有trona矿产租赁（“ORRI权益”）中的特许权使用费权益。利息支付应在每个季度的最后一天支付，初始利息支付于2022年6月30日。管理Alcali优先担保票据的协议还要求从2024年第一季度开始，在每个季度的最后一天偿还本金。截至2023年6月30日，本金还款总额为美元61.4百万美元将在未来五年内到期，剩余的季度本金还款将在2042年3月31日之前到期。 截至2023年6月30日，$5.8本金余额中的百万美元被视为流动资金，包含在未经审计的简明合并资产负债表的 “应计负债” 中。 我们必须在流动性储备账户（由GA ORRI拥有）中保持一定水平的现金，作为未来利息和本金支付的抵押品，如管理Alcali优先担保票据的协议所计算和描述的那样。截至2023年6月30日，我们的流动性储备账户余额为美元18.8百万，在未经审计的简明合并资产负债表上被归类为 “限制性现金”。 此次发行产生的净收益为 $408百万，扣除发行折扣后的美元17百万。我们使用发行净收益的一部分来全额赎回未偿还的 Alkali Holdings 优先单位（定义见中进一步讨论） 注意事项 11），并利用剩余部分偿还了我们优先担保信贷额度下的部分未偿借款，并为我们的流动性储备账户提供资金。
优先无抵押票据交易
2023 年 1 月 25 日，我们发行了 $500.0本金总额为百万美元 8.8752030年4月15日到期的优先无抵押票据（“2030年票据”）的百分比。利息支付期为每年的4月15日和10月15日，初始利息支付将于2023年10月15日到期。净收益用于购买 $316.3我们现有的2024年票据中的百万张，包括截至2023年1月24日的要约中投标的票据的相关应计利息和投标溢价以及费用。当时剩余的收益用于偿还我们的优先担保信贷额度下未偿还的部分借款，也用于普通合伙目的。
2023 年 1 月 26 日，我们发布了赎回剩余本金的通知24.8我们2024年票据中的百万张，并于2023年2月14日解除了2024年票据的债务。
我们的 $3.0由Genesis Energy、L.P. 和Genesis Energy Finance Corporation共同发行的本金总额为十亿美元的优先无抵押票据由Genesis Energy、L.P. 目前和未来的所有公司共同和单独提供全额和无条件的担保 100% 持有国内子公司（“担保子公司”），但GA ORRI和GA ORRI Holdings, LLC（“GA ORRI Holdings”）以及某些其他子公司除外。非担保子公司由担保子公司Genesis Crude Oil, L.P. 间接拥有。除ORRI权益外，担保子公司主要拥有我们用于运营业务的资产。通常，我们的非限制性子公司的资产和信贷无法用于偿还Genesis Energy, L.P.、Genesis Energy Finance Corporation或担保子公司的债务，我们的不受限制子公司的负债不构成Genesis Energy、L.P.、Genesis Energy Finance Corporation或担保子公司的债务。
11. 合伙人资本、夹层资本和分配
截至 2023 年 6 月 30 日，我们的杰出普通单位包括 122,539,221A 类单位和 39,997B 类单位。A 类单位是我们传统的普通单位。B类单位与A类单位相同，因此具有与A类单位相同的投票权和分配权，此外，B类单位有权选举我们所有的董事会，并在某些情况下可以转换为A类单位，但某些例外情况除外。2023 年 6 月 30 日，我们有 24,595,158未偿还的 A 类可转换优先单位，下文将进一步详细讨论。
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分布
我们在2022年和2023年向普通单位持有人支付或将支付以下现金分配：
分销为付款日期每单位
金额		总计
金额
2022
1st季度
2022年5月13日$0.15 $18,387 
2和季度
2022年8月12日$0.15 $18,387 
3第三方季度
2022年11月14日$0.15 $18,387 
4第四季度
2023年2月14日$0.15 $18,387 
2023
1st季度
2023年5月15日$0.15 $18,387 
2和季度(1)
2023年8月14日$0.15 $18,387 
(1)此次分配于2023年7月公布，将支付给截至2023年7月31日的登记单位持有人。

A 类可转换首选单位
在分销和/或清算权方面，我们的A类可转换优先单位的排名高于我们目前所有未偿还的类别或一系列有限合伙人权益。我们的A类可转换优先单位的持有人在转换后的基础上与普通单位的持有人一起投票，并拥有某些类别的投票权，包括对任何可能对A类可转换优先单位的权利、优惠或特权产生不利影响或以其他方式修改条款的合伙协议修正案。
会计 A 类可转换首选单位
根据公认会计原则，我们的A类可转换优先单位被视为可赎回证券，因为在我们无法控制的被视为清算事件时存在赎回条款。因此，我们在未经审计的简明合并资产负债表的夹层部分将其作为临时权益列报。我们最初在A类可转换优先单位的发行日公允价值（扣除发行成本）进行确认，因为它们不可赎回，而且我们在合伙协议中没有计划或预计会发生任何构成控制权变更的事件。此外，我们的 A 类可转换优先单位包含分配率重置选择（定义见中 注释 16），由A类可转换优先单位的持有人于2022年9月29日（“选举日期”）选出。从发行之日到选举日，这种分配率重置功能被分开，作为嵌入式衍生品单独记账，并在每个报告期按公允价值记录。截至选举日，A类可转换优先单位中需要分叉的特征已不复存在，我们调整了A类可转换优先单位的账面价值，将选举之日先前分叉的嵌入式衍生品的公允价值包括在内。请参阅 注释 16供进一步讨论。
2023 年 4 月 3 日，我们与 A 类可转换优先单位持有人签订了购买协议，根据该协议，我们兑换 741,620A 类可转换优先单位（“兑换单位”），购买价格为 $33.71每单位。已兑换单位的账面价值为 $35.20每单位产生的归属于A类可转换优先单位的回报约为美元1.1百万。此外，我们还支付了 $ 的分配0.9681每个兑换单位，表示从 2023 年 1 月 1 日到 2023 年 4 月 2 日应计的分配。
归属于Genesis Energy, L.P. 的净收益根据该期间累积的A类可转换优先股的分配和回报进行了调整。归属于Genesis Energy, L.P. 的净收入减少了美元24.0百万和美元48.0百万换成了 三和 六分别为截至2023年6月30日的月份，以及美元18.7百万和美元37.4百万，用于 三和 六截至2022年6月30日的月份，分别归因于该期间累积的A类可转换优先单位分配（下表汇总了A类可转换优先单位的分配）。在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，归属于Genesis Energy L.P. 的净收入增加了美元1.1百万美元归因于该期间累积的A类可转换优先股的回报。
自2023年6月30日起，我们无需进一步调整A类可转换优先单位的账面金额，直到它们有可能被赎回。一旦有可能兑换，我们会将A类可转换优先单位的账面金额调整为一段时间内的赎回价值，包括首次可能赎回的日期和首次兑换单位的日期。

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我们在2022年和2023年向A类可转换优先股单位持有人支付或将在下述日期之前支付以下现金分配：
分销为付款日期每单位
金额		总计
金额
2022
1st季度
2022年5月13日$0.7374 $18,684 
2和季度
2022年8月12日$0.7374 $18,684 
3第三方季度
2022年11月14日$0.7374 $18,684 
4第四季度
2023年2月14日$0.9473 $24,002 
2023
1st季度(1)
2023年5月15日$0.9473 $24,002 
2和季度(2)
2023年8月14日$0.9473 $23,314 
(1)在与兑换单位相关的分配中，约有70万美元已于2023年4月3日支付。
(2)此次分配于2023年7月公布，将支付给截至2023年7月31日的登记单位持有人
由于A类可转换优先单位的持有人在选举日进行一次性利率重置选择，A类可转换优先单位的年分配率从 8.75% 至 11.24%，适用于从截至2022年12月31日的季度开始申报和应付的未来季度分配。
可赎回的非控制性权益
2019年9月23日，我们通过子公司Alkali Holdings签订了经修订和重述的Alkali Holdings有限责任公司协议（“有限责任公司协议”）和证券购买协议（“证券购买协议”），根据该协议，某些隶属于黑石另类信贷顾问有限责任公司（前身为 “GSO Capital Partners LP”）的投资基金实体购买了美元55.0百万（或 55,000Acali Holdings（首选单位），并承诺购买不超过 $350.0百万个 Alkali Holdings 优先单位，该实体拥有我们位于trona和trona的勘探、采矿、加工、生产、营销、物流和销售业务，包括其在怀俄明州格林里弗附近的格兰杰工厂。Alcali Holdings利用发行优先股所得的净收益为格兰杰设施（“格兰杰优化项目” 或 “GOP”）的部分预期扩建成本提供资金。
2020年4月14日，我们对与BXC的协议进行了修订，除其他外，将共和党的施工时间表延长了 一年，我们目前预计将在2023年下半年完成。在审议修正案时，我们发布了 1,750Alcali Holdings优先考虑单位而不是BXC，后者被计为发行成本。作为修正案的一部分，承诺期延长至 四年，在遵守与BXC签订的协议中包含的契约的前提下，BXC的总承付额增加到美元351.8百万首选单位（或 351,750碱控股中的首选单位）。
在我们抽了至少 $ 之后，不时地251.8百万，我们可以选择赎回未偿还的优先股
以等于初始美元的价格换取现金的全部单位1,000每首选单位购买价格，加上不低于 a 中较高者
预先确定的固定内部回报率金额（“IRR”）或投资资本指标（“MOIC”）的倍数，扣除迄今为止支付的现金分配（“基本优先回报金额”）。此外，如果所有未偿还的优先单位都已兑换，则我们至少没有提取美元251.8百万，根据有限责任公司协议，BXC不是 “违约成员”，BXC有权根据未提取的优先单位数量获得全部金额。
2022 年 5 月 17 日（“兑换日期”），我们已全额兑换 251,750基本优先回报金额为$的未偿还碱性控股优先股288.6百万美元使用了我们从发行Akali优先担保票据中获得的部分收益。截至 2023 年 6 月 30 日，有 不碱控股首选优秀单位。
可赎回的非控股权益的会计处理
分类
在赎回日之前，由于控制权变更的赎回功能，Alcali Holdings发行和未偿还的优先单位被记为未经审计的简明合并资产负债表夹层部分的可赎回非控股权益。
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    初始和后续测量
我们在扣除发行成本后的发行日记录了Alkali Holdings优先单位的公允价值。Akali Holdings优先单位的公允价值约为美元270.1截至2022年5月16日的百万美元，这是基于收盘六年半周年之际已发行和未偿还的Alkali Holdings优先单位最有可能的赎回事件的账面金额，这是使用实际利息法计算截至每个报告日的赎回价值的IRR衡量标准。2022年5月16日，发生了某些事件，使Alkali Holdings优先单位有可能发生提前赎回事件，未偿还的优先单位将在MOIC上兑换，因为赎回时的IRR高于IRR。这要求公司将Alkali Holdings优先单位重估为赎回金额288.6百万，代表MOIC，扣除迄今为止支付的现金分配（包括税收分配）。
截至2022年6月30日的三个月和六个月归属于Genesis Energy, L.P. 的净收入包括美元22.6百万和美元30.4分别为百万次调整，其中 $3.4百万和美元10.0分别分配了百万美元用于实物支付（“PIK”）分配和 $0.7百万和美元1.9分别为百万美元归因于赎回增值调整，而美元18.5百万美元归因于Alcali Holdings优先单位的基本优先回报金额的变化。
非控股权益
我们拥有一个 64% Cameron Highway 石油管道公司的会员权益（“CHOPS”），并且是其管道和相关资产（“CHOPS管道”）的运营商。我们还拥有 80% 会员对独立中心有限责任公司的兴趣。出于财务报告的目的，这些实体的资产和负债与我们自己的资产和负债合并，未经审计的简明合并资产负债表金额中的任何第三方或关联公司权益均显示为非控股权益。
12. 每个普通单位的净收入
每个普通单位的基本净收益（亏损）的计算方法是将归属于Genesis Energy, L.P. 的净收入除以归属于我们的A类优先单位持有人的收入后，除以未偿还的普通单位的加权平均数。
我们的A类可转换优先单位的稀释效应是使用if转换法计算得出的。根据if转换法，假设A类可转换优先单位在期初（从各自的发行日期开始）进行转换，由此产生的普通单位包含在所列期间摊薄后的每普通单位净收益（亏损）计算的分母中。该分子将根据该期间申报的分布、该期间累积的未申报分布以及该期间累积的任何回报进行调整。在截至2023年6月30日和2022年6月30日的三个月和六个月中，假设转换所有未偿还的A类可转换优先单位的影响是反稀释的，未包含在摊薄后每单位收益的计算中。
下表核对了归属于Genesis Energy、L.P. 的净收入以及计算每个普通单位基本和摊薄后净收益（亏损）时使用的加权平均单位（以千计）：
三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
2023202220232022
归属于Genesis Energy, L.P. 的净收益$49,344 $35,347 $47,700 $30,097 
减去：归属于A类可转换优先单位的累计分配和回报(22,910)(18,684)(46,912)(37,368)
归属于普通单位持有人的净收益（亏损）$26,434 $16,663 $788 $(7,271)
加权平均未偿还单位122,579 122,579 122,579 122,579 
每普通单位的基本和摊薄后净收益（亏损）$0.22 $0.14 $0.01 $(0.06)
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13. 业务板块信息
我们目前通过以下方式管理我们的业务 四构成我们应报告细分市场的部门：
•海上管道运输，包括墨西哥湾原油和天然气的运输和加工；
•苏打和硫磺服务，包括基于trona和trona的勘探、采矿、加工、纯碱生产、营销、物流和销售活动，以及为炼油厂加工高硫（或 “酸”）气流以去除硫，以及销售相关的副产品硫化氢钠（或 “NaHS”，通常发音为 “nash”）；
•陆上设施和运输，包括原油和石油产品的终端、混合、储存、销售和运输；以及
•海上运输，为整个北美的石油产品（主要是燃料油、沥青和其他重质精炼产品）和原油提供水上运输。
我们几乎所有的收入都来自美国，而且我们的所有资产都位于美国。
我们将分部利润率定义为收入减去产品成本、运营费用（不包括折旧、损耗、摊销和增值等非现金收益和费用）以及分部一般和管理费用，扣除我们的非控股权益的影响，再加上我们的股权投资方和不受限制的子公司产生的可分配现金中的权益。此外，我们的细分市场利润率定义不包括我们的长期激励薪酬计划的非现金影响。
我们的首席运营决策者（我们的首席执行官）根据包括细分市场利润率、细分市场销量（如相关）和资本投资在内的各种衡量标准来评估细分市场的业绩。 
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下文所述期间的分部信息如下：
海上管道运输苏打和硫磺服务陆上设施和运输海上运输总计
截至2023年6月30日的三个月
分部利润(1)
$93,300 $89,255 $6,305 $25,758 $214,618 
资本支出(2)
$91,645 $26,622 $2,088 $10,990 $131,345 
收入：
外部客户$91,459 $465,077 $170,783 $77,343 $804,662 
分段间(3)
— (2,222)2,222 — — 
应报告细分市场的总收入$91,459 $462,855 $173,005 $77,343 $804,662 
截至2022年6月30日的三个月
分部利润(1)
$118,980 $71,701 $11,018 $17,573 $219,272 
资本支出(2)
$44,369 $38,920 $1,780 $4,070 $89,139 
收入：
外部客户$82,085 $321,192 $242,131 $76,317 $721,725 
分段间(3)
— (2,584)2,581 3 — 
应报告细分市场的总收入$82,085 $318,608 $244,712 $76,320 $721,725 
截至2023年6月30日的六个月
分部利润(1)
$191,238 $155,362 $11,695 $51,452 $409,747 
资本支出(2)
$143,698 $46,607 $4,018 $20,047 $214,370 
收入：
外部客户$182,854 $911,983 $339,868 $160,569 $1,595,274 
分段间(3)
— (4,480)4,480 — — 
应报告细分市场的总收入$182,854 $907,503 $344,348 $160,569 $1,595,274 
截至2022年6月30日的六个月
分部利润(1)
$189,884 $139,076 $18,054 $29,710 $376,724 
资本支出(2)
$79,810 $65,246 $2,517 $14,129 $161,702 
收入：
外部客户$150,153 $609,200 $462,426 $131,893 $1,353,672 
分段间(3)
— (4,918)4,717 201 — 
应报告细分市场的总收入$150,153 $604,282 $467,143 $132,094 $1,353,672 
(1)下表列出了各期归属于Genesis Energy, L.P. 的净收入与分部利润总额的对账情况。
(2)资本支出包括维护和增长资本支出，例如增加固定资产（包括改善现有设施和建设增长项目），以及对股权投资者的出资（如果有）。
(3)细分市场间销售是在我们认为不比当时存在的市场条件更有利或更不利的条件下进行的。
按应申报分部划分的总资产如下：
2023年6月30日2022年12月31日
海上管道运输$2,370,338 $2,290,488 
苏打和硫磺服务2,560,004 2,358,086 
陆上设施和运输1,021,965 981,354 
海上运输650,443 681,231 
其他资产66,709 54,833 
合并资产总额$6,669,459 $6,365,992 
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归属于Genesis Energy, L.P. 的净收入与分部利润总额的对账：
 三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
 2023202220232022
归属于Genesis Energy, L.P. 的净收益$49,344 $35,347 $47,700 $30,097 
公司一般和管理费用18,487 21,105 34,251 36,826 
折旧、损耗、摊销和增值71,754 76,277 147,689 149,225 
利息支出61,623 55,959 122,477 111,063 
调整以排除未计入收入的股权被投资人产生的可分配现金，包括被投资人净收入中的权益(1)
5,867 4,160 12,148 10,734 
扣除库存价值变动后的衍生品交易未实现亏损（收益），不包括公允价值套期保值(2)
2,888 (8,319)30,020 (10,212)
其他非现金物品(7,197)(589)(9,658)(2,267)
未计入收入的非限制性子公司的分配(3)
— 32,000 — 32,000 
取消债务收入(4)
— (4,737)— (4,737)
债务消灭造成的损失(5)
3 501 1,812 501 
某些合同安排在现金收取时间上的差异(6)
11,559 16,477 22,134 24,707 
不再使用的租赁物品准备金的变化— (100)— (531)
可赎回的非控股权益赎回价值调整(7)
— 22,620 — 30,443 
出售资产的收益，扣除我们的所有权权益(8)
— (32,000)— (32,000)
所得税支出290 571 1,174 875 
分部毛利总额$214,618 $219,272 $409,747 $376,724 
(1)包括归属于该季度并在该季度内或之后立即收到的分配。
(2)截至2023年6月30日的三个月和六个月包括未实现亏损美元2.9百万和美元30.0分别来自我们的大宗商品衍生品交易（不包括公允价值套期保值）的估值。截至2022年6月30日的三个月和六个月包括未实现亏损美元2.3百万美元和未实现收益3.8分别来自我们的大宗商品衍生品交易（不包括公允价值套期保值）的估值和未实现收益的百万美元10.7百万和美元6.4分别来自与我们的A类可转换优先单位相关的嵌入式衍生品的估值，分别为百万美元。
(3)截至2022年6月30日的三个月和六个月包括美元32.0与我们出售独立中心平台相关的百万美元现金收入 80% 持有不受限制的子公司（定义见我们的信贷协议），Independence Hub, LLC。
(4)截至2022年6月30日的三个月和六个月包括与我们在公开市场上回购和清算某些优先无抵押票据相关的收入4.7百万。
(5)截至2023年6月30日的三个月和六个月包括与2024年票据的投标和赎回相关的交易成本，以及与这些票据相关的未摊销发行成本的注销。请参阅 注意事项 10了解详情。截至2022年6月30日的三个月和六个月包括注销与我们在该期间回购和清偿的优先无抵押票据相关的未摊销发行成本。
(6)包括在此期间客户收到现金的时间差异以及我们根据公认会计原则在相关合同中确认的收入。
(7)截至2022年6月30日的三个月和六个月包括PIK分配和赎回功能的增加以及赎回功能的估值调整，因为相关的优先单位是在2022年第二季度赎回的。请参阅 注意事项 11了解详情。
(8)2022 年 4 月 29 日，我们出售了 Independence Hub 平台，并确认出售了 $ 的收益40.0百万，其中 $32.0百万归因于我们 80% 所有权权益。

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14. 与关联方的交易
2023年1月1日之前与ANSAC的交易被视为与关联方的交易。如中所述 注意事项 4，2023年1月1日，ANSAC成为创世纪的全资子公司。为了便于比较，下表中反映的截至2022年6月30日的三个月和六个月的交易不包括与ANSAC相关的活动。
与关联方的交易如下：
 三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
 2023202220232022
收入：
向波塞冬提供的服务和费用所得收入(1)
$5,454 $3,860 $9,046 $7,098 
成本和支出：
因使用我们的首席执行官的飞机而向其支付的款项$165 $165 $330 $330 
波塞冬的服务费(1)
1,755 254 2,037 509 
(1)我们拥有一个 64% 对波塞冬的兴趣。
我们的首席执行官西姆斯先生拥有一架飞机，我们在运营过程中将其用于商业目的。我们向西姆斯先生支付固定的月费，并向飞机管理公司偿还与我们使用飞机相关的费用，包括燃料和实际自付费用。根据与行业认可的包机公司签订的长期优先安排租赁私人飞机的当前市场价格，我们认为这种安排的条款反映了我们在正常交易中本可以获得的收益。
与未合并关联公司的交易
波塞冬
根据运营和管理协议，我们为波塞冬提供管理、行政和管道运营商服务。目前，除非任何一方终止协议（定义见协议），否则该协议每年自动续订。截至2023年6月30日的三个月和六个月中，我们的收入包括美元2.5百万和美元5.0根据该协议，我们通过提供服务赚取的费用分别为百万美元。截至2022年6月30日的三个月和六个月中，我们的收入包括美元2.4百万和美元4.9根据该协议，我们通过提供服务赚取的费用分别为百万美元。截至 2023 年 6 月 30 日和 2022 年 12 月 31 日，波塞冬欠我们 $3.1百万和美元2.4分别为百万美元用于提供的服务。
15. 补充现金流信息
下表提供了有关运营资产和负债组成部分的净变化的信息。
 六个月已结束
6月30日
 20232022
（增加）减少：
应收账款$147,999 $(48,267)
库存(20,187)(11,604)
递延费用21,076 34,022 
其他流动资产(129)(960)
增加（减少）：
应付账款(130,131)(3,720)
应计负债(17,671)4,299 
运营资产和负债组成部分的净变动$957 $(26,230)
支付的利息和承诺费为 $117.5百万和美元114.6截至2023年6月30日和2022年6月30日的六个月中，分别为百万美元。
我们资本化了 $ 的利息18.3百万和美元5.9在截至2023年6月30日和2022年6月30日的六个月中，分别为百万人。
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截至2023年6月30日和2022年6月30日，我们因固定和无形资产增加而产生的负债总额为美元64.0百万和美元35.5截至本季度末尚未支付，分别为百万美元。因此，这些金额未包含在未经审计的简明合并现金流量表中 “投资活动现金流” 下的 “收购固定和无形资产的付款” 标题中。截至2023年6月30日，这些金额主要与我们的共和党相关的资本支出有关（注意事项 11）和离岸成长资本项目。
16. 衍生品
原油和石油产品套期保值
我们面临与石油库存和购买承诺相关的大宗商品价格变动的影响。我们利用衍生工具（交易所交易期货、期权和掉期合约）来对冲我们对原油、燃料油和其他石油产品的敞口。我们决定是否出于会计目的将衍生工具指定为公允价值套期保值，这与我们对大宗商品价格敞口预期的时间长短的预期有关，以及我们对衍生品合约在会计指导下在限制大宗商品价格风险敞口方面是否具有高度有效的预期。在未经审计的简明合并运营报表中，我们将衍生品合约公允价值的任何变化视为 “陆上设施和运输产品成本” 的增加或减少。未被指定为会计目的的套期保值的衍生品合约的公允价值变动的确认可能发生在与对冲实际交易的损益确认不一致的报告期内。因此，我们有时会在对冲交易完成后的某个时期内报告收益或亏损，这些收益或亏损将被未来一段时间的收益或亏损部分抵消。
我们已将某些原油期货合约指定为原油库存的套期保值，因为我们预计这些合约将非常有效地对冲我们预计持有原油价格波动的风险。根据会计指导，我们将这些衍生工具视为公允价值套期保值。这些被指定为公允价值套期保值的衍生工具的公允价值变动用于抵消被套期保值的原油库存公允价值的相关变化。在未经审计的简明合并运营报表中，这些公允价值套期保值中任何套期保值的无效以及任何被排除在有效性测试之外的金额均记为 “陆上设施和运输产品成本” 中的损益。
天然气套期保值
我们的碱业务依靠天然气为运营提供热量和电力。我们结合使用大宗商品价格互换合约、未来购买合约和期权合约来管理天然气价格波动的敞口。掉期合约用于修复纽约商品交易所Henry Hub和NW Rocky Mountain公布的价格之间的基差。出于会计目的，我们不将这些合约指定为套期保值。在未经审计的简明合并运营报表中，我们将天然气衍生品合约公允价值的任何变化视为 “苏打和硫磺服务运营成本” 中的增加或减少。
远期货运套期保值
对于用于向我们的国际客户运输纯碱的船只，ANSAC 面临运费波动的影响。我们使用交易所交易或场外期货、掉期和期权来对冲预测出货量的未来运费。出于会计目的，我们不将这些合约指定为套期保值。在未经审计的简明合并运营报表中，我们将远期货运合同公允价值的任何变化视为 “苏打水和硫磺服务运营成本” 中的增加或减少。
Bunker Fuel Hedges
ANSAC面临向国际客户运送纯碱的船舶所消耗的船用燃料价格波动的影响。我们使用交易所交易或场外期货、掉期和期权来对冲预测出货量的船用燃料价格。出于会计目的，我们不将这些合约指定为套期保值。在未经审计的简明合并运营报表中，我们将船用燃料合同公允价值的任何变化视为 “苏打和硫磺服务运营成本” 中的增加或减少。
铁路燃油附加费套期保值
ANSAC签订了铁路运输协议，要求我们根据美国能源部（“DOE”）公布的美国公路柴油价格的变化支付铁路燃油附加费。我们使用交易所交易或场外期货、掉期和期权来对冲燃油价格的波动。出于会计目的，我们不将这些合约指定为套期保值。在未经审计的简明合并运营报表中，我们将船用燃料合同公允价值的任何变化视为 “苏打和硫磺服务运营成本” 中的增加或减少。
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资产负债表净额结算和经纪人保证金账户
我们的会计政策是，当存在主净额结算安排时，抵消由同一交易对手执行的衍生资产和负债。因此，我们还将交易所交易衍生品合约记录的公允价值金额抵消了未经审计的简明合并资产负债表中 “流动资产——其他” 中所需的保证金融资。我们的交易所交易衍生品通过经纪账户进行交易，并受相应交易所规定的保证金要求的约束。保证金要求旨在减轻一方承受市场波动和交易对手信用风险的风险。每天，将我们的账户净值（包括我们的现金保证金余额和未平仓衍生品的公允价值之和）与我们的初始保证金要求进行比较，从而支付或返回变动保证金。
截至2023年6月30日，我们的经纪人应收账款净额约为美元9.9百万（包括初始保证金 $7.8百万增加了美元2.1百万变动幅度）。截至2022年12月31日，我们的经纪人应收账款净额约为美元4.0百万（包括初始保证金 $3.8百万增加了美元0.2百万的变动幅度）。截至2023年6月30日和2022年12月31日，我们的未偿还衍生品均不包含与信用风险相关的或有特征，这些特征会对我们的信用评级的任何变化产生重大不利影响。
财务报表影响
在确定经营活动的现金流时，从净收益（亏损）中减去未实现的收益，未实现的亏损加到净收益（亏损）中。如果我们有未偿还的公允价值套期保值，则在确定经营活动现金流时，库存公允价值中记录的抵消变化也将从净收益（亏损）中扣除。维持我们在交易所交易的衍生品合约所需的现金保证金余额的变化也会影响运营活动的现金流。
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杰出衍生品
截至2023年6月30日，我们签订了以下未偿还的衍生品合约，这些合约是为了在经济上对冲库存、固定价格购买承诺或预测购买量。
卖出（做空）
合同		买入（做多）
合同
根据会计规则被指定为套期保值：
原油期货：
合约交易量（1,000 桶）245 — 
每桶的加权平均合约价格$70.14 $— 
根据会计规则，不符合资格或未被指定为套期保值：
原油期货：
合约交易量（1,000 桶）153 141 
每桶的加权平均合约价格$71.70 $72.34 
原油基础差异：
合约交易量（1,000 桶）60 60 
每桶的加权平均合约价格$(0.93)$(0.01)
天然气互换：
合约交易量（10,000 百万英热单位）— 1,555 
每百万英热单位的加权平均价格差$— $0.53 
天然气期货：
合约交易量（10,000 百万英热单位）243 1,601 
每百万英热单位的加权平均合约价格$2.61 $3.81 
天然气选项：
合约交易量（10,000 百万英热单位）103 36 
已收/支付的加权平均保费$0.71 $0.07 
船用燃料期货：
合约量（公吨 “MT”）— 45,100 
每公吨的加权平均价格$— $520.32 
美国能源部柴油机选项：
合约交易量（1,000 加仑）— 1,500 
已收/支付的加权平均保费$— $0.26 

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衍生资产和负债的公允价值
下表反映了截至2023年6月30日和2022年12月31日我们的衍生品的估计公允价值头寸：
 未经审计的简明合并资产负债表地点公允价值
 2023年6月30日 2022年12月31日
资产衍生品：
天然气互换（未指定对冲）流动资产-应收账款-交易，净额$6,136 $36,844 
商品衍生品-期货以及看跌期权和看涨期权（非指定套期保值）：
已确认资产总额
流动资产-其他(1)
1,696 1,238 
未经审计的简明合并资产负债表中抵消的总金额
流动资产-其他(1)
(1,696)(1,238)
未经审计的简明合并资产负债表中列报的资产净额 $— $— 
商品衍生品-期货（指定套期保值）：
已确认资产总额
流动资产-其他(1)
$401 $— 
未经审计的简明合并资产负债表中抵消的总金额
流动资产-其他(1)
(401)— 
未经审计的简明合并资产负债表中列报的资产净额$— $— 
负债衍生品：
天然气互换（未指定对冲）流动负债-应计负债$(5,541)$(4,692)
商品衍生品-期货以及看跌期权和看涨期权（非指定套期保值）：
已确认负债总额
流动资产-其他(1)
$(11,008)$(11,061)
未经审计的简明合并资产负债表中抵消的总金额
流动资产-其他(1)
11,008 5,217 
未经审计的简明合并资产负债表中列报的负债净额$— $(5,844)
商品衍生品-期货（指定套期保值）：
已确认负债总额
流动资产-其他(1)
$(583)$— 
未经审计的简明合并资产负债表中抵消的总金额
流动资产-其他(1)
583 — 
未经审计的简明合并资产负债表中列报的负债净额$— $— 
(1)如上所述，我们的交易所交易衍生品通过经纪账户进行交易，并受保证金要求的约束。我们将交易所交易衍生品合约记录的公允价值金额与未经审计的简明合并资产负债表 “流动资产——其他” 下记录的所需保证金存款相抵消。
首选分配费率重置选择    
如果嵌入衍生品的经济特征和风险与主体合约的经济特征和风险没有明确和密切的关系，则必须将合约中嵌入的衍生特征完全不符合衍生品的定义进行分叉和单独考虑。在一段时间内 30在 (i) 2022 年 9 月 1 日和 (ii) 随后的每个周年纪念日之后的几天，我们的 A 类可转换优先单位的持有人可以一次性选择将分配金额（“利率重置选择”）重置为每个 A 类可转换优先单位的现金金额，等于 A 类可转换优先单位按等于三个月伦敦银行同业拆借利率加上发行价格累积利息时每季度应支付的金额 750基点；但是，前提是这种重置率应等于 10.75% 如果 (i) 此类替代利率高于基于伦敦银行同业拆借利率的利率，以及 (ii) 当时我们普通单位的市场价格低于 110发行价格的百分比。我们的A类可转换优先单位的利率重置选择是一种嵌入式衍生品，必须与相关的托管合约分开，并按公允价值记录在我们未经审计的简明合并资产负债表上。公允价值的相应变化在我们未经审计的简明合并运营报表的 “其他收益（支出）” 中确认。
在选举日，A类可转换优先股的持有人选择将利率重置为 11.24%，三个月伦敦银行同业拆借利率的总和 3.74% 加 750基点。在选举时，这种嵌入式衍生品的公允价值为$101.8百万。截至选举日，A类可转换优先单位中需要分叉的功能已不复存在，我们已经调整了A类可转换优先单位的账面价值
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包括选举之日先前分割的金额的公允价值。请参阅 注意事项 11了解有关我们的 A 类可转换优先单位和费率重置选择的更多信息。
对经营业绩的影响 
收入中确认的收益（亏损）金额
 未经审计的简明合并运营报表地点三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
 2023202220232022
商品衍生品-期货和看涨期权：
在会计指导下被指定为套期保值的合同陆上设施和运输产品成本$1,388 $634 $2,355 $(536)
会计指导下不被视为套期保值的合同陆上设施和运输产品成本、苏打水和硫磺服务运营成本(2,141)2,232 (12,294)8,280 
商品衍生品总额$(753)$2,866 $(9,939)$7,744 
天然气交换苏打和硫磺服务运营成本$(7,599)$(590)$6,486 $(1,692)
首选分配费率重置选择其他收入（支出）$— $10,651 $— $6,393 
17. 公允价值测量
根据用于衡量公允价值的投入，我们将金融资产和负债分为以下三个级别：
(1)一级公允价值基于可观察的投入，例如活跃市场中相同资产和负债的报价；
(2)二级公允价值基于活跃市场中相同资产和负债的报价以外的定价投入，在计量日可以直接或间接观察；以及
(3)3级公允价值基于不可观察的投入，其中几乎没有或根本没有市场数据。
根据公允价值会计指南的要求，金融资产和负债根据对公允价值计量具有重要意义的最低投入水平进行整体分类。
我们对特定投入对公允价值的重要性的评估需要判断，这可能会影响资产和负债在公允价值层次结构层次中的分配。
下表按公允价值层次结构中的级别列出了截至2023年6月30日和2022年12月31日按公允价值经常性核算的金融资产和负债。 
2023年6月30日2022年12月31日
经常性公允价值衡量标准第 1 级第 2 级第 3 级第 1 级第 2 级第 3 级
大宗商品衍生品：
资产$2,097 $6,136 $— $1,238 $36,844 $— 
负债$(11,591)$(5,541)$— $(11,061)$(4,692)$— 
我们的大宗商品和燃料衍生品包括交易所交易期货和交易所交易期权合约。这些交易所交易衍生品合约的公允价值基于活跃市场中未经调整的报价，因此包含在公允价值层次结构的第一级。掉期合约的公允价值是使用市场价格报价和定价模型确定的。截至2023年6月30日，掉期合约被视为公允价值层次结构中的二级投入。
参见 注释 16了解有关我们衍生工具的更多信息。
其他公允价值衡量标准
我们认为，我们的优先担保信贷额度下的未偿债务接近公允价值，因为规定的利率接近期限相似的类似工具的当前市场利率。截至2023年6月30日，我们的优先无抵押票据的账面价值约为美元3.0十亿美元，公允价值约为 $2.9十亿
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相比之下，账面价值为 $2.9十亿，公允价值约为 $2.7截至2022年12月31日，为十亿美元。优先无抵押票据的公允价值是根据我们公共债务金融市场的交易信息确定的，被视为二级公允价值衡量标准。截至2023年6月30日和2022年12月31日，我们的Alkali优先担保票据的账面价值和公允价值为美元0.4十亿。Akali优先担保票据的公允价值是根据具有类似特征的证券金融市场的交易信息确定的，被视为二级公允价值衡量标准。
18. 承付款和或有开支
我们受各种环境法律和法规的约束。已经制定了政策和程序，以帮助监测合规情况，检测和解决我们的管道或其他设施以及与碱业务相关的采矿业务中释放的原油；但是，无法保证此类环境释放不会对我们的业务产生重大影响。
在正常业务过程中，我们会受到法律诉讼，并受到税务和其他监管机构的审查。我们预计目前悬而未决的此类问题不会对我们的财务状况、经营业绩或现金流产生重大影响。

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第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
以下信息应与本10-Q表季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表和随附附注一起阅读。以下信息和此类未经审计的简明合并财务报表也应与年度报告中包含的经审计的财务报表和相关附注以及我们对财务状况和经营业绩的讨论和分析一起阅读。
管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析包括以下部分：
•概述
•运营结果
•流动性和资本资源
•担保人汇总财务信息
•非公认会计准则财务指标
•前瞻性陈述
概述
我们报告称，在截至2023年6月30日的三个月（“2023年季度”）中，归属于Genesis Energy, L.P. 的净收入为4,930万美元，而在截至2022年6月30日的三个月（“2022年季度”）中，归属于Genesis Energy, L.P. 的净收入为3530万美元。
2023年季度归属于Genesis Energy, L.P. 的净收入受以下因素的影响：(i) 与我们的运营部门相关的营业收入增加，这主要是由于我们的海上管道运输领域的销量和活动增加，碱性业务的销量和定价增加，以及海上运输板块的每日利率上涨（有关运营部门业绩的更多详情，请参阅下文 “运营业绩”）；以及（ii）可归因于我们赎回的收入减少 22.6美元的非控股权益百万美元作为相关的Alkali Holdings优先单位在2022年季度兑换。
2023年季度增加的570万美元利息支出部分抵消了这些增长（更多详情见下文 “经营业绩”）。此外，2022年季度还包括与剥离我们之前拥有的独立中心平台相关的4,000万美元收益，即净收益为3,200万美元，以及2022年季度与我们的A类可转换优先单位相关的嵌入式衍生品估值的1,070万美元未实现（非现金）收益，记录在 “其他收入（支出）” 中。
2023年季度来自经营活动的现金流为1.577亿美元，而2022年季度为1.04亿美元。经营活动现金流的增加主要归因于与我们的运营部门相关的营业收入增加（见下文）以及2023年季度营运资金的积极变化。下文 “经营业绩” 中对我们的分部业绩和其他成本进行了更详细的讨论。
2023年季度，普通单位持有人可用的扣除储备金（定义见下文 “非公认会计准则财务指标”）为9,630万美元，比2022年季度减少了2490万美元，下降了21％，这主要是由于（i）分部利润率下降了470万美元，详情见下文；（ii）利息支出增加了570万美元（更多细节见下文 “经营业绩”））；（ii）向我们的A类可转换优先单位持有人支付的现金增加了460万美元；（iii）收入减少了470万美元百万美元与我们在2022年季度在公开市场上回购和清偿某些优先无抵押票据有关。
2023年季度的分部利润率（定义见下文 “非公认会计准则财务指标”）为2.146亿美元，比2022年季度减少470万美元，下降2％。下文 “经营业绩” 中对我们的分部业绩和其他成本进行了更详细的讨论。有关细分市场利润率的更多信息，请参阅下面的 “非公认会计准则财务指标”。
分配给单位持有人
2023年5月15日，我们支付了与2023年第一季度相关的每个普通单位0.15美元的分配。关于我们的A类可转换优先单位，我们宣布每持有记录的优先单位的季度现金分配为每个优先单位0.9473美元（按年计算为3.7892美元）。这些分配已于2023年5月15日支付给2023年4月28日营业结束时登记在册的单位持有人。
2023年7月，我们宣布向普通单位持有人分配的季度分配额为每单位0.15美元，与2023年季度有关。关于我们的A类可转换优先单位，我们宣布每A类股票的季度现金分配为0.9473美元
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记录在案的每个A类可转换优先单位的可转换优先单位（按年计算为3.7892美元）。这些分配将于2023年8月14日支付给2023年7月31日营业结束时的登记单位持有人。
乌克兰战争和市场最新动态
管理层的估计基于对未来运营和市场状况的许多假设，我们认为这些假设是合理的，但本质上是不确定的。我们假设背后的不确定性可能导致我们的估计与实际结果有很大差异，包括乌克兰战争持续影响的持续时间和严重程度，以及由于旨在应对通货膨胀的政府政策变化而发生或可能发生的任何经济衰退或萧条的结果，通货膨胀可能导致包括资本和信贷市场在内的全球经济状况的波动。我们将继续监测当前的市场环境，如果情况恶化，我们可能会发现触发事件，这些事件可能需要将来评估我们的长期资产、无形资产和商誉的账面价值的可收回性，这可能会导致减值费用，这可能对我们的经营业绩产生重大影响。
尽管乌克兰战争的最终影响以及包括资本和信贷市场在内的全球经济状况的波动目前尚不清楚，但我们认为核心业务的基本面仍然强劲，鉴于当前的行业环境和资本市场行为，我们继续专注于资产负债表的去杠杆化，正如《流动性和资本资源》中所进一步解释的那样。
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运营结果
收入、成本和支出
我们2023年季度的收入比2022年季度增加了8,290万美元，增长了11％，未经审计的简明合并运营报表中列报的总成本和支出（不包括资产出售收益）在这两个时期之间增加了3,670万美元，增长了6％，总净增长（不包括资产出售收益）为4,620万美元。2023年季度我们营业收入的增长主要是由于我们的海上管道运输领域的销量增加，碱业务的销量和定价增加，以及海运领域的日费率上涨。请参阅下文 “细分市场利润率” 下关于我们各个运营细分市场活动的进一步讨论。此外，与2022年季度相比，我们在2023年季度的折旧、损耗和摊销费用以及一般和管理成本较低（更多讨论见下文 “其他成本、利息和所得税”）。
我们的收入和成本中有很大一部分来自原油营销业务中原油的购买和销售，该业务包含在我们的陆上设施和运输领域，以及与碱业务相关的收入和成本，该业务包含在我们的苏打水和硫磺服务领域。我们将在下文更详细地描述对我们每项业务的收入和成本的影响。
就我们的原油营销业务而言，纽约商品交易所（“NYMEX”）西德克萨斯中质原油的平均收盘价在2023年季度降至每桶73.54美元，而2022年季度为每桶108.83美元。我们预计，原油价格的变化将继续按比例影响我们购买和销售原油和石油产品的收入和成本，对分部利润率、净收益（亏损）和储备前可用现金的直接影响微乎其微。我们通过广泛使用收费服务合同、连续购买和销售安排以及套期保值，限制了与原油和石油产品相关的直接大宗商品价格敞口。因此，原油价格的变化将成比例地影响我们的收入和成本，而对我们的细分市场利润率的净影响不成比例。但是，我们确实会受到石油和石油产品价格的某些变化的间接影响，特别是如果价格变动幅度很大，而且会持续很长时间。当价格在很长一段时间内大幅上涨时，我们对某些服务的需求往往会增加，而当价格在很长一段时间内大幅下降时，我们对某些服务的需求往往会减少。有关我们对大宗商品价格的某些间接敞口的更多信息，请参阅下面的逐细分市场分析以及我们的年度报告中标题为 “与我们的业务相关的风险” 的部分。
就我们的碱业务而言，我们的收入来自trona的开采，以及围绕天然纯碱和其他碱性特种产品（包括倍半碳酸钠（S-Carb）和碳酸氢钠（Bicarb）的加工和销售活动，是我们销售价格和销售量的函数。我们向行业多元化的全球客户群销售我们的产品。我们的销售价格在一年中的不同时间和不同的持续时间收缩。我们在国际上销售的销量在当年收缩，要么每年在上一年收缩，要么在当年定期（通常是每季度一次），我们在国内定价和销售的销量在不同的时间收缩，期限可能各不相同，通常是多年期。我们在国际上销售的大部分产品都是通过美国天然纯碱公司（“ANSAC”）销售的，该公司于2023年1月1日成为我们碱业务的全资子公司，当时我们成为该公司的唯一成员。ANSAC利用其物流资产和营销能力促进美国生产的纯碱的出口销售。在截至2023年6月30日的三个月和六个月中，除了我们的业务供应量和ANSAC销售的数量外，ANSAC继续从某些前成员那里获得一定水平的纯碱供应，以便在国际上销售，预计这种供应将至少在未来几年内保持一定水平。由于从2023年1月1日开始合并了ANSAC的业绩，ANSAC出售的非成员提供的纯碱销量已包含在我们的合并业绩中，对我们的收入和成本产生了成比例的影响，对我们报告的分部利润率、净收益（亏损）和储备金前的可用现金几乎没有直接影响。我们将继续报告苏打水和硫磺服务板块经营业绩表中包含的纯碱销量，如下所示，因为我们历来是为了便于比较，而且由于ANSAC的这些增量销售量对我们报告的分部利润率、净收益（亏损）和储备前可用现金的影响微乎其微。我们的销量可能因时期而波动，取决于许多因素，其中主要驱动因素是全球市场、客户需求、经济增长和我们生产纯碱的能力。由于销量或销售价格的波动，我们的收入出现正面或负面变化，可能会对分部利润率、净收益（亏损）和扣除储备金前的可用现金产生直接影响，因为我们的部分成本本质上是固定的，因此这些波动对运营成本的影响较小。我们的成本主要与纯碱（和其他碱性特种产品）的加工和生产以及营销和销售活动有关，其中一些成本本质上是可变的，而另一些则是固定的。此外，成本还包括与采矿和开采trona矿相关的活动，包括能源成本和员工薪酬。在我们的碱业务中，在2023年季度，由于销量增加以及国内和出口吨位的优惠定价，我们对收入产生了积极影响（对成本的影响较小）。如需更多信息，请参阅下面的逐细分市场分析。
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除了上面讨论的原油营销业务和碱业务外，我们还继续经营其他核心业务，包括：（i）我们的墨西哥湾海上原油和天然气管道运输和装卸业务，重点是向进行密集资本投资（通常超过10亿美元）以开发大型储层、长寿命的原油和天然气物业的综合性大型独立能源公司提供一套服务；（ii）我们的硫磺服务业务，我们相信这是北美和南美最大的NaHs生产商和销售商之一（按产量计算）；以及（iii）我们以炼油厂为中心的陆上业务主要位于美国墨西哥湾沿岸地区，主要为炼油厂提供一套服务。炼油商是近似的托运人飞行 98% of 我们的陆上原油管道和炼油厂的运输量约为 2023 年季度 90% 的海运业务收入主要用于运输 中间精炼产品（不是原油）介于 参考采矿综合体。我们的海上管道上的托运人大多是综合的大型独立能源公司，他们的生产非常适合墨西哥湾沿岸的绝大多数炼油厂。它们的大型水库物业以及开发它们所需的相关管道和其他基础设施是资本密集型的，但我们认为，即使在大宗商品价格波动的环境中，在大多数情况下，在经济上也是可行的。鉴于这些事实，我们预计大宗商品价格的变化不会像影响我们购买和销售原油和石油产品所得的收入和成本那样影响我们的净收入（亏损）、储备前的可用现金或分部利润率。
此外，我们在各个季度之间某些运营成本的变化，例如与苏打水和硫磺服务、海上管道和海上运输领域相关的变化，与原油价格无关。我们将在下文逐个细分市场分析中进一步详细讨论其中的某些成本。
分部利润
我们每个细分市场对细分市场总利润率的贡献如下：
 三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
 2023202220232022
 （以千计）（以千计）
海上管道运输$93,300 $118,980 $191,238 $189,884 
苏打和硫磺服务89,255 71,701 155,362 139,076 
陆上设施和运输6,305 11,018 11,695 18,054 
海上运输25,758 17,573 51,452 29,710 
分部毛利总额$214,618 $219,272 $409,747 $376,724 

我们将分部利润率定义为收入减去产品成本、运营费用以及分部一般和管理费用（所有这些费用均扣除非控股权益持有人的影响），加上或减去适用的精选项目（定义见下文）。尽管我们不一定认为所有精选项目都是非经常性、罕见或不寻常的，但我们认为，了解这些精选项目对于评估我们的核心经营业绩很重要。有关细分市场总利润率的进一步讨论，请参阅 “非公认会计准则财务指标”。
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本期归属于Genesis Energy, L.P. 的净收入与分部利润总额的对账情况如下:
 三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
 2023202220232022
归属于Genesis Energy, L.P. 的净收益$49,344 $35,347 $47,700 $30,097 
公司一般和管理费用18,487 21,105 34,251 36,826 
折旧、损耗、摊销和增值71,754 76,277 147,689 149,225 
利息支出61,623 55,959 122,477 111,063 
调整以排除未计入收入的股权被投资人产生的可分配现金，包括被投资人净收入中的权益(1)
5,867 4,160 12,148 10,734 
扣除库存价值变动后的衍生品交易未实现亏损（收益），不包括公允价值套期保值(2)
2,888 (8,319)30,020 (10,212)
其他非现金物品(7,197)(589)(9,658)(2,267)
未计入收入的非限制性子公司的分配(3)
— 32,000 — 32,000 
取消债务收入(4)
— (4,737)— (4,737)
债务清偿损失(5)
3 501 1,812 501 
某些合同安排在现金收取时间上的差异(6)
11,559 16,477 22,134 24,707 
不再使用的租赁物品准备金的变化— (100)— (531)
可赎回的非控股权益赎回价值调整(7)
— 22,620 — 30,443 
出售资产的收益，扣除我们的所有权权益(8)
— (32,000)— (32,000)
所得税支出290 571 1,174 875 
分部毛利总额$214,618 $219,272 $409,747 $376,724 
(1)包括归属于该季度并在该季度内或之后立即收到的分配。
(2)截至2023年6月30日的三个月和六个月中，我们的商品衍生品交易（不包括公允价值套期保值）的估值分别为290万美元和3,000万美元的未实现亏损。截至2022年6月30日的三个月和六个月包括我们的大宗商品衍生品交易（不包括公允价值套期保值）的估值分别为230万美元的未实现亏损和380万美元的未实现收益，以及与A类可转换优先股相关的嵌入式衍生品的估值分别为1,070万美元和640万美元的未实现收益。
(3)截至2022年6月30日的三个月和六个月包括与我们拥有80％股权的非限制性子公司（定义见我们的信贷协议）Independence Hub, LLC出售独立中心平台相关的3,200万美元现金收入。
(4)截至2022年6月30日的三个月和六个月包括与回购和清算我们在公开市场上的某些优先无抵押票据相关的收入，金额为470万美元。
(5)截至2023年6月30日的三个月和六个月包括与2024年票据的投标和赎回相关的交易成本，以及与这些票据相关的未摊销发行成本的注销。截至2022年6月30日的三个月和六个月包括注销与我们在该期间回购和清偿的优先无抵押票据相关的未摊销发行成本。
(6)包括在此期间客户收到现金或向客户开具账单的时间差异，以及我们在相关合同中根据公认会计原则确认的收入。就我们的非公认会计准则衡量标准而言，我们在付款期内将这些金额相加，并在公认会计原则确认期间扣除。
(7)截至2022年6月30日的三个月和六个月包括PIK分配和赎回功能的增加以及赎回功能的估值调整，因为相关的优先单位是在2022年第二季度赎回的。
(8)2022年4月29日，我们出售了独立中心平台，并确认了4,000万美元的出售收益，其中3,200万美元归因于我们80％的所有权。
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海上管道运输板块
我们的海上管道运输领域的经营业绩和体积数据如下所示： 
 三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
 2023202220232022
 （以千计）（以千计）
海上原油管道收入，扣除我们的所有权权益，不包括非现金收入$76,152 $76,056 $154,167 $136,924 
海上天然气管道收入，不包括非现金收入15,367 13,439 29,423 22,508 
海上管道运营成本，扣除我们的所有权权益，不包括非现金支出(18,272)(20,247)(35,814)(37,523)
不受限制子公司的分配(1)
— 32,000 — 32,000 
股票投资的分配(2)
20,053 17,732 43,462 35,975 
海上管道运输分部利润率 $93,300 $118,980 $191,238 $189,884 
体积数据 100% 基准：
原油管道（除非另有说明，否则平均桶/天）：
排骨258,939 220,498 246,606 198,313 
波塞冬288,384 262,800 301,698 251,872 
奥德赛59,924 100,237 62,774 98,742 
GOPL(3)
2,380 8,579 2,185 6,777 
海上原油管道总量609,627 592,114 613,263 555,704 
天然气运输量 (mmbTus/天)397,801 384,330 392,529 328,423 
Volumetric Data 净值为我们的所有权益(4):
原油管道（除非另有说明，否则平均桶/天）：
排骨165,721 141,119 157,828 126,920 
波塞冬184,566 168,192 193,087 161,198 
奥德赛17,378 29,069 18,204 28,635 
GOPL(3)
2,380 8,579 2,185 6,777 
海上原油管道总量370,045 346,959 371,304 323,530 
天然气运输量 (mmbTus/天)115,866 119,376 111,434 105,625 
(1)截至2022年6月30日的三个月和六个月中，海上管道运输板块的利润率包括从我们的不受限制的子公司之一Independence Hub LLC收到的分配，为美元32.0与出售我们 80% 拥有的平台资产相关的百万美元。
(2)海上管道运输分部利润率包括我们的海上管道合资企业在2023年按权益会计法核算的分配，以及 2022，分别是。
(3)我们的全资子公司之一（GEL Offshore Pipeline, LLC 或 “GOPL”）拥有我们在尤金岛管道系统的不可分割权益。
(4)交易量是我们全年实际所有权权益乘以给定年份的相关吞吐量的产物。
截至2023年6月30日的三个月，与截至2022年6月30日的三个月相比
2023年季度的海上管道运输板块利润率比2022年季度下降了2570万美元，下降了22％，这主要是由于我们的不受限制的子公司之一Independence Hub LLC在2022年季度通过出售其平台资产获得了3,200万美元的分配。不包括此次分销，由于原油和天然气总销量增加，我们的海上管道运输板块的细分市场利润率在2023年季度有所增加，这足以抵消我们在该期间经历的额外生产商停机时间，其中大部分是
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计划中，这影响了我们一条深水横向管道的流量，以及波塞冬管道更下游的流量。2023年季度我们的总销量增加是国王码头浮动生产系统（“FPS”）的结果，该系统在2022年季度实现了第一批石油，此后在2023年季度将产量提高到每天约13万桶石油当量的水平，以及Argos FPS于2023年4月实现了第一批石油。King's Quay FPS为Khaleesi、Mormont和Samurai油田的开发提供支持，其租赁期限为我们100％拥有的原油和天然气横向管道，以及我们64％拥有的波塞冬和CHOPS原油系统或拥有25.67％的诺第留斯天然气系统，最终输送到岸边。Argos FPS支持英国石油公司运营的Mad Dog 2油田开发项目预先钻探并完成的14口油井，其中3口油井在2023年季度开始生产，其中100％的产量流经我们64％拥有和运营的CHOPS管道，最终交付到岸边。我们预计在2023年将继续受益于King's Quay FPS和Argos FPS的销量，并超过其预期的制作情况。
截至2023年6月30日的六个月与截至2022年6月30日的六个月相比
2023年前六个月的海上管道运输板块利润率比2022年前六个月增加了140万美元，增长了1％，这主要是由于原油和天然气活动的增加，主要来自与国王码头FPS相关的销量，因为2022年季度实现了第一批石油。2023年期间受益于国王码头六个月的产量，包括其产量在2023年季度提高到每天约13万桶石油当量的水平。此外，2023年的前六个月受益于Argos FPS的销量，该公司于2023年4月实现了第一批石油。这些增长被我们的不受限制的子公司之一Independence Hub LLC在2022年出售其平台资产后获得的3200万美元分配所抵消。
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苏打和硫磺服务板块
我们的苏打和硫磺服务板块的经营业绩如下：
三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
 2023202220232022
销量：
NaHS 体积（干短吨 “DST”）26,086 35,633 54,176 67,802 
纯碱量（已售出少量吨）852,019 772,141 1,556,831 1,516,929 
NaOH（烧碱）体积（夏令时）20,346 22,073 40,522 42,797 
收入（以千计）：
NAHS 收入，不包括非现金收入$38,011 $52,184 $80,208 $93,812 
NaOH（烧碱）收入17,334 16,666 35,795 30,677 
与碱业务相关的收入(1)
385,891 219,032 748,830 422,691 
其他收入1,288 2,572 2,773 4,453 
外部分部总收入，不包括非现金收入$442,524 $290,454 $867,606 $551,633 
细分市场毛利（以千计）$89,255 $71,701 $155,362 $139,076 
每个夏令时的 NaOH 平均指数价格(2)
$1,123 $1,077 $1,168 $1,024 
(1)有关与碱业务相关的收入，请参阅上文 “经营业绩——收入、成本和支出” 中的讨论。
(2)资料来源：IHS Chemical。
截至2023年6月30日的三个月，与截至2022年6月30日的三个月相比
2023年季度苏打和硫磺服务板块的利润率比2022年季度增加了1760万美元，增长了24％，这主要是由于国内和出口定价上涨以及碱业务销量的增加。我们于 2023 年 1 月 1 日成功重启了原来的 Granger 生产工厂，并在 2023 年季度将产量提高到其最初的年产量约 500,000 吨。此外，我们仍计划在2023年下半年完成格兰杰优化项目（“GOP”），这意味着我们预计年产量将增加75万吨。如上所述，与2022年季度相比，2023年季度受益于更高的国内和出口定价，因为我们继续看到市场供需平衡。尽管我们仍然预计2023年的加权平均销售价格将超过2022年的加权平均销售价格，但由于中国经济的重新开放速度低于预期，再加上预计将有新的全球供应进入市场，我们开始看到定价的波动幅度。在我们的炼油服务业务中，由于我们的几家主办炼油厂在 2023 年季度出现计划外运营和与天气相关的停机，我们的产量低于预期。此外，一家主办炼油厂将其设施部分改建为可再生柴油设施，该设施已于2022年第四季度完工。与2022年季度相比，这种部分转换导致在此期间的NaHS产量和销售量有所下降，我们的矿业客户（主要在南美）的NaHS销量也有所增加。此外，在2022年季度，由于我们的某些竞争对手经历了一次性的供应挑战，我们能够利用多方面的供应和码头基地来利用不断增加的现货销量，因此我们的NaHS销量有所增加。
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截至2023年6月30日的六个月与截至2022年6月30日的六个月相比
2023年前六个月苏打和硫磺服务板块的利润率比2022年前六个月增加了1,630万美元，增长了12％，这主要是由于国内和出口定价上涨以及碱业务销量的增加。我们于 2023 年 1 月 1 日成功重启了原来的 Granger 生产设施，在 2023 年季度，随着我们退出 2023 季度，我们将产量提高到原来的年产量约 500,000 吨。2023年第一季度，由于极端的冬季天气条件影响了我们的运营和某些供应链功能，尤其是进出绿河流域的铁路服务，苏打灰的产量和最终销量下降，部分抵消了这一增长。在我们的炼油服务业务中，由于多种因素，我们的产量低于预期，包括我们最大的主办炼油厂之一在2022年第四季度完成重大转机后，产量增长速度低于预期，我们的几家主炼油厂在2023年季度出现计划外运营和与天气相关的停机，以及主办炼油厂在2022年第四季度将其设施部分改建为可再生柴油设施的产量下降。此外，在2022年的前六个月中，我们经历了强劲的NaHS销量和价格，这是由于我们的矿业客户（主要在南美）的需求增加，以及由于我们的某些竞争对手面临一次性供应挑战，我们能够利用炼油服务业务中的多方面供应和码头基地来利用增量的现货销量。

陆上设施和运输部门
我们的陆上设施和运输部门利用一套集成的管道和码头、卡车和驳船来代表生产商、炼油商和其他客户促进原油和成品油的运输。该细分市场包括主要在美国墨西哥湾沿岸原油市场运营的原油和成品油管道、码头和铁路卸货设施。此外，我们还利用我们的卡车运输车队来支持收集和批量购买的原油的购买和销售。通过这些资产，我们为客户提供全套服务，包括截至2023年6月30日的以下服务：
•为原油从生产商运往炼油厂、从我们的码头以及第三方拥有的码头通过管道运输到炼油厂提供便利；
•通过卡车和管道向生产商和炼油厂运送原油和成品油；
•储存和混合原油以及中间产品和成品精炼产品；
•购买/销售原油和/或将原油从井口运往市场，最终用于炼油；
•从炼油厂购买产品，将这些产品运送到我们的一个码头，将这些产品混合到符合客户要求的质量，然后将这些产品（主要是燃油、沥青和其他重质精炼产品）出售给批发市场；以及
•在我们的铁路原油码头卸载轨道车辆。
我们还可能利用我们的码头设施来利用contango市场条件进行原油收集和营销，并利用原油和石油产品不时出现的区域机会。

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我们的陆上设施和运输部门的经营业绩如下：
三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
 2023202220232022
 （以千计）（以千计）
收集、营销和物流收入$164,966 $234,777 $328,986 $448,421 
原油管道关税和收入6,431 8,025 12,517 15,359 
原油和产品成本，不包括衍生品交易的未实现损益(149,463)(217,711)(298,396)(417,716)
运营成本，不包括长期激励薪酬的非现金费用和其他非现金支出
(17,473)(16,573)(34,516)(32,342)
其他1,844 2,500 3,104 4,332 
分部利润$6,305 $11,018 $11,695 $18,054 
体积数据（除非另有说明，否则每天的平均桶数）：
陆上原油管道：
德州66,505 93,739 65,278 81,604 
松鸦5,952 6,663 5,481 6,788 
密西西4,737 6,233 4,872 5,989 
路易斯安那州(1)
70,816 119,254 75,860 90,676 
陆上原油管道总计148,010 225,889 151,491 185,057 
原油和石油产品销售23,029 22,060 22,652 22,968 
轨道卸载量 — 25,680 — 14,156 
(1)截至2023年6月30日的三个月和六个月中，日总交易量分别包括中间成品油的29,891桶和30,703桶/天，以及与我们的巴吞鲁日港码头管道相关的原油分别为40,925和44,898桶/天。截至2022年6月30日的三个月和六个月中，日总交易量分别包括中间成品油的29,469和29,097桶/天，以及与我们的巴吞鲁日港码头管道相关的原油分别为67,832和49,219桶/天。
截至2023年6月30日的三个月，与截至2022年6月30日的三个月相比
2023年季度的陆上设施和运输板块利润率比2022年季度下降了470万美元，下降了43％，这主要是由于铁路卸载量下降。2022年季度的铁路运输量有所增加，这是因为我们的主要客户采购量取代了在此期间受某些地缘政治事件影响的国际运量。2022年季度的铁路卸货量也增加了我们在相应时期的路易斯安那州管道量，因为卸下的原油随后通过我们的路易斯安那州管道运往客户的炼油厂综合体。此外，在2023年季度，我们的德克萨斯州管道系统的销量有所下降。
截至2023年6月30日的六个月与截至2022年6月30日的六个月相比
2023年前六个月的陆上设施和运输板块利润率比2022年前六个月下降了640万美元，下降了35％。下降的主要原因是我们的巴吞鲁日走廊资产活动减少，特别是如上所述，我们的铁路卸载量和管道量减少，以及2023年前六个月德克萨斯州管道系统的销量下降。
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海上运输板块
在我们的海运领域，我们拥有一支由91艘驳船（82艘内陆驳船和9艘近海驳船）组成的船队，总运输能力为320万桶， 42推/拖船（内陆33艘和近海9艘），以及一艘容量为33万桶的远洋油轮，M/T American Phoenix。我们的海运板块的经营业绩如下：
三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
 2023202220232022
收入（以千计）：
内陆运费收入$31,890 $26,196 $63,093 $47,232 
离岸运费收入26,876 23,953 53,882 42,891 
其他再账单收入(1)
18,577 26,171 43,594 41,971 
分部总收入$77,343 $76,320 $160,569 $132,094 
运营成本，不包括长期激励性薪酬的非现金费用和其他非现金支出（以千计）$51,585 $58,747 $109,117 $102,384 
细分市场毛利（以千计）$25,758 $17,573 $51,452 $29,710 
舰队利用率：(2)
内陆驳船利用率100.0 %99.6 %100.0 %95.0 %
海上驳船利用率94.7 %97.9 %97.1 %97.3 %
(1)根据我们的某些海运合同，我们 “向客户重新开具账单”，以支付部分运营成本。
(2)利用率以每年 365 天为基准，并根据计划停机时间和空船停靠进行了调整。
截至2023年6月30日的三个月，与截至2022年6月30日的三个月相比
2023年季度的海运板块利润率比2022年季度增加了820万美元，增长了47％。这一增长主要归因于2023年季度我们的内陆和离岸业务（包括M/T American Phoenix）的日间费率上涨。2023年季度，由于炼油厂利用率持续强劲，以及类似类型船只缺乏新的供应（主要是由于建造成本上涨）以及市场上旧船的退役，对我们的海上驳船服务的需求仍然很高，将中间产品和成品油从墨西哥湾沿岸运往东海岸。这些因素也促成了我们服务的即期费率和定期费率的总体上涨。此外，M/T American Phoenix与投资级客户签订了2023年剩余时间的合同，利率比2022年更优惠，我们最近与信誉良好的交易对手签订了一份为期三年半的新合同，从2024年1月开始，我们与信誉良好的交易对手签订了自2014年首次购买该船以来的最高日利率。
截至2023年6月30日的六个月与截至2022年6月30日的六个月相比
2023年前六个月的海运板块利润率比2022年前六个月增加了2170万美元，增长了73％。这一增长主要归因于包括M/T American Phoenix在内的内陆和离岸业务的总日费率上升。此外，我们继续看到对驳船服务的强劲需求，以运输中间产品和成品油，使这两个时期的利用率保持在较高水平。我们客户的强劲需求以及类似类型船只的新供应不足以及市场上旧船只的退役促成了上述日费率的上涨。

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其他成本、利息和所得税
一般和管理费用
三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
 2023202220232022
 （以千计）（以千计）
一般费用和管理费用未单独列出如下：
企业$13,384 $13,004 $24,496 $24,956 
细分市场967 895 1,920 1,854 
长期激励性薪酬支出2,509 1,436 4,962 3,035 
与业务发展活动和增长项目相关的第三方成本
71 5,330 105 5,942 
一般和管理费用总额$16,931 $20,665 $31,483 $35,787 
截至2023年6月30日的三个月，与截至2022年6月30日的三个月相比
2023年季度的一般和管理费用总额比2022年季度减少了370万美元，这主要是由于与业务发展活动和增长项目相关的第三方成本降低，因为2022年季度包括与发行我们的Akali优先担保票据和相关出售ORRI权益相关的成本。我们还在2022年季度承担了与剥离我们之前拥有的独立中心平台相关的第三方成本。我们在2023年季度长期激励性薪酬支出的增加部分抵消了这些下降。
截至2023年6月30日的六个月与截至2022年6月30日的六个月相比
2023年前六个月的一般和管理费用总额减少了430万美元，这主要是由于与业务发展活动和增长项目相关的第三方成本降低，因为2022年季度包括与发行我们的Alkali优先担保票据和相关出售ORRI权益相关的成本，以及与剥离我们以前拥有的独立中心平台相关的成本。2023 年我们长期薪酬支出的增加部分抵消了这些下降。
折旧、损耗和摊销费用
三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
 2023202220232022
 （以千计）（以千计）
折旧和耗尽费用$65,181 $70,947 $135,635 $137,717 
摊销费用3,246 2,726 5,952 5,462 
折旧、损耗和摊销费用总额$68,427 $73,673 $141,587 $143,179 
截至2023年6月30日的三个月，与截至2022年6月30日的三个月相比
2023年季度的折旧、损耗和摊销费用总额比2022年季度减少了520万美元。这一下降主要归因于2022年季度，包括由于更新了与某些非核心海上天然气资产相关的估计时间和成本，我们的资产报废债务资产的折旧速度加快。
截至2023年6月30日的六个月与截至2022年6月30日的六个月相比
2023年前六个月的折旧、耗尽和摊销费用总额比2022年前六个月减少了160万美元。这一下降主要归因于2022年，包括由于更新了与某些非核心海上天然气资产相关的估计时间和成本，我们的资产报废债务资产的折旧速度加快。在截至2022年6月30日的期间，由于我们的持续增长和维护资本支出以及新资产投入使用，我们的折旧资产基础的总体增加部分抵消了这一下降。
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利息支出，净额
三个月已结束
6月30日 		六个月已结束
6月30日
 2023202220232022
 （以千计）（以千计）
利息支出、优先担保信贷额度（包括承诺费）$5,095 $1,680 $9,491 $3,627 
利息支出，碱性优先担保票据6,242 3,105 12,484 3,105 
利息支出，优先无抵押票据57,873 52,980 114,185 106,059 
债务发行成本、溢价和折扣的摊销2,279 2,116 4,640 4,151 
资本化利息(9,866)(3,922)(18,323)(5,879)
利息支出，净额$61,623 $55,959 $122,477 $111,063 
截至2023年6月30日的三个月，与截至2022年6月30日的三个月相比
2023年季度的利息支出净额增加了570万美元，这是由于我们于2022年5月发行的Alkali优先担保票据的利息增加，我们的优先担保信贷额度的利息增加，以及优先无抵押票据的利息增加，这被资本化利息的增加部分抵消。与我们的高级担保信贷额度相关的利息支出增加主要是由于与2022年季度相比，SOFR利率上升，SOFR利率是我们利率的主要组成部分之一，以及2023年季度的未偿债务增加。与我们的优先无抵押票据相关的利息支出的增加主要与我们在2023年1月发行2030年票据有关，这些票据的本金和利率高于2023年1月赎回的2024年票据（参见下文中的进一步讨论） 注意事项 10在我们未经审计的简明合并财务报表中）。由于我们与共和党和离岸成长型资本建设项目相关的资本支出增加，2023年季度资本化利息的增加部分抵消了这一增长。
截至2023年6月30日的六个月与截至2022年6月30日的六个月相比
2023年前六个月的净利息支出增加了1140万美元，原因是我们在2022年5月发行的Alkali优先担保票据的利息增加，我们的优先担保信贷额度的利息增加，以及优先无抵押票据的利息增加，但资本化利息的增加部分抵消了这一点。与我们的优先担保信贷额度相关的利息支出增加主要是由于与2022年前六个月相比，SOFR利率上升，SOFR利率是我们利率的主要组成部分之一，以及2023年前六个月的未偿债务增加。与我们的优先无抵押票据相关的利息支出增加主要与我们在2023年1月发行2030年票据有关，这些票据的本金和利率高于2023年1月赎回的2024年票据。由于我们与共和党和离岸成长型资本建设项目相关的资本支出增加，2023年前六个月资本化利息的增加部分抵消了这一增长。
所得税支出
我们的部分业务归全资公司子公司所有，这些子公司作为公司应纳税。因此，我们记录的所得税支出中有很大一部分与这些公司的运营有关，根据我们来自这些公司的收入或亏损的百分比，按税前收入的百分比计算，每个时期都会有所不同。我们记录的所得税支出余额与对我们的业务征收的州税有关，根据公认的会计原则，这些税被视为所得税和国外所得税。
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流动性和资本资源
普通的
2023年1月25日，我们发行了本金总额为5.0亿美元，即2030年4月15日到期的8.875％的优先无抵押票据（“2030年票据”）。利息支付期为每年的4月15日和10月15日，初始利息支付将于2023年10月15日到期。净收益用于购买我们现有的2024年票据中的3.163亿美元，包括截至2023年1月24日的要约中投标的票据的相关应计利息和投标溢价以及费用。当时剩余的收益用于偿还我们的优先担保信贷额度下未偿还的部分借款，也用于普通合伙目的。2023年1月26日，我们发布了赎回2024年票据中剩余本金的2480万美元通知，并于2023年2月14日解除了2024年票据的债务。
2023年2月17日，我们签订了第六次修订和重述的信贷协议（我们的 “新信贷协议”），以取代我们的第五次修订和重述信贷协议。我们的新信贷协议规定了8.5亿美元的优先担保循环信贷额度。新的信贷协议将于2026年2月13日到期，根据我们的要求，最多可以延长一年，并受某些条件的约束，除非截至2025年6月30日，我们的2025年票据中有超过1.5亿美元的未偿还债务，在这种情况下，新的信贷协议将在该日期到期。
2022年5月17日，Genesis Energy, L.P. 通过其新成立的间接不受限制的子公司GA ORRI，向某些机构投资者发行了本金4.25亿美元的本金为2042年到期的5.875％的Alkali优先担保票据，这些票据由GA ORRI的五十年限期压倒公司几乎所有Alcali Business trona矿产租赁的特许权使用费作为担保。此次发行产生的净收益为4.08亿美元，扣除1700万美元的发行折扣。在2024年3月之前，我们每季度为Alkali优先担保票据支付利息，届时我们将开始在到期日之前按季度支付本金和利息。我们将发行净收益的一部分用于全额赎回未偿还的Alkali Holdings优先单位，并用其余部分偿还了优先担保信贷额度下未偿还的部分借款。赎回隐含利率为12-13％的Alkali Holdings优先股，以及发行票面利率为5.875％的Alkali优先担保票据，使我们能够简化资本结构，降低资本成本，为我们的优先担保信贷额度提供了额外的灵活性，并消除了最初于2026年到期的Alkali Holdings优先单位再融资的任何风险。
2023年4月3日，我们与A类可转换优先单位持有人签订了购买协议，根据该协议，我们以每单位33.71美元的购买价格兑换了741,620个A类可转换优先单位。2023年7月3日，我们与A类可转换优先单位持有人签订了另一项购买协议，根据该协议，我们以每单位33.71美元的购买价格额外兑换了741,620个A类可转换优先单位。这些A类可转换优先单位的年票面利率为11.24％，赎回使我们能够降低总资本成本。
我们成功完成了新的信贷协议（包括延长到期日和增加借贷能力），对我们先前持有的2024年票据进行再融资，以及为简化资本结构和降低总资本成本所做的持续努力，延长了我们的债务到期时间，为我们提供了大量流动性，可用于为与格兰杰扩张和离岸增长项目相关的剩余增长资本支出提供资金（详见下文）等。截至2023年6月30日，我们的优先担保信贷额度下的可用借贷能力为7.079亿美元，视契约的遵守情况而定。我们的新信贷协议不包括 “借款基础” 限制，但存货贷款除外。
我们预计，我们未来的内部资金和高级担保信贷额度下的可用资金将使我们能够满足普通课程的资本需求。我们的主要流动性来源是运营现金流、优先担保信贷额度下的借款可用性、出售非核心资产的收益、通过合资企业或战略联盟分担资本成本的战略安排以及发行股权（普通和优先股）和优先无抵押或有担保票据的收益。
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我们的主要现金需求包括：
•营运资金，主要是存货和贸易应收账款和应付账款；
•日常运营费用；
•资本增长（详见下文）和维护项目；
•与未偿债务相关的利息支付；
•资产报废义务；
•向我们的优先股和普通单位持有人进行季度现金分配；以及
•收购资产或业务。
资本资源
我们满足未来资本需求的能力将取决于我们是否有能力不时筹集大量额外资金，包括通过股权和债券发行（公共和私人）、优先担保信贷额度下的借款和其他融资交易，以及成功实施我们的增长战略。无法保证我们将能够以令人满意的条件筹集必要的资金。
截至2023年6月30日，我们的债务总额约为36亿美元，其中包括优先担保信贷额度下未偿还的1.336亿美元（包括库存次限额部分借入的1,630万美元）、30亿美元的优先无抵押票据和4.25亿美元的Alali优先担保票据（其中580万美元为流动票据），这些票据由ORRI权益担保。我们的优先无抵押票据余额包括2025年10月到期的5.348亿美元账面金额、2026年5月到期的3.393亿美元账面金额、2027年1月到期的9.812亿美元账面价值、2028年2月到期的6.794亿美元账面金额和2030年4月到期的5亿美元账面金额。
上架注册声明
我们将来有能力发行额外的股权和债务证券，以帮助我们满足未来的流动性需求，特别是与机会主义收购资产和业务、建设新设施和为未偿债务再融资有关的流动性需求。
我们在2021年4月19日向美国证券交易委员会提交了一份通用货架注册声明（我们的 “2021年货架”），以取代我们现有的通用货架注册声明，该声明已于2021年4月20日到期。我们的 2021 Shelf 允许我们发行与某些类型的公开发行相关的无限数量的股权和债务证券。但是，资本市场对股票和/或债务证券发行的接受度无法保证，除其他外，我们的长期业务前景和包括市场状况在内的其他我们无法控制的因素可能会受到负面影响。我们的 2021 年货架定于 2024 年 4 月到期。我们预计将在2021年货架到期之前提交一份替换的通用货架注册声明。
运营现金流
我们通常利用运营产生的现金流来为我们的普通和优先分配以及营运资金需求提供资金。产生的多余资金用于偿还我们的优先担保信贷额度下的借款和/或为我们的部分资本支出提供资金。我们的运营现金流可能会受到营运资金项目变化的影响，主要是库存账面金额的差异、与资本支出和利息费用相关的应付账款和应计负债的支付时间以及向客户收取应收账款的时间的差异。
我们通常在购买原油的同一个月出售原油，因此除了库存外，我们无需依靠高级担保信贷额度下的借款来支付此类原油购买的费用。在此期间，我们的应收账款和应付账款通常会同步变动，因为我们支付和收到购买和销售原油的款项。
在我们的碱业务中，我们通常从采矿设施中提取 trona，将其加工成纯碱和其他碱性产品，然后向国内和国际客户交付和销售产品。当我们在提取、加工和销售这款 trona 或 alkali 产品（包括物流和向客户运输）之间遇到任何时间差异时，这可能会影响这些活动的现金需求。
储存我们的原油、石油产品和碱性产品库存可能会对我们来自经营活动的现金流产生重大影响。在我们支付储存的原油或石油产品（或为碱产品支付开采和加工活动的费用）的月份，我们利用我们的部分运营现金流在高级担保信贷额度（或使用手头现金）下借款，支付原油或石油产品（或碱产品的开采/加工）。相反，在我们从经营活动收取现金期间，来自经营活动的现金流会增加
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出售储存的原油、石油产品或碱性产品。此外，对于我们的交易所交易衍生品，当用于对冲库存价格风险的衍生品价值波动时，当大宗商品价格上涨时，我们可能需要向相应的交易所存入保证金资金。当我们在优先担保信贷额度下借款或使用手头现金为存款提供资金时，这些存款也会影响我们的运营现金流。
参见 注释 15在我们未经审计的简明合并财务报表中，了解有关2023年季度和2022年季度运营资产和负债组成部分变化的信息。
截至2023年6月30日的六个月中，我们的经营活动提供的净现金流为2.553亿美元，而截至2022年6月30日的六个月为1.583亿美元。经营活动现金流的增加主要归因于两个时期之间营运资金的变化，以及我们报告的2023年分部利润率相对于2022年分部利润率的增加（其中包括我们的非限制性子公司Independence Hub LLC因出售被归类为投资活动现金流入的平台资产而获得的3200万美元分配）。
向基金单位持有人支付的资本支出和分配
我们主要将现金用于运营费用、营运资金需求、还本付息、收购活动、内部增长项目以及向普通和优先单位持有人支付的分配。我们主要使用运营产生的现金为维护资本支出和较小的内部增长项目和分配提供资金。我们历来通过优先担保信贷额度下的借款、股权发行（普通股和优先股）、发行优先无抵押或有担保票据，和/或制定通过合资企业或战略联盟分担资本成本的战略安排，为实质性增长资本项目（包括收购和内部增长项目）提供资金。
固定资产和无形资产以及股权投资者的资本支出
下表汇总了我们在指定时期内的固定和无形资产以及股权投资者的支出：
六个月已结束
6月30日
 20232022
 （以千计）
固定资产和无形资产的资本支出：
维护资本支出：
海上管道运输资产$2,044 $3,776 
苏打和硫磺服务资产29,682 25,176 
海上运输资产17,892 14,129 
陆上设施和运输资产3,140 867 
信息技术系统和企业资产541 2,244 
维护资本支出总额53,299 46,192 
增长资本支出：
海上管道运输资产(1)
139,782 74,708 
苏打和硫磺服务资产16,925 40,070 
海上运输资产2,155 — 
陆上设施和运输资产553 — 
信息技术系统和企业资产5,191 4,433 
增长资本支出总额164,606 119,211 
固定资产和无形资产的资本支出总额217,905 165,403 
与股权投资方相关的资本支出
2,197 2,976 
资本支出总额$220,102 $168,379 
(1)2023年和2022年海上管道运输领域的增长资本支出占所产生成本的100％。
增长资本支出
2019年9月23日，我们宣布了GOP以及Alkali Holdings优先单位的发行，预计这些单位的资金将达到共和党的估计总成本。该项目的预计完成日期为2023年下半年。预计此次扩建将使我们在格兰杰工厂的产量增加约75万吨
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年。在2021年第四季度，我们决定在内部为与共和党相关的剩余资本支出提供资金，以代替发行额外的Alkali Holdings优先单位。在2022年第二季度，我们全额赎回了未偿还的Alkali Holdings优先单位。
2022年，我们签订了最终协议，为与两个独立的独立深水开发项目相关的100％原油产量提供运输服务，这两个开发项目的总产能约为每天16万桶。除了这些协议外，我们预计总资本支出净额约为5.5亿美元（始于2022年），用于：（i）扩大CHOPS管道目前的容量；（ii）修建一条100％自有、直径约105英里、20英寸的新原油管道（“SYNC管道”），将其中一个开发项目与我们在墨西哥湾的现有资产足迹连接起来。我们计划按照生产商的首次石油成就计划完成施工，目前预计将在2024年底或2025年完成。生产商协议包括长期的收取或付出安排，因此，我们能够获得项目完工信贷，用于计算整个施工期间优先担保信贷额度下的杠杆率。
我们计划利用高级担保信贷额度下的可用借贷能力和运营产生的经常性现金流，为估计的增长资本支出提供资金。
维护资本支出
2023年发生的维护资本支出主要与我们的海上运输领域在计划内和计划外的干船坞期间更换和升级与驳船和船队船只相关的某些设备的支出有关，以及由于维护相关设备和设施的成本，碱性业务的支出。此外，我们的海上运输资产会产生维护资本支出，用于更换、维护和升级我们运营的某些海上平台和管道的设备。有关此类维护资本利用率如何反映在我们对储备金前可用现金的计算中，请参阅 “储备金前的可用现金” 下的进一步讨论。
向单位持有人分配
2023年5月15日，我们支付了与2023年第一季度相关的每单位0.15美元的分配。关于我们的A类可转换优先单位，我们宣布每持有记录的优先单位的季度现金分配为每个优先单位0.9473美元（按年计算为3.7892美元）。这些分配已于2023年5月15日支付给2023年4月28日营业结束时登记在册的单位持有人。
2023年7月，我们宣布在2023年季度向普通单位持有人分配的季度分配为每单位0.15美元，总额为1,840万美元，记录在案的每个A类可转换优先单位分配0.9473美元（按年计算为3.7892美元）。这些分配将于2023年8月14日支付给2023年7月31日营业结束时的登记单位持有人。
担保人汇总财务信息
我们的 $3.0由Genesis Energy、L.P. 和Genesis Energy Finance Corporation共同发行的本金总额为十亿美元的优先无抵押票据由Genesis Energy、L.P. 目前和未来的所有公司共同和单独提供全额和无条件的担保 100% 持有国内子公司（“担保子公司”），GA ORRI 和 GA ORRI Holdings 以及某些其他子公司除外。其余的非担保子公司由担保子公司Genesis Crude Oil, L.P. 间接拥有。担保子公司主要拥有我们用于经营业务的资产。通常，我们的非限制性子公司的资产和信贷无法用于偿还Genesis Energy, L.P.、Genesis Energy Finance Corporation或担保子公司的债务，我们的不受限制子公司的负债不构成Genesis Energy、L.P.、Genesis Energy Finance Corporation或担保子公司的债务。请参阅 注意事项 10在我们的未经审计的简明合并财务报表中，了解有关我们合并债务的更多信息。
担保是每家担保子公司的优先无抵押债务，与该担保子公司其他现有和未来的优先债务具有同等的偿付权，以及该担保子公司所有现有和未来次级债务的偿付权优先级。每家担保子公司对我们的优先无抵押票据的担保受某些惯例自动解除的约束，包括将该担保子公司的全部股本或全部或几乎全部资产出售、处置或转让给一个或多个不是我们或受限制子公司的个人、行使合法失权或契约失效期权、履行和解除管理我们优先无抵押的契约注释，将此类担保子公司指定为非担保子公司担保子公司或根据管理我们优先无抵押票据的契约作为不受限制的子公司，解除该担保子公司根据我们的优先担保信贷额度提供的担保，或者清算或解散该担保子公司（统称为 “发行版”）。根据适用情况，每家担保子公司根据其票据担保承担的义务都受到必要的限制，以防止此类票据担保构成欺诈性转让
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法律。我们不受投资担保人子公司的限制，担保子公司向Genesis Energy, L.P. 进行分配的能力也没有重大限制。
根据美国破产法或州欺诈性转让或转让法，我们的优先无抵押票据持有人对担保子公司的权利可能会受到限制。
以下是Genesis Energy, L.P. 和担保子公司的合并财务信息，此前取消了担保子公司之间的公司间交易（包括相关的应收账款和应付账款余额）以及对非担保子公司的投资和股权收益。
资产负债表Genesis Energy、L.P. 和担保子公司
2023年6月30日
（以千计）
资产：
流动资产$926,303 
固定资产和矿产租赁权，净额3,750,543 
非流动资产(1)
976,110 
负债和资本：(2)
流动负债823,420 
非流动负债3,647,003 
A 类可转换优先单位865,802 
运营声明Genesis Energy、L.P. 和担保子公司
截至2023年6月30日的六个月
（以千计）
收入(3)
$1,533,999 
运营成本1,413,430 
营业收入120,569 
所得税前收入41,509 
净收入(2)
40,336 
减去：归属于A类可转换优先单位的累计分配和回报(46,912)
归属于普通单位持有人的净亏损(6,576)
(1)上表中不包括截至2023年6月30日非担保子公司应付给Genesis Energy, L.P. 和担保子公司的1,000万美元公司间应收账款净额。
(2)在本报告所述期间，发行人或担保子公司不持有非控股权益。
(3)上表收入中不包括担保子公司向非担保子公司的130万美元销售额 六截至2023年6月30日的几个月。

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非公认会计准则财务指标对账
有关我们的非公认会计准则财务指标的定义和讨论，请参阅稍后讨论和定义的 “非公认会计准则财务指标”。
以下各期储备金前的可用现金如下：
 三个月已结束
6月30日
 20232022
（以千计）
归属于Genesis Energy, L.P. 的净收益$49,344 $35,347 
所得税支出290 571 
折旧、损耗、摊销和增值71,754 76,277 
加（减）选择项目，净值14,959 51,351 
已用维护资金(1)
(16,600)(14,150)
现金税支出(159)(150)
向优先单位持有人分配(23,314)(18,684)
可赎回的非控股权益赎回价值调整(2)
— 22,620 
出售资产的收益，扣除我们的所有权权益(3)
— (32,000)
储备金前的可用现金$96,274 $121,182 
(1)有关 “已使用的维护资金” 一词的描述，请参阅下文讨论的 “储备金前的可用现金” 一词的定义。维护资本支出在 2023季度和 2022季度分别为2930万美元和2430万美元。
(2)2022年季度包括PIK分配和赎回功能的增加。相关的Alkali Holdings优先单位在2022年第二季度已全部兑换。
(3)2022年4月29日，我们出售了独立中心平台，并确认了4,000万美元的出售收益，其中3,200万美元归因于我们80％的所有权。
我们将扣除其他非现金收入、支出、收益、亏损和费用（包括任何资产处置损失）后的净收入（亏损）定义为扣除其他非现金收入、支出、收益、亏损和费用（包括任何资产处置损失）后归属于Genesis Energy, L.P. 的净收益（亏损），加上或减去我们认为不代表核心经营业绩的某些其他精选项目（统称为 “选择项目”），根据某些项目的调整，最多在相关报告期内，其中重要的是向我们的A类可转换优先单位持有人支付的维护资本、净利息支出、现金税支出和现金分配的总和。尽管我们不一定认为所有精选项目都是非经常性、罕见或不寻常的，但我们认为，了解这些精选项目对于评估我们的核心经营业绩很重要。下文列出了相关报告期内最重要的精选项目。
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 三个月已结束
6月30日
 20232022
 （以千计）
I.适用于所有非公认会计准则指标
某些合同安排在现金收取时间上的差异(1)
$11,559 $16,477 
未计入收入的非限制性子公司的分配(2)
— 32,000 
某些非现金物品：
扣除库存价值变动后的衍生品交易未实现亏损（收益），不包括公允价值套期保值(3)
2,888 (8,319)
债务清偿损失3 501 
有关股权被投资者的调整(4)
5,867 4,160 
其他(7,197)(589)
精选商品小计，净额13,120 44,230 
II。仅适用于储备金前的可用现金
某些交易成本(5)
71 5,330 
其他1,768 1,791 
精选商品总数，净额(6)
$14,959 $51,351 
(1)包括在此期间客户收到现金或向客户开具账单的时间差异，以及我们在相关合同中根据公认会计原则确认的收入。就我们的非公认会计准则衡量标准而言，我们在付款期内将这些金额相加，并在公认会计原则确认期间扣除。
(2)2022 年季度包括 $32.0与我们拥有80％股权的非限制性子公司（定义见我们的信贷协议）Independence Hub, LLC出售独立中心平台相关的百万美元现金收入。
(3)2023年季度包括未实现亏损美元2.9来自我们商品衍生品交易估值的百万美元（不包括公允价值套期保值）。2022年季度包括未实现亏损美元2.3来自我们的大宗商品衍生品交易（不包括公允价值套期保值）估值的百万美元，未实现收益为美元10.7百万来自与我们的A类可转换优先单位相关的嵌入式衍生品的估值。
(4)表示加上股权被投资者的分配并扣除股权被投资者的净收益所产生的净影响。
(5)代表与关联交易之前发生的某些合并、收购、剥离、过渡和融资交易相关的交易成本。
(6)代表适用于调整后息税折旧摊销前利润和储备金前可用现金的精选项目。

非公认会计准则财务指标
普通的
为了帮助评估我们的业务，这份10-Q表季度报告包括了非公认的会计原则（“非公认会计准则”），即扣除储备金前的可用现金。我们还将细分市场总利润率当作非公认会计准则衡量标准来呈现。我们的非公认会计准则指标可能无法与其他公司的类似标题指标相提并论，因为此类衡量标准可能包括或排除其他特定项目。上面的附表提供了储备金前可用现金与根据美利坚合众国公认会计原则（GAAP）计算的最直接可比财务指标的对账。归属于Genesis Energy, L.P. 的净收入与分部利润总额的对账也包含在我们的分部披露中 注意事项 13至我们未经审计的简明合并财务报表。不应将我们的非公认会计准则财务指标视为 (i) 作为公认会计准则流动性或财务业绩衡量标准的替代方案，或 (ii) 在任何特定背景下都非常重要；应在其他定量和定性信息的大背景下考虑它们。我们的储备前可用现金和分部利润总额衡量标准只是不时考虑的两个相关数据点。
在评估我们的业绩并就我们的未来方向和行动（包括支付全权付款，例如季度分配）做出决策时，我们的董事会和管理团队可以获得各种历史和预测的定性和定量信息，例如我们的财务报表；运营信息；各种非公认会计准则指标；内部预测；信用指标；分析师意见；业绩；流动性和类似指标；收入；对我们的现金流预期；以及有关我们的某些信息我们的一些同行。此外，我们的董事会和管理团队不时分析各种因素，并给予不同的重视。我们认为, 投资者可以从获得与管理层, 贷款人相同的财务措施中受益,
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分析师和其他市场参与者。我们试图提供足够的信息，使每位个人投资者和其他外部用户能够就我们的行为得出自己的结论，而不会提供太多信息，以至于使此类投资者或其他外部用户不知所措或困惑。
分部利润
我们将分部利润率定义为收入减去产品成本、运营费用以及分部一般和管理费用（所有这些费用均扣除非控股权益持有人的影响），加上或减去适用的精选项目（定义见下文）。尽管我们不一定认为所有精选项目都是非经常性、罕见或不寻常的，但我们认为，了解这些精选项目对于评估我们的核心经营业绩很重要。我们的首席运营决策者（我们的首席执行官）根据包括细分市场利润率、相关细分市场交易量和资本投资在内的各种衡量标准来评估细分市场的业绩。
归属于Genesis Energy, L.P. 的净收入与分部利润总额的对账已包含在我们的分部披露中 注意事项 13至我们未经审计的简明合并财务报表，以及之前在本第 2 项中。
储备金前的可用现金
目的、用途和定义
储备前的可用现金，通常被其他人称为可分配现金流，是整个投资界对上市合伙企业使用的量化标准，通常被管理层和投资者、商业银行、研究分析师和评级机构等财务报表的外部用户用作补充财务衡量标准，以帮助评估，除其他外：
（1）我们资产的财务业绩；
(2) 我们的经营业绩；
(3) 与中游能源行业其他公司相比，潜在项目的可行性，包括我们的现金和另类资本投资的总回报率；
(4) 我们的资产有能力产生足以满足某些非全权现金要求的现金，包括利息支付和某些维持资本要求；以及
(5) 我们支付某些全权付款的能力，例如优先股和普通单位的分配、增长资本支出、某些维持资本支出和提前偿还债务。
与维护资本相关的披露格式
我们使用与维护资本要求相关的修改格式，因为我们的维护资本支出在性质（自由裁量和非全权支出）、时间和金额上不时存在重大差异。我们认为，如果不进行此类修改披露，我们的维护资本支出的此类变化可能会令人困惑，并可能误导我们财务信息的用户，尤其是在我们的储备金前可用现金衡量标准的性质和目的的背景下。我们修改后的披露格式以维护资金使用量衡量标准的形式向这些用户提供信息（我们扣除这些资金以得出储备金前的可用现金）。我们的维护资本使用量代表了非全权维护资本支出，它考虑了各个时期的维护资本支出、运营费用和折旧之间的关系。
维护资本要求
维护资本支出是维持我们现有资产的服务能力所必需的资本化成本，包括更换任何磨损或过时的系统组件或设备。维护资本支出可以是全权的，也可以是非自由裁量的，具体取决于事实和情况。
在2014年之前，我们几乎所有的维护资本支出都是 (a) 与我们的管道资产和类似基础设施有关，(b) 本质上是非全权性的，(c) 与我们的储备前可用现金衡量标准相比，金额微不足道。这些历史支出本质上是非自由裁量的（或强制性的），因为我们对是否或何时产生支出几乎没有自由裁量权（如果有的话）。为了继续以安全可靠的方式运营相关管道，并与过去的做法保持一致，我们必须承担这些费用。如果我们不支付这些开支，我们就无法继续运营这些管道的全部或部分管道，这在经济上是不可行的。非自主权（或强制性）维护资本支出的一个例子是更换旧管道的一部分，因为在没有这种替代的情况下，人们无法再安全、合法和/或经济地运营该管道。
从2014年开始，我们认为，我们的大量维护资本支出一直并将继续 (a) 与管道以外的资产有关，例如我们的海船、卡车和类似资产，
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(b) 本质上是自由裁量的，(c) 与我们的储备金前可用现金衡量标准相比，金额可能很大。这些支出本质上将是自由裁量的（或非强制性的），因为对于是否或何时产生这些支出，我们将有很大的自由裁量权。我们不会为了继续以安全可靠的方式运营相关资产而被迫承担这些费用。如果我们选择不支付这些支出，我们将能够继续经济地运营这些资产，尽管我们将增加运营费用，包括维护费用，而不是维护资本支出。自由裁量的（或非强制性）维护资本支出的一个例子是用一艘规格基本相似的新海上船只取代一艘较旧的船只，尽管维护和其他运营费用不断增加，但人们可以继续以经济的方式运营这艘旧船。
总而言之，随着我们继续扩大业务的某些非管道部分，我们正在经历维护资本支出的性质（自由裁量和非全权支出）、时间和金额的变化，值得进行比历史要求更详细的审查和分析。管理层确定是否以及何时承担某些维护资本支出的能力越来越强，这与我们分析与全权支出和非全权支出相关的业务方面的方式有关。我们认为，通过扣除全权维护资本支出来得出我们的储备前可用现金衡量标准是不恰当的，我们认为，在这种情况下，全权维护资本支出与某些其他全权支出（例如增长资本支出、分配/分红和股权回购）相似。不幸的是，并非所有维护资本支出本质上都是可自由裁量或非自由裁量的。因此，我们制定了一种衡量标准，即使用维护资本，我们认为该衡量标准在确定储备金之前的可用现金方面更有用。
已动用维护资金
我们认为，我们的维护资本利用率衡量标准是最有用的季度维护资本需求衡量标准，可用于得出储备前的可用现金衡量标准。我们将维护资本使用量定义为我们在相关季度使用的先前产生的维护资本支出金额中的那一部分，该部分等于我们在前几个季度为每个项目/组成部分产生的维护资本支出总额，按比例分配在这些项目/组件的使用寿命。
我们的维护资本使用量代表了非全权维护资本支出，它考虑了各个时期的维护资本支出、运营费用和折旧之间的关系。由于我们在 2014 年之前最初没有使用维护资本使用量标准，因此我们的维护资本已用计算将仅反映自 2013 年 12 月 31 日以来产生的维护资本支出的使用情况。
关键会计估计
我们的年度报告中讨论的关键会计估算没有对公司具有重要意义或潜在意义的新变化或重大变化。
前瞻性陈述
根据联邦法律的定义，本10-Q表季度报告中非历史信息的陈述可能是 “前瞻性陈述”。本文档中包含的所有陈述，除历史事实外，涉及我们预期或预计将来将发生或可能发生的活动、事件或发展，包括业务增长计划、未来资本支出、竞争优势、目标、对未来目标或意图的提及、估计或预计的未来财务业绩以及其他此类参考文献均为前瞻性陈述，历史表现不一定代表未来的业绩。这些前瞻性陈述被确定为任何与历史或当前事实不严格相关的陈述。他们使用诸如 “预期”、“相信”、“继续”、“估计”、“期望”、“预测”、“目标”、“打算”、“可能”、“计划”、“位置”、“预测”、“战略”、“应该” 或 “将” 之类的词语，或者这些术语的否定词或其他变体或类似的术语。特别是，关于未来行动、状况或事件、未来经营业绩或产生销售、收入或现金流的能力的明示或暗示陈述均为前瞻性陈述。前瞻性陈述不能保证表现。它们涉及风险、不确定性和假设。未来的行动、状况或事件以及未来的经营业绩可能与这些前瞻性陈述中表达的有重大差异。决定这些结果的许多因素超出了我们或我们的关联公司控制或预测的能力。可能导致实际业绩与前瞻性陈述中的结果不同的具体因素包括：
•与原油、液态石油、天然气、NAH、纯碱和烧碱相关的需求、供应、我们的假设、预测数据的变化和价格趋势，所有这些都可能受到经济活动、能源生产国的资本支出、天气、替代能源、国际事件（包括乌克兰战争）、全球流行病、通货膨胀、欧佩克和其他石油输出国的行动、保护和技术进步的影响;
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•我们成功执行业务和财务战略的能力；
•我们有能力继续通过我们的成本节约措施实现成本节约；
•吞吐量水平和速率；
•我们的关税税率变化或受到质疑；
•我们能够以可接受的条件（包括获得第三方同意和放弃优先权）成功确定和完成战略收购，开发或建造基础设施资产，对运营进行节省成本的变更以及将收购的资产或业务整合到我们的现有运营中；
•我们的管道运输系统、加工业务或采矿设施的服务中断，包括恶劣天气事件导致的服务中断；
•炼油厂、石化厂、公用事业、个别工厂或我们为其运输原油、石油、天然气或其他产品或向其出售纯碱、石油或其他产品的企业的停工或削减；
•海上运输和船舶运营固有的风险，包括事故和污染物排放；
•我们需要遵守的法律和法规的变化，包括税收预扣问题、有关合格收入的法规、会计公告以及安全、环境和就业法律法规；
•由于暂停在墨西哥湾或其他地方钻探而导致的产量下降的影响；
•未来法律和法规的影响；
•计划中的资本支出和为资本支出提供资金的资本资源的可用性，以及我们进入信贷和资本市场以我们认为可以接受的条件获得融资的能力；
•由于我们的信贷协议和管理票据的契约，我们无法借入或以其他方式获得运营、扩张或资本支出所需的资金，这些契约包含各种肯定和负面契约；
•关键人员的流失；
•我们产生的运营现金可能会减少或无法达到预期，这两种情况都可能降低我们在当前水平上支付季度现金分配（普通和优先股）的能力，或者将来增加季度现金分配的能力；
•我们的运营所面临的竞争加剧；
•保险的费用和可用性；
•保险可能无法完全承保的危险和操作风险；
•我们的金融和大宗商品套期保值安排，这可能会减少我们的收益、盈利能力和现金流；
•全球经济状况的变化，包括资本和信贷市场状况、通货膨胀和利率，包括已经发生或将来可能发生的任何经济衰退或萧条的结果；
•自然灾害、国际军事冲突（例如乌克兰冲突）、全球流行病、流行病、事故或恐怖主义，以及政府当局和其他第三方为应对这些情况而采取的行动对我们的业务财务状况和经营业绩的影响；
•对我们服务的需求减少导致我们的资产减值；
•客户或交易对手财务状况的变化；
•诉讼或其他法律或税务事务中的不利裁决、判决或和解；
•出于联邦所得税目的将我们视为公司，或者我们是否出于州税目的需要缴纳实体层面的税收；
•我们的内部控制可能不足、可能发现弱点或修复任何已发现的弱点可能无法成功，以及这些漏洞可能对我们的单价产生的影响；以及
•涉及我们的信息系统和相关基础设施的网络攻击，或者我们的业务伙伴的网络攻击。
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您不应过分依赖任何前瞻性陈述。在考虑前瞻性陈述时，请查看年度报告第1A项中讨论的 “风险因素” 下所述的风险因素。这些风险也可以在我们的10-Q表季度报告、8-K表最新报告（或这些报告的任何修订）以及我们可能不时向美国证券交易委员会提交的其他文件中具体描述。不时会出现可能导致实际业绩与前瞻性陈述中描述的结果存在重大差异的新因素，我们无法预测所有这些因素，也无法预测任何此类因素或因素组合在多大程度上可能导致实际结果与任何前瞻性陈述中包含的结果有所不同。除非适用的证券法要求，否则我们不打算更新这些前瞻性陈述和信息。
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第 3 项。关于市场风险的定量和定性披露
以下内容应与年度报告第7A项下包含的有关市场风险的定量和定性披露一起阅读。没有任何重大变化会影响其中提供的定量和定性披露。另请参阅 注释 16查看我们未经审计的简明合并财务报表，进一步讨论与衍生工具和套期保值活动相关的内容。
第 4 项。控制和程序
我们维持披露控制和程序以及内部控制，旨在确保在美国证券交易委员会规则和表格规定的时间内记录、处理、汇总和报告我们根据1934年《证券交易法》提交的文件中要求披露的信息。我们的首席执行官兼首席财务官在管理层的参与下，评估了截至本10-Q表季度报告所涵盖期末的披露控制和程序，并确定此类披露控制和程序可以有效确保积累本10-Q表季度报告中需要披露的重要信息，并传达给他们和我们的管理层，以便及时就所需的披露做出决定。
2023年季度没有任何变化对我们对财务报告的内部控制产生重大影响，或者有理由可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响。
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第二部分。其他信息
第 1 项。法律诉讼
有关该项目的信息已以引用方式纳入我们截至2022年12月31日止年度的10-K表年度报告（“年度报告”）。自提交此类10-K表格以来，法律诉讼没有任何重大进展。
美国证券交易委员会S-K法规第103项要求在政府机构参与诉讼时披露某些环境问题，并且此类诉讼涉及我们有理由认为将超过特定门槛的潜在金钱制裁。根据美国证券交易委员会最近对该项目的修订，我们将对此类诉讼使用100万美元的门槛。我们认为，该门槛是合理设计的，旨在导致披露对我们的业务或财务状况至关重要的环境诉讼。按此阈值计算，在此期间没有环境问题需要披露。
第 1A 项。风险因素
正如我们之前在截至2022年12月31日的财年的10-K表年度报告中披露的那样，我们的风险因素没有发生重大变化。
有关我们风险因素的更多信息，请参阅我们的年度报告第1A项，以及向美国证券交易委员会提交的其他文件中包含的任何其他风险因素，包括10-Q表的季度报告、8-K表和8-K/A表的最新报告以及我们可能不时向美国证券交易委员会提交的其他文件。
第 2 项。未注册的股权证券销售和所得款项的使用
2023 年季度没有出售未注册的股权证券。
第 3 项。优先证券违约
没有。
第 4 项。矿山安全披露
有关我们在怀俄明州格林里弗和格兰杰矿山的矿山安全和其他监管措施的信息包含在本表10-Q的附录95中。
第 5 项。其他信息
没有。
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目录
第 6 项。展品。
(a) 展品
3.1  Genesis Energy, L.P. 有限合伙企业证书（参照1996年11月15日提交的S-1表格注册声明第2号修正案附录3.1，文件编号333-11545）。
3.2  
Genesis Energy, L.P. 有限合伙企业证书修正案（参照公司截至2011年6月30日的季度10-Q表季度报告附录3.2纳入，文件编号001-12295）。
3.3  
第六份经修订和重述的信贷协议，日期为2023年2月17日，Genesis Energy, L.P.，作为借款人，富国银行，全国协会，作为行政代理人，北卡罗来纳州美国银行，作为银团代理人，以及贷款方（参照公司于2023年2月23日提交的8-K表最新报告附录10.1，文件编号001-12295）。
3.4
特拉华州的一家公司Genesis Energy, Inc.转换为特拉华州有限责任公司Genesis Energy, LLC的证书（参照该公司2009年1月7日8-K表最新报告附录3.1注册成立，文件编号001-12295）。
3.5  
创世纪能源有限责任公司（前身为Genesis Energy, Inc.）成立证书（参照公司2009年1月7日8-K表最新报告附录3.2纳入，文件编号001-12295）。
3.6  
Genesis Energy, LLC于2010年12月28日签订的第二份经修订和重述的有限责任公司协议（参照公司2011年1月3日8-K表最新报告附录5.2，文件编号001-12295）。
3.7
Genesis Energy Finance Corporation的公司注册证书，日期为2006年11月26日（参照2011年9月26日提交的S-4表格注册声明附录3.7，文件编号333-177012）。
3.10
Genesis Energy Finance Corporation 章程（参照2011年9月26日提交的S-4表格注册声明附录3.8，文件编号333-177012）。
4.1  
Genesis Energy, L.P. 的单位证书表格（参照公司截至2007年12月31日止年度的10-K表年度报告附录4.1纳入，文件编号001-12295）。
*4.2
截至2023年2月28日，Genesis Energy, L.P.、Genesis Energy Finance Corporation、其中提到的子公司担保人和受托人签订的第十九份补充契约。
22.1
发行人和担保人子公司名单（参照公司截至2023年3月31日的季度10-Q表季度报告附录22.1纳入，文件编号001-12295）。
*31.1  
首席执行官根据1934年《证券交易法》第13a-14 (a) 条进行认证。
*31.2  
首席财务官根据1934年《证券交易法》第13a-14 (a) 条进行认证。
*32  
首席执行官兼首席财务官根据1934年《证券交易法》第13a-14 (b) 条进行认证。
*95
矿山安全披露。
101. INS  XBRL 实例文档-实例文档未出现在交互式数据文件中，因为其 XBRL 标签嵌入在 Inline XBRL 文档中。
101.SCH  XBRL 架构文档。
101.CAL  XBRL 计算链接库文档。
101. 实验室  XBRL 标签链接库文档。
101. PRE  XBRL 演示文稿链接库文档。
101.DEF  XBRL 定义链接库文档。
104封面交互式数据文件（格式为行内 XBRL）。
*随函提交
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目录
签名
根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使经正式授权的下列签署人代表其签署本报告。
GENESIS ENERGY，L.P
（特拉华州有限合伙企业）
来自：创世纪能源有限责任公司
作为普通合伙人
 
日期：2023年8月3日来自：/s/ KRISTEN O. JESULAITIS
Kristen O. Jesulaitis
首席财务官
（正式授权的官员）

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