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附属机构身份会员2022-04-012022-09-300001504461US-GAAP：普通合伙人成员US-GAAP：关联党成员2023-09-300001504461US-GAAP：普通合伙人成员US-GAAP：关联党成员2023-03-310001504461US-GAAP：关联党成员NGL: Equity Method 投资会员2023-09-300001504461US-GAAP：关联党成员NGL: Equity Method 投资会员2023-03-310001504461US-GAAP：关联党成员SRT: 附属机构身份会员2023-09-300001504461US-GAAP：关联党成员SRT: 附属机构身份会员2023-03-3100015044612023-10-012023-09-3000015044612024-04-012023-09-3000015044612025-04-012023-09-3000015044612026-04-012023-09-3000015044612027-04-012023-09-3000015044612028-04-012023-09-3000015044612029-04-012023-09-300001504461NGL: Eagleford AssetsMember2023-06-210001504461NGL: Eagleford AssetsMember2023-06-212023-06-210001504461ngl: AnticlineAssetsMember2023-07-250001504461ngl: AnticlineAssetsMember2023-07-252023-07-250001504461NGL：太平洋西北天然气液体码头会员2023-07-24
目录


美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549

表单10-Q

（Mark One）
☒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9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
在从 ________ 到 __________ 的过渡时期
委员会档案编号： 001-35172

NGL 能源伙伴有限责任公司
（其章程中规定的注册人的确切姓名）
特拉华27-3427920
（公司或组织的州或其他司法管辖区）（美国国税局雇主识别号）
南耶鲁大道 6120 号，1300 套房
塔尔萨，俄克拉何马州74136
（主要行政办公室地址）（邮政编码）
(918)481-1119
（注册人的电话号码，包括区号）

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
代表有限合伙人利益的常用单位NGL纽约证券交易所
固定至浮动利率累积可赎回的永久优先单位NGL-PB纽约证券交易所
固定至浮动利率累积可赎回的永久优先单位NGL-PC纽约证券交易所

用勾号指明注册人 (1) 在过去 12 个月（或注册人必须提交此类报告的较短期限）中是否已提交了 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 90 天内是否遵守了此类申报要求。是的☒没有 ☐

用复选标记表明注册人在过去 12 个月内（或在要求注册人提交此类文件的较短时间内）是否以电子方式提交了根据 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☒没有 ☐

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o加速过滤器x
非加速过滤器o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，请用复选标记表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后的财务会计准则。☐

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 ☒

2023 年 11 月 7 日，有 131,927,343普通单位已发放和未付款。

目录

目录
第一部分-财务信息
第 1 项。
财务报表
3
截至2023年9月30日和2023年3月31日的未经审计的简明合并资产负债表
3
截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和六个月未经审计的简明合并运营报表
4
截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和六个月未经审计的简明综合收益表
5
截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和六个月未经审计的简明合并权益变动表
6
截至2023年9月30日和2022年9月30日的六个月未经审计的简明合并现金流量表
8
未经审计的简明合并财务报表附注
9
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
59
第 4 项。
控制和程序
61
第二部分-其他信息
第 1 项。
法律诉讼
62
第 1A 项。
风险因素
62
第 2 项.
未注册的股权证券销售和所得款项的使用
62
第 3 项.
优先证券违约
62
第 4 项。
矿山安全披露
62
第 5 项。
其他信息
62
第 6 项。
展品
63
签名
64

i
目录

前瞻性陈述

这份10-Q表季度报告（“季度报告”）包含各种前瞻性陈述和信息，这些陈述和信息基于我们和普通合伙人的信念，以及我们做出的假设和目前获得的信息。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。本季度报告中的某些词语，例如 “预期”、“相信”、“可以”、“估计”、“预期”、“预测”、“目标”、“打算”、“可能”、“计划”、“项目”、“将”，以及关于我们未来运营计划和目标的类似表达和陈述，都是前瞻性陈述。尽管我们和我们的普通合伙人认为此类前瞻性陈述是合理的，但我们和我们的普通合伙人都无法保证这些陈述会被证明是正确的。前瞻性陈述受各种风险、不确定性和假设的影响。如果其中一项或多项风险或不确定性得以实现，或者如果基本假设被证明不正确，我们的实际结果可能与预期结果存在重大差异。可能影响我们合并财务状况和经营业绩的关键风险因素包括：

•原油、液化天然气、汽油、柴油、生物柴油的价格和一般能源价格；
•原油、液化天然气、汽油、柴油和生物柴油的总体需求水平和供应可用性；
•在我们有业务和设施的地区，原油和天然气的钻探和生产水平；
•在供应或运输中断时获得充足产品供应的能力，以及是否有能力将产品运送到市场地区；
•天气条件对原油、液化天然气、汽油、柴油和生物柴油供需的影响；
•自然灾害、地震、飓风、龙卷风、雷击或其他重大天气事件的影响；
•与我们的运输服务有关的地方、州内和州际交通基础设施的可用性；
•竞争燃料的供应、价格和营销；
•节能措施对产品需求的影响；
•能源效率和技术趋势；
•发布行政命令，修改适用法律、法规和政策，包括税收、环境、交通和就业法规，或监管机构就此类法律法规以及此类法律、法规和政策（现已存在或将来）对我们业务运营的影响作出新的解释；
•行政命令以及立法和监管行动对水力压裂、水处理和运输以及回流和生产水处理的影响；
•与运输和分销石油产品有关的危险或操作风险，这些风险可能不在保险范围内；
•原油、液化天然气和成品油行业的成熟度以及来自其他市场的竞争；
•关键人员的流失；
•与主要客户续订合同的能力；
•维持或增加我们为服务实现的利润的能力；
•能够续订我们租赁的设备和存储设施的租约；
•通货膨胀、利率和总体经济状况（包括衰退和其他未来全球信贷市场的混乱和波动，以及这些事件对客户和供应商的影响）；
•我们的交易对手不付款、不履约或破产；
•资本的可用性和成本以及我们获得某些资本来源的能力；
•信贷和资本市场的恶化;
1
目录

•成功识别和完成增值收购和有机增长项目的能力，以及整合收购的资产和业务的能力；
•法律和行政诉讼的费用和影响；
•总体经济状况的变化，包括全球流行病和相关政府对策以及国际军事冲突（例如乌克兰战争和以色列与哈马斯之间的冲突）导致的市场和宏观经济混乱；以及
•环保团体对与原油、成品油、天然气、液化天然气、汽油、柴油或生物柴油的生产、收集、提炼、加工、分馏、运输和销售有关的政策和决策的政治压力和影响。

您不应过分依赖任何前瞻性陈述。所有前瞻性陈述仅代表截至本季度报告发布之日。除非州和联邦证券法另有要求，否则我们没有义务因新信息、未来事件或其他原因而公开更新或修改任何前瞻性陈述。在考虑前瞻性陈述时，请查看我们在截至2023年3月31日财年的10-K表年度报告中第一部分第1A项—— “风险因素” 下讨论的风险。
2
目录

第一部分-财务信息

第 1 项。财务报表
NGL 能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
未经审计的简明合并资产负债表
（以千计，单位金额除外）
2023年9月30日2023年3月31日
资产
流动资产：
现金和现金等价物$2,680 $5,431 
应收账款-交易，扣除预期信贷损失备抵金额1,840和 $1,964，分别地
1,157,710 1,033,956 
应收账款关联公司15,035 12,362 
库存250,572 142,607 
预付费用和其他流动资产137,585 98,089 
流动资产总额1,563,582 1,292,445 
不动产、厂房和设备，扣除累计折旧 $908,595和 $898,184，分别地
2,166,103 2,223,380 
善意707,583 712,364 
无形资产，扣除累计摊销额$406,653和 $580,860，分别地
1,016,820 1,058,668 
对未合并实体的投资20,900 21,090 
经营租赁使用权资产95,231 90,220 
其他非流动资产57,696 57,977 
总资产$5,627,915 $5,456,144 
负债和权益
流动负债：
应付账款交易$1,080,673 $927,591 
应付账款-关联公司44 65 
应计费用和其他应付账款164,115 133,616 
从客户那里收到的预付款29,239 14,699 
经营租赁义务33,376 34,166 
流动负债总额1,307,447 1,110,137 
长期债务，扣除债务发行成本（美元）24,385和 $30,117，分别地
2,782,262 2,857,805 
经营租赁债务63,975 58,450 
其他非流动负债107,945 111,226 
承付款和意外开支 (附注8)
D 级 9.00% 首选单位， 600,000和 600,000分别为已发行和未偿还的首选单位
551,097 551,097 
公平：
普通合伙人，代表 0.1% 利息， 132,059和 132,059分别为名义单位
(52,572)(52,551)
有限合伙人，代表 99.9% 利息， 131,927,343和 131,927,343分别为已发放和未偿还的普通单位
503,798 455,564 
B 类首选有限合伙人， 12,585,642和 12,585,642分别为已发行和未偿还的首选单位
305,468 305,468 
C 类首选有限合伙人， 1,800,000和 1,800,000分别为已发行和未偿还的首选单位
42,891 42,891 
累计其他综合亏损(473)(450)
非控股权益16,077 16,507 
权益总额815,189 767,429 
负债和权益总额$5,627,915 $5,456,144 

所附附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


NGL 能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
未经审计的简明合并运营报表
（以千计，单位和单位金额除外）
截至9月30日的三个月截至9月30日的六个月
2023202220232022
收入：
水解决方案$197,244 $164,910 $378,546 $330,989 
原油物流489,713 574,783 954,103 1,440,154 
液体物流1,154,139 1,269,754 2,124,551 2,735,687 
总收入1,841,096 2,009,447 3,457,200 4,506,830 
销售成本：
水解决方案7,424 920 9,993 11,145 
原油物流454,927 514,199 880,226 1,336,569 
液体物流1,119,478 1,249,001 2,066,725 2,671,417 
企业和其他(3,381)— 833 — 
总销售成本1,578,448 1,764,120 2,957,777 4,019,131 
运营成本和支出：
正在运营77,389 84,158 154,070 156,018 
一般和行政17,496 16,628 37,787 33,385 
折旧和摊销65,526 68,118 134,505 134,778 
资产处置或减值亏损，净额16,207 7,653 15,011 7,485 
营业收入86,030 68,770 158,050 156,033 
其他收入（支出）：  
未合并实体的收益权益851 1,207 942 1,881 
利息支出(58,627)(68,297)(118,149)(135,608)
提前清偿负债的收益，净额63 2,479 6,871 4,141 
其他收入（支出），净额310 (15)616 631 
所得税前收入28,627 4,144 48,330 27,078 
所得税支出(342)(537)(482)(365)
净收入28,285 3,607 47,848 26,713 
减去：归属于非控股权益的净收益(257)(97)(519)(342)
归属于 NGL ENERGY PARTNERS LP$28,028 $3,510 $47,329 $26,371 
分配给普通单位持有人的净亏损（注3）$(6,709)$(26,899)$(21,191)$(31,578)
每个普通单位的基本亏损和摊薄亏损$(0.05)$(0.21)$(0.16)$(0.24)
基本加权平均未偿还的普通单位131,927,343 130,695,970 131,927,343 130,695,970 
摊薄后的加权平均已发行普通单位131,927,343 130,695,970 131,927,343 130,695,970 

所附附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

NGL 能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
未经审计的综合收益简明合并报表
（以千计）
截至9月30日的三个月截至9月30日的六个月
2023202220232022
净收入$28,285 $3,607 $47,848 $26,713 
其他综合损失(39)(82)(23)(132)
综合收入$28,246 $3,525 $47,825 $26,581 

所附附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

NGL 能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
未经审计的简明合并权益变动表
截至 2023 年 9 月 30 日的六个月
（以千计，单位金额除外）
有限合伙人
首选常见
普通的
合作伙伴		单位金额
单位		金额累积的
其他综合
收入（亏损）		非控制性
兴趣爱好		总计
公平
截至2023年3月31日的余额$(52,551)14,385,642 $348,359 131,927,343 $455,564 $(450)$16,507 $767,429 
向非控股权益所有者分配— — — — — — (377)(377)
根据激励性薪酬计划发行的股权（注9）— — — — 474 — — 474 
净（亏损）收入(14)— — — 19,315 — 262 19,563 
其他综合收入— — — — — 16 — 16 
截至 2023 年 6 月 30 日的余额(52,565)14,385,642 348,359 131,927,343 475,353 (434)16,392 787,105 
向非控股权益所有者分配— — — — — — (572)(572)
根据激励性薪酬计划发行的股权（注9）— — — — 410 — — 410 
净（亏损）收入(7)— — — 28,035 — 257 28,285 
其他综合损失— — — — — (39)— (39)
截至 2023 年 9 月 30 日的余额$(52,572)14,385,642 $348,359 131,927,343 $503,798 $(473)$16,077 $815,189 

6
目录

NGL 能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
未经审计的简明合并权益变动表
截至2022年9月30日的六个月
（以千计，单位金额除外）

有限合伙人
首选常见
普通的
合作伙伴		单位金额
单位		金额累积的
其他综合
收入（亏损）		非控制性
兴趣爱好		总计
公平
截至 2022 年 3 月 31 日的余额$(52,478)14,385,642 $348,359 130,695,970 $401,486 $(308)$17,394 $714,453 
向非控股权益所有者分配— — — — — — (975)(975)
根据激励性薪酬计划发行的股权— — — — 497 — — 497 
净（亏损）收入(5)— — — 22,866 — 245 23,106 
其他综合损失— — — — — (50)— (50)
截至 2022 年 6 月 30 日的余额(52,483)14,385,642 348,359 130,695,970 424,849 (358)16,664 737,031 
向非控股权益所有者分配— — — — — — (274)(274)
根据激励性薪酬计划发行的股权 — — — — 479 — — 479 
净（亏损）收入(27)— — — 3,537 — 97 3,607 
其他综合损失— — — — — (82)— (82)
2022 年 9 月 30 日的余额$(52,510)14,385,642 $348,359 130,695,970 $428,865 $(440)$16,487 $740,761 

所附附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

NGL 能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
未经审计的简明合并现金流量表
（以千计）
截至9月30日的六个月
20232022
经营活动：
净收入$47,848 $26,713 
为将净收益与（用于）经营活动提供的净现金进行对账而进行的调整：
折旧和摊销，包括债务发行成本的摊销142,998 143,410 
提前清偿负债的收益，净额(6,871)(4,141)
基于股权的薪酬支出884 976 
资产处置或减值亏损，净额15,011 7,485 
预期信贷损失准备金的变动116 (224)
大宗商品衍生品公允价值调整净额1,004 13,075 
未合并实体的收益权益(942)(1,881)
未合并实体的收益分配904 2,567 
成本或可变现净值调整中较低者7,071 15,618 
其他2,855 63 
运营资产和负债的变化，不包括收购：
应收账款-贸易和关联公司(126,050)(6,576)
库存(115,036)(144,118)
其他流动和非流动资产24,950 (807)
应付账款-交易账户和关联公司153,001 (90,380)
其他流动和非流动负债(16,643)6,548 
由（用于）经营活动提供的净现金131,100 (31,672)
投资活动：
资本支出(80,443)(93,963)
商品衍生品的净结算(16,461)19,785 
出售资产的收益23,908 14,054 
剥离业务和投资的收益，净额16,000 — 
对未合并实体的投资(258)(346)
未合并实体的资本分配486 — 
用于投资活动的净现金(56,768)(60,470)
融资活动：
循环信贷额度下的借款收益965,000 1,037,000 
循环信贷额度的付款(947,000)(866,000)
偿还和回购优先无抵押票据(91,982)(73,472)
其他长期债务的付款— (1,273)
债务发行成本(1,242)(1,203)
向非控股权益所有者分配(949)(1,249)
结清或有对价负债的款项(902)(941)
融资租赁的本金支付(8)(2)
融资活动提供的（用于）净现金(77,083)92,860 
现金和现金等价物的净增加（减少）(2,751)718 
现金和现金等价物，期初5,431 3,822 
现金和现金等价物，期末$2,680 $4,540 
补充现金流信息：
已支付的现金利息$118,516 $129,000 
缴纳的所得税（扣除所得税退税）$2,056 $2,170 
补充非现金投资和融资活动：
应计资本支出$10,583 $13,124 

所附附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。
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NGL 能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注

注意事项 1—组织和运营

NGL Energy Partners LP（“我们”、“我们的” 或 “合伙企业”）是特拉华州的有限合伙企业。NGL 能源控股有限责任公司是我们的普通合伙人（“GP”）。截至 2023 年 9 月 30 日，我们的业务包括 三段：

•我们的水解决方案部门运输、处理、回收和处置原油和天然气生产产生的水和回流水。我们还向生产者客户出售用于再利用和回收的生产用水以及咸味的非饮用水，用于他们的原油勘探和生产活动。作为加工用水的一部分，我们汇总并出售回收的原油，也称为脱脂油。我们还处置储罐底部、钻井液和钻井泥浆等固体，并提供其他辅助服务，例如卡车和压裂罐清洗。我们在该细分市场的活动以长期固定费用合同和土地专项为基础，其中一些合同包含与领先的石油和天然气公司签订的最低交易量承诺，包括大型投资级生产商客户。
•我们的原油物流部门从生产商和销售商那里购买原油，然后将其运往炼油厂或在管道注入站、储存码头、驳船装载设施、铁路设施、炼油厂和其他贸易中心转售，并通过其自有资产提供储存、码头和运输服务。我们在该领域的活动得到了某些长期固定费率合同的支持，其中包括我们自有和租赁管道的最低销量承诺。
•我们的液体物流部门为美国和加拿大的广泛商业、零售和工业客户开展液化天然气、精炼石油产品和生物柴油的供应业务。这些操作是通过我们的 23自有码头、第三方仓储和码头设施， 九公共运输管道和租赁的轨道车队。我们还通过位于弗吉尼亚州切萨皮克的工厂为丁烷的海运出口提供服务，我们还在密歇根州拥有一条丙烷管道。我们试图通过使用背靠背的实物合同和预售协议来减少价格波动的风险，这些合同和预售协议使我们能够锁定冬季交易量的一定比例的利润。我们还签订了财务结算的衍生品合约，作为实物库存、实物销售和实物购买合同的经济套期保值。

注意事项 2—重要会计政策

演示基础

随附的未经审计的简明合并财务报表包括我们的账目和受控子公司的账目。公司间往来业务和账户余额已在合并中消除。我们无法控制但可以对其施加重大影响的投资使用权益会计方法进行核算。我们还拥有原油管道的不可分割权益，并将我们在与该管道相关的资产、负债和支出中的相应份额包括在未经审计的简明合并财务报表中。

根据美国证券交易委员会（“SEC”）的规章制度，我们未经审计的简明合并财务报表是根据美国普遍接受的中期合并财务信息的会计原则（“GAAP”）编制的。因此，未经审计的简明合并财务报表不包括公认会计原则要求的完整年度合并财务报表所要求的某些信息和附注。但是，我们认为，所披露的信息足以使所提供的信息不会产生误导。未经审计的简明合并财务报表包括我们认为公允列报中期合并财务状况、经营业绩和现金流所必需的所有调整。除非本季度报告中另有披露，否则此类调整仅包括正常的经常性项目。截至2023年3月31日的未经审计的简明合并资产负债表来自我们于2023年5月31日向美国证券交易委员会提交的10-K表年度报告（“年度报告”）中包含的截至2023年3月31日的经审计的合并财务报表。

这些未经审计的中期简明合并财务报表应与我们的年度报告中包含的经审计的合并财务报表及其附注一起阅读。由于我们某些业务的季节性和其他因素，过渡期的运营业绩不一定代表未来时期或截至2024年3月31日的整个财年的预期运营业绩。

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NGL 能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注（续）

估算值的使用

根据公认会计原则编制合并财务报表要求我们做出估算和假设，这些估计和假设会影响合并财务报表发布之日报告的资产和负债金额以及报告期内报告的收入和支出金额。

我们在编制未经审计的简明合并财务报表时做出的关键会计估算包括确定商誉和长期资产的减值、不动产、厂房和设备以及可摊销的无形资产的使用寿命和可收回性、衍生工具的公允价值、某些收入的估计、资产报废债务的公允价值、收购中获得的资产和负债的公允价值、库存的可收回性、账目和票据的可收回性环境事项应收账款和应计账款。尽管我们认为这些估计是合理的，但实际结果可能与这些估计有所不同。

重要会计政策

我们的重要会计政策与年度报告中经审计的合并财务报表附注2中披露的政策一致。

所得税

出于所得税目的，我们有资格成为合伙企业。因此，我们通常不缴纳联邦所得税。相反，每个所有者在他或她的个人纳税申报表上报告他或她在我们的收入或损失中所占的份额。由于我们无法获得有关每个合伙人在合伙企业中的基础的信息，因此无法轻易确定用于财务和税务申报目的的净资产基础的总差异。

我们的递延纳税额为 $40.5百万和美元40.7截至2023年9月30日和2023年3月31日，分别收购了与我们的某些收购有关的公司，这笔收购包含在我们未经审计的简明合并资产负债表中的其他非流动负债中。递延所得税负债是公司内部收购资产的公认会计原则和纳税基础之间受税收影响的累计临时差额。出于公认会计原则的目的，某些收购的资产将随着时间的推移进行折旧和摊销，这将降低GAAP基础。在截至2023年9月30日的六个月中，记录的递延所得税优惠为美元0.1百万，有效税率为 22.1%。在截至2022年9月30日的六个月中，记录的递延所得税优惠为美元0.8百万，有效税率为 27.4%.

我们评估不确定的税收状况，以便在未经审计的简明合并财务报表中进行确认和衡量。为了确认税收状况，我们会根据该职位的技术优点，通过审查，包括任何相关的上诉或诉讼的解决，确定税收状况是否更有可能得以维持。衡量符合可能性很大的门槛的税收状况，以确定在未经审计的简明合并财务报表中确认的收益金额。我们有 不不确定的税收状况，需要在我们截至2023年9月30日或2023年3月31日的未经审计的简明合并财务报表中予以确认。

库存

我们的库存按成本或可变现净价值中较低者估值，成本使用加权平均成本或先进先出（FIFO）方法确定，包括运输和储存成本，可变现净价值定义为正常业务过程中的估计销售价格，不太合理地预测完工、处置和运输成本。在进行此分析时，我们会考虑固定价格的远期承诺。

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NGL 能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注（续）

在指定日期，库存包括以下内容：
2023年9月30日2023年3月31日
（以千计）
丙烷$86,077 $46,910 
丁烷84,072 18,384 
原油55,695 49,586 
生物柴油15,288 19,778 
柴油2,519 2,536 
其他6,921 5,413 
总计$250,572 $142,607 

对未合并实体的投资

我们无法控制但可以对其施加重大影响的投资使用权益会计方法进行核算。对合伙企业和有限责任公司的投资，除非我们的投资被认为是小额投资，对非法人合资企业的投资也使用权益会计法进行核算。

在指定日期，我们对未合并实体的投资包括以下内容：
实体细分市场所有权权益2023年9月30日2023年3月31日
（以千计）
水务和土地公司水解决方案50%$15,388 $15,036 
水务和土地公司水解决方案10%3,008 3,511 
水务和土地公司水解决方案50%2,175 2,071 
飞机公司 (1)企业和其他50%204 308 
液化天然气码头公司液体物流50%125 164 
总计$20,900 $21,090 
(1) 这是与关联方的投资。

其他非流动资产

在指定日期，其他非流动资产包括以下内容：
2023年9月30日2023年3月31日
（以千计）
Linefill (1)$37,861 $37,861 
应收贷款 (2)7,439 8,592 
最低运费-渠道承诺 (3)2,492 4,628 
其他9,904 6,896 
总计$57,696 $57,977 
(1) 代表根据长期运输承诺，我们必须在某些第三方拥有的管道上留出的最低产品量。在 2023 年 9 月 30 日和 2023 年 3 月 31 日，linefill 包括 502,686桶装原油。在我们拥有的管道中持有的线路填充包括在不动产、厂房和设备中（见注4）。
(2) 代表应收贷款的非流动部分，扣除预期信贷损失准备金，主要与出售某些盐水处置资产有关。有关本财年活动的讨论，请参阅附注16。
(3) 代表为与原油管道运营商签订的合同而支付的最低运费中超过出货量或亏损抵免额的非流动部分。当出货量超过最低月度承诺量时，可以收回这笔款项（见注8）。截至2023年9月30日，赤字抵免额为美元6.8百万，其中 $4.3百万计入我们未经审计的简明合并资产负债表中的预付费用和其他流动资产。

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NGL 能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注（续）

应计费用和其他应付账款

在指定日期，应计费用和其他应付账款包括以下内容：
2023年9月30日2023年3月31日
（以千计）
衍生负债$49,371 $14,752 
应计利息40,741 49,362 
应计薪酬和福利20,138 27,013 
消费税和其他税收负债16,844 11,777 
产品交换负债9,037 4,047 
其他27,984 26,665 
总计$164,115 $133,616 

改叙

我们对前一时期的某些财务报表信息进行了重新分类，以使其与本财年使用的分类方法保持一致。这些重新分类并未影响先前报告的资产、负债、权益、净收入或现金流量。

最近的会计公告

2020年3月，财务会计准则委员会（“FASB”）发布了《2020-04年会计准则更新》（“ASU”），“参考利率改革（主题848）：促进参考利率改革对财务报告的影响”。ASU为将公认会计原则应用于参考伦敦银行同业拆借利率（“LIBOR”）利率或其他预计因参考利率改革而终止的参考利率的合约、套期保值关系和其他交易提供了可选的权宜之计和例外情况。2022年12月，美国财务会计准则委员会发布了亚利桑那州立大学2022-06号的 “参考利率改革（主题848）：推迟主题848的截止日期”，将截止日期从2022年12月31日推迟到2024年12月31日，并保持亚利桑那州立大学2020-04年的所有其他条款不变。2022年4月13日，ABL工具（定义见此处）进行了修订，用SOFR（定义见此处）基准（如附注7所述）取代了伦敦银行同业拆借利率基准。我们将继续评估该指导将对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生的影响。

注意事项 3—每个普通单位的损失

下表显示了我们对所示期间基本和摊薄后加权平均未偿还普通单位的计算：
截至9月30日的三个月截至9月30日的六个月
2023202220232022
该期间未偿还的普通单位的加权平均值：
常用单位-基本131,927,343 130,695,970 131,927,343 130,695,970 
普通单位-摊薄131,927,343 130,695,970 131,927,343 130,695,970 

在分别截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和六个月中，所有潜在的普通单位或可转换证券都被视为反稀释剂。
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NGL 能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注（续）


在所示期间，我们的每普通单位亏损如下：
截至9月30日的三个月截至9月30日的六个月
2023202220232022
（以千计，单位金额除外）
净收入$28,285 $3,607 $47,848 $26,713 
减去：归属于非控股权益的净收益(257)(97)(519)(342)
归属于 NGL Energy Partners LP28,028 3,510 47,329 26,371 
减去：分配给优先单位持有人 (1)(34,744)(30,436)(68,541)(57,981)
减去：分配给GP的净亏损 (2)7 27 21 32 
分配给普通单位持有人的净亏损$(6,709)$(26,899)$(21,191)$(31,578)
每个普通单位的基本亏损和摊薄亏损$(0.05)$(0.21)$(0.16)$(0.24)
(1) 包括截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和六个月中已赚取但尚未申报或支付的累计分配（有关暂停普通单位和优先单位分配的进一步讨论，请参阅附注9）。
(2) 分配给的净亏损 GP包括其作为激励分配权持有人有权获得的分配。

注意事项 4—不动产、厂房和设备

在指定日期，我们的财产、厂房和设备包括以下内容：
描述估计的
有用的生命		2023年9月30日2023年3月31日
（以年为单位）（以千计）
液化天然气码头和储存资产2-30$157,261 $160,939 
管道和相关设施30-40265,211 265,253 
车辆和轨道车辆 (1)3-2592,357 92,640 
水处理设施和设备3-302,003,684 2,040,792 
原油储罐及相关设备2-30222,527 221,881 
信息技术设备3-736,931 35,884 
建筑物和租赁权改善3-40121,891 130,119 
土地 81,912 89,474 
坦克底部和填充线 (2)  35,072 40,001 
其他3-2010,641 10,908 
在建工程47,211 33,673 
不动产、厂房和设备总额3,074,698 3,121,564 
累计折旧(908,595)(898,184)
不动产、厂房和设备净额$2,166,103 $2,223,380 
(1) 包括融资租赁使用权资产 $0.1百万。与该融资租赁相关的累计摊销包含在累计折旧中。
(2) 储罐底部是储罐运行所需的产品量，按历史成本记录。当储罐停止使用时，我们会回收储罐底部。Linefill是按历史成本记录的，它代表了我们在运营我们拥有的管道的相应份额所需的产品量中所占的部分。

下表汇总了所示期间的折旧费用和资本化利息支出：
截至9月30日的三个月截至9月30日的六个月
2023202220232022
（以千计）
折旧费用$48,667 $48,806 $98,311 $95,857 
资本化利息支出$347 $241 $649 $490 
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未经审计的简明合并财务报表附注（续）


我们在未经审计的简明合并经营报表中记录了出售不动产、厂房和设备所产生的（收益）亏损以及因处置亏损或资产减值中减值而产生的任何价值减记。 下表汇总了所示期间按细分市场分列的不动产、厂房和设备处置或减值的（收益）损失：
截至2023年9月30日的三个月截至 2023 年 9 月 30 日的六个月
（以千计）
水解决方案 (1)$2,080 $13,407 
原油物流 (465)335 
液体物流 (2)1 (810)
总计$1,616 $12,932 
(1) 金额不包括附注16中讨论的出售派恩代尔安蒂克林盆地某些盐水处置资产时确认的损失.
(2) 金额不包括出售时确认的收益 二注释16中讨论的液化天然气终端。

注意事项 5—善意

下表汇总了截至2023年9月30日的六个月中按细分市场划分的商誉变化：
水
解决方案		原油
物流		液体
物流		总计
（以千计）
截至2023年3月31日的余额$283,310 $309,971 $119,083 $712,364 
处置 (1)— — (4,781)(4,781)
截至 2023 年 9 月 30 日的余额$283,310 $309,971 $114,302 $707,583 
(1) 与销售有关 二在截至2023年9月30日的六个月内，我们的液体物流板块内的液化天然气终端（见注16）。

注意事项 6—无形资产

在指定日期，我们的无形资产包括以下内容：
2023年9月30日2023年3月31日
描述加权-
平均值
剩余的
有用生活		总承载量
金额		累积的
摊销		网总承载量
金额		累积的
摊销		网
（以年为单位）（以千计）
可摊销：
客户关系18.8$980,468 $(306,439)$674,029 $1,196,468 $(492,002)$704,466 
客户承诺20.8192,000 (32,640)159,360 192,000 (28,800)163,200 
管道容量权限20.27,799 (2,557)5,242 7,799 (2,427)5,372 
通行权和地役权30.494,994 (16,648)78,346 94,875 (15,138)79,737 
水权16.199,869 (29,477)70,392 99,869 (26,453)73,416 
执行合同和其他协议24.521,640 (6,076)15,564 21,570 (5,037)16,533 
非竞争协议— — — — 1,100 (1,082)18 
债务发行成本 (1)
2.426,703 (12,816)13,887 25,592 (9,921)15,671 
可摊销总额1,423,473 (406,653)1,016,820 1,639,273 (580,860)1,058,413 
不可摊销：
商品名称 (2)— — 255 255 
总计$1,423,473 $(406,653)$1,016,820 $1,639,528 $(580,860)$1,058,668 
(1) 包括与ABL融资相关的债务发行成本。与固定利率票据相关的债务发行成本被列为长期债务账面金额的减少。
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NGL 能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注（续）

(2) 如附注16所述，由于出售派恩代尔安蒂克莱盆地的资产，该项目被视为减值，该金额在截至2023年9月30日的三个月内被注销。

所示期间的摊销费用如下：
截至9月30日的三个月截至9月30日的六个月
录制于2023202220232022
（以千计）
折旧和摊销$16,859 $19,312 $36,194 $38,921 
销售成本65 69 130 137 
利息支出1,481 1,198 2,895 2,361 
运营费用61 61 123 123 
总计$18,466 $20,640 $39,342 $41,542 

下表汇总了我们截至2023年9月30日的无形资产的预期摊销额（以千计）：
截至3月31日的财政年度
2024 年（六个月）$34,953 
202567,962 
202665,807 
202760,152 
202857,300 
202955,348 
此后675,298 
总计$1,016,820 

注意事项 7—长期债务

在指定日期，我们的长期债务包括以下内容：
2023年9月30日2023年3月31日
脸
金额		未摊销
债务发行
成本 (1)		本书
价值		脸
金额		未摊销
债务发行
成本 (1)		本书
价值
（以千计）
优先担保票据：
7.5002026年到期票据的百分比（“2026年优先担保票据”）
$2,050,000 $(21,419)$2,028,581 $2,050,000 $(26,009)$2,023,991 
以资产为基础的循环信贷额度（“ABL 贷款”）156,000 156,000 138,000 138,000 
高级无抵押票据：
6.1252025年到期票据的百分比（“2025年票据”）
280,745 (881)279,864 380,020 (1,612)378,408 
7.5002026年到期票据的百分比（“2026年票据”）
319,902 (2,085)317,817 319,902 (2,496)317,406 
长期债务$2,806,647 $(24,385)$2,782,262 $2,887,922 $(30,117)$2,857,805 
(1) 与ABL融资相关的债务发行成本在无形资产中报告，而不是长期债务账面金额的减少。

2026 年优先担保票据

2026年优先担保票据的利息为 7.5%，应在每年的2月1日和8月1日支付。2026年优先担保票据将于2026年2月1日到期。2026年优先担保票据是根据2021年2月4日的契约（“契约”）发行的。

2026年优先担保票据由我们几乎所有资产的第一优先留置权担保，但我们的应收账款、库存、质押存款账户、现金和现金等价物、可再生能源税收抵免和相关资产以及应收账款、库存、质押存款账户、现金和现金等价物、可再生能源税收抵免和相关资产的第二优先留置权除外。

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NGL 能源合作伙伴有限责任公司及其子公司
未经审计的简明合并财务报表附注（续）

契约包含契约，除其他外，限制了我们在以下方面的能力：支付分配款或进行其他限制性付款或回购股票；承担或担保额外债务或发行不合格股票或某些优先股；进行某些投资；创建或产生留置权；出售资产；订立影响限制性子公司向担保人（包括合伙企业）进行分配、贷款或垫款或转让资产的能力的限制；与我们的关联公司进行某些交易；指定限制性子公司作为非限制性子公司；并合并、合并、转让或出售我们的全部或基本全部资产。契约特别限制了我们支付分配款的能力，直到我们在分配时最近结束的四个完整财政季度的总杠杆率（定义见契约）不大于 4.75到 1.00。这些契约受一些重要的例外情况和条件的约束。

我们可以选择随时按契约中包含的固定赎回价格赎回2026年优先担保票据的全部或部分。如果我们遇到某些类型的控制权变更触发事件，我们将被要求按回购的2026年优先担保票据本金总额的101％回购2026年优先担保票据，再加上回购至但不包括购买之日的2026年优先担保票据的应计和未付利息。

合规

2023年9月30日，我们遵守了契约下的契约。

ABL 设施

ABL融资机制受借款基础的约束，其中包括信用证的次级限额。ABL 融资机制下的承付款总额为 $600.0百万，信用证的次级限额为 $250.0百万。ABL Facility由我们几乎所有资产的留置权作为担保，其中包括我们的应收账款、库存、质押存款账户、现金和现金等价物、可再生能源税收抵免和相关资产的第一优先留置权，以及我们所有其他资产的第二优先留置权。截至 2023 年 9 月 30 日，$156.0在ABL融资机制下借了100万美元，我们的未偿信用证约为美元139.0百万。 ABL融资计划最早在 (a) 2026年2月4日或 (b) 最早到期日前91天到期，涉及我们的任何本金总额为5,000万美元或以上的债务，前提是此类债务当时尚未偿还，但某些例外情况除外。

截至2023年9月30日，ABL融资机制下的借款的加权平均利率为 8.27% 按最优惠利率计算 8.50% 加上边距 1.50替代基础借款和加权平均担保隔夜融资利率（“SOFR”）的百分比 5.43% 加上边距 2.50SOFR 借款的百分比。2023 年 9 月 30 日，信用证的有效利率为 2.50%.

ABL融资机制包含各种正面和负面契约，包括财务报告要求和对负债、留置权、合并、合并、合并、清算和解散、资产出售、分配和其他限制性付款、投资（包括收购）和与关联公司交易的限制。作为唯一的财务契约，ABL融资机制包含固定费用承保比率，该比率是在Cash Dominion事件（定义见ABL Facility）发生和持续时根据最近结束的财政季度的财务报表进行测试的。截至 2023 年 9 月 30 日，尚未发生 Cash Dominion 活动。

合规

2023年9月30日，我们遵守了ABL融资机制下的契约。

高级无抵押票据

优先无抵押票据包括2025年3月1日到期的2025年票据和2026年4月15日到期的2026年票据（统称为 “优先无抵押票据”）。
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回购

下表汇总了所示期间的优先无抵押票据的回购：
截至 2023 年 9 月 30 日的六个月
（以千计）
2025 年笔记
已回购的票据 (1)$99,275 
已付现金（不包括应计利息的支付）$91,982 
提前偿还债务的收益 (2)$6,906 
(1) 在截至的三个月中，我们没有回购任何票据 2023年9月30日。
(2) 在截至2023年9月30日的六个月中，提前清偿2025年票据债务的收益包括注销的债务发行成本美元0.4百万。该收益在提前清偿负债的收益中列报，在我们未经审计的简明合并运营报表中净额。

赎回权

我们目前有权按本金的100％加上应计和未付利息赎回2025年未偿还票据的全部或部分。自2024年4月15日起，我们将有权按本金的100％加上应计和未付利息赎回2026年未偿还票据的全部或部分。

合规

截至2023年9月30日，我们遵守了所有优先无担保票据契约下的契约。

债务到期日表

截至2023年9月30日，我们的长期债务的预定到期日如下：
截至3月31日的财政年度2026 年高级担保票据ABL 设施高级无抵押票据总计
（以千计）
2024 年（六个月）$— $— $— $— 
2025— — 280,745 280,745 
20262,050,000 156,000 — 2,206,000 
2027— — 319,902 319,902 
总计$2,050,000 $156,000 $600,647 $2,806,647 

债务发行成本的摊销

与长期债务相关的债务发行成本的摊销费用为美元2.7百万和美元3.0在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月中，分别为百万美元，以及美元5.3百万和美元6.0在截至2023年9月30日和2022年9月30日的六个月中，分别为百万美元。

下表汇总了截至2023年9月30日的债务发行成本的预期摊销额（以千计）：
截至3月31日的财政年度
2024 年（六个月）$5,312 
202510,570 
20268,471 
202732 
总计$24,385 

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注意事项 8—承付款和或有开支

法律突发事件

2015年8月，LCT Capital, LLC（“LCT”）对GP和合伙企业提起诉讼，要求支付与2014年7月收购TransMontaigne Inc.及相关资产有关的投资银行服务。在审前作出裁决后，LCT仅限于对被告提出（i）量刑罚（LCT提供的服务的价值）和（ii）欺诈性虚假陈述的索赔。继2018年7月23日至2018年8月1日在特拉华州法院进行陪审团审判后，陪审团作出了包括美元裁决的裁决4.0百万用于量子功绩和 $29.0百万元用于欺诈性虚假陈述，但须遵守法定利益。2019年12月5日，针对被告的审后动议，法院发布了一项命令，推翻了陪审团的损害赔偿裁决，并命令将该案定为仅限损害赔偿金的审判（“12月5日命令”）。双方都向初审法院提出了申请，要求初审法院对12月5日的命令进行认证，以便上诉法院立即进行中间审查。2020年1月7日，特拉华州最高法院（“最高法院”）发布了一项命令，接受了与量子案情和欺诈性虚假陈述判决有关的各种问题的中间上诉。最高法院于2020年11月4日听取了当事方的口头辩论，考虑了所陈述的事项，并于2021年1月28日作出裁决，即 (a) LCT无权就其欺诈索赔获得 “讨价还价” 的赔偿；(b) LCT无权获得除量子法律损害赔偿金之外的欺诈性虚假陈述赔偿；(c) 初审法院在下令就与损害有关的损害进行新的审判时滥用了自由裁量权 LCT关于欺诈性虚假陈述的指控；以及（d）初审法院正确地下令对LCT的指控进行新的审判量子金钱赔偿。对量子法律索赔的重审于2023年2月6日至2023年2月15日在特拉华州法院进行，结果陪审团做出了包括美元裁决的裁决36.0百万加收法定利息和费用（如适用），截至2023年9月30日，等于约美元22.3百万。全科医生和合伙企业辩称，陪审团的裁决不受控制法律或证据记录的支持，并于2023年7月28日向特拉华州最高法院提交了上诉通知，其中提出了与量子案情判决有关的各种问题，包括但不限于在2023年2月还押审判之前和期间做出的某些书面命令、口头证据和其他裁决。2023年10月12日，LCT提交了上诉答辩书和交叉上诉人关于交叉上诉的开场陈述。全科医生和合伙企业必须在2023年11月13日之前就交叉上诉提交答复和答辩摘要。在全科医生和合伙企业之间分配最终裁决裁决（如果有）将由我们全科医生的董事会在获得所有信息后，在任何审后和/或任何上诉程序结束并且根据法律规定该判决为最终裁决之后，由全科医生董事会作出。截至 2023 年 9 月 30 日，我们已经累积了大约 $4.0与此事相关的百万美元，其中大约 $1.5百万表示截至2023年9月30日的应计利息。

该合伙企业是据称向俄克拉荷马州北区联邦法院提起的集体诉讼的当事方被告 Gary R. Underwood，James L. Price 可撤销生活信托基金的继任受托人，代表该信托基金和所有其他处境相似的诉NGL Energy Partners LP，案例编号 4:21-cv-00135-cve-sh。该案代表所有者寻求集体认证，这些所有者指控合伙企业的原油物流集团违反了俄克拉荷马州的《生产收入标准法》，因为该集团没有将向某些矿业所有者和从俄克拉荷马州某些油井购买的石油的州无人认领的财产分割支付的收益包括法定利息。诉讼中声称所欠的法定利息中有很大一部分与我们从前任那里继承下来并于2016年汇给各州无人认领财产部门的暂停收益有关。由于不承认责任或不当行为，但只是为了避免未来诉讼的费用和不确定性，合伙企业在本案中签订了和解协议，以解决原告和拟议类别对其提出的所有索赔，并支付了约美元8.4给原告和拟议阶层一百万美元。在2023年6月15日的最后一次公平听证会上，法院批准了和解协议，并记录了最终批准集体诉讼和解的命令。

我们是正常业务过程中出现的各种其他索赔、法律诉讼和投诉的当事方。我们的管理层认为，在考虑了应计金额、保险范围和其他安排之后，这些索赔、法律诉讼和投诉的最终解决预计不会对我们的合并财务状况、经营业绩或现金流产生重大不利影响。但是，这些事情的结果本质上是不确定的，随着情况的发展，我们对负债的估计可能会发生重大变化。

环境问题

截至2023年9月30日，按未贴现计算，我们的环境负债为美元1.4百万，记入我们未经审计的简明合并资产负债表中的应计费用和其他应付账款中。我们的运营受广泛的联邦、州和地方环境法律和法规的约束。尽管我们认为我们的运营基本上符合适用的环境法律和法规，但额外成本和责任的风险是我们业务所固有的，无法保证我们不会产生巨额成本。此外，有可能出现其他事态发展，例如越来越严格的环境法律、法规和相关执法政策，以及索赔
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对于运营造成的财产或人员损失，可能会产生巨额费用。因此，我们在污染控制、产品安全、职业健康以及危险材料的处理、储存、使用和处置领域采取了政策、做法和程序，旨在防止重大环境或其他损害，并限制此类事件可能造成的财务责任。但是，我们的业务固有一些环境或其他损害风险。

资产退休义务

我们对某些设施负有合同和监管义务，在资产报废后，我们必须对这些设施进行修复、拆除或拆除活动。我们的资产报废债务负债按现值折现。为了计算负债，我们对退休费用和退休时间进行估算和假设。随着时间的推移和未来事件的发生，我们的假设和估计值可能会发生变化。

下表汇总了我们资产报废义务的变化，这些变化在我们未经审计的简明合并资产负债表中的其他非流动负债中报告（以千计）：
截至2023年3月31日的余额$35,163 
产生的负债917 
与处置资产相关的负债 (1)(3,126)
负债已结算(222)
增值费用1,489 
截至 2023 年 9 月 30 日的余额$34,221 
(1) 与销售有关 七我们的水解决方案板块中的盐水处置井和其他长寿命资产（见附注16）。

除了上述义务外，我们可能还有义务在某些其他资产报废后拆除设施或进行其他补救。但是，由于结算日期无法确定，目前无法合理估算资产报废债务的公允价值。我们将在结算日期可以合理确定的时期内记录这些资产的资产报废债务。

管道容量协议

我们与原油管道运营商签订了不可取消的协议，该协议保证了该管道的每月最低运输能力。因此，如果实际装运量低于我们分配的容量，我们需要支付最低运费。根据该协议，如果我们的运送量超过协议规定的每个月的最低月运费承诺，我们有能力收回之前支付的最低运费，并且该协议允许我们继续运送直到 六个月在合同到期日之后，以收回先前支付的最低运费拖欠费。目前，我们在未经审计的简明合并资产负债表中记录了预付费用和其他流动资产以及其他非流动资产中的资产，用于本期和前一期间支付的最低运费，这些费用预计将在未来各期通过超过最低月交易量来收回（见附注2）。

下表汇总了截至2023年9月30日该协议规定的未来最低吞吐量支付（以千计）：
截至3月31日的财政年度
2024 年（六个月）$15,217 
202530,351 
总计$45,568 

销售和采购合同

我们已经签订了产品销售和购买合同，我们希望双方在未来一段时间内实际结算并交付库存。

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截至2023年9月30日，我们有以下商品购买承诺：
原油 (1)液化天然气
价值音量
（桶装）		价值音量
（以加仑为单位）
（以千计）
固定价格的商品购买承诺：
2024 年（六个月）$233,260 2,911 $41,449 46,184 
2025— — 4,225 5,502 
2026— — 4,464 6,510 
2027— — 2,964 4,284 
总计$233,260 2,911 $53,102 62,480 
指数价格商品购买承诺：
2024 年（六个月）$3,451,428 40,388 $603,600 630,339 
20252,186,634 28,717 12,512 13,568 
2026709,067 10,469 — — 
总计$6,347,129 79,574 $616,112 643,907 
(1) 我们的原油指数价格购买承诺超过了我们的原油指数价格销售承诺（如下所示），这主要是由于我们对在Grand Mesa Pipeline上购买和运输的原油的长期购买承诺。由于这些购买承诺是交割或付款合同，根据该合同，我们的交易对手必须就未交付的任何数量向我们付款，因此我们尚未就可能无法收到的数量签订相应的长期销售合同。

截至2023年9月30日，我们有以下商品销售承诺：
原油液化天然气
价值音量
（桶装）		价值音量
（以加仑为单位）
（以千计）
固定价格的商品销售承诺：
2024 年（六个月）$234,838 2,911 $179,311 172,855 
2025— — 10,557 12,363 
2026— — 4,377 5,660 
2027— — 2,900 4,016 
2028— — 52 60 
总计$234,838 2,911 $197,197 194,954 
指数价格大宗商品销售承诺：
2024 年（六个月）$3,018,599 34,044 $586,028 535,236 
20251,341,901 17,011 25,439 23,389 
202629,500 390 — — 
总计$4,390,000 51,445 $611,467 558,625 

我们使用正常买入和正常销售选择对上表中显示的合同进行核算。根据本次会计政策选择，我们不会在每个资产负债表日按公允价值记录实物合约；相反，我们会在交割后按合同价值记录购买或出售。上表中的合约可能有抵消性衍生品合约（如附注10所述）或库存头寸（如注2所述）。

某些其他远期购买和销售合同不符合正常买入和正常销售选择的资格。这些合同按公允价值记录在我们未经审计的简明合并资产负债表中，未包含在上表中。这些合约包含在附注10的衍生品披露中，代表美元66.3我们的预付费用和其他流动资产的百万美元以及 $49.3截至 2023 年 9 月 30 日，我们的应计费用和其他应付账款中的百万美元。

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其他承诺

我们在产品存储、轨道车辆支线和房地产方面签订了不可取消的协议。 下表汇总了截至2023年9月30日这些协议规定的未来最低付款额（以千计）：
截至3月31日的财政年度
2024 年（六个月）$8,018 
20253,867 
20261,370 
20271,362 
20281,315 
20291,248 
此后3,205 
总计$20,385 

注意事项 9—公平

合伙股权

合伙企业的股权包括 0.1% GP 利息和 a 99.9有限合伙人权益百分比，由普通单位组成。我们的全科医生有权但没有义务向合伙企业出资一定比例的资本，以维持其合伙企业 0.1% GP 利息。我们的全科医生无需担保或偿还我们的任何债务和债务。2023 年 9 月 30 日，我们拥有 8.69占我们全科医生的百分比。

暂停普通单位和优先单位分配

如附注7所述，我们的普通股董事会暂时暂停了所有分配（从截至2020年12月31日的季度开始的普通单位分配和从截至2021年3月31日的季度开始的优先单位分配），以去杠杆化我们的资产负债表并满足2026年优先担保票据契约中设定的财务业绩比率。

B 类首选单位

截至2023年9月30日，有 12,585,642我们的 B 类固定至浮动利率累积可赎回永久优先单位（“B 类优先单位”）未偿还的。

B类优先单位的当前分配利率为三个月伦敦银行同业拆借利率的浮动利率（截至2023年9月30日的季度为5.40％）加上7.213％的利差。自2023年7月3日起，在制定这些证券的分配利率时提及的伦敦银行同业拆借利率被取代 芝加哥商品交易所集团基准管理有限公司计算和公布的为期三个月的芝加哥商品交易所期限SOFR，外加0.26161％的期限利差调整，根据可调利率Rate（伦敦银行同业拆借利率）法案（“伦敦银行同业拆借利率法案”）以及实施伦敦银行同业拆借利率法的规则。在截至2023年9月30日的季度中，我们没有向B类优先单位的持有人申报或支付分配，因此2023年9月30日的季度分配额为美元0.8044自暂停以来，每个 B 类优先单位的累计分配为 $7.0047。此外，累计但未付的分配金额应继续按当时适用的利率累计，直到所有未缴分配款全部付清。截至2023年9月30日，到期的总金额为美元99.0百万。

C 类首选单位

截至2023年9月30日，有 1,800,000我们的 C 类固定至浮动利率累积可赎回永久优先单位（“C 类优先单位”）未偿还的。

C类优先单位的当前分配率为每单位25.00美元清算优先权的9.625％（相当于每年每单位2.41美元）。在截至2023年9月30日的季度中，我们没有向C类优先单位的持有人申报或支付分配，因此2023年9月30日的季度分配额为美元0.6016自暂停以来，每个 C 类优先单位的累计分配为 $6.6173。此外，累计但未付的分配金额应继续按当时适用的利率累计，直到所有未缴分配款全部付清。截至2023年9月30日，到期的总金额为美元13.3百万。

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在2024年4月15日及之后，C类优先单位的分配将按25.00美元清算优先权的百分比累积，等于适用的三个月伦敦银行同业拆借利率（或根据修订和重报的有限合伙协议（“合伙协议”）确定的替代利率）加上7.384％的利差。

D 类首选单位

截至2023年9月30日，有 600,000优先单位（“D 类优先单位”）和可行使的认股权证，合计购买 25,500,000普通单位突出。

下表汇总了截至2023年9月30日的未兑现认股权证：

发行日期和描述认股权证数量行使价格
2019年7月2日
溢价认股证10,000,000 $17.45 
面值认股证7,000,000 $14.54 
2019年10月31日
溢价认股证5,000,000 $16.28 
面值认股证3,500,000 $13.56 

所有未偿还的认股权证目前均可行使，任何未行使的认股权证将在发行之日十周年到期。认股权证将不参与现金分配。

D类优先单位的当前分配率为10.00％（相当于每年每1,000美元单位价值100.00美元），其中包括因合作协议中定义的D类分配付款违约而额外增加的0.50％。在截至2023年9月30日的季度中，我们没有向D类优先单位的持有人申报或支付分配，因此截至2023年9月30日的平均季度分配额为美元27.31自暂停以来，每个 D 类优先单位的平均累积分配为 $306.96。此外，累计但未付的分配金额应继续按当时适用的利率累计，直到所有未缴分配款全部付清。截至2023年9月30日，到期的总金额为美元208.9百万。

在2024年7月1日当天或之后，我们的D类优先单位的持有人可以不时选择根据浮动利率计算分配，浮动利率等于适用的三个月伦敦银行同业拆借利率（或根据合作协议确定的替代利率）加上7.00％的利差（“D类浮动利率”，定义见合作协议）。每次 D 类浮动利率选择的有效期至少为四个季度。

拖欠的优先单位分配总额

所有类别的优先单位拖欠的优先单位分配总额为 $321.2截至2023年9月30日，百万人。

基于股权的激励性薪酬

我们的全科医生采用了长期激励计划（“LTIP”），允许发放基于股权的薪酬。我们的全科医生向员工和董事发放了某些限制性单位，这些单位分批归属，前提是获奖者在归属日期之前必须继续服务（“服务奖”）。服务奖也可能在控制权变更时授予，由我们的全科医生董事会自行决定。 没有在归属期内，分配将累积到服务奖励中或从服务奖励中支付。LTIP 已于 2021 年 5 月 10 日到期。

下表汇总了截至2023年9月30日的六个月中的服务奖励活动：
加权平均值
授予日期
的数量公允价值
单位每单位
截至 2023 年 3 月 31 日的未归属服务奖励单位627,975 $2.15
没收的单位(21,250)$2.15
截至 2023 年 9 月 30 日的未归属服务奖励单位606,725 $2.15
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由于 LTIP 已于 2021 年 5 月 10 日到期，我们有 不在截至2023年9月30日的六个月内可供补助的普通单位。

截至2023年9月30日，有 606,725未归属的服务奖项预计将于 2023 年 11 月 15 日颁发。此外，任何当前未归属的服务奖励如果被没收或取消，将不适用于未来的资助。

服务奖励的估值为截至授予日的高/低销售价格的平均值减去归属期内预期分销流的现值，使用无风险利率。我们以直线方式记录整个奖励的必要期限（即在奖励最后一次单独归属部分的必要服务期内）内每项服务奖励的费用，确保在任何日期确认的补偿成本金额至少等于该日期归属的奖励中授予日期价值的部分。

在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月中，我们记录的与服务奖励相关的薪酬支出为美元0.4百万和美元0.5分别为百万。在截至2023年9月30日和2022年9月30日的六个月中，我们记录的与服务奖励单位相关的薪酬支出为美元0.9百万和美元1.0分别是百万。

对于截至2023年9月30日的未归属服务奖励，我们估计未来的支出为美元0.2我们预计到2023年11月15日将达到100万英镑。

注意 10—金融工具的公允价值

由于其短期性质，我们的现金和现金等价物、应收账款、应付账款、应计费用以及其他流动资产和负债（不包括衍生工具）的记账金额合理接近其公允价值。

商品衍生品

下表汇总了在指定日期未经审计的简明合并资产负债表中报告的我们的商品衍生品资产和负债的估计公允价值：
2023年9月30日2023年3月31日
衍生物
资产		衍生物
负债		衍生物
资产		衍生物
负债
（以千计）
1 级测量$81,411 $(19,185)$63,553 $(6,043)
2 级测量70,639 (50,159)25,128 (15,827)
152,050 (69,344)88,681 (21,870)
交易对手合约的净额结算 (1)(20,029)20,029 (6,670)6,670 
持有的净现金抵押品(51,239)(73)(47,686)(114)
商品衍生品$80,782 $(49,388)$34,325 $(15,314)
(1) 涉及预计将在交易所或通过与交易对手的主净额结算安排进行净结算的大宗商品衍生资产和负债。我们不符合正常购买正常销售交易条件的实物合约不受此类主净额结算安排的约束。

下表汇总了在指定日期未经审计的简明合并资产负债表中包括我们的商品衍生品资产和负债的账目：
2023年9月30日2023年3月31日
（以千计）
预付费用和其他流动资产$79,943 $33,875 
其他非流动资产839 450 
应计费用和其他应付账款(49,371)(14,752)
其他非流动负债(17)(562)
商品衍生资产净值$31,394 $19,011 

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未经审计的简明合并财务报表附注（续）

下表汇总了我们在指定日期的未平仓大宗商品衍生品合约头寸。我们不将这些衍生品视为套期保值。
合同结算周期净多头
（短）
名义单位
（桶装）		公允价值
的
净资产
（负债）
（以千计）
截至 2023 年 9 月 30 日：
原油固定价格 (1)2023 年 10 月至 2024 年 4 月(244)$57,216 
丙烷固定价格 (1)2023 年 10 月至 2025 年 3 月(649)1,280 
成品油固定价格 (1)2023 年 10 月至 2024 年 12 月(111)(3,159)
丁烷固定价格 (1)2023 年 10 月至 2024 年 4 月(638)2,384 
其他2023 年 10 月至 2024 年 9 月24,985 
82,706 
持有的净现金抵押品(51,312)
商品衍生资产净值$31,394 
2023 年 3 月 31 日：
原油固定价格 (1)2023 年 4 月至 2024 年 3 月1,069 $52,613 
丙烷固定价格 (1)2023 年 4 月至 2025 年 3 月(320)(4,047)
成品油固定价格 (1)2023 年 4 月至 2024 年 7 月(429)4,468 
丁烷固定价格 (1)2023 年 4 月至 2024 年 3 月(830)3,485 
其他2023 年 4 月至 2024 年 9 月10,292 
66,811 
持有的净现金抵押品(47,800)
商品衍生资产净值$19,011 
(1) 我们可能有固定价格的实物采购，包括库存，由浮动价格实物销售或浮动价格实物购买抵消，由固定价格的实物销售抵消。这些合约是我们签订的衍生品，作为对冲固定价格和浮动价格实物债务之间不匹配风险的经济对冲。

在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月中，我们录得净亏损美元13.9百万美元和净收益28.0从我们的大宗商品衍生品到未经审计的简明合并运营报表中的收入和销售成本分别为百万美元。在截至2023年9月30日和2022年9月30日的六个月中，我们录得净亏损美元1.0百万和美元13.1在未经审计的简明合并运营报表中，从我们的大宗商品衍生品到收入和销售成本分别为百万美元。

信用风险

我们认为我们的信贷政策可以最大限度地降低我们的整体信用风险，包括评估潜在交易对手的财务状况（包括信用评级）、某些情况下的抵押品要求以及使用行业标准的主净额结算协议，这些协议允许抵消某些交易的交易对手应收账款和应付账款余额。截至2023年9月30日，我们的主要交易对手是零售商、经销商、能源营销商、生产商、炼油商和经销商。交易对手的这种集中可能会对我们的整体信用风险敞口产生正面或负面影响，因为交易对手可能同样受到经济、监管或其他条件变化的影响。如果交易对手不履行合同，我们可能无法实现记录在未经审计的简明合并资产负债表中并在净收入中确认的金额。

利率风险

ABL Facility是浮动利率债务，其利率通常与最优惠利率或SOFR挂钩，SOFR是基于有担保隔夜融资利率的调整后前瞻性期限利率。2023 年 9 月 30 日，我们有 $156.0ABL 贷款下的百万未偿借款，加权平均利率为 8.27%.

B类优先单位的当前分配利率为三个月伦敦银行同业拆借利率的浮动利率（截至2023年9月30日的季度为5.40％）加上7.213％的利差。自2023年7月3日起，在制定这些证券的分配利率时提及的伦敦银行同业拆借利率被取代 根据计算结果，芝加哥商品交易所的三个月期限为SOFR；以及
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由芝加哥商品交易所集团基准管理有限公司发布，并根据以下规定进行了0.26161％的期限利差调整 伦敦银行同业拆借利率法案和实施伦敦银行同业拆借利率法案的规则。

在2024年4月15日及之后，C类优先单位的分配将按25.00美元清算优先权的百分比累积，等于适用的三个月伦敦银行同业拆借利率（或根据合伙协议确定的替代利率）加上7.384％的利差。在2024年7月1日或之后，我们的D类优先单位的持有人可以不时选择根据浮动利率计算分配，该浮动利率等于适用的三个月伦敦银行同业拆借利率（或根据合伙协议确定的替代利率）加上D类浮动利率。每次D类浮动利率选择应在选举后的至少四个季度内生效。

固定利率票据的公允价值

下表提供了我们截至2023年9月30日的固定利率票据的公允价值估算（以千计）：
2026 年高级担保票据$2,027,792 
2025 年笔记$274,545 
2026 年注意事项$306,706 

对于2026年优先担保票据、2025年票据和2026年票据，公允价值估算是根据公开交易报价制定的，将在公允价值层次结构中被归类为二级。

注意 11—细分市场

我们的业务组织为 三应报告的细分市场：(i) 水务解决方案、(ii) 原油物流和 (iii) 液体物流，与我们的首席运营决策者评估业绩和分配资源的方式一致。这些细分市场是根据不同的产品和服务、监管环境以及这些业务所需的专业知识确定的。我们的液体物流应申报部门包括根据所提供产品和服务的性质汇总的运营部门。这些细分市场的营业收入由首席运营决策者审查，以评估业绩并做出业务决策。区间交易根据各细分市场之间协商的价格进行记录，并在合并后予以消除。

有关我们应报告细分市场的产品和服务的讨论，请参阅注释1。我们的其余业务运营以 “公司及其他” 的形式列报，包括某些未分配给应报告细分市场的公司支出。 下表汇总了所示期间与我们的细分市场相关的收入：
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截至9月30日的三个月截至9月30日的六个月
2023202220232022
（以千计）
收入：
水解决方案：
主题 606 收入
处置服务费$159,389 $130,217 $307,413 $250,526 
出售回收的原油31,101 27,472 54,118 65,921 
出售水1,768 3,365 6,209 9,173 
其他服务收入4,720 3,856 10,387 5,369 
非主题 606 收入266 — 419 — 
水务解决方案的总收入197,244 164,910 378,546 330,989 
原油物流：
主题 606 收入
原油销售475,103 551,394 925,231 1,399,170 
原油运输及其他12,242 22,812 24,288 43,407 
非主题 606 收入2,505 1,827 4,883 3,686 
取消细分市场间销售(137)(1,250)(299)(6,109)
原油物流总收入489,713 574,783 954,103 1,440,154 
液体物流：
主题 606 收入
成品油销售620,323 635,758 1,198,362 1,384,437 
丙烷销售102,266 198,783 213,952 420,578 
丁烷销量105,920 151,716 176,078 352,192 
其他产品销售102,954 161,091 182,795 315,733 
服务收入5,519 3,661 6,838 6,643 
非主题 606 收入217,157 118,745 346,526 256,104 
液体物流总收入1,154,139 1,269,754 2,124,551 2,735,687 
总收入$1,841,096 $2,009,447 $3,457,200 $4,506,830 

在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月中，我们的液体物流收入包括美元31.6百万和美元60.3分别为百万美元的非美国收入，在截至2023年9月30日和2022年9月30日的六个月中，我们的液体物流收入包括美元51.2百万和美元102.0非美国收入分别为百万美元。

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下表汇总了所述期间按分部划分的折旧和摊销费用（包括计入利息支出、销售成本和运营费用中的摊销费用，附注6和附注7中的营业收入（亏损）。
截至9月30日的三个月截至9月30日的六个月
2023202220232022
（以千计）
折旧和摊销：
水解决方案$52,114 $51,388 $106,599 $101,298 
原油物流9,573 11,775 19,319 23,529 
液体物流2,448 3,465 5,727 6,914 
企业和其他5,653 5,814 11,353 11,669 
总计$69,788 $72,442 $142,998 $143,410 
营业收入（亏损）：
水解决方案$59,118 $47,128 $128,449 $100,733 
原油物流14,778 32,927 31,785 51,916 
液体物流23,577 1,653 31,408 28,293 
企业和其他(11,443)(12,938)(33,592)(24,909)
总计$86,030 $68,770 $158,050 $156,033 

下表汇总了所示期间按细分市场分列的不动产、厂房和设备以及无形资产的增加。这些信息是按权责发生制编制的，包括不动产、厂房和设备以及收购中获得的无形资产。
截至9月30日的三个月截至9月30日的六个月
2023202220232022
（以千计）
水解决方案$38,842 $40,862 $77,798 $81,697 
原油物流1,930 2,144 2,904 6,277 
液体物流4,597 2,419 8,690 3,805 
企业和其他465 383 534 750 
总计$45,834 $45,808 $89,926 $92,529 

下表按分部汇总了截至所示日期的长期资产、净资产（包括不动产、厂房和设备、商誉、无形资产和经营租赁使用权资产）和总资产：
2023年9月30日2023年3月31日
（以千计）
长期资产，净额：
水解决方案$2,742,444 $2,810,534 
原油物流848,992 870,999 
液体物流 (1)357,407 363,736 
企业和其他36,894 39,363 
总计$3,985,737 $4,084,632 
(1) 包括 $9.0百万和美元12.5截至2023年9月30日和2023年3月31日，分别有数百万笔非美国长期资产。

2023年9月30日2023年3月31日
（以千计）
总资产：
水解决方案$2,937,464 $3,009,869 
原油物流1,724,136 1,616,953 
液体物流 (1)910,349 774,221 
企业和其他55,966 55,101 
总计$5,627,915 $5,456,144 
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(1) 包括 $37.1百万和美元32.3截至2023年9月30日和2023年3月31日，非美国总资产分别为百万美元。

注意 12—与关联公司的交易

下表汇总了我们在指定期间的关联方交易：
截至9月30日的三个月截至9月30日的六个月
2023202220232022
（以千计）
从权益法被投资方处购买$419 $381 $905 $879 
从隶属于管理层的实体购买$— $— $100 $— 

在指定日期，来自关联公司的应收账款包括以下内容：
2023年9月30日2023年3月31日
（以千计）
NGL 能源控股有限责任公司$13,733 $11,688 
权益法被投资者1,302 673 
隶属于管理层的实体— 1 
总计$15,035 $12,362 

在指定日期，应付给关联公司的账款包括以下内容：
2023年9月30日2023年3月31日
（以千计）
权益法被投资者$43 $64 
隶属于管理层的实体1 1 
总计$44 $65 

其他关联方交易

KAIR2014 LLC（“KAIR2014”）的未偿贷款担保

关于购买我们的 50一家名为 KAIR2014 的飞机公司的百分比权益，我们为贷款人为 KAIR2014 的未偿贷款执行了连带担保。KAIR2014 的另一位所有者，我们的首席执行官 H. Michael Krimbill 也是类似担保的当事方。该担保使我们有义务偿还和履行 KAIR2014 的贷款，这笔贷款定于 2023 年 9 月到期。2023年9月1日，KAIR2014 签订了一项协议，将贷款的到期日延长至2028年9月1日。因此，我们和 H. Michael Krimbill 为贷款人签订了新的联合和多项担保，用于 KAIR2014 的未偿贷款。截至2023年9月30日，贷款的未偿余额约为美元2.1百万。每月付款，减少未付余额。由于我们的担保是连带担保，因此我们可以对贷款的全部未偿余额负责。这笔贷款由 KAIR2014 拥有的飞机抵押，如果出现违约，贷款人可以向我们寻求全额还款。截至2023年9月30日， 不已记录与我们的担保相关的应计金额。

注意 13—与客户签订合同的收入

我们将收入合同下服务和产品的收入确认为履行合同规定的服务或交付或销售产品的义务。我们在ASC 606范围内的收入合同主要具有单一履约义务，我们不收到大量的非现金对价。截至2023年9月30日，我们获得或履行收入合同的成本并不重要。

我们的大多数收入协议都在ASC 606的范围内，其余收入来自根据ASC 815记为衍生品的合约，或者分别包含ASC 845和ASC 842范围内的非货币交易所或租赁的合约。有关分类收入的详细信息，请参阅附注11。我们的液体物流板块根据ASC 815作为衍生品记账的合约收入包括美元57.1百万和美元58.8在截至2023年9月30日的三个月和六个月中，与这些合约按市值计价的变化分别有100万美元的净收益。
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剩余的履约义务

我们的大多数服务合同都规定，我们有权从客户那里获得报酬，其金额与我们迄今为止完成的业绩对客户的价值直接对应。因此，我们利用了ASC 606-10-55-18中的实际权宜之计，根据该权宜之计，我们将收入确认为我们有权开具发票的金额。运用这种实际权宜之计，我们无需披露分配给这些合同下剩余履约义务的交易价格。下表汇总了截至2023年9月30日此类合同的收入确认金额和时间（以千计）：
截至3月31日的财政年度
2024 年（六个月）$66,931 
202593,770 
202625,234 
202711,273 
20281,848 
2029860 
此后1,072 
总计 $200,988 

合同资产和负债

下表汇总了我们在指定日期的合同资产和负债余额：
2023年9月30日2023年3月31日
（以千计）
与客户签订的合同产生的应收账款$421,754 $425,760 
合同资产（当前）$— $10,050 

截至2023年3月31日的合同负债余额$14,520 
已收到并延期付款24,034 
在收入中确认的付款(9,674)
截至2023年9月30日的合同负债余额$28,880 

注意 14—租赁

承租人会计

我们的租赁活动主要包括产品存储、办公空间、房地产、轨道车辆和设备。

下表汇总了我们在所示期间租赁成本的组成部分：
截至9月30日的三个月截至9月30日的六个月
2023202220232022
（以千计）
经营租赁成本 (1)$11,971 $13,482 $24,083 $27,160 
可变租赁成本 (1)8,561 7,562 16,287 14,590 
短期租赁成本 (1)230 54 270 148 
融资租赁成本
使用权资产的摊销 (2)1 1 2 1 
租赁债务的利息 (3)3 2 6 2 
总租赁成本$20,766 $21,101 $40,648 $41,901 
(1) 包含在我们未经审计的简明合并运营报表中的运营费用中。
(2) 包含在我们未经审计的简明合并运营报表中的折旧和摊销费用中。
(3) 包含在我们未经审计的简明合并运营报表中的利息支出中。
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下表汇总了我们截至2023年9月30日的租赁义务的到期日（以千计）：
正在运营财务
截至3月31日的财政年度租赁租赁 (1)
2024 年（六个月）$21,842 $14 
202532,461 28 
202619,658 28 
202713,529 28 
202811,000 10 
20294,908 — 
此后25,365 — 
租赁付款总额128,763 108 
减去估算的利息(31,412)(24)
租赁债务总额$97,351 $84 
(1) 截至2023年9月30日，低于美元的短期融资租赁债务0.1百万美元包含在应计费用和其他应付账款以及长期融资租赁债务中0.1百万包含在其他非流动负债中。

下表汇总了所示期间与我们的租赁相关的补充现金流信息：
截至9月30日的六个月
20232022
（以千计）
补充现金流信息
为计量租赁债务所含金额支付的现金
经营租赁产生的运营现金流出$24,266 $27,074 
融资租赁产生的运营现金流出$6 $2 
融资租赁的融资现金流出$8 $2 
为换取租赁义务而获得的使用权资产
经营租赁$26,188 $7,846 
融资租赁$— $102 

出租人会计和转租

我们的出租人安排包括仓储和轨道车辆合同。我们还不时将我们的某些存储容量和轨道车辆转租给第三方。固定租金收入在租赁期内按直线法确认。在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月中，固定租金收入为美元4.3百万，其中包括 $1.1百万美元的转租收入，以及 $3.3百万，其中包括 $0.9分别为百万美元的转租收入。在截至2023年9月30日和2022年9月30日的六个月中，固定租金收入为美元8.7百万，其中包括 $2.1百万美元的转租收入，以及 $6.8百万，其中包括 $1.1转租收入分别为百万美元。

下表汇总了截至2023年9月30日根据各种不可取消的经营租赁协议将收到的未来最低租赁付款（以千计）：
截至3月31日的财政年度
2024 年（六个月）$8,617 
202510,244 
202610,507 
20279,244 
20286,293 
20291,795 
总计$46,700 

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注意 15—当前预期信用损失备抵金 (CECL)

亚利桑那州立大学2016-13年度要求确认某些金融资产的预期信用损失备抵金，以反映金融资产合同期限内当前的预期信用损失。估值备抵考虑了损失风险，即使是微不足道的，并考虑了过去的事件、当前状况以及合理和可支持的预测。

我们主要通过销售产品和服务以及第三方应收票据而遭受信贷损失。交易对手的支付能力是通过信贷流程评估的，信贷流程会考虑付款条件、交易对手的既定信用评级或我们对交易对手信用价值和其他风险的评估。我们可以要求预付款或抵押以降低信用风险。

我们将金融资产归入具有相似风险特征的交易对手池，以确定预期信用损失的备抵额。 在每个报告期，我们都会评估预期信用损失的风险是否发生了重大变化。在计算我们的预期信用损失准备金时考虑的定量和定性因素包括历史财务数据，包括注销和备抵金、当前状况、行业风险和当前信用评级。在实际的追回努力已经用尽而且没有合理的追回期望时，金融资产将全部或部分注销。随后收回的先前注销的款项记作预期信贷损失备抵额的增加。我们使用过期余额作为关键信贷质量指标来管理应收账款池。

下表汇总了我们在所示期间的预期信贷损失备抵额的变化：
应收账款-贸易应收票据及其他
（以千计）
截至2023年3月31日的余额$1,964 $48 
预期信贷损失准备金的变动(19)135 
从准备金中扣除的注销(105)— 
截至 2023 年 9 月 30 日的余额$1,840 $183 

注意 16—其他事项

出售某些水资源处置资产

2023 年 6 月 21 日，我们将伊格尔福特盆地的某些盐水处置资产出售给了第三方，总对价为 $3.0百万，其中 $0.05百万美元是现金，$2.95百万是应收贷款。应收贷款的利息基于最优惠利率，从2023年8月1日开始每月到期。应收贷款将于2025年12月31日到期。 我们记录了亏损 $5.4百万以内 资产处置损失或减值，净额 在我们未经审计的六个月简明合并运营报表中 已结束 2023年9月30日.

2023 年 7 月 25 日，我们签订了一项协议，终止了最低容量水处理合同，并将派恩代尔安蒂克莱盆地的某些盐水处置资产和无形资产出售给了第三方，总对价为 $8.7百万现金。买方还承担了与盐水处置资产相关的某些资产报废义务。在这笔交易中，对价是在终止水处理合同和根据资产的相对公允价值出售资产之间分配的。终止的合同包括到2025年12月31日的最低数量承诺。大约 $7.8总对价中的百万美元用于终止水处理合同并被确认为收入，其余的美元0.9百万美元用于出售资产。 我们记录了亏损 $21.1内有百万美元在售 资产处置损失或减值，净额 在我们未经审计的六个月简明合并运营报表中 已结束 2023年9月30日.

由于这些出售交易并不代表会对我们的运营或财务业绩产生重大影响的战略转变，因此与我们的水务解决方案板块的这些部分相关的业务未被归类为已终止业务。

出售某些液化天然气码头

2023 年 7 月 24 日，我们出售了 二将太平洋西北地区的液化天然气码头交给第三方，总对价为 $16.0百万现金。此外，作为本次交易的一部分，我们注销了分配给该交易的商誉，
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未经审计的简明合并财务报表附注（续）

终止了现有租约。 我们录得的收益为 $6.9百万以内 资产处置损失或减值，净额 在我们未经审计的六个月简明合并运营报表中 已结束 2023年9月30日.

由于此次出售交易并不代表会对我们的运营或财务业绩产生重大影响的战略转变，因此与我们的液体物流板块这部分相关的业务未被归类为已终止业务。

第 2 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析

以下是对截至2023年9月30日的三个月和六个月中NGL Energy Partners LP（“我们”、“我们的” 或 “合伙企业”）的财务状况和经营业绩的讨论。本讨论应与本10-Q表季度报告（“季度报告”）中包含的未经审计的简明合并财务报表及其附注以及我们向证券提交的截至2023年3月31日财年的10-K表年度报告（“年度报告”）中的第二部分第7项 “管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析” 以及经审计的合并财务报表及其附注一起阅读以及2023年5月31日的交易委员会（“SEC”）。

概述

我们是特拉华州的有限合伙企业。NGL 能源控股有限责任公司是我们的普通合伙人（“GP”）。截至2023年9月30日，我们的业务包括三个部门：水务解决方案、原油物流和液体物流。有关这些业务的进一步讨论，请参阅本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注1。

全球疫情、国际冲突和市场最新情况

自 2020 年 3 月以来，在过去的三年中，由于 COVID-19 疫情的影响，全球市场和大宗商品价格波动极大，2022 年 2 月开始的乌克兰战争以及当前始于 2023 年 10 月的以色列和哈马斯之间的冲突进一步影响了波动。尽管自疫情开始以来，我们已经看到大宗商品价格持续回升，但由于疫情、乌克兰战争、以色列和哈马斯之间的冲突以及已经发生或未来可能发生的任何经济衰退或萧条的不确定性，我们预计波动至少将在短期内持续甚至更长时间。这种波动可能会对原油、天然气、石油产品和工业产品的未来价格产生负面影响。

此外，如果我们看到2023财年的通货膨胀状况持续或加速，利率上升，供应链中断和劳动力市场紧张，那么在2024财年运营资产和执行资本项目的成本也可能增加。在 2023 财年，乌克兰战争可能加剧了通货膨胀和供应链限制，使 COVID-19 疫情后全球经济的反弹复杂化。为了遏制通货膨胀，美联储在2023财年、2023年5月以及最近一次是在2023年7月26日提高了利率。美联储可能会在2024财年实施额外增加，这将增加我们的ABL融资机制的成本（定义见此处）。另一方面，根据我们的合同，我们能够将反映生产者和/或消费者物价指数变化的加息转嫁给客户，这应该有助于抵消通货膨胀对我们成本的影响。

地震活动

在地下注入生产的水进行处置与德克萨斯州和新墨西哥州最近诱发的地震事件有关。尽管这些事件的规模相对较低，但行业和相关州监管机构仍在采取积极措施，努力防止类似的诱发地震事件。更具体地说，我们正在与其他处置运营商和相关州监管机构开展各种行业合作，努力收集和审查数据，增进对区域故障系统的理解，并最终制定和实施适当的长期缓解策略。作为这项工作的一部分，我们已经减少了某些设施的注入量，并在适当的情况下暂时关闭了设施。迄今为止，由于我们在受影响地区的综合系统的容量、处置设施的不同位置以及系统的连通性，我们处置产水的能力并未受到这些行动的重大影响，而且由于我们在受影响地区之外的独特定位，我们有能力扩大资产基础。

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合并经营业绩

下表汇总了我们所示期间未经审计的简明合并运营报表：
截至9月30日的三个月截至9月30日的六个月
2023202220232022
（以千计）
收入$1,841,096 $2,009,447 $3,457,200 $4,506,830 
销售成本1,578,448 1,764,120 2,957,777 4,019,131 
运营费用77,389 84,158 154,070 156,018 
一般和管理费用17,496 16,628 37,787 33,385 
折旧和摊销65,526 68,118 134,505 134,778 
资产处置或减值亏损，净额16,207 7,653 15,011 7,485 
营业收入86,030 68,770 158,050 156,033 
未合并实体的收益权益851 1,207 942 1,881 
利息支出(58,627)(68,297)(118,149)(135,608)
提前清偿负债的收益，净额63 2,479 6,871 4,141 
其他收入（支出），净额310 (15)616 631 
所得税前收入28,627 4,144 48,330 27,078 
所得税支出(342)(537)(482)(365)
净收入28,285 3,607 47,848 26,713 
减去：归属于非控股权益的净收益(257)(97)(519)(342)
归属于 NGL Energy Partners LP$28,028 $3,510 $47,329 $26,371 

影响我们财务业绩可比性的项目

由于大宗商品价格波动、收购、处置和其他交易，我们当前和未来的经营业绩可能无法与所述期间的历史经营业绩相提并论。我们截至2023年9月30日的三个月和六个月的经营业绩不一定代表未来时期或截至2024年3月31日的整个财政年度的预期经营业绩。

最近的事态发展

处置

以下交易影响了我们本财年和上一财年之间经营业绩的可比性。

正如先前报道的那样，2023年6月21日，我们出售了伊格尔福特盆地的某些盐水处置资产（见本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注16）。

2023 年 7 月 24 日，我们出售了 二太平洋西北地区的液化天然气码头（见本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注16）。

2023年7月25日，我们签订了一项协议，终止了最低容量的水处理合同，并出售了派恩代尔安蒂克莱盆地的某些盐水处置资产和无形资产（见本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注16）。

正如先前报道的那样，2023年3月30日，我们出售了原油海运资产，2023年3月31日，我们出售了米德兰盆地的某些盐水处置资产。

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截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月的分部经营业绩

水解决方案

下表汇总了我们水务解决方案部门在指定时期的经营业绩：
截至9月30日的三个月
20232022改变
（以千计，每桶和每天的数量除外）
收入：
水处理服务费 $154,751 $126,295 $28,456 
出售回收的原油31,101 27,472 3,629 
回收水947 2,962 (2,015)
其他收入10,445 8,181 2,264 
总收入197,244 164,910 32,334 
费用：
销售成本——不包括衍生品的影响2,952 1,964 988 
衍生损失（收益）4,472 (1,044)5,516 
运营费用 53,867 55,539 (1,672)
一般和管理费用 1,183 961 222 
折旧和摊销费用 52,053 51,327 726 
资产处置或减值亏损，净额23,599 9,035 14,564 
支出总额138,126 117,782 20,344 
分部营业收入$59,118 $47,128 $11,990 
生产的水处理量（每天桶）
特拉华盆地2,156,733 1,986,585 170,148 
鹰福特盆地138,509 112,337 26,172 
DJ 盆地146,124 153,766 (7,642)
其他盆地— 13,150 (13,150)
总计2,441,366 2,265,838 175,528 
再生水（每天桶）35,341 93,898 (58,557)
总计（每天桶）2,476,707 2,359,736 116,971 
出售的脱脂油（每天桶）4,378 3,216 1,162 
处理生产水的服务费（美元/桶）(1)$0.69 $0.61 $0.08 
回收原油用于生产水处理（美元/桶）(1)$0.14 $0.13 $0.01 
生产水处理的运营费用（美元/桶）(1)$0.24 $0.27 $(0.03)
(1) 在截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月中，加工的水桶总产量分别为224,605,594桶和208,457,135桶。这些金额不包括截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月中分别为20,763,928桶和12,592,473桶，与生产商就未交付的承诺产量支付的款项有关，下文将进一步讨论。

水处理服务费收入。增长的主要原因是主要来自特拉华盆地的合同客户处理的产出水量增加，2023财年签订的新合同的费用增加，以及对可中断的现货量收取的费用增加。此外，某些生产商为未交付的承诺量支付的款项也有所增加。生产水处理费（美元/桶）也受益于这些短缺补助金。此外，在2023年7月，我们进行了一项交易，在该交易中，由于最低容量水处理合同终止，收到的总对价的一部分分配给收入（见本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注16）。

回收的原油收入。增长的主要原因是，由于从增加的生产水处理中回收的脱脂油增加，脱脂油的销售量增加，以及由于管道规格收紧，本季度销售了上一季度末储存的约53,000桶脱脂油。

回收水收入。 来自回收水的收入包括销售用于客户竣工活动的生产水和再生水。减少的主要原因是与竣工时用水的时间相关的再生水量减少。
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其他收入。 其他收入主要包括微咸的非饮用水收入、供水管道收入、地表使用收入、固体处置收入和建筑项目补偿。增长的主要原因是建筑项目的报销额增加，以及新的客户合同导致苦咸非饮用水的销售增加。由于某些管道承诺收入将于2022年12月到期，输水管道收入减少，部分抵消了这些增长。

销售成本——不包括衍生品的影响。增加的主要原因是产生的费用将由生产商报销各个升压站的发电机和燃料费用。此外，在截至2023年9月30日的三个月中，我们为脱脂油的销售支付了卡车运输费用。

衍生损失（收益）。我们在水务解决方案板块中涉足衍生品，以防范我们在处理产水和出售回收的脱脂油时预计将回收的原油市场价格下跌的风险。在截至2023年9月30日的三个月中，我们的衍生品未实现净亏损为450万美元，衍生品已实现净亏损不到10万美元。在截至2022年9月30日的三个月中，我们的衍生品未实现净收益为430万美元，衍生品净已实现亏损为330万美元。

运营、一般和管理费用。减少的主要原因是，由于购买更少的化学品和更有效地使用化学品，化学品支出减少，以及由于回收的原油收入增加而在2023年9月退还遣散税，部分抵消了与往期相关的遣散税的降低。此外，在截至2022年9月30日的三个月中，我们增加了与两个地点火灾相关的污染修复和清理成本。公用事业支出和管理费用的增加部分抵消了与去年同期相比的减少。

折旧和摊销费用。增长的主要原因是，在截至2023年3月31日的财年和截至2023年9月30日的六个月中，新开发的设施和基础设施的折旧被某些长期资产的全额摊销或减值部分抵消。

资产处置或减值亏损，净额 在截至2023年9月30日的三个月中，我们录得净亏损2,120万美元，主要与出售某些资产有关，净亏损240万美元，与放弃某些资本项目和报废某些资产有关。在截至2022年9月30日的三个月中，我们记录了800万美元的减值费用，用于减记另一家盐水处置设施中闲置的盐水处置设施和设备的价值。我们还录得110万美元的净亏损，主要与放弃某些资本项目以及出售和报废某些其他杂项资产有关。
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原油物流

下表汇总了我们原油物流板块在指定时期的经营业绩：
截至9月30日的三个月
20232022改变
（以千计，每桶量除外）
收入：
原油销售$475,103 $551,394 $(76,291)
原油运输及其他14,747 24,639 (9,892)
总收入 (1)489,850 576,033 (86,183)
费用：   
销售成本——不包括衍生品的影响439,698 543,263 (103,565)
衍生损失（收益）15,366 (27,814)43,180 
运营费用9,946 14,934 (4,988)
一般和管理费用956 1,244 (288)
折旧和摊销费用9,573 11,775 (2,202)
资产处置收益或减值收益，净额(467)(296)(171)
支出总额475,072 543,106 (68,034)
分部营业收入$14,778 $32,927 $(18,149)
原油销量（桶）5,636 5,839 (203)
通过自有管道运输的原油（桶）6,484 6,600 (116)
原油储存容量——自有和租赁（桶）(2)5,232 5,232 — 
租赁给第三方的原油储存容量（桶）(2)2,250 1,501 749 
原油库存（桶）(2)660 660 — 
原油售出（美元/桶）$84.298 $94.433 $(10.135)
每售出原油的成本（美元/桶）(3)$78.016 $93.040 $(15.024)
原油产品利润率（美元/桶）(3)$6.282 $1.393 $4.889 
(1) 收入包括截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月中分别为10万美元和130万美元的细分市场间销售额，这些销售额已在我们未经审计的简明合并运营报表中扣除。
(2) 信息分别截至2023年9月30日和2022年9月30日发布。
(3) 每桶成本和产品利润率不包括衍生品的影响。

原油销售收入和销售成本——不包括衍生品的影响。 下降的主要原因是截至2023年9月30日的三个月中，与截至2022年9月30日的三个月相比，原油价格下跌，以及在截至2023年9月30日的三个月中，由于买入/卖出交易增加，销量减少。买入/卖出交易是指我们从交易对手那里购买产品并在不同的地点或时间向同一个交易对手出售相同数量的产品的交易。这些交易的收入、销售成本和交易量是扣除的。

在截至2023年9月30日的三个月中，大梅萨管道的实际产量平均为每天约7万桶，而在截至2022年9月30日的三个月中，每天约为72,000桶。对更高等级原油的需求减少以及由此导致的原油价格下跌导致DJ Basin的产量下降，从而减少了Grand Mesa的合同出货量。

在截至2023年9月30日的三个月中，原油销售的利润率与截至2022年9月30日的三个月相比有所增加，这是由于向价格上涨的市场出售了价格较低的库存。在截至2022年9月30日的三个月中，我们经历了相反的情况，即我们向价格下跌的市场出售价格较高的库存。

衍生损失（收益）。 在截至2023年9月30日的三个月中，我们的销售成本包括原油价格下跌推动的1,080万美元的衍生品已实现净亏损，以及460万美元的衍生品未实现净亏损。截至2023年9月30日的三个月的先前金额包括940万美元的已实现净收益和480万美元的未实现净亏损，这些亏损与我们对冲CMA差额表相关的衍生工具有关，定义和讨论见下文 “非公认会计准则财务指标”。我们在截至的三个月中的销售成本
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2022年9月30日包括原油价格下跌推动的2320万美元衍生品已实现净收益，以及460万美元的衍生品未实现净收益。截至2022年9月30日的三个月中，该金额包括880万美元的已实现净收益和650万美元的未实现净收益，这些收益与我们的CMA差额对冲相关的衍生工具相关的未实现净收益。

原油运输和其他收入。 下降的主要原因是我们的海事资产于2023年3月30日出售。

运营、一般和管理费用。下降的主要原因是我们的海事资产于2023年3月30日出售。

折旧和摊销费用。 下降的主要原因是我们在2023年3月30日出售了海上资产，以及在截至2023年3月31日的三个月中，某些码头资产的减值降低了折旧基础。

资产处置收益或减值收益，净额。在截至2023年9月30日的三个月中，我们录得50万美元的净收益，这主要是由于某些资产的出售和报废。在截至2022年9月30日的三个月中，我们录得30万美元的净收益，这主要是由于某些资产的出售和报废。


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液体物流

下表汇总了我们的液体物流板块在指定时期的经营业绩：
截至9月30日的三个月
20232022改变
（以千计，每加仑量除外）
成品油销售额：
收入——不包括衍生品的影响 $620,323 $635,758 $(15,435)
销售成本——不包括衍生品的影响 614,709 629,166 (14,457)
衍生损失（收益）76 (479)555 
产品利润5,538 7,071 (1,533)
丙烷销量：
收入102,795 199,536 (96,741)
销售成本——不包括衍生品的影响95,421 198,046 (102,625)
衍生品损失2,790 12,750 (9,960)
产品利润（亏损）4,584 (11,260)15,844 
丁烷销量：
收入106,301 152,213 (45,912)
销售成本——不包括衍生品的影响94,880 159,484 (64,604)
衍生损失（收益）1,509 (10,791)12,300 
产品利润9,912 3,520 6,392 
 
其他产品销售：
收入——不包括衍生品的影响260,833 285,742 (24,909)
销售成本——不包括衍生品的影响259,519 269,529 (10,010)
衍生增益(6,938)(614)(6,324)
产品利润8,252 16,827 (8,575)
服务收入：
收入6,829 4,946 1,883 
销售成本454 351 103 
产品利润6,375 4,595 1,780 
费用：
运营费用13,576 13,685 (109)
一般和管理费用2,050 1,967 83 
折旧和摊销费用2,383 3,396 (1,013)
资产处置或减值（收益）亏损，净额(6,925)52 (6,977)
支出总额11,084 19,100 (8,016)
分部营业收入 $23,577 $1,653 $21,924 
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截至9月30日的三个月
20232022改变
（以千计，每加仑量除外）
液化天然气和成品油储存容量——自有和租赁（加仑）(1)157,589 167,559 (9,970)
销售的精炼产品（加仑）209,919 186,031 23,888 
成品油销售量（美元/加仑） $2.955 $3.417 $(0.462)
每售出一件精炼产品的成本（美元/加仑）(2)$2.928 $3.382 $(0.454)
成品油产品利润率（美元/加仑）(2)$0.027 $0.035 $(0.008)
成品油库存（加仑）(1)707 1,990 (1,283)
丙烷销量（加仑）129,988 169,775 (39,787)
丙烷已售出（美元/加仑）$0.791 $1.175 $(0.384)
每售出丙烷的成本（美元/加仑）(2)$0.734 $1.167 $(0.433)
丙烷产品利润率（美元/加仑）(2)$0.057 $0.008 $0.049 
丙烷库存（加仑）(1)115,491 101,880 13,611 
丁烷销量（加仑）108,085 111,551 (3,466)
丁烷已售出（美元/加仑）$0.983 $1.365 $(0.382)
每售出一丁烷的成本（美元/加仑）(2)$0.878 $1.430 $(0.552)
丁烷产品利润率（亏损）（美元/加仑）(2)$0.105 $(0.065)$0.170 
丁烷库存（加仑）(1)92,651 84,928 7,723 
其他已售产品（加仑）100,389 104,979 (4,590)
其他已售商品（美元/加仑）$2.598 $2.722 $(0.124)
每售出其他产品的成本（美元/加仑）(2)$2.585 $2.567 $0.018 
其他产品产品利润率（美元/加仑）(2)$0.013 $0.155 $(0.142)
其他产品库存（加仑）(1)18,012 33,653 (15,641)
(1) 信息分别截至2023年9月30日和2022年9月30日发布。
(2) 每加仑的成本和产品利润率（亏损）不包括衍生品的影响。

成品油销售收入和销售成本——不包括衍生品的影响。 在截至2023年9月30日的三个月中，不包括衍生品的影响，收入和销售成本的下降，是由于我们在某些市场增加了新的供应和客户合同，大宗商品价格的下跌被销量的增加部分抵消了下来。

在截至2023年9月30日的三个月中，不包括衍生品影响在内的成品油产品利润率有所下降。随着供应问题的解决和供需平衡的恢复，一些市场的更高利润率恢复正常。此外，由于我们的一家主要供应商将供应短缺重新分配给其品牌业务，一些关键市场的销量有所下降。

成品油衍生品亏损（收益）。 在截至2023年9月30日的三个月中，我们的成品油产品利润率包括10万美元的已实现亏损，截至2022年9月30日的三个月中，包括50万美元的已实现收益。

丙烷销售收入和销售成本——不包括衍生品的影响。 收入和销售成本的下降，不包括衍生品的影响，是由于截至2023年9月30日的三个月中丙烷价格下跌。在截至2023年9月30日的三个月中，丙烷销量有所下降，原因是终端表现不佳，在截至2023年9月30日的三个月中出售了太平洋西北地区的两个码头，失去了某些供应合同，以及专注于利润更高的市场。

在截至2023年9月30日的三个月中，由于我们向价格上涨的市场出售了价格较低的库存，丙烷产品利润率（不包括衍生品的影响）有所增加。在过去的一年中，价格较高的库存被出售到价格下跌的市场。

丙烷衍生物损失。在截至2023年9月30日的三个月中，我们的丙烷销售批发成本包括90万美元的衍生品未实现净收益和370万美元的衍生品已实现净亏损。在截至2022年9月30日的三个月中，我们的丙烷销售批发成本包括1190万美元的未实现净额
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衍生品亏损和80万美元的衍生品已实现净亏损。

丁烷销售收入和销售成本——不包括衍生品的影响。 收入和销售成本的下降，不包括衍生品的影响，是由于大宗商品价格下跌。

在截至2023年9月30日的三个月中，丁烷产品利润率（不包括衍生品的影响）与截至2022年9月30日的三个月相比有所增加，这主要是由于本年度对丁烷混合的需求增加。去年，由于我们在季节开始时签约购买的产品与在折扣市场购买的产品竞争，我们受到了较低的位置差异的负面影响。此外，我们记录了较低的成本或可变现价值费用，以减少上一年度的库存价值。

丁烷衍生物损失（收益）。 在截至2023年9月30日的三个月中，我们的丁烷销售成本包括450万美元 衍生品未实现净亏损和310万美元的衍生品已实现净收益。在截至2022年9月30日的三个月中，我们的丁烷销售成本包括870万美元的衍生品未实现净收益和200万美元的衍生品已实现净收益。

其他产品的销售收入和销售成本——不包括衍生品的影响。收入和销售成本的下降，不包括衍生品的影响，主要是由于截至2023年9月30日的三个月中，与截至2022年9月30日的三个月相比，市场价格下跌。去年价格上涨时，我们签订了长期生物柴油合同，将在本期交付。由于环境保护署（“EPA”）可再生燃料标准（“RFS”）的最终规定降低了混合生物柴油的所需量，从而增加了市场的供应量，生物柴油的市场价格下跌。此外，与去年同期相比，本期天然汽油的价格和销量也有所下降。天然汽油产量的减少是由于某些合同的丢失。本期可再生识别码（“RIN”）销售量的增加部分抵消了这些下降。

如上所述，在截至2023年9月30日的三个月中，其他产品销售产品利润率（不包括衍生品的影响）比上年有所下降，这主要是由于长期合同变得不利。上一季度的利润率受益于优惠的供应合同。

其他产品衍生收益。 在截至2023年9月30日的三个月中，我们的其他产品衍生品包括50万美元的衍生品未实现净收益和640万美元的衍生品已实现净收益。在截至2022年9月30日的三个月中，我们的其他产品衍生品包括90万美元的衍生品未实现净亏损和150万美元的衍生品已实现净收益。

服务收入和销售成本。该收入包括仓储、码头和运输服务收入。在截至2023年9月30日的三个月中，收入比上年有所增加，这是由于最低批量承诺账单为470万美元，但在截至2023年9月30日的三个月中，由于码头闲置以及太平洋西北地区两个航站楼的出售，终端收入的减少部分抵消了这一点。

运营、一般和管理费用。在截至2023年9月30日的三个月中，运营、一般和管理费用与截至2022年9月30日的三个月一致。

折旧和摊销费用。在截至2023年9月30日的三个月中，下降的原因是截至2023年6月30日，客户关系无形资产已全部摊销。

（收益）处置资产或减值亏损，净额。在截至2023年9月30日的三个月中，我们在2023年7月出售两个航站楼的净收益为690万美元。在截至2022年9月30日的三个月中，我们录得10万美元的净亏损，这主要是由于出售某些资产。

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目录

企业和其他

“公司及其他” 中的营业亏损包括所示期间的以下组成部分：
截至9月30日的三个月
20232022改变
（以千计）
销售成本
衍生增益$(3,381)$— $(3,381)
费用：
一般和管理费用13,307 12,456 851 
折旧和摊销费用1,517 1,620 (103)
资产处置收益或减值收益，净额— (1,138)1,138 
支出总额14,824 12,938 1,886 
营业亏损$(11,443)$(12,938)$1,495 

销售成本-衍生收益。 在截至2023年9月30日的三个月中，我们的销售成本包括260万美元的衍生品已实现净收益和80万美元的衍生品未实现净收益。正如我们在上一财年所经历的那样，我们采取了经济套期保值措施，以保护我们的流动性头寸和杠杆作用，大宗商品价格大幅上涨推动了我们的营运资金需求，从而影响了我们在大宗商品价格疲软之前减少绝对负债的能力。这些职位将在2023年11月至2024年3月之间到期。

一般和管理费用。 在截至2023年9月30日的三个月中，支出有所增加，这是由于我们向保险公司支付了费用，以免将来对与以前的原油海运业务（我们在2023年3月30日出售）相关的赔偿保单进行任何补充征收费，以及保险费增加。我们还承担了更高的法律费用。这些增长被付款时间导致的激励性薪酬支出减少所抵消。去年，激励性薪酬是在截至2022年9月30日的三个月内支付的，而在本财年，激励性薪酬是在截至2023年6月30日的三个月内支付的。

折旧和摊销费用。 截至2023年9月30日的三个月中，折旧和摊销费用与截至2022年9月30日的三个月一致。

资产处置收益或减值收益，净额. 在截至2022年9月30日的三个月中，我们以130万美元的收益出售了一架飞机，这部分被预付2023年7月31日到期的应收贷款的亏损所抵消。

未合并实体收益中的权益

在截至2023年9月30日的三个月中，未合并实体的收益权益为90万美元，而截至2022年9月30日的三个月中为120万美元。在截至2023年9月30日的三个月中，减少了30万美元，这主要是由于与特定土地和水务业务相关的某些会员权益的收入减少。

41
目录

利息支出

下表汇总了我们在所示期间的合并利息支出的组成部分：
截至9月30日的三个月
20232022改变
（以千计）
优先担保票据$38,437 $38,437 $— 
高级无抵押票据10,297 20,284 (9,987)
循环信贷额度5,203 4,662 541 
其他债务554 720 (166)
债务利息支出总额54,491 64,103 (9,612)
债务发行成本的摊销4,136 4,194 (58)
利息支出总额$58,627 $68,297 $(9,670)

在截至2023年9月30日的三个月中，债务利息支出减少了960万美元，这主要是由于在上一年度回购了2023年到期的7.5％的优先无抵押票据（“2023年票据”），2023年3月31日赎回了2023年剩余的2023年票据，以及在截至2023年6月30日的三个月中回购了2025年到期的6.125％的未偿优先无抵押票据（“2025年票据”）的一部分，详见详情本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注7。本年度我们循环信贷额度的利率上调部分抵消了这一下降。

提前清偿负债后的收益，净额

在截至2023年9月30日的三个月中，提前清偿负债的净收益为10万美元，而截至2022年9月30日的三个月中，净收益为250万美元。在截至2023年9月30日的三个月中，先前注销的10万美元债务发行成本被冲销。在截至2022年9月30日的三个月中，净收益（包括注销的债务发行成本）与部分未偿还的优先无抵押票据（定义见此处）的提前偿还有关。有关进一步讨论，请参阅本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注7。

其他收入（支出），净额

在截至2023年9月30日的三个月中，扣除30万美元的其他收入主要包括应收贷款的利息收入（有关进一步讨论，请参阅本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注2）。在截至2022年9月30日的三个月中，扣除不到10万美元的其他支出主要是2020财年收购中收购的资产的结算亏损，部分被与破产和解相关的收益所抵消。

所得税支出

在截至2023年9月30日的三个月中，所得税支出为30万美元，而在截至2022年9月30日的三个月中，所得税支出为50万美元。有关进一步讨论，请参阅本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注2。

非控股权益

非控股权益代表某些合并子公司中由第三方拥有的部分。在截至2023年9月30日的三个月中，非控制性利息收入为30万美元，而截至2022年9月30日的三个月中，非控制性利息收入为10万美元。在截至2023年9月30日的三个月中，这一增长主要是由于在截至2023年9月30日的三个月中，某些水解决方案业务的收入增加。

42
目录

的分部经营业绩 截至2023年9月30日和2022年9月30日的六个月

水解决方案

下表汇总了我们水务解决方案部门在指定时期的经营业绩：
截至9月30日的六个月
20232022改变
（以千计，每桶和每天的数量除外）
收入：
水处理服务费 $297,703 $240,178 $57,525 
出售回收的原油54,118 65,921 (11,803)
回收水5,167 7,372 (2,205)
其他收入21,558 17,518 4,040 
总收入378,546 330,989 47,557 
费用：
销售成本——不包括衍生品的影响5,521 6,782 (1,261)
衍生品损失4,472 4,363 109 
运营费用 108,949 103,736 5,213 
一般和管理费用 2,361 4,224 (1,863)
折旧和摊销费用 106,476 101,175 5,301 
资产处置或减值亏损，净额22,318 9,976 12,342 
支出总额250,097 230,256 19,841 
分部营业收入$128,449 $100,733 $27,716 
生产的水处理量（每天桶）
特拉华盆地2,154,906 1,937,179 217,727 
鹰福特盆地135,737 105,463 30,274 
DJ 盆地157,745 152,057 5,688 
其他盆地1,481 15,505 (14,024)
总计2,449,869 2,210,204 239,665 
再生水（每天桶）67,213 115,294 (48,081)
总计（每天桶）2,517,082 2,325,498 191,584 
出售的脱脂油（每天桶）4,046 3,584 462 
处理生产水的服务费（美元/桶）(1)$0.66 $0.59 $0.07 
回收原油用于生产水处理（美元/桶）(1)$0.12 $0.16 $(0.04)
生产水处理的运营费用（美元/桶）(1)$0.24 $0.26 $(0.02)
(1) 总产量 在截至2023年9月30日和2022年9月30日的六个月中，处理的水桶分别为448,325,889和404,467,330桶。这些金额不包括截至2023年9月30日和2022年9月30日的六个月中分别为23,873,967桶和12,585,351桶，与生产商就未交付的承诺产量支付的款项有关，下文将进一步讨论。

水处理服务费收入。增长的主要原因是主要来自特拉华盆地的合同客户处理的产出水量增加，2023财年签订的新合同的费用增加，以及对可中断的现货量收取的费用增加。此外，某些生产商为未交付的承诺量支付的款项也有所增加。生产水处理费（美元/桶）也受益于这些短缺补助金。此外，在2023年7月，我们进行了一项交易，在该交易中，由于最低容量水处理合同终止，收到的总对价的一部分分配给收入（见本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注16）。

回收的原油收入。下降的主要原因是出售脱脂油桶获得的已实现原油价格降低，部分被出售的脱脂油桶所抵消，这是由于从增加的水处理中回收的脱脂油增加所致，以及由于管道规格收紧导致截至2023年3月31日储存的脱脂油在本财年销售了约33,480桶脱脂油。

回收水收入。 减少的主要原因是与竣工时用水的时间相关的再生水量减少。
43
目录


其他收入。 增长的主要原因是建筑项目的报销额增加和地表使用收入的增加。由于某些管道承诺收入将于2022年12月到期，以及与我们的客户从微咸非饮用水过渡到再生水的时间相关的咸水非饮用水的销售减少，部分抵消了这些增长。

销售成本——不包括衍生品的影响。下降的主要原因是联合营销协议终止，为满足客户需求而从第三方购买的咸味非饮用水减少了。这一减少被生产商报销各个升压站的发电机和燃料费用所产生的成本部分抵消。此外，在截至2023年9月30日的三个月中，我们为脱脂油的销售支付了卡车运输费用。

衍生品损失。在截至2023年9月30日的六个月中，我们的衍生品未实现净亏损为450万美元，衍生品已实现净亏损不到10万美元。在截至2022年9月30日的六个月中，我们的衍生品未实现净收益为450万美元，衍生品净已实现亏损为880万美元。

运营、一般和管理费用。增长的主要原因是由于产出的水处理量增加，运营费用增加。这一增长被遣散税的降低部分抵消，这是由于回收的原油收入减少所致，2023年9月与前期相关的遣散税退款以及较低的法律和管理成本所部分抵消。

折旧和摊销费用。增长的主要原因是，在截至2023年3月31日的财年和截至2023年9月30日的六个月中，新开发的设施和基础设施的折旧被某些长期资产的全额摊销或减值部分抵消。

资产处置或减值亏损，净额。在截至2023年9月30日的六个月中，我们录得1,620万美元的净亏损，主要与出售某些资产有关，净亏损610万美元，与放弃某些资本项目和报废某些资产有关。在截至2022年9月30日的六个月中，我们记录了800万美元的减值费用，用于减记另一家盐水处置设施中闲置的盐水处置设施和设备的价值。我们还录得160万美元的净亏损，主要与放弃某些资本项目以及出售和报废某些其他杂项资产有关，还有50万美元的亏损与终止联合营销协议有关。

44
目录

原油物流

下表汇总了我们原油物流板块在指定时期的经营业绩：
截至9月30日的六个月
20232022改变
（以千计，每桶量除外）
收入：
原油销售$925,231 $1,399,170 $(473,939)
原油运输及其他29,171 47,093 (17,922)
总收入 (1)954,402 1,446,263 (491,861)
费用：   
销售成本——不包括衍生品的影响872,379 1,344,625 (472,246)
衍生损失（收益）8,146 (1,947)10,093 
运营费用20,409 27,122 (6,713)
一般和管理费用1,935 2,574 (639)
折旧和摊销费用19,319 23,529 (4,210)
资产处置或减值亏损（收益），净额429 (1,556)1,985 
支出总额922,617 1,394,347 (471,730)
分部营业收入$31,785 $51,916 $(20,131)
原油销量（桶）11,643 13,473 (1,830)
通过自有管道运输的原油（桶）13,047 13,770 (723)
原油储存容量——自有和租赁（桶）(2)5,232 5,232 — 
租赁给第三方的原油储存容量（桶）(2)2,250 1,501 749 
原油库存（桶）(2)660 660 — 
原油售出（美元/桶）$79.467 $103.850 $(24.383)
每售出原油的成本（美元/桶）(3)$74.927 $99.801 $(24.874)
原油产品利润率（美元/桶）(3)$4.540 $4.049 $0.491 
(1) 收入包括截至2023年9月30日和2022年9月30日的六个月中分别为30万美元和610万美元的细分市场间销售额，这些销售额已在我们未经审计的简明合并运营报表中扣除。
(2) 信息分别截至2023年9月30日和2022年9月30日发布。
(3) 每桶成本和产品利润率不包括衍生品的影响。

原油销售收入和销售成本——不包括衍生品的影响。 下降的主要原因是，在截至2023年9月30日的六个月中，原油价格与截至2022年9月30日的六个月相比有所下降，销量减少的主要原因是DJ Basin在截至2023年9月30日的六个月中产量减少以及买入/卖出交易增加。

在截至2023年9月30日的六个月中，大梅萨管道的实际产量平均为每天约7.1万桶，而在截至2022年9月30日的六个月中，每天约为7.5万桶。对更高等级原油的需求减少以及由此导致的原油价格下跌导致DJ Basin的产量下降，从而减少了Grand Mesa的合同出货量。

如上所述，在截至2023年6月30日的六个月中，由于销量减少，利润率下降，但被每桶利润率的增加所抵消。在截至2023年6月30日的三个月中，由于价格较高的库存被出售到价格下跌的市场，每桶利润率有所下降。在截至2023年9月30日的三个月中，由于向价格上涨的市场出售了价格较低的库存，每桶利润率有所增加。在过去的一年中，我们经历了相反的情况，因为在截至2022年6月30日的三个月中，我们在价格上涨的市场中出售了价格较低的库存，但在截至2022年9月30日的三个月中，我们向价格下跌的市场出售了价格较高的库存。原油产品利润率的计算不包括可能抵消实物利润率变动的衍生品收益和损失。

衍生损失（收益）。在截至2023年9月30日的六个月中，我们的销售成本包括原油价格上涨推动的150万美元衍生品已实现净收益，以及970万美元的衍生品未实现净亏损。截至2023年9月30日的六个月的先前金额包括70万美元的已实现净收益和未实现净收益
45
目录

与下文 “非公认会计准则财务指标” 下定义和讨论的CMA差额对冲相关的衍生工具的40万美元收益。在截至2022年9月30日的六个月中，我们的销售成本包括原油价格上涨推动的衍生品已实现净亏损5,360万美元，以及衍生品未实现净收益5,560万美元。截至2022年9月30日的六个月中，该金额包括3,750万美元的已实现净亏损和与我们的CMA差额对冲相关的衍生工具相关的未实现净收益3,600万美元。

原油运输和其他收入。 下降的主要原因是我们的海事资产于2023年3月30日出售。

运营、一般和管理费用。下降的主要原因是我们在2023年3月30日出售了海上资产。此外，该期间还受益于较低的激励性薪酬支出以及较低的维修和维护费用。

折旧和摊销费用。 下降的主要原因是我们的海事资产于2023年3月30日出售。

资产处置或减值亏损（收益），净额。在截至2023年9月30日的六个月中，我们录得40万美元的净亏损，这主要是由于某些资产的出售和报废。在截至2022年9月30日的六个月中，我们录得160万美元的净收益，这主要是由于某些资产的出售和报废。
46
目录

液体物流

下表汇总了我们的液体物流板块在指定时期的经营业绩：
截至9月30日的六个月
20232022改变
（以千计，每加仑量除外）
成品油销售额：
收入——不包括衍生品的影响 $1,198,362 $1,384,437 $(186,075)
销售成本——不包括衍生品的影响 1,179,889 1,367,240 (187,351)
衍生品损失187 573 (386)
产品利润18,286 16,624 1,662 
丙烷销量：
收入215,045 422,110 (207,065)
销售成本——不包括衍生品的影响205,905 410,335 (204,430)
衍生品损失 681 10,818 (10,137)
产品利润8,459 957 7,502 
丁烷销量：
收入176,541 352,807 (176,266)
销售成本——不包括衍生品的影响168,940 359,703 (190,763)
衍生增益(4,978)(18,923)13,945 
产品利润12,579 12,027 552 
其他产品销售：
收入——不包括衍生品的影响466,624 580,748 (114,124)
销售成本——不包括衍生品的影响464,970 536,281 (71,311)
衍生物（收益）损失(8,337)18,191 (26,528)
产品利润9,991 26,276 (16,285)
服务收入：
收入9,228 9,084 144 
销售成本717 698 19 
产品利润8,511 8,386 125 
费用：
运营费用24,712 25,160 (448)
一般和管理费用3,845 3,988 (143)
折旧和摊销费用5,597 6,777 (1,180)
资产处置或减值（收益）亏损，净额(7,736)52 (7,788)
支出总额26,418 35,977 (9,559)
分部营业收入$31,408 $28,293 $3,115 
47
目录

截至9月30日的六个月
20232022改变
（以千计，每加仑量除外）
液化天然气和成品油储存容量——自有和租赁（加仑）(1)157,589 167,559 (9,970)
销售的精炼产品（加仑）430,006 374,657 55,349 
成品油销售量（美元/加仑） $2.787 $3.695 $(0.908)
每售出一件精炼产品的成本（美元/加仑）(2)$2.744 $3.649 $(0.905)
成品油产品利润率（美元/加仑）(2)$0.043 $0.046 $(0.003)
成品油库存（加仑）(1)707 1,990 (1,283)
丙烷销量（加仑）269,741 334,619 (64,878)
丙烷已售出（美元/加仑）$0.797 $1.261 $(0.464)
每售出丙烷的成本（美元/加仑）(2)$0.763 $1.226 $(0.463)
丙烷产品利润率（美元/加仑）(2)$0.034 $0.035 $(0.001)
丙烷库存（加仑）(1)115,491 101,880 13,611 
丁烷销量（加仑）186,574 232,076 (45,502)
丁烷已售出（美元/加仑）$0.946 $1.520 $(0.574)
每售出一丁烷的成本（美元/加仑）(2)$0.905 $1.550 $(0.645)
丁烷产品利润率（亏损）（美元/加仑）(2)$0.041 $(0.030)$0.071 
丁烷库存（加仑）(1)92,651 84,928 7,723 
其他已售产品（加仑）191,488 198,616 (7,128)
其他已售商品（美元/加仑）$2.437 $2.924 $(0.487)
每售出其他产品的成本（美元/加仑）(2)$2.428 $2.700 $(0.272)
其他产品产品利润率（美元/加仑）(2)$0.009 $0.224 $(0.215)
其他产品库存（加仑）(1)18,012 33,653 (15,641)
(1) 信息分别截至2023年9月30日和2022年9月30日发布。
(2) 每加仑的成本和产品利润率（亏损）不包括衍生品的影响。

成品油销售收入和销售成本——不包括衍生品的影响。 在截至2023年9月30日的六个月中，不包括衍生品的影响，收入和销售成本的下降，是由于我们在某些市场增加了新的供应和客户合同，大宗商品价格的下跌被销量的增加部分抵消了下来。

在截至2023年9月30日的六个月中，由于供应问题得到解决和供需平衡的恢复，部分市场的更高利润率恢复正常，不包括衍生品的影响，成品油产品的利润率有所下降。

成品油衍生品损失。 在截至2023年9月30日的六个月中，我们的成品油产品利润率包括20万美元的已实现亏损，而在截至2022年9月30日的六个月中，我们的成品油产品利润率包括60万美元的已实现亏损。

丙烷销售收入和销售成本——不包括衍生品的影响。收入和销售成本的下降，不包括衍生品的影响，是由于截至2023年9月30日的六个月中丙烷价格下跌。在截至2023年9月30日的六个月中，丙烷销量有所下降，原因是终端表现不佳，在截至2023年9月30日的三个月中出售了太平洋西北地区的两个码头，失去了某些供应合同，以及专注于利润更高的市场。

丙烷产品利润率，不包括衍生品的影响， 在截至2023年9月30日的六个月中，与截至2022年9月30日的六个月相比，一直保持稳定。

丙烷衍生物损失。 我们的丙烷销售批发成本包括320万美元 在截至2023年9月30日的六个月中，衍生品未实现净收益和390万美元的衍生品已实现净亏损。在截至2022年9月30日的六个月中，我们的丙烷销售批发成本包括1190万美元的衍生品未实现净亏损和110万美元的衍生品已实现净收益。
48
目录


丁烷销售收入和销售成本——不包括衍生品的影响。 收入和销售成本的下降主要是由于丁烷价格的下跌。下降也是由于上半年现货需求疲软、出口需求疲软以及重要客户改变策略导致销量减少。

在截至2023年9月30日的六个月中，丁烷产品利润率（不包括衍生品的影响）与截至2022年9月30日的六个月相比有所增加，这主要是由于对丁烷混合物的需求增加。去年，由于我们在季节开始时签约购买的产品与在折扣市场购买的产品竞争，我们受到了较低的位置差异的负面影响。此外，我们记录了较低的成本或可变现价值费用，以减少上一年度的库存价值。

丁烷衍生物增益。 在截至2023年9月30日的六个月中，我们的丁烷销售成本包括230万美元 衍生品未实现净收益和270万美元的衍生品已实现净收益。在截至2022年9月30日的六个月中，我们的丁烷销售成本包括1,480万美元的衍生品未实现净收益和410万美元的衍生品已实现净收益。

其他产品销售收入和销售成本——不包括衍生品的影响。 收入和销售成本的下降，不包括衍生品的影响，主要是由于截至2023年9月30日的六个月中市场价格与去年同期相比下跌。由于EPA的RFS最终规定降低了混合所需的生物柴油量，从而增加了市场的供应量，生物柴油的市场价格下跌。随着价格的降低，RIN的销量也有所下降。下降也是某些合同丢失导致天然汽油产量减少的结果。

在截至2023年9月30日的六个月中，不包括衍生品影响在内的其他产品销售产品利润率有所下降，这是由于EPA的最终RFS命令导致生物柴油供应增加，该命令降低了生物柴油和RIN的价格以及在价格上涨时签订的在当期价格下跌时交付的生物柴油合同的交付。

其他产品衍生品（收益）亏损。 在截至2023年9月30日的六个月中，我们的其他产品衍生品不包括未实现的衍生品收益/亏损以及830万美元的衍生品已实现净收益。在截至2022年9月30日的六个月中，我们的其他产品衍生品包括120万美元的衍生品未实现净亏损和1,700万美元的衍生品已实现净亏损。

服务收入和销售成本。该收入包括仓储、码头和运输服务收入。在截至2023年9月30日的六个月中，这一增长主要是由于470万美元的最低批量承诺账单被终端闲置以及在截至2023年9月30日的六个月中出售太平洋西北地区的两个航站楼导致的终端收入减少所部分抵消。

运营、一般和管理费用。在截至2023年9月30日的六个月中，运营、一般和管理费用与截至2022年9月30日的六个月一致。
折旧和摊销费用。在截至2023年9月30日的六个月中，下降的原因是客户关系无形资产已于2023年6月30日全部摊销。

（收益）处置亏损或资产减值，净额 在截至2023年9月30日的六个月中，由于2023年7月出售了两个航站楼，我们录得690万美元的净收益，并因处置某些其他资产而录得80万美元的净收益。在截至2022年9月30日的六个月中，我们录得10万美元的净亏损，这主要是由于出售某些资产。

49
目录

企业和其他

“公司及其他” 中的营业亏损包括所示期间的以下组成部分：
截至9月30日的六个月
20232022改变
（以千计）
销售成本
衍生品损失$833 $— $833 
费用：
一般和管理费用29,646 22,599 7,047 
折旧和摊销费用3,113 3,297 (184)
资产处置收益或减值收益，净额— (987)987 
支出总额32,759 24,909 7,850 
营业亏损$(33,592)$(24,909)$(8,683)

销售成本-衍生品损失。 在截至2023年9月30日的六个月中，我们的销售成本包括40万美元的衍生品已实现净亏损和40万美元的衍生品未实现净亏损。正如我们在上一财年所经历的那样，我们采取了经济套期保值措施，以保护我们的流动性头寸和杠杆作用，大宗商品价格大幅上涨推动了我们的营运资金需求，从而影响了我们在大宗商品价格疲软之前减少绝对负债的能力。这些职位将在2023年11月至2024年3月之间到期。

一般和管理费用。 在截至2023年9月30日的六个月中，支出高于截至2022年9月30日的六个月，这是由于我们向保险公司支付了费用，以免将来对与以前的原油海运业务（我们在2023年3月30日出售）相关的赔偿保单进行追加征收，以及保险费增加。我们还承担了更高的法律费用。

折旧和摊销费用。 截至2023年9月30日的六个月中，折旧和摊销费用与截至2022年9月30日的六个月一致。

资产处置收益或减值收益，净额. 在截至2022年9月30日的六个月中，我们出售了一架飞机，获得130万美元的收益，这部分被预付2023年7月31日到期的应收贷款的亏损所抵消。

未合并实体收益中的权益

在截至2023年9月30日的六个月中，未合并实体的收益权益为90万美元，而截至2022年9月30日的六个月中为190万美元。在截至2023年9月30日的六个月中，减少了100万美元，这主要是由于与特定土地和水务业务相关的某些会员权益的收入减少。

利息支出

下表汇总了我们在所示期间的合并利息支出的组成部分：
截至9月30日的六个月
20232022改变
（以千计）
优先担保票据$76,875 $76,875 $— 
高级无抵押票据21,260 41,103 (19,843)
循环信贷额度9,805 7,902 1,903 
其他债务1,969 1,356 613 
债务利息支出总额109,909 127,236 (17,327)
债务发行成本的摊销8,240 8,372 (132)
利息支出总额$118,149 $135,608 $(17,459)

在截至2023年9月30日的六个月中，债务利息支出减少了1,730万美元，这主要是由于在上一年度回购了2023年票据，2023年3月31日赎回了剩余的2023年票据，以及
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目录

在截至2023年6月30日的三个月内回购2025年未偿票据的一部分，详见本季度报告所含未经审计的简明合并财务报表附注7。本年度循环信贷额度利率的提高以及与法律索赔相关的应计利息，部分抵消了这一下降（见附注8） 转至本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表，以供进一步讨论）。

提前清偿负债后的收益，净额

在截至2023年9月30日的六个月中，提前清偿负债的净收益为690万美元，而截至2022年9月30日的六个月中，净收益为410万美元。在截至2023年9月30日和2022年9月30日的六个月中，净收益（包括注销的债务发行成本）主要与部分未偿还的优先无抵押票据（定义见此处）的提前偿还有关。有关进一步讨论，请参阅本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注7。

其他收入，净额

在截至2023年9月30日的六个月中，扣除60万美元的其他收入主要包括应收贷款的利息收入（有关进一步讨论，请参阅本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注2）。在截至2022年9月30日的六个月中，扣除60万美元的其他收入主要包括与破产和解相关的收益。

所得税支出

在截至2023年9月30日的六个月中，所得税支出为50万美元，而在截至2022年9月30日的六个月中，所得税支出为40万美元。有关进一步讨论，请参阅本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注2。

非控股权益

在截至2023年9月30日的六个月中，非控制性利息收入为50万美元，而截至2022年9月30日的六个月中，非控制性利息收入为30万美元。在截至2023年9月30日的六个月中，这一增长主要是由于在截至2023年9月30日的六个月中，某些水解决方案业务的收入增加。

非公认会计准则财务指标

除了根据美国普遍接受的会计原则（“GAAP”）报告的财务业绩外，我们还提供了息税折旧摊销前利润和调整后息税折旧摊销前利润的非公认会计准则财务指标。这些非公认会计准则财务指标无意取代根据公认会计原则报告的指标。这些指标可能与其他实体使用的非公认会计准则财务指标不同，即使使用相似的术语来识别此类指标。

我们将息税折旧摊销前利润定义为归属于NGL Energy Partners LP的净收益（亏损），加上利息支出、所得税支出（收益）以及折旧和摊销费用。我们将调整后的息税折旧摊销前利润定义为息税折旧摊销前利润，不包括衍生品的未实现净收益和亏损、成本或可变现净值调整的较低者、资产处置或减值的损益、提前清偿负债的损益、基于股权的薪酬支出、收购费用、负债重估、某些法律和解等。我们还在调整后的息税折旧摊销前利润中纳入了与液体物流板块中某些成品油业务相关的某些库存估值调整，如下所述。不应将息税折旧摊销前利润和调整后的息税折旧摊销前利润视为净收入、所得税前收入、经营活动现金流或根据公认会计原则计算的任何其他财务业绩衡量标准的替代方案，因为这些项目用于衡量经营业绩、流动性或偿还债务的能力。我们认为，息税折旧摊销前利润为投资者提供了更多信息，用于评估我们向单位持有人进行季度分配的能力，并且仅作为补充指标列报。我们认为，调整后的息税折旧摊销前利润为投资者提供了更多信息，用于评估我们的财务业绩，而不考虑我们的融资方法、资本结构和历史成本基础。此外，根据我们的定义，息税折旧摊销前利润和调整后息税折旧摊销前利润可能无法与其他实体使用的息税折旧摊销前利润、调整后息税折旧摊销前利润或其他实体使用的类似标题指标相提并论。

除了液体物流板块内的某些业务外，在计算调整后的息税折旧摊销前利润时，我们对衍生品的已实现和未实现损益进行了区分。在衍生品合约未平仓期间，我们将衍生品公允价值的变化记录为未实现的收益或亏损。当衍生品时
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目录

合同到期或已结算，我们会冲销先前记录的未实现收益或亏损，并记录已实现的收益或亏损。我们对液体物流板块中某些业务衍生品的已实现和未实现损益没有区分。这些企业的主要套期保值策略是对冲合同周期内库存价值下降的风险，许多套期保值涵盖了很长一段时间。对账表中的 “库存估值调整” 行反映了资产负债表日这些企业库存的市场价值与其成本之间的差额。我们将其计入调整后的息税折旧摊销前利润，因为与该板块库存相关的衍生合约的未实现损益也会影响调整后的息税折旧摊销前利润，这些合约主要用于对冲库存持有风险并计入净收益。在我们的原油物流板块中，我们使用西德克萨斯中质原油（“WTI”）日历月平均价格（“CMA”）购买某些原油桶，并根据我们的合约使用WTI CMA价格加上阿格斯CMA差额滚动成分（“CMA差价合约”）出售原油桶。为了消除CMA差额滚动的波动性，我们于2021年1月建立了衍生工具头寸，以确保从2021年5月到2023年12月，每月150万桶的利润率约为每桶0.20美元。由于这些头寸的性质，根据公认会计原则确认的现金流和收益将因时期而异，具体取决于当前的原油价格和使用第三方市场报价估值的未来估计原油价格。我们在调整后的息税折旧摊销前利润中确认了2021年1月开立的衍生工具头寸的收益和亏损，以便与我们在本次交易期内每月对冲的实际利润率保持适当一致。这种陈述与管理层对交易的评估一致。

下表将所示期间的净收入与息税折旧摊销前利润和调整后的息税折旧摊销前利润进行了对账：
截至9月30日的三个月截至9月30日的六个月
2023202220232022
（以千计）
净收入$28,285 $3,607 $47,848 $26,713 
减去：归属于非控股权益的净收益(257)(97)(519)(342)
归属于 NGL Energy Partners LP28,028 3,510 47,329 26,371 
利息支出58,642 68,313 118,178 135,639 
所得税支出342 537 482 365 
折旧和摊销65,502 68,103 134,423 134,717 
EBITDA152,514 140,463 300,412 297,092 
衍生品的未实现净亏损（收益）9,691 (4,828)9,059 (61,730)
CMA Difference Roll 净亏损（收益）(1)2,233 (6,518)(6,904)28,102 
库存估值调整 (2)(6,436)(3,560)(6,100)(4,115)
成本或可变现净值调整中较低者1,080 10,143 3,844 857 
资产处置或减值亏损，净额16,207 7,653 15,011 7,485 
提前清偿负债的收益，净额(63)(2,479)(6,871)(4,141)
基于股权的薪酬支出410 479 884 976 
收购费用 (3)42 — 47 — 
其他 (4)536 889 1,487 1,592 
调整后 EBITDA$176,214 $142,242 $310,869 $266,118 
(1) 在调整后的息税折旧摊销前利润范围内，调整合伙企业CMA Difference Roll衍生工具头寸的净收益和亏损与被套期保值的实物利润率保持一致。有关进一步的讨论，请参阅上面的 “非公认会计准则财务指标” 部分。
(2) 金额代表资产负债表日库存的市场价值与其成本之间的差额。有关进一步的讨论，请参阅上面的 “非公认会计准则财务指标” 部分。
(3) 金额代表我们产生的与收购相关的法律和咨询费用相关的费用。
(4) 金额代表有价证券的未实现收益/亏损和资产报废债务的增值支出。此外，截至2022年9月30日的六个月的金额包括与我们的大梅萨管道相关的非现金运营费用。

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目录

下表将上述息税折旧摊销前利润表中的折旧和摊销金额与所示期间未经审计的简明合并运营报表和未经审计的简明合并现金流量表中的折旧和摊销金额进行了对账：
截至9月30日的三个月截至9月30日的六个月
2023202220232022
（以千计）
按息税折旧摊销前利润表计算的折旧和摊销$65,502 $68,103 $134,423 $134,717 
无形资产摊销记入销售成本(65)(69)(130)(137)
归属于未合并实体的折旧和摊销(193)(194)(352)(364)
归属于非控股权益的折旧和摊销282 278 564 562 
未经审计的简明合并运营报表的折旧和摊销$65,526 $68,118 $134,505 $134,778 

截至9月30日的六个月
20232022
（以千计）
按息税折旧摊销前利润表计算的折旧和摊销$134,423 $134,717 
将债务发行成本摊销记入利息支出8,240 8,372 
将特许权使用费费用摊销记入运营费用123 123 
归属于未合并实体的折旧和摊销(352)(364)
归属于非控股权益的折旧和摊销564 562 
每份未经审计的简明合并现金流量表的折旧和摊销$142,998 $143,410 

下表将上述息税折旧摊销前利润表中的利息支出与所示期间未经审计的简明合并运营报表中的利息支出进行了对账：
截至9月30日的三个月截至9月30日的六个月
2023202220232022
（以千计）
每个息税折旧摊销前利润表的利息支出$58,642 $68,313 $118,178 $135,639 
归属于未合并实体的利息支出(15)(16)(29)(31)
每份未经审计的简明合并运营报表的利息支出$58,627 $68,297 $118,149 $135,608 

53
目录

下表按细分市场核对了所示期间的营业收入（亏损）与调整后息税折旧摊销前利润：
截至2023年9月30日的三个月
水
解决方案		原油
物流		液体
物流		企业
和其他		合并
（以千计）
营业收入（亏损）$59,118 $14,778 $23,577 $(11,443)$86,030 
折旧和摊销52,053 9,573 2,383 1,517 65,526 
摊销记入销售成本— — 65 — 65 
衍生品的未实现净亏损（收益）4,471 4,554 3,230 (2,564)9,691 
CMA 差额滚动净亏损（收益）— 2,233 — — 2,233 
库存估值调整— — (6,436)— (6,436)
成本或可变现净值调整中较低者— — 1,080 — 1,080 
资产处置或减值亏损（收益），净额23,599 (467)(6,925)— 16,207 
基于股权的薪酬支出— — — 410 410 
收购费用(29)— 65 6 42 
其他收入（支出），净额248 (1)14 49 310 
归属于未合并实体的调整后息税折旧摊销前利润1,032 — (21)51 1,062 
归属于非控股权益的调整后息税折旧摊销前利润(542)— — — (542)
其他439 43 54 — 536 
调整后 EBITDA$140,389 $30,713 $17,086 $(11,974)$176,214 
截至 2022 年 9 月 30 日的三个月
水
解决方案		原油
物流		液体
物流		企业
和其他		合并
（以千计）
营业收入（亏损）$47,128 $32,927 $1,653 $(12,938)$68,770 
折旧和摊销51,327 11,775 3,396 1,620 68,118 
摊销记入销售成本— — 69 — 69 
衍生品的未实现（收益）净亏损(4,340)(4,575)4,087 — (4,828)
CMA 差额滚动净亏损（收益）— (6,518)— — (6,518)
库存估值调整— — (3,560)— (3,560)
成本或可变现净值调整中较低者— (493)10,636 — 10,143 
资产处置或减值亏损（收益），净额9,035 (296)52 (1,138)7,653 
基于股权的薪酬支出— — — 479 479 
其他（支出）收入，净额(251)303 (91)24 (15)
归属于未合并实体的调整后息税折旧摊销前利润1,387 — (17)45 1,415 
归属于非控股权益的调整后息税折旧摊销前利润(373)— — — (373)
其他861 (260)288 — 889 
调整后 EBITDA$104,774 $32,863 $16,513 $(11,908)$142,242 

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目录

截至 2023 年 9 月 30 日的六个月
水
解决方案		原油
物流		液体
物流		企业
和其他		合并
（以千计）
营业收入（亏损）$128,449 $31,785 $31,408 $(33,592)$158,050 
折旧和摊销106,476 19,319 5,597 3,113 134,505 
摊销记入销售成本— — 130 — 130 
衍生品的未实现净亏损（收益）4,471 9,689 (5,489)388 9,059 
CMA 差额滚动净亏损（收益）— (6,904)— — (6,904)
库存估值调整— — (6,100)— (6,100)
成本或可变现净值调整中较低者— — 3,844 — 3,844 
资产处置或减值亏损（收益），净额22,318 429 (7,736)— 15,011 
基于股权的薪酬支出— — — 884 884 
收购费用(28)— 84 (9)47 
其他收入，净额428 105 15 68 616 
归属于未合并实体的调整后息税折旧摊销前利润1,259 — (26)95 1,328 
归属于非控股权益的调整后息税折旧摊销前利润(1,088)— — — (1,088)
其他1,298 81 108 — 1,487 
调整后 EBITDA$263,583 $54,504 $21,835 $(29,053)$310,869 

截至2022年9月30日的六个月
水
解决方案		原油
物流		液体
物流		企业
和其他		合并
（以千计）
营业收入（亏损）$100,733 $51,916 $28,293 $(24,909)$156,033 
折旧和摊销101,175 23,529 6,777 3,297 134,778 
摊销记入销售成本— — 137 — 137 
衍生品未实现净收益(4,464)(55,580)(1,686)— (61,730)
CMA 差额滚动净亏损（收益）— 28,102 — — 28,102 
库存估值调整— — (4,115)— (4,115)
成本或可变现净值调整中较低者— 1,074 (217)— 857 
资产处置或减值亏损（收益），净额9,976 (1,556)52 (987)7,485 
基于股权的薪酬支出— — — 976 976 
其他收入（支出），净额8 331 (184)476 631 
归属于未合并实体的调整后息税折旧摊销前利润2,212 — (24)89 2,277 
归属于非控股权益的调整后息税折旧摊销前利润(905)— — — (905)
其他1,086 125 381 — 1,592 
调整后 EBITDA$209,821 $47,941 $29,414 $(21,058)$266,118 

流动性、资本来源和资本资源活动

普通的

我们的流动性和资本资源需求的主要来源是来自我们运营的现金流、基于资产的循环信贷额度（“ABL Facility”）下的借款、发行长期票据、普通和/或优先单位、金融机构贷款、资产证券化或资产出售。我们预计，我们的主要现金流出将与资本支出、利息、偿还债务到期日和分配有关。

我们认为，我们预期的运营现金流和ABL融资机制下的借款能力将足以满足我们的流动性需求，包括偿还2025年票据。我们的借贷需求在年内有所不同，部分原因是我们的液体物流领域某些业务的季节性质。我们最大的营运资金借贷需求通常发生在6月至12月期间，当时我们正在增加液化天然气库存，以应对丁烷混合和供暖季节。在1月至3月期间，我们的营运资金借贷需求普遍下降，那时我们的液体物流板块的现金流入量最大。此外，我们的营运资金借贷需求随大宗商品价格的变化而变化。大宗商品价格的大幅上涨可能会推高我们的营运资金需求，限制我们继续去杠杆资产负债表和限制我们的能力
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目录

财务灵活性。为了保护我们的流动性和杠杆作用，我们在积累库存时采取了经济套期保值措施来减少这种风险。这些职位将在2023年11月至2024年3月之间到期。

现金管理

我们通过集中现金管理计划来管理现金，该计划将运营子公司的现金资产集中在联名账户中，以提供财务灵活性并降低借贷成本、交易成本和银行费用。我们的集中现金管理计划规定，超过运营子公司日常需求的资金将集中起来、合并或以其他方式在合并后的集团内使用。我们所有的全资运营子公司都参与了该计划。根据现金管理计划，根据参与的子公司是否有短期现金盈余或现金需求，我们会向子公司提供现金，或者子公司向我们提供现金。

短期流动性

我们的短期流动性主要来源包括运营产生的现金流和ABL融资下的借款，我们认为这将为我们的业务运营、管理营运资金需求和偿还当前到期日提供流动性。

ABL融资机制的承付款额为6亿美元，其中包括2.5亿美元的信用证次级限额。截至2023年9月30日，在ABL融资机制下借款1.560亿美元，我们的未偿信用证约为1.39亿美元。对于本金总额为5,000万美元或以上的任何债务，ABL贷款计划最早在 (a) 2026年2月4日或 (b) 最早到期日前91天到期，如果此类债务当时尚未偿还，但某些例外情况除外。

有关我们的ABL融资机制的更多信息，请参阅本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注7。

截至2023年9月30日，我们的流动资产超过流动负债约2.561亿美元。

长期融资

我们希望通过发行长期票据、普通单位和/或优先股、金融机构贷款、资产证券化或资产出售来为我们的长期融资需求提供资金。

高级担保票据

2021年2月4日，我们以私募方式发行了2026年到期的7.5％的优先担保票据（“2026年优先担保票据”）中的20.5亿美元。2026年优先担保票据的利息为7.5％，将于每年的2月1日和8月1日支付。2026年优先担保票据将于2026年2月1日到期。2026年优先担保票据是根据2021年2月4日的契约（“契约”）发行的。

我们可以选择随时按契约中包含的固定赎回价格赎回2026年优先担保票据的全部或部分。如果我们遇到某些类型的控制权变更触发事件，我们将被要求按回购的2026年优先担保票据本金总额的101％回购2026年优先担保票据，再加上回购至但不包括购买之日的2026年优先担保票据的应计和未付利息。

高级无抵押票据

优先无抵押票据包括2025年3月1日到期的2025年票据和2026年4月15日到期的2026年到期的7.5％的优先无抵押票据（“2026年票据”）（统称为 “优先无抵押票据”）。

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目录

赎回权

我们目前有权按本金的100％加上应计和未付利息赎回2025年未偿还票据的全部或部分。自2024年4月15日起，我们将有权按本金的100％加上应计和未付利息赎回2026年未偿还票据的全部或部分。

有关我们的长期债务的更多信息，请参阅本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注7。

资本支出、收购和其他投资

下表汇总了所示期间的扩建和维护资本支出（不包括储罐底部和管道填充的增加，是按应计制编制的）、收购和其他投资。
资本支出其他
扩张保养收购 (1)投资 (2)
（以千计）
截至9月30日的三个月
2023$29,476 $16,358 $— $— 
2022$31,589 $14,219 $— $346 
截至9月30日的六个月
2023$57,041 $32,885 $— $258 
2022$62,943 $29,586 $— $346 
(1) 在截至2023年9月30日或2022年9月30日的三个月或六个月中，没有进行任何收购。
(2) 截至2022年9月30日的三个月和六个月以及截至2023年9月30日的六个月的金额与向未合并实体的缴款有关。在截至2023年9月30日的三个月中，没有其他投资。

截至2024年3月31日的财年的资本支出预计约为1.3亿至1.5亿美元。

已宣布的发行版

我们的GP董事会决定暂时暂停所有分配，以去杠杆化我们的资产负债表，直到我们达到2026年优先担保票据契约中规定的4.75至1.00的总杠杆率。这导致季度普通单位分配（从截至2020年12月31日的季度开始）和所有优先单位分配（从截至2021年3月31日的季度开始）暂停。我们的全科医生董事会预计将在适当时候评估普通单位和所有优先单位分配的恢复情况，同时考虑许多重要因素，包括我们的杠杆率、流动性、现金流的可持续性、即将到期的债务、资本支出和业务的整体业绩。

合同义务

我们的合同义务主要包括购买承诺、未偿债务本金和利息债务、租赁债务、管道承诺、资产报废义务和其他承诺。

有关合同义务的讨论，请参阅本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注7、附注8和附注14。

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现金流

下表汇总了所示期间我们现金流的来源（用途）：
截至9月30日的六个月
现金流提供者（用于）：20232022
（以千计）
运营资产和负债变动前的经营活动$210,878 $203,661 
经营资产和负债的变化(79,778)(235,333)
经营活动$131,100 $(31,672)
投资活动$(56,768)$(60,470)
筹资活动$(77,083)$92,860 

经营活动。在截至2023年9月30日的六个月中，经营活动提供的净现金增加主要是由于在截至2023年9月30日的六个月中原油产量和价格上涨以及运营收益增加所导致的营运资金，尤其是应收账款和应付账款的波动。

投资活动。在截至2023年9月30日的六个月中，用于投资活动的净现金为5,680万美元，而在截至2022年9月30日的六个月中，用于投资活动的净现金为6,050万美元。用于投资活动的净现金减少的主要原因是：

•所得收益增加了2590万美元，主要来自于2023年7月出售派恩代尔安蒂克莱盆地的某些盐水处置资产和无形资产、出售伊格尔福特盆地的某些盐水处置资产以及出售太平洋西北地区的两个液化天然气码头；以及
•资本支出从截至2022年9月30日的六个月的9,400万美元（包括截至2022年3月31日的应计金额的支付）减少到截至2023年9月30日的六个月中的8,040万美元（包括截至2023年3月31日的应计金额的支付），这主要是由于我们的水解决方案板块的支出时机。

用于投资活动的净现金的减少被衍生品结算款项增加的3,620万美元部分抵消。

融资活动。在截至2023年9月30日的六个月中，用于融资活动的净现金为7,710万美元，而在截至2022年9月30日的六个月中，融资活动提供的净现金为9,290万美元。用于融资活动的净现金增加主要是由于：

•在截至2023年9月30日的六个月中，循环信贷额度的借款（扣除还款额）减少了1.530亿美元；以及
•在截至2023年9月30日的六个月中，为回购部分优先无抵押票据而支付的现金增加了1,850万美元。

担保人补充信息

NGL Energy Partners LP（母公司）和NGL Energy Finance Corp. 是优先无抵押票据的共同发行人（见本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注7）。我们的某些全资子公司（“担保子公司”）已共同和单独为优先无担保票据提供全额和无条件的担保。

担保是每家担保子公司的优先无抵押债务，在受付权方面与该担保子公司其他现有和未来的优先债务处于同等地位，在该担保子公司所有现有和未来次级债务的付款权中排名第一。每家担保子公司对优先无抵押票据的担保均须遵守某些自动的惯例释放，包括与向非我们或限制性子公司的一名或多名个人出售、处置或转让此类担保子公司的所有股本或全部或几乎所有资产、行使法律抗辩或契约抗辩选择权、履行和解除管理我们的优先无抵押债券的契约有关的担保注意, 将此类担保子公司指定为非担保子公司担保人受限制的子公司或根据管理我们优先人的契约作为非限制性子公司
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无抵押票据，解除该担保子公司根据我们的循环信贷额度提供的担保，该担保子公司的清算或解散，或者将担保子公司的所有资产合并、合并或转让给我们或担保子公司解散或不存在的其他担保子公司（统称为 “解除担保”）。根据适用法律，每家担保子公司在其票据担保下的义务均受到限制，以防止此类票据担保构成欺诈性转让。我们不受限制地投资担保子公司，担保子公司向NGL Energy Partners LP（母公司）进行分销的能力也没有重大限制。根据经修订的1933年《证券法》第S-X条例第4-08（e）（3）条，担保子公司的资产（对非担保子公司的投资除外）均不属于限制性净资产。

根据美国破产法、统一欺诈性转让法、统一欺诈性转让法或任何类似的联邦或州法律，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。

根据S-K法规第13-01 (a) (4) (vi) 条的允许，我们排除了合伙企业的汇总财务信息，因为NGL Energy Partners LP（母公司）、NGL Energy Finance Corp. 和担保子公司的资产、负债和经营业绩与合并财务报表中的相应金额没有重大差异，我们认为此类汇总的财务信息将是重复的，不会为投资者提供增量价值。

环境立法

有关拟议的环境立法和法规的讨论，请参阅我们的年度报告，这些立法和法规如果颁布，可能会增加合规性和运营成本。但是，目前我们无法预测未来任何立法或法规的结构或结果，也无法预测我们在合规方面可能产生的最终成本。

最近的会计公告

有关适用于我们的近期会计公告的讨论，请参阅本季度报告中我们未经审计的简明合并财务报表附注2。

关键会计估计

根据公认会计原则编制财务报表和相关披露需要根据我们的运营的相关事实和情况选择和应用适当的会计原则，并使用管理层的估计。在会计政策的应用中，我们已经确定了某些更关键的判断领域，这些领域对于描述我们的合并财务状况和经营业绩最为重要。这些会计政策的应用需要对未来事件的估计和预测结果做出主观或复杂的判断，以及这些会计政策的变化，可能会对我们的合并财务报表产生重大影响。我们之前在年度报告中披露的关键会计估算没有重大变化。

第 3 项。    关于市场风险的定量和定性披露

利率风险

我们长期债务的一部分是浮动利率债务。利率的变化会影响我们浮动利率债务的利息支付，但通常不会影响负债的公允价值。相反，利率的变化会影响我们固定利率债务的公允价值，但不会影响其现金流。

ABL Facility是浮动利率债务，其利率通常与最优惠利率或SOFR挂钩，SOFR是基于有担保隔夜融资利率的调整后前瞻性期限利率。截至2023年9月30日，我们在ABL融资机制下有1.560亿美元的未偿借款，加权平均利率为8.27％。根据截至2023年9月30日的未偿借款，0.125％的利率变化将导致我们20万美元的年度利息支出增加或减少。

B类固定至浮动利率累计可赎回永久优先单位（“B类优先单位”）的当前分配利率为三个月伦敦银行同业拆借利率（“LIBOR”）利率（截至2023年9月30日的季度为5.40％）的浮动利率，加上7.213％的利差。根据已发行的B类优先单位，利率变动0.125％将导致我们的B类优先单位分配额增加或减少10万美元
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2023 年 9 月 30 日。自2023年7月3日起，在制定这些证券的分配利率时提及的伦敦银行同业拆借利率被取代 芝加哥商品交易所集团基准管理有限公司计算和公布的为期三个月的芝加哥商品交易所期限SOFR，外加0.26161％的期限利差调整，根据可调利率Rate（伦敦银行同业拆借利率）法案（“伦敦银行同业拆借利率法案”）以及实施伦敦银行同业拆借利率法的规则。

在2024年4月15日及之后，C类固定至浮动利率累积可赎回永久优先单位的分配将按25.00美元清算优先权的百分比累积，等于适用的三个月伦敦银行同业拆借利率（或根据修订和重述的有限合伙协议（“合伙协议”）确定的替代利率）加上7.384％的利差。在2024年7月1日或之后，我们的D类优先单位的持有人可以不时选择根据浮动利率计算分配，该浮动利率等于适用的三个月伦敦银行同业拆借利率（或根据合伙协议确定的替代利率）加上7.00％的利差（“D类浮动利率”，如合伙协议所定义）。每次D类浮动利率选择应在选举后的至少四个季度内生效。

大宗商品价格风险

我们的运营面临某些业务风险，包括大宗商品价格风险。大宗商品价格风险是指原油、液化天然气或精炼和可再生能源产品的市场价值因不断变化的市场条件而发生有利或不利变化的风险。我们的市场风险政策中规定了管理大宗商品价格风险的程序和限额。每天对未平仓大宗商品头寸和市场价格变化进行监测，并向高级管理层和营销运营人员报告。

原油、液化天然气以及精炼和可再生能源产品行业是 “基于利润率” 和 “成本+” 的业务，在这些业务中，我们的已实现利润率取决于销售价格与供应成本的差异。我们无法控制市场状况。因此，我们的盈利能力可能会受到原油、液化天然气以及精炼和可再生能源产品价格的突然和重大变化的影响。

我们参与各种类型的远期合约和金融衍生品交易，以减少价格波动对我们产品成本的影响，保护我们的库存头寸的价值，并帮助确保在供应短缺期间产品的可用性。当我们有批发和零售客户的相应购买承诺时，我们会尝试通过购买量来平衡我们的合同投资组合。我们可能会不时出现净头寸不平衡的情况。除了我们维持平衡头寸的持续政策外，出于会计目的，我们还需要持续跟踪和报告我们的衍生品投资组合的市值。

尽管我们使用金融衍生工具来降低与预测交易相关的市场价格风险，但我们不将金融衍生品交易视为套期保值。所有不符合正常购买条件的实物合约的公允价值变动（无论是现金交易还是非现金按市值计价调整），均在未经审计的简明合并运营报表中在收入（销售合同）或销售成本（购买合同）中报告，无论合同是实物结算还是财务结算。

下表总结了标的商品价值上涨10％（以千计）对2023年9月30日大宗商品衍生品公允价值的假设影响：
增加
（减少）
按公允价值计算
原油（水务解决方案板块）$(4,095)
原油（原油物流板块）$(3,053)
丙烷（液体物流部门）$(4,716)
丁烷（液体物流部门）$(1,940)
成品油（液体物流板块）$(800)
其他产品（液体物流部门）$(1,241)
加元（液体物流板块）$124 

大宗商品价格的变化也可能影响我们能够运输、处置、储存和销售的数量，这也会影响我们的现金流。

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信用风险

我们的业务还受到信用风险的影响，即因供应商、客户或合同的金融交易对手不履约而蒙受损失的风险。我们的信贷政策中规定了管理信用风险的程序和限额。每天都会监控信用风险，我们相信我们会通过以下方式最大限度地减少风险敞口：

•要求某些客户为我们的产品和服务预付或存入押金；
•要求某些客户寄出信用证或其他形式的担保；
•监控个人客户应收账款与先前批准的信用额度的关系；
•要求某些客户按合同规定的数量交货，而不是允许他们自行决定交货；
•签订主净额结算协议，允许抵消某些交易的交易对手应收账款和应付余额；
•定期审查应收账款账龄以确定可能出现的问题或趋势；以及
•要求营销人员管理客户的应收账款状况，并暂停向未及时支付未付发票的客户的销售。

截至2023年9月30日，我们的主要交易对手是零售商、经销商、能源营销商、生产商、炼油商和经销商。

公允价值

我们使用公开价格确定交易所交易衍生金融工具的公允价值，对于非交易所交易的衍生金融工具，我们使用类似工具的定价模型，包括公开价格和从第三方收集的数据汇编生成的远期曲线。

第 4 项。    控制和程序

我们维持经修订的1934年《证券交易法》（“交易法”）第13（a）-15（e）条和15（d）-15（e）所定义的披露控制和程序，旨在确保在美国证券交易委员会规则和表格规定的期限内记录、处理、汇总和报告我们根据《交易法》提交的文件和提交材料中要求披露的信息，以及此类信息会被收集并传达给我们的管理层，包括首席执行官和负责人酌情担任我们的全科医生的财务官员，以便及时就所需的披露做出决定。

2023年9月30日，我们在管理层（包括普通合伙人首席执行官和首席财务官）的监督和参与下，完成了对披露控制和程序设计和运营有效性的评估。根据这项评估，我们全科医生的首席执行官兼首席财务官得出的结论是，截至2023年9月30日，此类披露控制和程序是有效的。

在截至2023年9月30日的三个月中，我们对财务报告的内部控制（定义见《交易法》第13（a）-15（f）条）没有发生任何对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
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第二部分-其他信息

第 1 项。    法律诉讼

我们不时参与正常业务过程中出现的各种法律诉讼和索赔。有关法律诉讼的信息，请参阅标题下的讨论”法律突发事件” 载于本季度报告中未经审计的简明合并财务报表附注8，该报告以引用方式纳入本项目1。

第 1A 项。    风险因素

截至2023年3月31日财年的10-K表年度报告中，先前在第一部分第1A项—— “风险因素” 中披露的风险因素没有重大变化。

第 2 项。    未注册的股权证券销售和所得款项的使用

不适用。

第 3 项。    优先证券违约

根据我们2026年优先担保票据契约中的某些契约，我们普通合伙人的董事会暂时暂停了所有普通单位和优先单位的分配。有关暂停分配的更多信息，请参阅本季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表附注9。

第 4 项。    矿山安全披露

不适用。

第 5 项。    其他信息

在截至2023年9月30日的三个月中，合伙企业没有董事或高级管理人员 采用要么 终止a “规则 10b5-1 交易安排” 或 “非规则 10b5-1 交易安排”，每个术语的定义见第 S-K 法规第 408 (a) 项。

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第 6 项。    展品
展品编号描述
10.1
截至2023年7月13日，NGL Energy Operating LLC、NGL Energy Partners LP、本协议各担保方、摩根大通银行和某些其他金融机构之间签订的信贷协议第四修正案（参照2023年8月9日向美国证券交易委员会提交的截至2023年6月30日的季度10-Q表季度报告（文件编号001-35172）附录10.1纳入）
22.1
NGL Energy Partners LP的发行人和担保子公司名单（参照2023年8月9日向美国证券交易委员会提交的截至2023年6月30日的季度10-Q表（文件编号001-35172）附录22.1纳入）
31.1*
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席执行官进行认证
31.2*
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席财务官进行认证
32.1*
根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18条第1350条对首席执行官进行认证
32.2*
根据根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18条第1350条对首席财务官进行认证
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 标签嵌入在行内 XBRL 文档中。
101.SCH**内联 XBRL 架构文档
101.CAL**内联 XBRL 计算链接库文档
101.DEF**内联 XBRL 定义链接库文档
101.LAB**内联 XBRL 标签 Linkbase 文档
101. PRE**内联 XBRL 演示链接库文档
104封面交互式数据文件（格式为 Inline XBRL，包含在附录 101 中）
*    随本报告提交的展品。
** 以下文件采用内联 XBRL（可扩展业务报告语言）格式：(i) 截至2023年9月30日和2023年3月31日的未经审计的简明合并资产负债表，(ii) 截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和六个月的未经审计的简明合并经营报表，(iii) 截至2023年9月30日和2022年9月30日的三个月和六个月的未经审计的简明综合收益表，(iv)) 三个月和六个月未经审计的简明合并权益变动报表截至2023年9月30日和2022年9月30日的月份，（v）截至2023年9月30日和2022年9月30日的六个月的未经审计的简明合并现金流量表，以及（vi）未经审计的简明合并财务报表附注。
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签名

根据1934年《证券交易法》的要求，注册人已正式促使经正式授权的下列签署人代表其签署本报告。
NGL 能源伙伴有限责任公司
来自：NGL 能源控股有限责任公司，其普通合伙人
日期：2023 年 11 月 9 日来自：/s/H. 迈克尔·克里姆比尔
H. 迈克尔·克里姆比尔
首席执行官
日期：2023 年 11 月 9 日来自：/s/ 布拉德利 ·P·库珀
布拉德利·库珀
首席财务官
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