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TransportationAndStorageMember2021-01-012021-12-310001276187美国东部时间：州际运输和存储成员2021-01-012021-12-310001276187东部时间：中流成员2021-01-012021-12-310001276187Et:NGLandrefinedproductstransportationandservicesMember2021-01-012021-12-310001276187ET：克鲁德石油运输和服务成员2021-01-012021-12-310001276187ET：对SunocoLPM的投资成员2021-01-012021-12-310001276187ET：投资USACM成员2021-01-012021-12-310001276187美国-GAAP：所有其他部门成员2021-01-012021-12-310001276187美国-公认会计准则：公司和其他成员2023-01-012023-12-310001276187美国-公认会计准则：公司和其他成员2022-01-012022-12-310001276187美国-公认会计准则：公司和其他成员2021-01-012021-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员ET：IntraState TransportationAndStorageMember2023-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员ET：IntraState TransportationAndStorageMember2022-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员ET：IntraState TransportationAndStorageMember2021-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员美国东部时间：州际运输和存储成员2023-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员美国东部时间：州际运输和存储成员2022-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员美国东部时间：州际运输和存储成员2021-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员东部时间：中流成员2023-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员东部时间：中流成员2022-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员东部时间：中流成员2021-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员Et:NGLandrefinedproductstransportationandservicesMember2023-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员Et:NGLandrefinedproductstransportationandservicesMember2022-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员Et:NGLandrefinedproductstransportationandservicesMember2021-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员ET：克鲁德石油运输和服务成员2023-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员ET：克鲁德石油运输和服务成员2022-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员ET：克鲁德石油运输和服务成员2021-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员ET：对SunocoLPM的投资成员2023-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员ET：对SunocoLPM的投资成员2022-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员ET：对SunocoLPM的投资成员2021-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员ET：投资USACM成员2023-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员ET：投资USACM成员2022-12-310001276187美国公认会计准则：运营部门成员ET：投资USACM成员2021-12-310001276187美国-公认会计准则：公司和其他成员2023-12-310001276187美国-公认会计准则：公司和其他成员2022-12-310001276187美国-公认会计准则：公司和其他成员2021-12-31
目录表
财务报表索引
美国
美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
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表格10-K
ý根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告
截至本财政年度止12月31日, 2023
或
¨根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告
佣金文件编号1-32740
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能量转移LP
(注册人的确切姓名载于其章程)
特拉华州30-0108820
(成立公司或组织的州或其他司法管辖区)(国际税务局雇主身分证号码)
韦斯特切斯特大道8111号, 600套房, 达拉斯, 德克萨斯州75225
(主要行政办公室地址)(邮政编码)
注册人的电话号码，包括区号： (214) 981-0700
根据该法第12(B)节登记的证券：
每个班级的标题交易代码注册的每个交易所的名称
公共单位外星人纽约证券交易所
7.375%C系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股ETprC纽约证券交易所
7.625%D系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股ETPrD纽约证券交易所
7.600%E系列固定利率至浮动利率累积可赎回永久优先股ETPRE纽约证券交易所
9.250%第一系列定息永久优先单位ETprI纽约证券交易所
根据该法第12(G)条登记的证券：无
如果注册人是证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人，请用复选标记表示。是  ý*¨
用复选标记表示注册人是否不需要根据该法第13节或第15(D)节提交报告。是¨    不是  ý
用复选标记表示注册人(1)是否在过去12个月内(或注册人被要求提交此类报告的较短时间内)提交了1934年《证券交易法》第13或15(D)节要求提交的所有报告，以及(2)在过去90天内是否符合此类提交要求。是  ý*¨
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则405规定必须提交的每一份交互数据文件。是  ý*¨
用复选标记表示注册人是大型加速申报公司、加速申报公司、非加速申报公司、较小的报告公司或新兴成长型公司。请参阅《交易法》第12b-2条规则中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“较小申报公司”和“新兴成长型公司”的定义。
大型加速文件服务器  ý**加快了文件管理器配置速度。¨*非加速文件管理器**¨中国是一家规模较小的报告公司。☐ 新兴成长型公司：☐
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。¨
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。他说：ý
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。¨
用复选标记表示这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。¨
用复选标记表示注册人是否是空壳公司(如《交易法》第12b-2条所定义)。是☐*没有任何问题。ý
截至2023年6月30日，由注册人的非关联公司持有的注册人普通单位的总市值，根据该日该等普通单位在纽约证券交易所的报告收盘价，为$35.67十亿美元。
截至2024年2月9日，注册人已3,367,757,556公用事业单位未完成。
以引用方式并入的文件
无

目录表
财务报表索引
表格10-K
能量转移有限责任公司及其子公司
目录
第一部分
项目1.业务
6
第1A项。风险因素
47
项目1B。未解决的员工意见
93
项目1C。网络安全
93
项目2.财产
94
项目3.法律程序
95
项目4.矿山安全披露
98
第II部
项目5.注册人共同单位、相关单位持有人事项和发行人购买股权证券的市场
99
第六项。[已保留]
100
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
100
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
129
项目8.财务报表和补充数据
133
项目9.会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
133
第9A项。控制和程序
133
项目9B。其他信息
135
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
135
第三部分
项目10.董事、高管和公司治理
136
项目11.高管薪酬
142
项目12.某些实益所有人和管理层的担保所有权及有关单位持有人事项
157
项目13.某些关系和相关交易，以及董事的独立性
159
项目14.首席会计师费用和服务
160
第四部分
项目15.证物和财务报表附表
161
项目16.表格10-K摘要
162
签名
169
2
目录表
财务报表索引
定义
以下是本文档中使用的某些缩略语和术语的列表： 
/d每天一次
调整后的EBITDA
非公认会计准则计量，定义为扣除利息、税项、折旧、折旧、摊销和其他非现金项目前的收益，详见“项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--经营成果”
AOCI累计其他综合收益
Aros资产报废债务
BBtu十亿英制热量单位
Bcf十亿立方英尺
BTU英国热量单位，天然气公司使用的一种能量计量单位，用于将所用气体的体积换算成其热当量，从而计算出实际的能量含量
容量管道、加工厂或储存设施的能力是指在正常运行条件下的最大能力，就管道运输能力而言，受多种因素(包括管道沿线各输气点的天然气注入和退出以及压缩的利用)的影响，这些因素可能会使管道的吞吐能力低于规定的能力水平
柑桔Citrus，LLC，一家各持一半股份的合资企业，拥有FGT
克雷斯特伍德Crestwood Equity Partners LP
达科他州通道Energy Transfer的非全资子公司达科他州Access，LLC
无名氏美国能源部
美国司法部美国司法部
圆点美国交通部
使能支持中游合作伙伴、LP
加拿大能源转移公司Energy Transfer Canada ULC为Energy Transfer的非全资附属公司，直至其于二零二二年八月出售为止
能量转移GC NGLEnergy Transfer GC NGL LLC，前身为Lone Star NGL LLC，Energy Transfer的全资子公司
能量转移首选单位总体上，A系列优选单元、B系列优选单元、C系列优选单元、D系列优选单元、E系列优选单元、F系列优选单元、G系列优选单元、H系列优选单元和I系列优选单元
能量转移R&MEnergy Transfer（R&M），LLC（前身为Sunoco（R&M），LLC）
环境保护局美国环境保护局
等SunocoETC Sunoco Holdings LLC（前身为Sunoco，Inc.），Energy Transfer的全资子公司
埃托能量转移操作，L.P.，以前是Energy Transfer的非全资附属公司，直至其于2021年4月合并为Partnership
ETP HoldcoETP Holdco Corporation，Energy Transfer的全资子公司
《交易所法案》经修订的1934年证券交易法
探险家探索者管道和/或探索者管道公司
FEP费耶特维尔快速管道有限责任公司
FERC美国联邦能源管理委员会
FGT佛罗里达天然气输送管道和/或佛罗里达天然气输送公司，Citrus的全资子公司
公认会计原则美国普遍接受的会计原则
普通合伙人LE GP，LLC，能量转移的普通合作伙伴
HFOTCOHFOTCO LLC，Energy Transfer的全资子公司，拥有休斯顿码头
IDR激励性分配权
IFERCFERC天然气市场报告内幕
美国国税局
美国国税局
查尔斯湖液化天然气Energy Transfer的全资子公司查尔斯湖液化天然气公司
查尔斯湖液化天然气出口Energy Transfer的全资子公司查尔斯湖液化天然气出口公司
伦敦银行同业拆借利率伦敦银行间同业拆借利率
3
目录表
财务报表索引
液化天然气液化天然气
莲花中流莲花中流运营有限责任公司
MBBLS千桶
MEP中大陆快递管道有限责任公司
米德谷中谷管道公司，Energy Transfer的全资子公司
Mmbbls百万桶
MMCF百万立方英尺
MTBE甲基叔丁基醚
NGA1938年天然气法案
NGL天然气液体，如丙烷、丁烷和天然汽油
NGPA1978年天然气政策法案
NuSTARNuSTAR Energy L.P.
纽约商品交易所纽约商品交易所
纽交所纽约证券交易所
ORSOhio River System LLC，Energy Transfer的非全资子公司
职业安全与健康管理局《联邦职业安全与健康法案》
场外交易非处方药
狭长柄潘汉德尔东方管道公司，能量转移的全资子公司
合伙协议能源转让第四次修订和重新签署的有限合伙协议，至今已修订
多氯联苯多氯联苯
佩普能源转移的非全资子公司二叠纪快递合作伙伴有限责任公司
PHMSA管道危险物质安全管理
优先单位持有人A系列优先股、B系列优先股、C系列优先股、D系列优先股、E系列优先股、F系列优先股、G系列优先股、H系列优先股和I系列优先股的单位持有人
罗孚罗孚管道和/或罗孚管道有限责任公司，能量转移的非全资子公司
《独家新闻》俄克拉荷马州中南部石油省
海罗宾海知更管道和/或海知更管道公司，Energy Transfer的全资子公司
美国证券交易委员会美国证券交易委员会
A系列首选单位A系列固定利率至浮动利率累积可赎回永续优先股
B系列首选单位B系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股
C系列首选单元C系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股
D系列首选单位D系列固定利率至浮动利率累积可赎回永续优先股
E系列首选部件E系列固定利率至浮动利率累积可赎回永久优先股
F系列首选部件F系列固定利率重置累计可赎回永久优先股
G系列首选部件G系列固定利率重置累计可赎回永久优先股
H系列首选机组H系列固定利率重置累计可赎回永久优先股
系列I首选单位系列I固定费率永续优先股
芝麻东南供应集管管道和/或东南供应集管，LLC，Energy Transfer的非全资子公司
软性有担保的隔夜融资利率
西南燃气PAN Gas Storage，LLC(D.B.A.西南储气公司)，能量转移的全资子公司
SPLP能量转移的全资子公司Sunoco Pipeline L.P.
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财务报表索引
老虎泰格管道和/或ETC泰格管道有限责任公司，能量转移的全资子公司
西方人TransWest管道和/或TransWest管道公司，Energy Transfer的全资子公司
TRRC德克萨斯州铁路委员会
中继线Trunkline管道和/或Trunkline天然气公司，Energy Transfer的全资子公司
单位持有人优先单位持有人和能量转移有限责任公司普通单位持有人
USAC美国压缩伙伴公司，一家公开交易的合伙企业和Energy Transfer的合并子公司
白色悬崖白色悬崖管道公司
前瞻性陈述
本年度报告讨论的某些事项，不包括历史信息，以及Energy Transfer LP(“伙伴关系”或“Energy Transfer”)在定期新闻稿中的一些声明，以及伙伴关系官员在介绍伙伴关系时的一些口头声明，包括前瞻性声明。这些前瞻性陈述被认为是与历史或当前事实无关的任何陈述。使用“预期”、“项目”、“预期”、“计划”、“目标”、“预测”、“估计”、“打算”、“继续”、“可能”、“相信”、“可能”、“将会”或类似表达方式的陈述有助于识别前瞻性陈述。尽管伙伴关系及其普通合作伙伴认为这些前瞻性陈述是基于合理的假设以及对未来事件的当前预期和预测，但不能保证这些假设、预期或预测将被证明是正确的。前瞻性陈述会受到各种风险、不确定性和假设的影响。如果这些风险或不确定性中的一个或多个成为现实，或者如果基本假设被证明是不正确的，伙伴关系的实际结果可能与前瞻性陈述中预期、估计、预测、表达或预期的结果大不相同，因为决定这些结果的许多因素都受到难以预测和管理层无法控制的不确定性和风险的影响。关于风险、不确定性和假设的进一步讨论，见“项目1A”。风险因素“包括在本年度报告中。
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财务报表索引
第一部分
第一项：商业活动
概述
Energy Transfer LP是特拉华州的一家有限合伙企业，其普通单位在纽约证券交易所上市交易，股票代码为“ET”。
除文意另有所指外，凡提及“我们”、“伙伴关系”及“能量转移”，均指能量转移有限公司及其合并子公司，包括Sunoco LP及USAC。
我们在美国从事的主要活动如下：
•天然气业务，包括以下业务：
•天然气中游和国内运输和储存；
•州际天然气运输和储存；以及
•原油、液化天然气和成品油运输、终端、收购和营销活动以及液化天然气储存和分馏服务。
此外，我们还投资了其他业务，包括Sunoco LP和USAC，这两家公司都是主有限合伙企业。
Energy Transfer的现金流来自与其在其子公司(包括Sunoco LP和USAC)的投资相关的分配。我们的子公司分配给我们的现金金额是基于他们各自业务活动的收益和可用现金的数量。Energy Transfer的主要现金需求是分配给其合作伙伴、一般和行政费用以及偿债要求。Energy Transfer按季度将满足上述现金要求后剩余的可用现金分配给单位持有人。
我们预计我们的子公司将利用其资源以及来自运营的现金，为其宣布的增长资本支出和营运资本需求提供资金；然而，Energy Transfer可能会在我们认为审慎的情况下不时发行债务或股权证券，为我们子公司的新资本项目或其他合作目的提供流动性。
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财务报表索引
下表汇总了截至2024年2月9日的组织结构。为简单起见，未描述某些实体和所有权利益。
2023 Org Chart.jpg
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2023年取得重大成就
战略交易
•11月，该伙伴关系完成了对Crestwood的收购，Crestwood拥有位于威利斯顿、特拉华州和波德河盆地的采集和加工资产。
•今年5月，该伙伴关系收购了莲花中流公司，后者拥有一个位于二叠纪盆地的综合原油中游平台。
有机增长项目
•8月，伙伴关系的第八个分馏塔在贝尔维尤NGL工厂投入使用，使贝尔维尤山的分馏能力达到约1.15MMBbls/d。
•今年6月，伙伴关系在二叠纪盆地的200MMcf/d Bear低温加工厂投入使用。
细分市场概述
有关我们分部的更多财务信息，请参阅我们的合并财务报表附注16“项目8.财务报表和补充数据”。
州际运输和仓储部门
州内天然气运输管道从其他干线运输管道、储存设施和收集系统接收天然气，并将天然气输送到工业最终用户、储存设施、公用事业、发电机和其他第三方管道。通过我们的州内运输和存储部门，我们拥有和运营(通过全资子公司或合资企业权益)约12,200英里的州内天然气运输管道，运输能力约为24 Bcf/d，三个位于德克萨斯州的天然气存储设施和两个位于俄克拉何马州的天然气存储设施。
Energy Transfer运营着美国最大的州内管道系统之一，为全国主要贸易中心和工业消费区提供能源物流。在德克萨斯州，我们的州内运输和存储部门通过我们的OASIS管道，将天然气从德克萨斯州和路易斯安那州(二叠纪盆地和巴尼特、海恩斯维尔和伊格尔福特页岩)的各种高产天然气产区输送到主要市场，如凯蒂管道、LOBO管道、RARS和Pelico管道，以及我们的两个天然气管道和存储系统：ET Fuel和HPL。在俄克拉荷马州，我们运营俄克拉荷马州内输电公司，该公司从阿纳达科和阿科马盆地的各种页岩区块输送天然气，详情请参阅《资产概述》。
我们还拥有Red Bluff Express管道70%的权益，后者拥有特拉华州盆地的一条管道，以及科曼奇步道管道和跨佩科斯管道16%的会员权益，后者拥有从Waha Hub向美国/墨西哥边境输送天然气的管道。
我们州内运输和存储部门的业绩主要取决于我们的客户预留的容量以及流经运输管道的天然气的实际数量。根据运输合同，我们向客户收取(I)按需使用费，这是一种固定费用，用于在特定时间段内在运输管道上保留商定数量的能力，即使客户不在相应的管道上运输天然气，客户也有义务支付费用；(Ii)根据客户实际天然气吞吐量收取的运输费；(Iii)根据管道运输的天然气的百分比计算的燃料保留费；或(Iv)三者的组合，通常按月支付。
我们还通过向电力公用事业公司、独立发电厂、当地配电公司、工业终端用户和营销公司销售天然气来产生收入和利润率。一般来说，我们要么从市场上购买天然气(包括从我们的营销业务中购买)，要么从井口的生产商那里购买。在一定程度上，天然气来自生产商，它主要是以低于指定市场价格的折扣购买的，通常根据指数价格转售给客户。此外，我们的州内运输和存储部门还通过在我们的存储设施中存储客户的工作天然气收取的费用以及为我们自己管理天然气而获得收入。
州际运输和仓储部门
州际天然气运输管道从包括其他运输管道、储存设施和收集系统在内的供应来源接收天然气，并将天然气输送到工业最终用户和其他管道。通过我们的州际运输和储存部门，我们直接拥有和运营大约20,090英里的州际天然气
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财务报表索引
通过合资拥有约20.1亿bcf/d的运输能力和约7,085英里和12.3bcf/d的运输能力的管道。
我们庞大的州际天然气网络横跨美国，从佛罗里达州到加利福尼亚州，从德克萨斯州到密歇根州，提供全面的管道和存储服务。我们的管道有能力将天然气从几乎所有低48个陆上和海上供应盆地输送到美国墨西哥湾沿岸、美国东南部、西南部、中西部和东北部以及加拿大的客户。通过与其他管道的大量互连，我们的州际系统几乎可以访问该国的任何供应或市场。正如本文进一步讨论的那样，我们州际运输和储存部门的运营由FERC监管，FERC对州际天然气管道的业务和运营拥有广泛的监管权力。
我们的全资子公司查尔斯湖液化天然气拥有一个液化天然气进口终端和再气化设施，位于路易斯安那州查尔斯湖附近的路易斯安那州墨西哥湾沿岸。进口终端的地面储存能力约为9.0bcf，再气化设施的发运能力为1.8bcf/d。查尔斯湖液化天然气的全部收入来自与荷兰皇家壳牌石油公司-B(“壳牌”)的全资子公司签订的一系列长期合同。
我们的全资子公司查尔斯湖液化天然气出口公司正在我们的查尔斯湖液化天然气进口终端和再气化设施现场开发一个天然气液化项目。该项目将利用查尔斯湖液化天然气公司拥有的现有码头和储存设施。查尔斯湖液化天然气出口公司于2019年3月与壳牌签订了先前的开发协议；然而，由于新冠肺炎疫情爆发后对壳牌业务的不利市场因素影响，壳牌于2020年3月退出了该项目。该项目将受益于与同一地点现有再气化设施相关的基础设施，包括四个液化天然气储罐、两个深水码头和其他资产。
2022年，查尔斯湖液化天然气出口公司执行了六项液化天然气承购协议，每年总计近800万吨，其中包括与壳牌NA LNG LLC签订的为期20年的液化天然气协议。这些协议允许任何一方在查尔斯湖液化天然气出口公司在指定日期前没有满足指定条件的情况下终止协议。其中一个条件是，查尔斯湖液化天然气出口公司做出“最终投资决定”，继续建设液化设施。到目前为止，经协议各方同意，满足这些条件的指定日期已延长。我们还与几家客户签署了液化天然气承接的不具约束力的信函协议，我们正在与几家公司就潜在的长期液化天然气承接和该项目的潜在股权投资进行谈判。
我们州际运输和储存部门的业绩主要来自我们从天然气运输和储存服务中赚取的费用。
中游航段
中游行业由天然气收集、压缩、处理、加工、储存和运输组成，一般以收集系统和加工厂靠近天然气生产井以及储存设施靠近生产区和最终用途市场为基础的区域竞争为特征。收集系统通常由小直径管道网络组成，如有必要，还包括压缩系统，这些系统从生产井附近的点收集天然气，并将其输送到更大的管道，以便进一步运输。
处理厂从二氧化碳、硫化氢或某些其他污染物较高的天然气中去除二氧化碳和硫化氢，以确保其符合管道质量规范。天然气处理包括将天然气分离成管道质量的天然气或残渣气，以及混合的NGL流。一口井生产的一些天然气不符合下游管道制定的管道质量规格，或者不适合商业使用，必须经过处理才能去除混合的NGL流。此外，一些天然气可以进行加工，以利用从气流中提取的NGL的有利利润率。
通过我们的中游业务，我们拥有和运营(通过全资子公司或合资企业权益)天然气收集管道、天然气加工厂、天然气处理设施和天然气调节设施，总处理能力约为11.4Bcf/d。我们的中游业务专注于天然气的收集、压缩、处理、混合和加工，目前我们的业务集中在德克萨斯州、新墨西哥州、西弗吉尼亚州、宾夕法尼亚州、俄亥俄州、俄克拉何马州、阿肯色州、堪萨斯州、路易斯安那州、蒙大拿州、北达科他州和怀俄明州的主要生产盆地和页岩。我们的许多中游资产与我们的州内运输和储存资产以及我们的NGL资产整合在一起。
我们中游业务的业绩主要来自我们通过管道系统收集、运输、购买和销售的天然气产量以及在我们的加工和处理设施加工的天然气和天然气产量所赚取的利润率。
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NGL和成品油运输和服务部门
我们的NGL和成品油业务利用由管道、存储和混合设施以及战略分流地点组成的互补网络运输、存储和执行收购和营销活动，从而提供进入多个市场的机会。
我们的NGL和成品油运输和服务部门包括：
•大约5700英里长的天然气管道；
•我们的荷兰航站楼和连接管道，提供乙烷、丙烷、丁烷和天然汽油的运输，从我们的Mont Belvieu NGL综合设施到我们的荷兰航站楼，这些产品可以在那里出口；
•我们的马库斯·胡克码头，包括分馏、储存和出口资产。该设施与我们的Mariner East管道系统相连，该系统将乙烷和液化石油气(LPG)产品从宾夕法尼亚州西部、西弗吉尼亚州和俄亥俄州东部输送到我们的Marcus Hook码头，在那里这些组成产品可以出口、加工或在当地分销；
•我们在Mont Belvieu NGL综合设施的NGL分馏设施，总生产能力为1.15MMBbls/d；
•位于贝尔维尤山NGL综合体的NGL存储设施，其工作存储容量约为60MMBbls；以及
•其他NGL存储资产，总存储容量约为35MMBbls，包括2023年收购Crestwood时收购的液化石油气存储资产。
我们的NGL管道主要将NGL从二叠纪盆地、巴尼特页岩和鹰滩页岩输送到德克萨斯州的贝尔维尤山上。在东北部，我们的NGL管道从马塞卢斯和尤蒂卡页岩到我们的马库斯·胡克码头，到密歇根州马里斯维尔的客户设施，以及加拿大边境的交货点。
除了提供存储容量，我们的NGL终端服务还支持我们的液体混合活动，包括使用我们专利的丁烷混合技术。成品油业务通过使用约3760英里的成品油管道和37个活跃的成品油销售终端提供运输和终端服务。我们的成品油销售终端主要位于美国东北部、中西部和西南部，拥有约8MMBbls的成品油存储能力。我们的成品油业务利用我们整合的管道和终端资产，以及收购和营销活动，为美国多个地区的成品油市场提供服务。通过我们的成品油管道输送的产品组合因季节而异，汽油需求在夏季达到峰值，取暖油和其他馏分燃料的需求在冬季达到峰值。这些管道输送的产品包括多种牌号的汽油和中间馏分油，如取暖油、柴油和喷气燃料。这些产品管道上的运输费率由FERC和其他适用的州监管机构监管。
这一部门的收入主要来自根据专用合同或按需付费合同向客户收取的费用。根据一份专用合同，客户同意交付连接到NGL管道的特定加工厂的总产量。按需或付费合同有最低吞吐量承诺，要求客户支付费用，无论是否有固定的运输量。费用是基于市场的，与客户谈判，并与地区监管的管道和分馏塔竞争。存储收入来自基本存储和吞吐量费用。这一部分的收入还来自收费出口活动、NGL营销以及炼油厂尾气的加工和分馏。
原油运输与服务分部
我们的原油业务为美国西南部、中西部和东北部的原油市场提供运输(通过管道和卡车运输)、终端以及收购和营销服务。通过我们的原油运输和服务部门，我们拥有和运营(通过全资子公司或合资企业权益)美国西南部、中大陆和中西部约14,500英里的原油干线和集输管道。这一部分包括七个原油管道系统的股权：巴肯管道、海湾大桥管道、白色悬崖管道、毛雷帕斯管道、二叠纪快速管道、Enable South Central管道和Wink至Webster管道。我们的原油码头服务的总存储容量约为65 MMBbls，其中包括德克萨斯州尼德兰墨西哥湾码头的约30 MMBbls、休斯顿船道墨西哥湾码头的约18.2MMBbls和俄克拉荷马州库欣码头的约9.5MMBbls。我们的原油收购和营销活动利用我们的管道和终端资产，
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我们专有的原油拖拉机拖车和卡车卸货设施以及第三方资产主要服务于美国中大陆的原油市场。
我们整个原油管道系统的收入来自使用我们运输服务的托运人支付的关税。这些关税是向FERC和其他州监管机构提出的，如果适用。
我们的原油收购和营销活动包括原油的收集、收购、营销和销售。具体地说，原油收购和营销活动包括：
•在井口从生产商那里购买原油，并从主要管道互联和交易地点的集油站大量购买原油；
•在期货溢价市场条件下(未来交货的原油价格高于当前价格时)储存库存；
•在不同地点买卖不同品级的原油，以实现价值最大化；
•使用我们的管道、码头和卡车运输原油，或在必要或具有成本效益的情况下，使用第三方拥有和运营的管道、码头或卡车运输原油；以及
•通过各种类型的销售和交换交易，向主要综合石油公司、独立炼油商和转售商销售原油。
对Sunoco LP的投资
Sunoco LP主要从事向独立经销商、分销商和其他商业客户分销汽车燃料，以及在由佣金代理运营的零售点向最终用户客户分销汽车燃料。此外，它还通过租赁或转租用于零售汽车燃料的房地产获得租金收入。Sunoco LP还在夏威夷和新泽西州经营着75家零售店。
Sunoco LP是一家汽车燃料和其他石油产品的分销商，Sunoco LP向第三方经销商和分销商、佣金代理点的独立运营商和其他车用燃料商业消费者供应这些产品。批发业务还包括转混加工厂和精炼产品终端。TransMix是各种产品相互连接时在供应链(主要是管道和终端)中产生的各种精炼产品(主要是汽油和柴油)的混合物。TransMix加工厂分离这种混合物，并将其返回到可销售的汽油和柴油产品中。
Sunoco LP是Sunoco品牌和EcoMaxx品牌汽车燃料的独家批发供应商，在美国和波多黎各提供约5534家公司和第三方运营地点的广泛分销网络。除了经销汽车燃料外，Sunoco LP还经销丙烷和润滑油等其他石油产品，Sunoco LP从其租赁或转租的房地产中获得租金收入。
对美国国资委的投资
USAC在美国各地提供天然气压缩服务，包括尤蒂卡、马塞卢斯、二叠纪盆地、鹰滩、密西西比石灰、花岗岩洗页岩、伍德福德、巴尼特、海恩斯维尔、尼奥布拉拉和费耶特维尔页岩。USAC向其客户提供的压缩服务主要与基础设施应用有关，包括允许通过国内管道系统加工和运输天然气，以及通过人工举升过程提高原油产量。因此，USAC的压缩服务在天然气和原油的生产、加工和运输中发挥着关键作用。截至2023年12月31日，USAC的机队中有380万马力。
USAC运营着一支现代化的压缩机组机队，平均机龄约为11年。USAC的标准新建压缩装置通常配置为多个压缩阶段，使USAC能够在广泛的运行条件下运行其装置。作为USAC服务的一部分，该公司负责设计、设计、运营、服务和维修其压缩装置，并维护相关的支持库存和设备。
USAC以固定费用合同向其客户提供压缩服务，初始合同期限通常为6个月至5年，具体取决于压缩装置的应用和位置。USAC通常在初始合同期限之后继续在特定地点提供压缩服务，要么续签合同，要么按月或更长时间提供压缩服务。USAC主要签订固定费用合同，要求其客户即使在吞吐量有限或中断的时期也要支付月费，这提高了其现金流的稳定性和可预测性。USAC没有直接面临大宗商品价格风险，因为它不拥有其服务所涉及的天然气或原油的所有权，而且其压缩装置用作燃料的天然气由其客户供应，不向USAC收费。
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USAC的资产和业务都位于美国，并在美国进行。
所有其他细分市场
我们的“所有其他”部分包括：
•我们的天然气营销活动，通过购买和运输天然气，主要是在公司拥有的管道上，并将天然气主要出售给工业最终用户或其他营销者，来优化基本价差；
•我们的商品营销公司，主要从事电力批发交易活动；
•我们的天然气压缩设备业务，在阿肯色州、加利福尼亚州、科罗拉多州、路易斯安那州、新墨西哥州、俄克拉何马州、宾夕法尼亚州和德克萨斯州有业务；
•我们的全资子公司Dual Drive Technologies，Ltd.为从事天然气运输的客户提供压缩服务，包括我们的其他部门；以及
•参与管理煤炭和自然资源资产以及收取相关特许权使用费的子公司。我们还从其他土地管理活动中赚取收入，如出售立木、租赁与煤炭相关的基础设施，以及收取石油和天然气特许权使用费。这些业务还包括最终用户的煤炭装卸设施。
资产概述
以下描述包括伙伴关系可报告部分内的重要资产摘要。以下描述中包括的容量、体积和里程等数量是近似值，并基于当前可获得的信息；此类数量可能会根据未来事件或其他信息而发生变化。
下面的地图描绘了我们核心业务的主要资产，不包括Sunoco LP、USAC和我们所有其他部门的业务。下图和分类资产说明中的地图包括某些非全资拥有的合资企业，不包括公司和外地办事处，以及在合并基础上对伙伴关系不太重要的某些资产。
Asset Overview.jpg
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州内运输和储存
Intrastate.jpg
以下详细说明了我们在州内运输和存储部分的管道和存储设施：
资产描述所有权权益天然气管道的里程数管道吞吐能力
(bcf/d)		工作存储容量
(Bcf)
ET燃料系统(1)
100 %3,150 5.2 11.2 
绿洲管道(1)
100 %750 2.0 — 
休斯顿管道(“HPL”)系统100 %3,920 5.3 52.5 
ETC凯蒂管道100 %460 2.9 — 
摄政时期州内燃气系统(“钻机”)100 %450 2.1 — 
俄克拉荷马州内传输(OIT)(1)
100 %2,200 2.4 24.0 
科曼奇小径管道16 %195 1.1 — 
跨佩科斯管道16 %140 1.4 — 
赤壁快线管道70 %120 1.4 — 
(1)包括双向功能
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以下信息描述了我们在州内的主要运输和存储资产：
•ET燃料系统服务于美国一些最高产的生产区，由州内天然气管道和相关的天然气储存设施组成。ET燃料系统具有双向能力，并与直接通往发电厂和其他州内和州际管道的管道有许多互连。它的战略位置靠近高增长的生产区，并提供通往德克萨斯州三大天然气交易中心的通道：德克萨斯州佩科斯附近的Waha Hub，德克萨斯州中部的Mayplel Hub和德克萨斯州东部的迦太基枢纽。
ET燃料系统还包括我们的伯特利天然气储存设施，其工作能力为6.0Bcf，平均抽气能力为300MMcf/d，喷射能力为75MMcf/d，以及我们的布赖森天然气储存设施，其工作能力为5.2 Bcf，平均抽气能力为120MMcf/d，平均喷射能力为96MMcf/d。
此外，ET燃料系统与我们的Godley加工厂集成在一起，这使我们能够在加工利润率不佳时绕过工厂，方法是将来自我们的天然气收集系统(称为北德克萨斯系统)的未经处理的天然气与ET燃料系统上的天然气混合，同时继续满足管道质量规格。
•绿洲管道主要是一条36英寸长的天然气管道。它具有双向能力，大约1.3 Bcf/d的吞吐能力从西向东移动，超过750 MMcf/d的吞吐能力从东向西移动。绿洲管道连接瓦哈和凯蒂市场枢纽，并与其他管道、发电厂、加工设施、市政当局和生产商有许多互联。
绿洲管道与我们的收集系统集成在一起，称为德克萨斯州东南部系统，是最大化我们德克萨斯州东南部系统盈利能力的重要组成部分。绿洲管道通过(I)为收集在德克萨斯州东南部系统上的天然气提供通往第三方供应和市场点的通道并互连管道，以及(Ii)允许我们在加工利润率不利的情况下绕过我们在德克萨斯州东南部系统上的加工厂和处理设施，通过将德克萨斯州东南部系统中未经处理的天然气与绿洲管道上的天然气混合，同时继续满足管道质量规格，来增强德克萨斯州东南部系统的天然气。
•HPL系统是一个由州内天然气管道、Bammel地下储气库和相关运输资产组成的广泛网络。该系统可以获得德克萨斯州南部、德克萨斯州墨西哥湾沿岸、德克萨斯州东部和墨西哥湾西部历史上重要的天然气供应储量的多个来源，并直接连接到休斯顿、科珀斯克里斯蒂、得克萨斯州城市、博蒙特和德克萨斯州墨西哥湾沿岸其他城市的主要天然气分配、电力和工业负荷中心。HPL系统位于得克萨斯州许多主要天然气产区收集和运输天然气的有利位置，包括在关键的休斯顿船道和凯蒂枢纽市场的强大影响力，使我们能够在德克萨斯州天然气市场发挥重要作用。HPL系统还为其托运人提供了系统外机会，因为它与其他管道系统相互连接，可以直接进入凯蒂、休斯顿航道、迦太基和Agua Dulce的多个市场枢纽，以及我们的Bammel存储设施。
Bammel存储设施的总工作气体容量约为52.5bcf，峰值提取速率为1.3bcf/d，峰值注入速率为0.6bcf/d。Bammel存储设施位于休斯顿船运渠道市场区域和凯蒂枢纽附近，非常适合为系统内和系统外的客户提供物理备份。截至2023年12月31日，我们根据与第三方的收费安排承诺了约17.2bcf，并将约37.0bcf储存在设施中用于我们自己的账户。
•ETC凯蒂管道将三个处理设施与我们的收集系统连接起来，其中一个是我们拥有的，称为德克萨斯州东南部系统。ETC凯蒂管道为德克萨斯州东部和中北部的生产商提供服务，并提供通往凯蒂中心的通道。ETC凯蒂管道的扩展包括连接弗里斯通县的里德压缩机站和格里姆斯县压缩机站的36英寸东得克萨斯州延长线，连接格里姆斯和凯蒂枢纽的36英寸凯蒂扩展线，以及连接我们的克利本到迦太基管道和HPL系统的42英寸东南部博西耶管道。
•RARS是一条450英里长的州内管道，将天然气从路易斯安那州西北部输送到下游管道和市场。
•OIT是一条2200英里长的管道系统，为俄克拉荷马州的客户提供天然气运输和储存服务。OIT是一种类似网络的配置，具有在众多接收点和交货点之间进行多向流动的能力。OIT从阿纳达科和阿科马盆地输送天然气，包括俄克拉何马州西部的勺子、Stack、Cana Woodford、Granite Wash、克利夫兰、通卡瓦和密西西比石灰页岩油田，向与OIT连接的公用事业和工业最终用户以及与OIT互连的州际和州内管道输送天然气。OIT还在俄克拉何马州拥有两个地下天然气储存设施，总容量为24bcf，最高提取速率为0.60bcf/d。
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目录表
财务报表索引
•科曼奇步道管道是一条195英里长的州际管道，将天然气从德克萨斯州佩科斯附近的瓦哈枢纽输送到德克萨斯州圣伊利莎里奥附近的美国/墨西哥边境。该合伙企业拥有科曼奇小径管道16%的会员权益，并负责运营。
•跨佩科斯管道是一条143英里长的州内管道，将天然气从德克萨斯州佩科斯附近的瓦哈枢纽输送到德克萨斯州普雷西迪奥附近的美国/墨西哥边境。该伙伴关系拥有Trans-Pecos管道16%的会员权益并运营该管道。
•红崖快速管道是一条约120英里长的州内管道，贯穿特拉华州盆地的中心，将我们的某些工厂以及第三方工厂连接到娃哈绿洲集管。该合伙企业拥有赤壁快速管道70%的会员权益，并负责运营该管道。
•其他州内天然气管道包括路易斯安那州北部的630英里长的Pelico管道和德克萨斯州南部的167英里长的Lobo管道。
州际运输和仓储
Interstate.jpg
下面详细介绍我们在州际运输和储存部分的管道：
资产描述所有权权益天然气管道的里程数管道吞吐能力
(bcf/d)		工作存储容量
(Bcf)
佛罗里达天然气传输(“FGT”)50 %5,380 4.0 — 
西气东输管道100 %2,590 2.1 — 
狭长柄东线管道(1)
100 %6,300 2.8 73.0 
中继线100 %2,190 0.9 13.0 
老虎100 %200 2.4 — 
费耶特维尔快速管道50 %185 2.0 — 
海知更鸟管道100 %765 2.0 — 
黄貂鱼管道100 %335 0.4 — 
罗孚管道32.6 %720 3.4 — 
中大陆快速管道50 %510 1.8 — 
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启用天然气传输(“EGT”)100 %5,700 4.8 29.3 
密西西比河传输(“捷运”)100 %1,675 1.7 48.9 
东南供电箱(“SESH”)50 %290 1.1 — 
海湾输油管道100 %3353.0— 
(1)存储容量数字包括从西南天然气和第三方公司租赁的存储。
以下信息描述了我们主要的州际运输和仓储资产：
•FGT从德克萨斯州南部延伸到美国墨西哥湾沿岸地区，一直延伸到佛罗里达州南部。FGT是向佛罗里达州能源市场输送天然气的主要运输商，输送的天然气约占该州天然气消费量的60%。此外，FGT的众多州内和州际管道与主要的州际和州内天然气管道相互连接，提供了通往不同天然气供应来源的通道。FGT的客户包括电力公用事业公司、独立发电商、工业终端用户和当地配电公司。FGT由Citrus拥有，后者是与Kinder Morgan，Inc.各持股50%的合资企业。
•横贯西部管道输送来自二叠纪盆地、圣胡安盆地和阿纳达科盆地的天然气供应。该系统具有双向能力，可以访问德克萨斯州和中大陆天然气市场枢纽以及亚利桑那州、内华达州和加利福尼亚州的主要西部市场。Transwest的客户包括当地分销公司、生产商、营销者、发电厂和工业终端用户。
•PanHandle East Tube Line的传输系统由四条具有双向能力的大直径干线管道组成，从德克萨斯州、俄克拉何马州和堪萨斯州阿纳达科盆地的产区延伸约1300英里，经过密苏里州、伊利诺伊州、印第安纳州、俄亥俄州，最后进入密歇根州。PanHandle签订了超过73Bcf的天然气储存合同。
•Trunkline的传输系统由一条具有双向能力的大直径干线管道组成，从德克萨斯州和路易斯安那州的墨西哥湾沿岸地区延伸约1400英里，途经阿肯色州、密西西比州、田纳西州、肯塔基州、伊利诺伊州、印第安纳州和密歇根州。Trunkline在路易斯安那州有一个天然气储气田。
•TIGER是一个双向系统，穿过海恩斯维尔页岩的中心，在路易斯安那州德里附近结束，与多条州际管道相互连接。
•费耶特维尔快速管道起源于阿肯色州康威县附近，继续向东到达密西西比州帕诺拉县，沿线有多条管道互联。费耶特维尔快速管道由与Kinder Morgan，Inc.各持股50%的合资企业拥有。
•Sea Robin管道系统由路易斯安那州两条海上天然气供应管道组成，管道长达120英里，延伸至墨西哥湾。
•黄貂鱼管道是一条州际天然气管道系统，其资产位于墨西哥湾西部和路易斯安那州的约翰逊海湾。
•罗孚管道是一条大直径管道，将天然气从西弗吉尼亚州、俄亥俄州东部和宾夕法尼亚州西部的加工厂输送到俄亥俄州和密歇根州的其他管道互联，在那里天然气被输送到美国各地的市场和加拿大的安大略省。
•中大陆快速管道始发于俄克拉荷马州本宁顿附近，横跨路易斯安那州北部和密西西比州中部，与阿拉巴马州巴特勒的横贯大陆天然气管道系统互联。中大陆快线管道由与该系统的运营商Kinder Morgan，Inc.各持一半股份的合资企业拥有。
•EGT为俄克拉荷马州、德克萨斯州、阿肯色州、路易斯安那州、密苏里州和堪萨斯州的客户提供天然气运输和储存服务。EGT在俄克拉荷马州有两个地下储存设施，在路易斯安那州有一个地下天然气储存设施。通过沿系统和佩里维尔枢纽的众多管道互连，EGT客户可以进入中西部和东北部市场以及密西西比河以东的大多数主要天然气消费市场。
•MRT在德克萨斯州、阿肯色州、路易斯安那州、密苏里州和伊利诺伊州提供天然气运输和储存服务。捷运公司在路易斯安那州和伊利诺斯州有地下天然气储存设施。MRT通过其互连从各种州际和州内管道接收天然气，并主要向圣路易斯市场输送天然气。
•SESH是与Enbridge Inc.的50/50合资企业，在路易斯安那州、密西西比州和阿拉巴马州提供运输服务。SESH将天然气从路易斯安那州的佩里维尔枢纽运输到阿拉巴马州莫比尔县的终点。SESH与第三方天然气管道互连，并提供通往主要东南和东北市场的通道，
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直接输送到密西西比州和阿拉巴马州的发电设施，并连接到为佛罗里达电力市场发电的公司提供电力的管道。
•Gulf Run Pipeline是一条大直径管道，从德克萨斯州东部和路易斯安那州北部的Haynesville页岩中心延伸到迦太基和佩里维尔天然气中心以及墨西哥湾沿岸的其他主要市场。
再气化设备
我们的全资子公司Lake Charles LNG拥有一个LNG进口终端和再气化设施，位于路易斯安那州查尔斯湖附近的路易斯安那州墨西哥湾沿岸。进口终端的地上LNG储存能力约为9.0 Bcf，再气化设施的输出能力为1.8 Bcf/d。Lake Charles LNG的所有收入均来自与荷兰皇家壳牌有限公司（“壳牌”）全资子公司签订的一系列长期合同。
液化项目
我们的全资子公司Lake Charles LNG Export正在我们Lake Charles LNG进口终端和再气化设施的场地上开发天然气液化项目。该项目将利用位于查尔斯湖现场的查尔斯湖液化天然气拥有的现有码头和储存设施。Lake Charles LNG Export于2019年3月与壳牌签订了前期开发协议;然而，由于COVID-19疫情爆发后影响壳牌业务的不利市场因素，壳牌于2020年3月退出了该项目。该项目将受益于与同一地点现有再气化设施相关的基础设施，包括四个LNG储罐，两个深水码头和其他资产。液化设施的建设已获得FERC的批准。此外，Lake Charles LNG Export还获得了USACE的湿地许可证，可以进行湿地缓解工作，并为Lake Charles LNG设施的临时和永久码头设施进行改造和疏浚工作。
美国任何液化设施生产的液化天然气出口都需要能源部的出口授权。NGA要求能源部批准液化天然气出口申请，除非此类批准“不符合公共利益”。2013年3月，Lake Charles LNG Export获得能源部授权，向美国已经或将要签署天然气贸易自由贸易协定（“FTA”）的国家出口LNG（“FTA授权”）。于二零一六年七月，Lake Charles LNG Export亦获得美国能源部有条件授权，可向未签订天然气贸易自由贸易协定的国家出口LNG（“非自由贸易协定授权”），惟须不迟于二零二零年十二月开始出口。Lake Charles LNG Export申请将非自由贸易协定授权下的出口截止日期延长至2025年12月，能源部于2020年10月批准了该延期请求。Lake Charles LNG Export申请第二次延长开始出口的最后期限，2023年4月，能源部拒绝了与延长请求相关的新能源部政策有关的这一请求。根据这项新政策，Lake Charles LNG Export于二零二三年八月申请新的非自贸协定授权，如获批准，将为开始向非自贸协定国家出口提供新的最后期限，该最后期限为自批准日期起计七年。2024年1月，拜登政府宣布暂停能源部对LNG出口授权的审批，并指示能源部就LNG出口对国内天然气价格、气候变化等事项的累积影响开展相关研究。拜登政府表示，这些研究是必要的，使能源部能够作出有关法定的“公共利益”标准的决定。能源部表示，这些研究将需要几个月的时间才能完成，之后将在政策声明定稿之前提供政策声明草案供公众评论。这一过程预计不会在2024年11月美国总统大选之前完成。
2022年，Lake Charles LNG Export签订了六份LNG承购协议，每年总计近800万吨，其中包括与Shell NA LNG LLC签订的20年期LNG承购协议。该协议允许任何一方终止协议，如果查尔斯湖液化天然气出口没有满足指定的条件，由指定的日期。其中一个条件是查尔斯湖液化天然气出口公司做出“最终投资决定”，继续建设液化设施。到目前为止，经协定各方相互同意，满足这些条件的具体日期已经延长。我们还与几个客户签署了液化天然气承购的非约束性书面协议，我们正在与几个方面讨论潜在的长期液化天然气承购和该项目的潜在股权投资。
在拜登政府暂停能源部批准液化天然气出口授权期间，查尔斯湖液化天然气出口公司打算继续与该项目现有和潜在的液化天然气承购客户以及潜在的股权投资者进行接触。
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中游
Midstream.jpg
以下内容详细介绍了我们在中游领域的资产：
资产描述天然气净处理能力
(MMcf/d)
南得克萨斯州2,430 
方舟-拉特克斯922 
德克萨斯州中北部700 
二叠纪盆地3,428 
中大陆2,925 
威利斯顿盆地430 
粉河流域345 
东德200 
以下信息描述了我们的主要中游资产：
南得克萨斯州：
•我们的南得克萨斯州资产，包括德克萨斯州东南部系统和鹰福特系统，是一个集成系统，收集、压缩、处理、加工、脱水和运输来自奥斯汀粉笔趋势和鹰福特页岩的天然气。
我们德克萨斯州东南部系统中的资产包括一个大型天然气收集系统，该系统覆盖德克萨斯州奥斯汀和休斯顿之间的13个县，通过ETC凯蒂管道连接到凯蒂枢纽，还连接到绿洲管道。该系统还包括三个天然气加工厂(拉格兰奇、阿拉莫和布鲁克兰)，
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总产能为510MMcf/d。这些工厂处理流经我们的收集系统的丰富气体，以生产残渣气体和天然气。残渣气体被输送到我们的州内管道，NGL被输送到我们的NGL管道。
我们的处理设施在将天然气引入输送管道之前，从收集到我们系统中的天然气中去除二氧化碳和硫化氢，以确保天然气符合管道质量规范。
我们Eagle Ford系统中的资产包括30英寸和42英寸天然气收集管道，这些管道起始于德克萨斯州的迪米特县，并延伸到我们位于德克萨斯州克莱伯格县的King Ranch天然气厂和位于德克萨斯州杰克逊县的Jackson工厂。这些资产还包括四个加工厂(Chisholm、Kenedy、Jackson和King Ranch)，总产能为1.9 Bcf/d。我们的Chisholm、Kenedy、Jackson和King Ranch加工厂与我们的州际运输管道系统相连，用于输送残渣气体，还与我们的NGL管道相连。
•我们拥有Edwards Lime Gathering，LLC 60%的股份，该公司运营天然气收集、压缩和处理设施，以及位于德克萨斯州南部的石油管道和石油稳定设施。
方舟-拉特克斯：
•我们的Ark-La-Tex资产由海恩斯维尔页岩中的几个收集系统组成，通过与几条管道的互联进入多个市场，包括我们的Tiger管道。我们路易斯安那州北部的资产包括Bistineau、Creedence、TriState、Logansport、Magnolia、奥林匹亚、Amoruso和Lumberjack系统，这些系统总共包括11个天然气处理设施，总处理能力为3.1 Bcf/d。
Ark-La-Tex资产在路易斯安那州西北部的几个教区和德克萨斯州东部的几个县收集、压缩、处理和脱水天然气。这些资产还包括低温天然气加工设施、一家制冷工厂、一家空调厂、一家胺处理厂、一条渣油天然气管道，该管道为我们的加工厂提供天然气市场准入，包括与Perryville Hub和墨西哥湾沿岸地区其他市场的管道的连接；以及一条NGL管道，该管道将连接到第三方，从而为我们加工厂生产的NGL提供通往蒙特贝尔维尤市场的通道。总体而言，六个天然气加工设施(杜巴赫、林肯、罗斯伍德、芒特兰)奥利夫、斯莱戈和瓦斯康姆)的总产能为0.9Bcf/d。
通过上述收集和处理系统及其与我们的州内运输管道的互联，我们为生产商提供井口到市场的服务，包括天然气收集、压缩、加工、处理和运输。
德克萨斯州中北部：
•德克萨斯州中北部系统是一个综合系统，位于德克萨斯州中北部的四个县，收集、压缩、处理、加工和运输巴尼特和伍德福德页岩中的天然气。我们在得克萨斯州中北部的资产包括Godley工厂，该工厂加工从Barnett页岩和Stack Play生产的丰富天然气，总产能为700 MMcf/d。Godley工厂与ET燃料系统集成在一起。
二叠纪盆地：
•二叠纪盆地集气系统为德克萨斯州西部的11个县和新墨西哥州的两个县的生产商提供井口到市场的服务，这些县环绕着Waha Hub，这是德克萨斯州开发中的富含NGL的天然气市场之一。由于我们的系统靠近Waha Hub，Waha收集系统为我们收集和加工的天然气提供了各种市场渠道，包括为加州、中大陆和德克萨斯州天然气市场提供服务的几条主要的州际和州内管道。NGL市场网点包括我们的NGL管道系统。二叠纪盆地聚集系统包括13个处理设施(Waha、Red Bluff、Hley、Keystone、Tipet、Panther、Rebel、Grey Wolf、Bear、Arrohead、Carlsbadd、Orla I和Orla II)，总处理能力为3.2Bcf/d，以及1个天然气调节设施，总处理能力为200MMcf/d。
•此外，我们拥有Mi Vida JV LLC 50%的会员权益，这是一家合资企业，在德克萨斯州西部拥有一家200MMcf/d的低温加工厂。我们代表合资企业经营工厂和相关设施。我们还拥有Crestwood二叠纪盆地有限责任公司50%的股权，这是一家合资企业，拥有德克萨斯州西部的Nautilus天然气收集系统。我们代表合资企业运行收集系统。
中大陆：
•中大陆系统位于美国三大天然气产区：堪萨斯州西南部的休格顿盆地，德克萨斯州狭长地带和俄克拉何马州的阿纳达科盆地，以及俄克拉何马州东部和阿肯色州的阿科马盆地。这些成熟的盆地继续提供总体上寿命长、产量可预测的产量。我们的中大陆资产是广泛的收集、压缩和脱水低压天然气的系统。中大陆系统包括17个天然气加工设施(Mocane，Beaver，Wheeler I，
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阳光、斯皮尔曼、玫瑰谷、霍普顿、布拉德利、麦克卢尔、惠勒二世、南加拿大、克林顿、罗杰·米尔斯、卡努特、考克斯城、维图姆卡和格雷迪)，总容量约为2.9bcf/d。
•我们在低压下运行我们的中大陆系统，以最大限度地提高相连油井的总吞吐量。因此，井口压力足以让天然气流入集气管道，而无需井口压缩成本。
•我们拥有Hugoton收集系统，该系统有1900英里长的管道，横跨堪萨斯州西南部和俄克拉何马州西北部的部分地区。该系统由第三方运营。
•我们拥有Atoka Midstream LLC 50%的会员权益，该公司在俄克拉何马州拥有一个天然气收集系统。
威利斯顿盆地：
•我们拥有并运营Arrow和Rough Rider系统，其中包括天然气收集系统和加工设施(贝尔登和野生盆地)。这些加工设施的总生产能力为430MMcf/d。Arrow和Rough Rider系统位于巴肯页岩的核心，主要位于北达科他州的McKenzie和Dunn县，Arrow系统主要位于贝托德堡印第安人保留地。
粉河流域：
•我们拥有并运营Jackalope丰富的天然气收集系统、大陆快递高压管道和位于怀俄明州匡弗斯县的Bucking Horse天然气处理设施。Buking Horse气体处理设施的总处理能力为345MMcf/d。
东区：
•东部地区的资产位于宾夕法尼亚州的11个县，俄亥俄州的4个县和西弗吉尼亚州的3个县，这些县从马塞勒斯和尤蒂卡页岩中收集天然气。我们的东部地区资产包括约600英里的天然气收集管道，天然气干线和淡水管道，9个收集和加工系统以及200 MMcf/d的革命加工厂，该加工厂为我们的Mariner East和Rover管道系统提供服务。
•我们还拥有Aqua-ETC Water Solutions LLC 51%的会员权益，这是一家向宾夕法尼亚州马塞卢斯页岩钻探的天然气生产商运输和供应淡水的合资企业。
•我们拥有ORS 75%的会员权益。代表ORS，我们运营其俄亥俄尤蒂卡河系统，该系统由47英里的36英寸，13英里的30英寸和3英里的24英寸集输干线组成，并向落基山脉快速管道，德克萨斯东部传输，Leach Xpress，Rover和DEO TPL-18提供高达3.6 Bcf/d的流量。
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NGL与成品油运输与服务
NGL and RP.jpg
以下详细介绍了我们的NGL和成品油运输和服务部门的资产：
资产描述数英里的液体管道NGL分馏/加工能力
(MBbls/d)		工作存储容量
（兆字节）
液体管道：
墨西哥湾沿岸NGL Express900 — — 
西得克萨斯门户510 — — 
其他二叠纪盆地NGL1,600 — — 
水手东680 — — 
水手西区450 — — 
贝尔维尤山到尼德兰270 — — 
白色悬崖(1)
540 — — 
其他NGL750 — — 
液体分馏和储存设施：
贝尔维尤NGL山建筑群— 1,150 60,000 
纺锤形— — 8,000 
克雷斯特伍德— — 10,000 
ET Geismar Olefins(2)
— 35 — 
哈蒂斯堡— — 5,200 
雪松湾— — 1,600 
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NGL终端：
荷兰— — 1,900 
环绕墨西哥湾沿岸— — 1,200 
马库斯·胡克— — 6,000 
墨水器— — 860 
成品油管道：
东部地区1,580 — — 
中大陆地区480 — — 
西南地区590 — — 
内陆610 — — 
J.C.诺兰管道公司500 — — 
成品油码头：
鹰点— — 6,700 
马库斯·胡克码头— — 930 
马库斯·胡克油罐区— — 1,900 
营销终端— — 7,700 
J.C.诺兰航站楼— — 130 
(1)白色悬崖管道由两条平行的12英寸公共运输管道组成：一条原油管道和一条NGL管道。
(2)此外，ET Geismar Olefins尾气处理设施的进口容量为54MMcf/d。
以下信息描述了我们的主要NGL和成品油运输和服务资产：
•墨西哥湾沿岸NGL Express是一条州际NGL管道，由24英寸和30英寸长途运输管道组成，日吞吐能力约为900 MBbls，将混合NGL从二叠纪盆地、巴尼特页岩和德克萨斯州东部的加工厂输送到我们的Mont Belvieu NGL综合设施。
•西德克萨斯门户公司将在二叠纪盆地和鹰滩页岩中生产的混合天然气输送到德克萨斯州的贝尔维尤山上，日吞吐能力约为240MBbls。
•Mariner East管道系统由Mariner East 2和Mariner East 2x组成，总容量为350至375 MBbls/d，将天然气从宾夕法尼亚州西部、西弗吉尼亚州和俄亥俄州东部的马塞卢斯和尤蒂卡页岩输送到宾夕法尼亚州的目的地，包括特拉华河上的马库斯胡克码头，在那里对天然气进行加工、存储并分发到当地、国内和水运市场。
•Mariner West管道将乙烷从宾夕法尼亚州休斯敦的马塞卢斯页岩加工和分馏区输送到密歇根州马里斯维尔和加拿大边境，日吞吐能力约为50MBbls。
•Mont Belvieu至荷兰的管道系统由四条管道组成，将出口级丙烷、丁烷、乙烷和天然汽油从Mont Belvieu NGL工厂输送到荷兰码头，总吞吐能力约为730 MBbls/d。乙烷管道是Orbit墨西哥湾沿岸合资企业的一部分，如下所述。
•我们拥有51%股权的White Cliff NGL管道将DJ盆地生产的混合NGL输送到俄克拉何马州库欣，在那里它与Southern Hills管道互联，将NGL输送到德克萨斯州的Mont Belvieu，日吞吐能力约为90MBbls。
•其他NGL管道包括127英里长的贾斯蒂斯管道、63英里长的蓝岭管道、45英里长的自由管道、20英里长的精神管道以及87英里长的自由管道50%的权益。通过最近对Crestwood的收购，我们还拥有从德克萨斯州奥拉到德克萨斯州贝内杜姆的一段Epic Y级管道LP(Epic)80MBbls/d的不可分割的产能权益。
•我们的Mont Belvieu NGL综合设施是一个综合性的液体储存和分馏设施。该储存设施拥有约60MMBbls的盐丘容量，提供100%基于费用的现金流。该储存设施拥有多条NGL和成品油管道、休斯顿船道交易中心、众多化工厂、炼油厂和分馏塔。
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该分馏设施包括八个分馏塔，处理来自多个来源的NGL，包括我们的墨西哥湾沿岸NGL Express，West Texas Gateway和Justice管道。
•我们位于德克萨斯州博蒙特的Spindletop存储设施拥有8 MMBbls的盐丘容量。
•Crestwood的NGL存储资产于2023年收购，包括13个液化石油气终端，位于宾夕法尼亚州，南卡罗来纳州，密西西比州，密歇根州，纽约州和印第安纳州，提供1000万桶的存储容量，接收和交付由轨道车和第三方管道支持。
Crestwood的其他资产包括一个铁路和机车车辆车队，约1.6 MMBbls/d的NGL管道，终端和运输能力，其中还包括位于密歇根州，印第安纳州，俄亥俄州，新罕布什尔州，宾夕法尼亚州，新泽西州，纽约州，罗德岛州，北卡罗来纳州，南卡罗来纳州和密西西比州的铁路到卡车终端。
•ET Geismar Olefins由位于路易斯安那州南部密西西比河炼油厂走廊的炼油厂废气处理装置和O级NGL分馏/炼油级丙烯（“RGP”）裂解综合设施组成。尾气处理装置对炼油厂尾气进行低温处理，分馏/ RGP裂解联合装置将尾气分馏成更高价值的组分。位于路易斯安那州盖斯马尔的O级分馏塔和RGP裂解联合装置通过约100英里的管道连接到Chalmette加工厂，该加工厂的加工能力为54 MMcf/d。
•Hattiesburg存储设施是一个综合性的液体存储设施，具有大约5MMBbls的盐丘容量，提供100%的收费现金流。
•Cedar Bayou储存设施是一个综合性的液体储存设施，拥有约160万桶储罐，从固定费用储存合同、吞吐量费用和将丁烷混合到精炼汽油中的收入中产生收入。
•除了原油业务外，Nederland码头还为从我们的Mont Belvieu NGL综合体通过我们的Mont Belvieu到Nederland管道系统交付的NGL提供约190万桶的储存和分销服务，这些产品可以通过船舶出口。
•Orbit墨西哥湾沿岸合资企业由一条70英里长、20英寸的乙烷管道组成，其吞吐量约为200 MBbls/d，从我们的Mont Belvieu NGL综合设施输送到我们的荷兰码头。它还包括一个180 MBbls/d的乙烷制冷设施和一个1.2 MMBbls的存储设施在我们的荷兰终端。
•Marcus Hook码头包括分馏，终端和储存资产，地下洞穴的NGL储存容量约为2 MMBbls，地上NGL冷藏储存容量为4 MMBbls，以及相关的商业协议。该码头的成品油总储存能力约为100万桶。该设施可以通过海运船舶、管道、卡车和铁路接收NGL和精炼产品，并可以通过海运船舶、管道和卡车交付。除了为附属公司和第三方客户提供NGL存储和终端服务外，Marcus Hook终端还作为我们的Mariner East管道系统的分输出口。
Marcus Hook码头还有一个油库，总精炼产品储存能力约为2 MMBbls。该码头通过管道接收和输送成品油，主要提供终端服务，以支持我们的成品油管道的运输。
•Inkster终端位于密歇根州底特律附近，由多个盐穴组成，总存储容量约为860 MBbls的NGL。我们使用Inkster终端的存储与托莱多北部管道系统连接，并存储来自当地生产商和俄亥俄州西部炼油厂的NGL。码头可双向接收和通过管道运输，并设有卡车装卸架。
•东部地区的成品油管道包括宾夕法尼亚州东部、中部和中北部的6英寸至16英寸直径的成品油管道，纽约州西部的8英寸成品油管道和新泽西州的各种直径的成品油管道（包括80英里的16英寸直径的Harbor Pipeline）。
•中部地区的成品油管道主要包括俄亥俄州的3英寸至12英寸成品油管道和密歇根州的6英寸和8英寸成品油管道。
•西南地区精炼产品管道位于德克萨斯州东部，主要由8英寸和12英寸直径的精炼产品管道组成。
•内陆成品油管道由俄亥俄州西部、西北部和东北部地区的12英寸、10英寸、8英寸和6英寸直径的管道组成。
•的J.C. Nolan Pipeline是合伙企业的全资子公司与Sunoco LP的全资子公司之间的合资企业，将柴油从德克萨斯州赫伯特的油库运输到德克萨斯州米德兰，吞吐量约为36 MBbls/d。
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•我们有37个成品油码头，总存储容量约为8MMBbls，便于成品油进出储存或运输系统(如管道)和其他运输系统(如卡车或其他管道)。每个设施通常由多个储油罐组成，并配备一天24小时运行的自动卡车装载设备。
•鹰角码头可容纳三艘海船(船舶或驳船)，以接收和向出境船舶和驳船运送精炼产品。该油库的总现役成品油存储能力约为7MMBbls，并为客户提供通过船舶、驳船、铁路和管道进入该设施的通道。该码头可以通过轮船、驳船、铁路、卡车或管道送货，为客户提供进入各种市场的途径。该航站楼的收入主要是根据吞吐量、混合服务和存储收取费用。
•J.C.诺兰码头是合伙企业的全资子公司和Sunoco LP的全资子公司的合资企业，在得克萨斯州米德兰提供柴油存储。
•这一部分还包括以下合资企业：探索者管道公司15%的会员权益，这是一条1850英里长的管道，始发于德克萨斯州亚瑟港和休斯顿的炼油中心，延伸到伊利诺伊州芝加哥；金刚狼管道公司31%的会员权益，是一条1055英里长的管道，起始于伊利诺伊州芝加哥，延伸到底特律、大黑文和密歇根州的湾城；西海岸管道公司17%的会员权益；西海岸管道公司是一条650英里长的管道，起源于伊利诺伊州芝加哥，延伸到威斯康星州的麦迪逊和格林湾；黄石管道公司14%的会员权益，这是一条710英里长的管道，起源于蒙大拿州的比林斯，延伸到华盛顿州的摩西湖。
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原油运输和服务
Crude.jpg
以下详细介绍了我们在原油运输和服务业务中的管道和码头：
资产描述所有权权益长达数英里的原油管道工作存储容量
（兆字节）
达科他州接入管道36.40 %1,170 — 
能量输送原油管道36.40 %745 — 
河口大桥管道60 %210 — 
西得克萨斯州海湾管道100.0 %584 
二叠纪快速管道87.7 %1,004 — 
瓦滕伯格石油干线100 %75 360 
白色悬崖管道(1)
51 %530 100 
毛雷帕斯管道51 %35 — 
中谷管道100 %1,040 — 
库欣管道100 %745 — 
从眨眼到韦伯斯特管道5 %642 — 
其他，原油收集和水收集和处理100 %7,700 — 
荷兰航站楼100 %— 30,000 
米德兰码头100 %— 3,000 
马库斯·胡克码头100 %— 1,000 
休斯顿航站楼100 %— 18,200 
库欣码头100 %— 9,500 
帕托卡码头87.7 %— 1,900 
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财务报表索引
普莱斯码头55 %— 200 
柯尔特轮毂100 %20 1,200 
(1)白色悬崖管道由两条平行的12英寸公共运输管道组成：一条原油管道和一条NGL管道。
我们的原油业务包括一套完整的管道、终端、卡车运输以及收购和营销资产，为原油从生产商到最终用户市场的运输提供服务。以下详细介绍了我们在原油运输和服务领域的资产：
原油管道
我们的原油管道(通过全资子公司或合资企业权益)由大约14,500英里的原油干线管道以及遍布美国西南部、中大陆和中西部的原油和采出水收集管道组成。我们的原油管道提供了通往几个交易中心的通道，包括位于俄克拉何马州库欣的美国最大的原油交易中心，以及位于科罗拉多市米德兰和德克萨斯州朗维尤的其他交易中心。我们的原油管道还向其他向多家炼油厂输送原油的管道输送原油，并与之相连。
•巴肯管道公司。这个 达科他州的Access管道和Energy Transfer原油管道统称为“巴肯管道”。巴肯管道是一条1,915英里长的管道，将国内生产的原油从北达科他州的巴肯/三福克斯产区输送到伊利诺伊州帕托卡郊外的存储和码头枢纽，或输送到墨西哥湾沿岸的连接，包括我们在德克萨斯州尼德兰的原油码头。巴肯管道的日输油量高达750 MBbls。该管道将轻质低硫原油从北达科他州输送到中西部和墨西哥湾沿岸地区的主要炼油市场。
达科他州接入管道由大约1170英里长的12、20、24和30英寸直径的管道组成，横跨北达科他州、南达科他州、爱荷华州和伊利诺伊州。达科他州管道上运输的原油来自北达科他州芒特拉尔县、威廉姆斯县和麦肯齐县的六个终点站。这条管道将原油输送到伊利诺伊州帕托卡郊外的一个枢纽，在那里可以输送到能源转移原油管道，然后输送到墨西哥湾沿岸，或者可以通过其他管道运输到整个中西部的炼油市场。
Energy Transfer原油管道从伊利诺伊州的帕托卡到德克萨斯州的尼德兰，全长约745英里，主要是直径30英寸的管道，在那里原油可以被提炼或进一步运输到其他炼油市场。
•河口大桥管道。河口大桥管道是Energy Transfer和Phillips 66的一家子公司的合资企业，我们拥有60%的股权，并担任管道的运营商。海湾大桥管道由一条从德克萨斯州尼德兰到路易斯安那州查尔斯湖的30英寸管道和一条从路易斯安那州查尔斯湖到路易斯安那州圣詹姆斯的24英寸管道组成。 海湾大桥管道的日输送能力约为480 MBbls/d，从不同来源向圣詹姆斯原油中心输送轻质和重质原油，圣詹姆斯原油中心是墨西哥湾沿岸地区重要炼油厂的所在地。
•西得克萨斯州海湾管道公司。西得克萨斯州海湾管道是一个26英寸和20英寸的管道系统，通过联合关税将桶从德克萨斯州科罗拉多市输送到德克萨斯州朗维尤，然后交付到中谷管道和墨西哥湾沿岸的其他交货点。
•二叠纪快速管道。二叠纪快线管道是PEP合资企业的一部分，包括二叠纪快线1、二叠纪快线2、二叠纪快线3、二叠纪快线4、二叠纪朗维尤和路易斯安那州通道、朗维尤至路易斯安那州和荷兰接入管道。这些管道由德克萨斯州和俄克拉何马州的原油干线管道和原油收集管道组成，从二叠纪盆地提供外卖能力，起源于德克萨斯州西部的多个地点。
•白色悬崖管道。White Cliff管道拥有一条12英寸长的普通运输船原油管道，日吞吐能力为100MBbls，将原油从科罗拉多州的普拉特维尔输送到俄克拉何马州的库欣。
•毛雷帕斯输油管道。毛雷帕斯管道由三条管道组成，总吞吐能力为460MBbls/d，为墨西哥湾沿岸地区的炼油厂提供服务。
•中谷管道公司。中谷管道起源于德克萨斯州的朗维尤，途经路易斯安那州、阿肯色州、密西西比州、田纳西州、肯塔基州和俄亥俄州，终点是密歇根州的撒马利亚。这条管道向一些炼油厂提供原油，主要是在美国中西部。
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•库欣管道。作为2023年莲花中游交易的一部分收购的库欣管道由两条16英寸长的原油管道组成，提供从二叠纪盆地到俄克拉何马州库欣以及德克萨斯州北部第三方系统的服务。
•向韦伯斯特管道眨眼。从温克到韦伯斯特的管道能够从二叠纪盆地的温克和米德兰的起点输送大约1000 MBbl/d，然后输送到休斯顿地区的多个地点。我们在Wink to Webster管道的5%所有权权益是在2023年收购Lotus Midstream时获得的。
•原油收集和水收集和处理。我们在美国的多个盆地拥有集成的原油和水收集系统。
▪二叠纪盆地：我们在得克萨斯州西部和新墨西哥州东部聚集资产的二叠纪盆地包括特拉华州和米德兰盆地高度活跃地区的多个系统，能够将几乎所有收集的原油输送到主要市场中心，包括米德兰、Wink和Crane，以及我们自己的长距离管道，为墨西哥湾沿岸和库欣提供服务。我们的二叠纪盆地业务还包括特拉华盆地的产出水收集和处理服务，这些服务是在2023年第四季度的Crestwood交易中收购的。
▪威利斯顿盆地：我们在北达科他州和蒙大拿州东部聚集的威利斯顿盆地资产包括通过Enable和Crestwood收购获得的几个系统，这些系统是为收集原油产量并将其从井口输送到长距离管道而建造的，包括我们的巴肯管道。此外，我们在威利斯顿盆地有多个水收集系统，将产出的水输送到全资拥有的和第三方处理井。
▪中大陆：我们在俄克拉何马州和堪萨斯州聚集的中大陆资产主要将井口和卡车运往当地几家炼油厂以及俄克拉何马州的库欣。这些业务的一部分是通过Enable South Central Pipeline进行的，这是一家与CVR Energy，Inc.的子公司成立的合资企业，由我们运营，我们拥有该公司60%的会员权益。
原油码头
•德克萨斯州尼德兰Nederland码头位于博蒙特和德克萨斯州亚瑟港之间的Sabine-Neches水道上，是一个大型海运码头，为炼油厂和其他大型原油和NGL运输商提供存储和分销服务。该码头接收、储存和分发原油、液化石油气、原料、石化产品和燃料油(用于为船舶和其他海上船只加油)。该码头目前在80多个地面储罐中的总存储容量约为30MMBbls，每个储罐的单个容量高达660MMBbls。
荷兰码头的六个船坞中有三个可以接收原油，四个驳船泊位中有三个可以接收原油。这三个船坞每天能够接收超过2MMBbls的原油。除了我们的原油管道外，该码头还可以通过包括能源部在内的许多其他管道接收原油。能源部的管道将该终端与美国战略石油储备位于路易斯安那州哈克伯里的West Hackberry洞穴和德克萨斯州****附近的Big Hill洞穴连接起来，这些洞穴的总存储容量约为395 MMBbls。该码头还拥有原油轨道卸货设施，包括装船前加热重油的蒸汽供应。
荷兰码头可以通过管道、驳船和轮船运输原油和其他石油产品。该码头有三个船坞和三个驳船泊位，能够为国际运输运送原油。总体而言，该码头能够向我们的原油管道或包括能源部在内的许多第三方管道输送超过2MMBbls/d的原油。荷兰码头主要通过向许多客户提供定期或现货存储服务和吞吐能力来产生原油收入。
•德克萨斯州米德兰我们在得克萨斯州米德兰有两个码头，其中一个包括大约1MMBbls的原油存储和总共20个卡车装卸车道；该码头提供通往二叠纪Express管道的通道。第二个码头是在2023年收购莲花中流公司时获得的，提供2MMBbls的原油存储能力和额外的供需连接。
•宾夕法尼亚州马库斯·胡克马库斯胡克码头可以通过海船接收原油，可以通过海船和管道运输。该码头的总现役原油存储能力约为1MMBbls。
•德克萨斯州休斯顿休斯顿码头由位于休斯顿航道的储油罐组成，总存储容量为18.2MMBbls，用于通过管道、驳船、铁路、卡车和轮船储存、混合和运输炼油厂产品和炼油厂原料。该设施在休斯顿航道拥有五个深水船坞，可装卸Suezmax货轮，七个可同时容纳23艘驳船的驳船码头，三条进站原油管道，两条连接三家炼油厂的出港原油管道，以及许多铁路和卡车装卸点。
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•库欣，好的。库欣码头的原油储存量约为950万桶。该存储终端与来自科罗拉多州普拉特维尔的白崖管道、来自俄克拉何马州切诺基的大盐平原管道、来自堪萨斯州博耶的Cimarron管道以及与库欣所有其他主要存储终端的双向连接。库欣码头还包括卡车卸货设施。
•伊利诺伊州帕托卡帕托卡码头是PEP合资企业拥有的一个油库，位于伊利诺伊州马里恩县。该设施包括234英亩自有土地，可提供约1.9MMBbls的原油存储。
•普莱斯河码头。普莱斯河码头是犹他州碳县的一家铁路码头合资企业，能够运输当地生产的含蜡原油以及其他散装材料。该航站楼拥有200MBbls的加热存储和超过60MBbls/d的轨道装载能力。
•柯尔特中心。柯尔特中心位于北达科他州威廉斯县威利斯顿盆地的中心。作为Crestwood收购的一部分，Colt Hub于2023年收购，拥有约1.2MMBbls的原油存储能力和160MBbls/d的铁路装载能力。
原油收购与营销
我们的原油收购和营销业务是利用我们的资产进行的，其中包括大约378辆原油运输卡车、350辆拖车、大约176辆原油卡车卸货设施以及第三方卡车、铁路、管道和海洋资产。
对Sunoco LP的投资
Sunoco LP的燃料分销和营销业务由以下合并子公司进行：
·美国特拉华州有限责任公司Sunoco，LLC(以下简称Sunoco LLC)主要在全美40多个州分销机动车燃料。Sunoco LLC还处理TransMix，并通过其终端在超过15个州分销精炼产品。
•Sunoco Retail LLC(“Sunoco Retail”)是宾夕法尼亚州的一家有限责任公司，拥有和经营主要在新泽西州销售汽车燃料和商品的零售店。Sunoco Retail还出租自有土地，委托代理商代表Sunoco Retail向驾车公众销售机动车燃料，并收取佣金。
•Aloha Petroleum LLC是特拉华州的一家有限责任公司，负责分销汽车燃料，并在夏威夷群岛运营码头设施。
•Aloha Petroleum，Ltd.(“Aloha”)是一家夏威夷公司，在夏威夷群岛拥有和经营零售店，并租赁拥有的土地，委托代理商代表Aloha向驾车公众销售机动车燃料，以收取佣金。
•Peerless石油和化学品公司(“Peerless”)是特拉华州的一家码头运营商，主要在波多黎各境内向100多个地点分销燃料产品。
Sunoco LP主要从独立炼油商和主要石油公司购买车用燃料，并在包括夏威夷和波多黎各在内的美国各地分销给：
•75家公司经营的零售店；
•476个独立经营的佣金代理点，Sunoco LP根据与此类运营商的佣金代理安排向客户销售汽车燃料；
•根据长期经销协议，由独立经营者经营的6828家零售店，称为“经销商”或“分销商”；以及
•大约1 600个其他商业客户，包括无品牌零售店、其他燃料分销商、学区和市政当局以及其他工业客户。
Sunoco LP的业务还包括夏威夷和新泽西的零售业务、信用卡服务和特许经营权使用费。
对美国国资委的投资
以下是USAC资产的详细信息：
美国国家航空航天局现代化的标准化压缩机组主要由卡特彼勒公司的S 3400、3500和3600发动机提供动力，每台发动机的功率从401马力到5000马力不等。这些更大的马力单位，USAC定义为每单位400马力或更大，截至2023年12月31日，占其机队总马力的87.0%。其剩余部分
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机队由较小的马力单元组成，功率从40马力到399马力不等，主要用于气举应用。
下表提供了截至2023年12月31日USAC按马力划分的压缩单位摘要：
单位马力舰队马力单位数
马力已开始订购(1)
订单数量(1)
总马力单位数舰队马力百分比单位百分比
小马力
499,752 2,946 — — 499,752 2,946 13.0 %54.6 %
大马力
>400和416,983 715 — — 416,983 715 10.9 %13.2 %
>1,0002,858,925 1,714 52,500 21 2,911,425 1,735 76.1 %32.2 %
总大马力3,275,908 2,429 52,500 21 3,328,408 2,450 87.0 %45.4 %
总马力3,775,660 5,375 52,500 21 3,828,160 5,396 100.0 %100.0 %
(1)截至2023年12月31日，USAC拥有21台大马力机组，其中包括52,500马力，预计将于2024年交付。
所有其他
以下详细说明了“所有其他”部分的重要资产。
压缩
我们拥有Dual Drive Technologies，Ltd，该公司为从事天然气运输的客户提供压缩服务，包括我们的其他部门。
自然资源运营
我们的自然资源业务主要涉及煤炭资产的管理和租赁，以及随后收取的特许权使用费。我们还从其他土地管理活动中赚取收入，如出售立木、向某些承租人和最终用户工业工厂出租收费的煤炭相关基础设施、收取石油和天然气特许权使用费以及煤炭运输或轮车费。截至2023年12月31日，我们在阿巴拉契亚中部和北部拥有或控制了约7.3亿吨已探明和可能的煤炭储量，在肯塔基州东部、弗吉尼亚州西南部和西弗吉尼亚州南部以及伊利诺伊州盆地拥有或控制着伊利诺伊州南部、印第安纳州和肯塔基州西部的资产，并作为最终用户煤炭处理设施的运营商。
业务战略
我们相信，我们已经并将继续实施一个平衡的增长计划，通过战略收购、内部扩张、旨在提高我们现有资产的盈利能力的措施，以及在适当的情况下执行成本控制措施来管理我们的业务。
我们打算继续以多元化、以增长为导向的有限合伙企业的形式运营。我们相信，通过追求独立的运营和增长战略，我们将处于实现我们目标的最佳地位。我们平衡了对增长的渴望和保持强劲的资产负债表、充足的流动性和投资级信用指标的目标。
以下是我们核心业务的业务战略摘要：
通过收购实现增长. 我们打算继续进行战略性收购，在支持我们的投资级信用评级的同时，提供提高运营效率的机会，并增加我们现有资产的利用和扩展潜力。
参与建设和扩建机会. 我们打算通过构建和扩展系统来利用我们现有的基础设施和客户关系，以满足对中游和运输服务的新需求或增加的需求。
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增加收费业务的现金流. 我们打算增加我们在收费安排下与第三方进行的业务的百分比，以便在长期合同期间提供稳定、一致的现金流，同时减少受大宗商品价格变化的影响。
提高现有资产的盈利能力. 我们打算根据生产商的长期承诺增加新的产量，采取更多举措提高利用率，并通过改善运营来降低成本，从而提高现有资产基础的盈利能力。
竞争
天然气
提供天然气收集、压缩、处理、运输、储存和营销服务的业务竞争激烈。由于管道通常是唯一实用的陆上天然气运输方式，我们运输和储存领域最重要的竞争对手是其他管道。管道通常在位置、容量、价格和可靠性方面相互竞争。
我们面临着以对我们有利的条款保留和获得大量天然气供应的竞争，以用于我们业务的收集、处理和销售部分。我们的竞争对手包括大型综合石油和天然气公司、州际和州内管道以及其他收集、压缩、处理、加工、运输和销售天然气的公司。我们的许多竞争对手，如大型石油和天然气和管道公司，拥有比我们大得多的资本资源和天然气供应控制。
在天然气营销方面，我们有许多竞争对手，包括州际管道的营销附属公司、大型综合性石油和天然气公司，以及规模、财力和经验大相径庭的地方和国家天然气采集商、经纪人和营销员。在某些情况下，当地公用事业公司和天然气分销商直接或通过附属公司参与与我们的营销业务竞争的营销活动。
NGL
在我们的NGL管道服务的市场上，我们面临着与其他管道公司的竞争，包括那些隶属于主要石油、石化和天然气公司的公司，以及驳船、铁路和卡车车队业务。总体而言，我们的NGL管道在运输费、可靠性和客户服务质量方面与这些实体竞争。我们面临着与其他存储设施的竞争，这些竞争基于收取的费用以及接收和分发客户产品的能力。我们在德克萨斯州和路易斯安那州与许多NGL分馏器竞争。对这类服务的竞争主要是基于收取的分割费。
原油和成品油
在我们的原油和成品油管道服务的市场上，我们面临着来自其他管道以及铁路和卡车运输的竞争。一般来说，管道是长途、陆路运输产品和原油的最安全、成本最低的方法。因此，在我们的管道服务的地区，大批量运输的最重要竞争对手是其他管道。此外，管道运营面临着来自铁路和卡车的竞争，这些铁路和卡车在我们的管道运营服务的多个领域交付产品。虽然铁路和卡车的成本在长距离运输或大批量运输方面可能没有竞争力，但在我们管道服务的许多地区，铁路和卡车有效地争夺增量和边际运量。
就来自其他管道的竞争而言，主要的竞争因素包括运输费用、获得原油供应的机会和市场需求。原油采购和营销中的竞争因素包括价格和合同的灵活性、服务的数量和质量以及终端市场的准入。
我们的精炼产品终端在价格、通用性和提供的服务方面与其他独立终端竞争。竞争主要来自综合性石油公司、炼油和营销公司、独立码头公司和具有营销和贸易业务的分销公司。
燃料批发配送与零售营销
在我们的燃料批发业务中，我们主要与其他独立的机动车燃料分销商竞争。汽车燃料批发分销市场和规模庞大且不断增长的便利店行业竞争激烈且分散，导致利润率很低。我们有许多竞争对手，其中一些可能比我们拥有更多的资源和知名度。重要的竞争因素包括主要品牌的可用性、客户服务、价格、提供的服务范围和服务质量等。我们依靠我们的能力提供增值和可靠的服务，并控制我们的运营成本，以保持我们的利润率和竞争地位。
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在我们的零售业务中，我们面临着零售汽油和商品销售市场上的激烈竞争。我们的竞争对手包括大型综合性石油公司的加油站、独立的汽油加油站、便利店、快餐店、超市、药店、一元店、俱乐部店和其他类似的零售网点，其中一些是公认的国家或地区零售体系。参赛者的数量因地理区域而异。它也因汽油和便利店的供应而异。影响我们零售营销业务的主要竞争因素包括汽油和柴油采购成本、场地位置、产品价格、选择和质量、场地外观和清洁度、营业时间、商店安全、客户忠诚度和品牌认知度。我们通过具有竞争力的汽油定价进行竞争，将我们的零售汽油业务与提供各种产品的便利店结合起来，并利用广告和促销活动。
信用风险与客户
信用风险是指交易对手可能违约导致合伙企业蒙受损失的风险。已经批准并实施了信贷政策，以管理伙伴关系的交易对手组合，目的是减少信贷损失。这些政策确立了指导方针、控制和限制，通过授权对现有和潜在交易对手的财务状况进行适当评估、监测机构信用评级以及实施根据交易对手的风险状况限制风险敞口的信贷做法，将信贷风险管理在核准的容忍度范围内。此外，在某些情况下，合伙企业有时可能需要抵押品，以在必要时减轻信用风险。该伙伴关系还使用行业标准商业协议，允许对根据单一商业协议执行的交易的相关风险进行净额结算。此外，我们利用主净额结算协议来抵消与单一交易对手或关联交易对手集团之间的多个商业协议的信贷敞口。
我们的天然气运输和中游收入主要来自从事勘探和生产活动的公司。除了石油和天然气生产商，该伙伴关系的对手方还包括能源行业的各种客户组合，包括石化公司、商业和工业终端用户、市政当局、天然气和电力公用事业公司、中游公司和独立发电厂。我们的整体风险敞口可能会受到宏观经济或监管变化的积极或负面影响，这些变化在一定程度上影响了我们的交易对手。目前，管理层预计我们的财务状况或经营结果不会因交易对手的不履行而受到实质性的不利影响。
在截至2023年12月31日的一年中，我们的客户个人收入占我们综合收入的比例均未超过10%。
监管
对州际天然气管道的监管。 FERC对州际天然气管道的业务和运营拥有广泛的监管权力。根据NGA，FERC通常管理州际商业中的天然气运输。就FERC监管目的而言，“运输”包括天然气管道运输(正向运输和回程运输)、储存和其他服务。FGT、TransWest、PanHandle、Trunkline、Tiger、Fayetteville Express、Rover、Sea Robin、MidContinental Express、EGT、MRT、SESH、Stingray、Bay Run和Southwest Gas在州际商业中运输天然气，因此每个公司都有资格成为NGA下受FERC监管管辖的“天然气公司”。我们还持有某些受FERC监管监督的天然气储存设施。
FERC的NGA权力包括：
•批准新设施的选址、建设和运营；
•审定运价；
•确定我们的受监管资产被允许执行的服务类型；
•监管与这些服务相关的条款和条件；
•允许延长或放弃服务和设施；
•要求保存帐目和记录；以及
•授权购买和处置设施。
根据NGA，州际天然气公司必须收取公正合理的费率。此外，NGA禁止天然气公司在管道费率或服务条款和条件方面不适当地偏袒或不合理地歧视任何人。
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NGA管辖的天然气公司收取的最高费率及其服务条款和条件必须向FERC备案。大多数天然气公司被授权在FERC批准的公正合理的最高费率基础上提供折扣，当竞争需要此类折扣时。天然气公司通常还被允许提供不同于其关税中确定的费率的谈判费率，前提是，除其他要求外，此类公司的费率向潜在托运人提供基于成本的追索权费率，作为谈判费率的替代。天然气公司必须在不过分歧视的基础上提供费率折扣和协商费率。现行关税税率可通过申诉或FERC主动提出质疑，如果被发现不公平和不合理，可在不早于FERC提出申诉或提起诉讼的日期之前进行前瞻性修改。FERC还必须批准所有利率变化。我们不能保证FERC会允许我们收取完全收回成本的利率，或者继续奉行其有利于竞争的政策。
根据FERC根据2005年能源政策法案(“2005年EPAct”)颁布的规则，任何直接或间接与FERC管辖范围内的电力或天然气或输电或运输服务的购买或销售有关的实体，均属违法：(I)使用任何装置、计划或诡计进行欺诈；(Ii)对重大事实作出任何不真实的陈述或遗漏重大事实；或(Iii)从事或将作为欺诈或欺骗行动的任何行为、做法或业务过程。商品期货交易委员会(“CFTC”)根据商品交易法(“CEA”)也有权监管实物和期货能源商品市场的某些部分。此外，根据1914年的《联邦贸易委员会法》和2007年的《能源独立与安全法》，联邦贸易委员会有权管理石油批发市场。对于我们实际购买和销售天然气、NGL或其他能源商品；我们运输这些能源商品；以及我们进行的任何相关对冲活动，我们必须遵守这些反市场操纵法律和由FERC、CFTC和/或联邦贸易委员会执行的相关法规。这些机构拥有很大的执法权，包括能够评估或寻求对每次违规行为处以每天约150万美元的民事罚款，命令返还利润并建议刑事处罚。如果我们违反了反市场操纵法律和法规，我们还可能受到卖家、特许权使用费所有者和税务当局等相关第三方损害索赔的影响。
不遵守NGA、2005年EPA、CEA和其他管理我们运营和商业活动的联邦法律和法规，可能会导致实施行政、民事和刑事补救措施。
州内天然气和天然气管道的管理。天然气和天然气在州内的运输在很大程度上受到运输所在州的监管。就我们的州际天然气运输系统在州际商业中运输天然气而言，此类服务的费率以及条款和条件根据NGPA第311节受FERC管辖。NGPA除其他事项外，还管理由代表当地分销公司的州内天然气管道或州际天然气管道提供的运输服务。我们的管道系统上提供的一些运输和存储服务的费率以及条款和条件，包括Enable俄克拉荷马州内传输、有限责任公司、绿洲管道、LP、休斯顿管道公司等凯蒂管道、LLC、Energy Transfer Fuel、LP、Lobo管道公司、LLC、Pelico管道、LLC、Regency州内天然气有限责任公司、Red Bluff Express管道、LLC、Trans-Pecos管道、LLC和科曼奇步道管道，LLC必须根据NGPA第311节的规定受到FERC的监管。根据第311条，对州内运输收取的费率必须是公平和公平的，超过公平和公平费率收取的金额将连同利息一起退还。州内设施的运营条件声明中规定的服务条款和条件也须经FERC审查和批准。如果FERC决定不批准等于或高于我们目前批准的第311条费率的费率，我们的业务可能会受到不利影响。不遵守第311条适用于运输和储存服务的服务限制，不遵守FERC批准的311条服务费率，以及不遵守FERC批准的管道运营条件声明中确定的服务条款和条件，可能会导致司法地位改变，和/或施加行政、民事和刑事补救措施。
我们州内的天然气业务也受到德克萨斯州各种机构的监管，主要是TRRC。我们在德克萨斯州的州际管道和存储业务也受TRRC实施的德克萨斯州公用事业代码的约束。一般来说，TRRC有权确保天然气公用事业的费率、运营和服务，包括州内管道，是公正合理的，不存在歧视。根据德克萨斯州的法律，我们收取的运输服务费率被认为是公正和合理的，除非在客户或TRRC投诉中提出质疑。我们无法预测是否会对我们提出这样的投诉，或者TRRC是否会改变对这些费率的监管。不遵守《德克萨斯公用事业法》可能会导致实施行政、民事和刑事补救措施。
我们的NGL管道和运营受到国家法规的约束，这些法规可能会对NGL运输系统的设计、选址、安装、测试、施工、运营、更换和管理提出额外的环境、安全和运营要求。在一些司法管辖区，州公用事业委员会的监督可能包括罚款、处罚和与这些规定相关的施工延误。此外，费率、条款和条件
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如果NGL是通过我们的管道或其他运输工具在州际或外国商业中运输的，则在我们的管道上运输NGL的服务范围受FERC根据州际商法(ICA)和1992年能源政策法案(“1992 EPAct”)的监管。由于我们不能控制管道上运输的所有NGL的整个运输路径，FERC法规可能会由我们客户的运输决策触发。
天然气和天然气销售的监管。 目前，我们买卖天然气的价格不受联邦监管，而且在很大程度上也不受州监管。我们销售NGL的价格不受联邦或州监管。
在我们与受FERC监管的天然气管道签订运输合同的范围内，我们受FERC有关使用此类容量的要求的约束。如果我们不遵守FERC的法规和政策，或不遵守州际管道的关税，可能会受到民事和刑事处罚。
我们的天然气销售受到管道运输的可获得性、条款和成本的影响。如上所述，获得管道运输的价格和条款受到广泛的联邦和州监管。FERC经常提出和实施影响天然气行业那些领域的新规则和法规。在某些情况下，这些举措还可能影响天然气在州内的运输。其中许多监管改革的目的是促进天然气行业不同部门之间的竞争，这些举措通常反映了更宽松的监管。我们无法预测这些监管变化对我们的天然气营销业务的最终影响，我们注意到，FERC的一些监管变化可能会对州际管道上可中断运输服务的可用性和可靠性产生不利影响。我们认为，我们不会受到FERC任何此类行动的影响，其方式与与我们竞争的其他天然气营销者有实质性不同。
关于集输管道的规定。 NGA第1(B)条豁免天然气收集设施不受NGA下FERC的管辖。我们在德克萨斯州、路易斯安那州和西弗吉尼亚州拥有多条天然气管道，我们认为这些管道符合FERC用来确定管道作为不受FERC管辖的集输管道的传统测试。然而，FERC监管的传输服务和联邦不受监管的收集服务之间的区别一直是大量诉讼和不同解释的主题，因此我们收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院和国会未来的决定而发生变化。国家对收集设施的监管通常包括各种安全、环境方面的监管，在某些情况下，还包括非歧视性的征用要求和基于投诉的费率监管。
在德克萨斯州，我们的收集设施受到TRRC根据德克萨斯州公用事业法规的监管，其方式与上文所述的州内管道设施的监管方式相同。自然资源部自然资源保护局路易斯安那州管道运行科一般负责监管路易斯安那州的州内管道和收集设施，并有权审查和授权天然气运输交易以及物理设施的建设、收购、废弃和互联。
从历史上看，除了管道安全外，路易斯安那州没有采取行动行使这一关于收集设施的管辖权。在路易斯安那州，我们的Chalkley系统是作为州内运输系统进行监管的，路易斯安那州自然保护办公室已经确定我们的威士忌湾系统是一个聚集系统。
在我们经营业务的所有州，我们都受州应税征收和共同购买者法规的约束。应税征收法规通常要求采集者在没有不适当歧视的情况下，收取可能提交给采集者处理的天然气生产。同样，共同的采购人法规一般要求采集者在不过度歧视供应来源或生产商的情况下进行采购。这些法规旨在禁止偏袒一个生产商而不是另一个生产商，或者禁止一个供应来源相对于另一个供应来源的歧视。这些法规的效力是限制收集设施的所有者决定与谁签订合同购买或运输天然气的权利。
天然气采集可能会在州和联邦两级受到更严格的监管审查。例如，TRRC已经批准对其管理州内管道和采集者提供的运输和收集服务的规定进行修改，禁止此类实体不适当地歧视其附属公司。许多生产天然气的州采取了某种形式的基于投诉的监管，通常允许天然气生产商和托运人向州监管机构提出投诉，以努力解决与天然气收集准入和费率歧视指控有关的不满。如果我们的收集业务在未来受到额外或不同的州或联邦政府对费率和服务的监管，可能会受到不利影响。我们的收集作业也可能或将受到与收集设施的设计、安装、测试、建造、操作、更换和管理相关的安全和操作规定的约束。与这些事项有关的其他规则和立法也会不时审议或通过。我们无法预测这些变化可能会对我们的运营产生什么影响(如果有的话)，但根据未来的立法和监管变化，行业可能需要产生额外的资本支出和增加的成本。
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州际原油、天然气和成品油管道的管理。州际共同承运人管道的运营受到FERC根据ICA、1992年EPAct以及相关规则和命令进行的费率管理。ICA要求，石油管道的费率必须是“公正、合理”的，并且不存在不适当的歧视性，而且这些费率以及服务条款和条件必须提交给FERC。该法规还允许利害关系人对拟议的新税率或更改后的税率提出质疑。FERC被授权在长达七个月的时间内暂停此类利率的有效性，尽管利率通常在允许的最长期限内不会暂停。如果FERC发现新的或更改的费率是非法的，它可以要求承运人在费率生效期间支付退款。FERC还可以根据投诉或主动调查已经生效的费率，并可能命令承运人前瞻性地改变其费率。经适当证明，托运人可获得在提出申诉前最长两年期间遭受的损害的赔偿。
FERC通常不会主动调查州际运费，如果这些运费和我们收取的运费一样，没有受到托运人的抗议或投诉。然而，如果第三方是当前托运人或在关税税率水平上有重大经济利益，FERC可以在第三方的敦促下调查我们的费率。虽然不能保证如果受到质疑，我们最终收取的关税税率将得到维持，但管理层相信，目前对我们管道实施的关税税率在当前FERC政策和先例允许的最高税率范围内。
对于我们的产品和原油管道服务的许多地点，我们能够制定协商费率。否则，我们被允许收取基于成本的费率，或者在许多情况下，根据历史收费或与客户的结算收取原始费率。在一定程度上，我们依赖服务成本税率来建立或支持我们的税率，可能会出现联邦和州所得税的适当免税额问题。2016年7月，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院发布了对联合航空公司等人的意见。V.FERC裁定，FERC未能证明，允许组织为主有限合伙企业(MLP)的州际石油产品管道在折现的现金流权益回报之外，将所得税免税额计入作为费率基础的服务成本，不会导致管道合伙企业所有者双重收回所得税。法院撤销了FERC的命令，并将其发回FERC，以考虑证明所得税免税额不会导致双重回收的机制。
2018年3月，FERC发布了一份修订的所得税处理政策声明，其中FERC发现，根据FERC的贴现现金流方法，向一条MLP管道同时提供所得税免税额和股本回报率，会导致不允许的双重回收。FERC修改了之前的政策，声明将不再允许MLP管道在其服务成本中收回所得税补贴。FERC表示，当这些问题在随后的诉讼中出现时，它将解决联合航空公司的决定适用于非MLP合伙形式的问题。2018年7月，FERC驳回了对2018年3月修订后的政策声明进行重审和澄清的请求，但提供了进一步的指导，澄清了直通实体在未来不会被排除在论证和提供其有权享受所得税免税额的证据支持方面，并证明其收回所得税免税额不会导致投资者所得税成本的双重收回。2020年7月31日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院发表意见，支持FERC 2018年3月修订的政策声明，经重新审理后予以澄清和修订。鉴于重审令澄清了个别实体支持收回所得税免税额的辩解能力，以及法院随后支持拒绝向主有限责任合伙企业提供所得税免税额的意见，FERC关于所得税处理的政策可能对税收直通实体持有的州际管道可以向FERC监管的运输服务收取的费率产生的影响目前尚不清楚。请参看“第1A项。风险因素--监管事项。
自2018年1月起，2017年减税和就业法案改变了联邦税法的几项条款，包括降低最高企业税率。由于税率较低，如上所述，FERC根据其税率基数方法允许的最高关税税率可能会受到较低的所得税免税额部分的影响。我们的许多州际管道，如Tiger、MidContinental Express和Fayetteville Express，都与客户就支持管道建设的长期合同商定的市场费率进行了谈判，费率基数方法并不直接适用于这些合同。其他系统，如FGT、TransWest和PanHandle，混合了关税税率、贴现率和协商的费率协议。此外，其中几条管道被批准的和解协议所涵盖，未来将根据这些协议提交费率申请。因此，目前尚不清楚任何与税收有关的政策变化对这些系统的时机和影响，并根据每条管道的情况而有所不同。
1992年的EPAct要求FERC建立一种简化和普遍适用的方法，以调整州际石油管道的通货膨胀率。因此，FERC采用了指数化费率方法，允许普通运营商在规定的上限水平内改变费率，这些上限水平与制成品生产者价格指数(PPI-FG)的变化挂钩。FERC的索引方法每五年进行一次审查。
2020年12月，FERC发布了一项命令，将2021年7月1日至2026年6月30日结束的五年期间的指数化利率设定为PPI-FG加0.78%。FERC收到了对其2020年12月17日的命令进行重审的请求
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2022年1月20日，批准重审并修改了石油指数。具体地说，从2021年7月1日开始到2026年6月30日结束的五年期间，允许收取指标率的受FERC监管的液体管道每年以PPI-FG减去0.21%的幅度调整其指标值上限。FERC指示液体管道根据新的指数水平重新计算2021年7月1日至2022年6月30日的最高水平，以及2022年7月1日至2023年6月30日期间的最高水平。如果输油管道的申请费率超过其上限水平，FERC命令此类输油管道降低费率，使其符合重新计算的上限水平，该上限水平将于2022年3月1日生效。一些当事人寻求与联邦能源管制委员会重新审理1月20日的命令，但在2022年5月6日被联邦能源管制委员会拒绝。某些方面已对1月20日和5月6日的命令提出上诉。此类上诉在哥伦比亚特区巡回法庭仍悬而未决。指数化方法适用于现有汇率，包括祖辈汇率，但不包括基于市场的汇率。管道不需要将费率提高到指数上限，但允许这样做，根据指数进行的费率增加被推定为公正和合理的，除非抗议方能够证明适用指数导致的费率增加的部分大大超过管道增加的成本。根据指数化利率方法，在指数为负值的任何一年，如果管道的费率否则将高于费率上限，则必须提交降低费率的申请。
2017年11月，FERC回应了一项要求发布宣告性命令的请愿书，并发布了一项命令，该命令可能会对附属于州际管道的原油或石油产品营销商为其服务定价的方式产生重大影响，如果这些服务包括附属公司的州际管道上的运输。特别是，FERC 2017年11月的命令禁止营销附属公司在以下情况下进行买卖安排：(I)适用于其附属公司州际管道运输服务的运输差额低于附属管道对该服务的备案费率；以及(Ii)管道附属公司补贴损失。几个缔约方已要求FERC澄清其2017年11月的命令，或者批准重新审理2017年11月的命令。2022年12月15日，FERC进一步澄清了2017年11月的命令，但拒绝了重审请求。
最后，2022年12月15日，FERC发布了一份拟议的关于石油管道附属公司承诺服务的政策声明，该声明涉及承诺运输服务合同是否符合州际商法，其中唯一获得承诺服务的托运人是受监管实体的附属公司。如果获得通过，拟议的政策声明将产生一个可反驳的推定，即关联合同在某些情况下是不适当的歧视性和不公正和合理的，并需要一条管道为关联合同费率和条款提供额外的证据支持。在此之前，FERC对FERC监管的所有行业的关联合同进行了更严格的审查。对拟议的政策声明的初步意见应于2023年2月13日截止。自那时以来，FERC没有对拟议的政策声明采取进一步行动。
州内原油、天然气和成品油管道的管理。我们的一些原油、天然气和成品油管道受到TRRC、宾夕法尼亚州公用事业委员会和俄克拉何马州公用事业委员会的监管。我们合资企业权益的运营在其运营所在的州也受到监管。适用的州法规要求管道费率是非歧视性的，并提供不超过用于提供服务的管道资产总价值的公平回报。在没有托运人投诉的情况下，国家委员会通常不会启动对石油管道费率或做法的调查。对国家机构的投诉并不频繁，通常会以非正式的方式解决。尽管管理层不能确定如果受到挑战，我们的州内税率最终会得到维持，但我们认为，考虑到这一历史，目前有效的关税不太可能受到挑战，或者如果受到挑战，也不太可能被下令降低。
此外，如上所述，如果原油、NGL或产品在州际或对外贸易中运输，无论是通过我们的管道或其他运输工具，在我们的管道上运输原油、NGL或产品的费率、条款和条件可能受到FERC根据ICA和1992年EPAct的监管。由于我们不能控制我们管道上运输的所有原油、NGL或产品的整个运输路径，FERC法规可能会由我们客户的运输决策触发。
液化天然气液化设施和液化天然气出口监管。 我们液化设施的设计、建造、运营、维护和扩建，以及液化天然气的进出口，都是受到严格监管的活动，受FERC根据NGA的管辖。与管道监管相反，FERC不要求液化天然气终端所有者以基于成本或受监管的费率提供开放接入服务。
为了选址、建造和运营我们的液化天然气终端，我们获得了FERC根据NGA第3条的授权，并被要求保持授权，以及其他材料政府和监管部门的批准和许可。2005年EPAct修订了NGA第3条，以确立或澄清FERC批准或拒绝LNG终端选址、建设、扩建或运营申请的专有权力，除非2005年EPAct对NGA修正案另有规定。例如，EPAct对NGA的修正案没有任何意图影响其他适用的法律，这些法律涉及任何其他联邦机构与液化天然气终端有关的权力或责任，或根据联邦法律行事的州的权力或责任。
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在我们的液化天然气终端的整个生命周期中，还需要其他几种材料、政府和监管部门的批准和许可。我们的FERC授权要求我们遵守某些持续的条件和报告义务，并在我们设施的整个生命周期内保持其他监管机构的批准。例如，在我们的液化天然气终端的整个生命周期内，我们必须定期向FERC、PHMSA以及适用的联邦和州监管机构报告我们设施的运营和维护情况。到目前为止，我们已经能够根据需要获得并维护所需的批准，这些批准和报告义务的需要并未对我们的建设或运营产生实质性影响。
美国任何液化设施生产的液化天然气的出口都需要获得美国能源部的出口授权。NGA要求美国能源部批准液化天然气出口申请，除非这样的批准“与公共利益不一致”。2013年3月，查尔斯湖液化天然气出口公司获得能源部授权，可以向美国已经或将与之签订天然气贸易自由贸易协定(FTA)的国家出口LNG(“FTA授权”)。美国能源部目前承认的液化天然气出口自贸区国家包括澳大利亚、巴林、加拿大、智利、哥伦比亚、多米尼加共和国、萨尔瓦多、危地马拉、洪都拉斯、约旦、墨西哥、摩洛哥、尼加拉瓜、阿曼、巴拿马、秘鲁、韩国和新加坡。2016年7月，查尔斯湖液化天然气出口公司还获得了美国能源部的有条件授权，可以向没有天然气贸易自由贸易协定的国家出口液化天然气(“非自由贸易协定授权”)，但不得迟于2020年12月开始出口。查尔斯湖液化天然气出口公司根据非自贸协定授权申请将开始出口的最后期限延长至2025年12月，美国能源部于2020年10月批准了这一延期请求。查尔斯湖液化天然气出口公司申请第二次延长开始出口的最后期限，2023年4月，美国能源部拒绝了这一请求，因为美国能源部与延期请求有关的新政策。鉴于这一新政策，2023年8月，查尔斯湖液化天然气出口公司申请了新的非自贸协定授权，如果获得批准，将规定开始向非自贸协定国家出口的新截止日期，截止日期为自批准之日起七年。2024年1月，拜登政府宣布暂停批准美国能源部的液化天然气出口授权，并指示美国能源部就液化天然气出口对国内天然气价格、气候变化等问题的累积影响进行研究。拜登政府表示，这些研究是必要的，以使能源部能够作出与法定的“公共利益”标准有关的决定。美国能源部表示，这些研究将需要几个月的时间才能完成，之后将在政策声明定稿之前提供政策声明草稿，征求公众意见。这一进程预计不会在2024年11月美国总统大选之前完成。
《管道安全条例》。 根据1968年修订的《天然气管道安全法》(下称《NGPSA》)和1979年修订的《危险液体管道安全法》(下称《HLPSA》)，对于原油、NGL和凝析油，我们的管道作业受交通部通过PHMSA的监管。NGPSA和HLPSA经修订后，管理天然气以及原油、NGL和凝析油管道设施的设计、安装、测试、施工、运营、更换和管理。根据这些法案，PHMSA颁布了关于管道壁厚、设计压力、最大运行压力、管道巡逻和泄漏调查、最小深度要求和紧急程序以及旨在确保对公众提供充分保护和防止事故和故障的其他事项的规定。此外，PHMSA还制定了一系列规则，要求管道运营商为某些天然气和危险液体管道制定和实施完整性管理计划，如果管道发生泄漏或破裂，可能会影响高后果区域，这些区域的泄漏可能会产生最严重的不利后果，包括人口稠密地区、某些饮用水水源和异常敏感的生态区域。不遵守管道安全法律和法规可能会导致对制裁进行评估，包括行政、民事或刑事处罚，施加调查、补救或纠正行动义务，出现项目许可或执行方面的延误，或发布限制或禁止我们在受影响地区的部分或全部业务的禁令。
HLPSA和NGPSA已被2011年的《管道安全、监管确定性和创造就业法案》(“2011年管道安全法案”)和2016年的《保护我们的管道基础设施和加强安全法案》修订。2011年《管道安全法》增加了对违反安全规定的处罚，规定了对新建管道的额外安全要求，并要求对可能导致PHMSA对现有管道通过新的监管要求的安全问题进行研究。2011年《管道安全法》将违反安全规定的最高行政罚款增加了一倍，从单一违规增加到20万美元，对相关系列违规从100万美元增加到200万美元，但规定这些最高处罚上限不适用于某些民事执法行为。2021年5月，PHMSA发布了一项最终规则，将最高民事罚款提高到每天约20万美元，考虑到通胀，一系列违规行为的最高罚款约为200万美元。在重新授权PHMSA时，国会经常指示该机构完成某些规则制定。例如，在2021财年的综合拨款法案中，国会重新授权PHMSA到2023财年，并指示该机构推进几项监管行动，包括“管道安全：班级地点更改要求”和“管道安全：天然气输送和收集管道的安全”拟议的规则制定。为此，PHMSA于2021年11月发布了一项最终规则，大大扩大了对天然气收集管道运营商的报告和安全要求。该规定对大约40万英里以前不受监管的陆上天然气收集管道实施了安全规定，其中将规定标准
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检查和修复逃逸排放，将报告要求扩大到所有天然气收集运营商，并对某些大口径和高运行压力的天然气收集管道应用一套最低安全要求。此外，2021年6月，PHMSA发布了一份咨询公告，建议管道和管道设施运营商更新其检查和维护计划，以消除相关管道设施的危险泄漏和最大限度地减少天然气泄漏。预计PHMSA将与州监管机构一起，于2022年开始并完成对这些计划的检查。
此外，各州已经通过了类似于现有PHMSA法规的法规，用于州内收集和传输线路。我们开展业务的州通常都制定了与联邦监管方案平行的监管计划，并适用于州内管道。根据这样的州监管计划，各州有权进行管道检查，调查事故，监督合规和执法，安全计划以及记录维护和报告。国会、PHMSA和个别州可能会通过或实施额外的安全要求，这可能会导致我们和我们行业内的其他公司增加合规成本。例如，NGPSA下适用于相对人口稠密地区管道的联邦建设、维护和检查标准可能不适用于贯穿农村地区的集输管道。然而，在2019年10月，除了上文讨论的2021年11月规则外，PHMSA还公布了另外两项最终规则，这些规则创建或扩大了报告、检查、维护和其他管道安全义务，其中包括将管道完整性评估扩大到某些地点的管道，包括新定义的“中等后果区”(“MCAS”)。具体地说，PHMSA发布了一项最终规则，对陆上天然气输送管道提出了许多要求，涉及最大允许操作压力(MAOP)、再确认和超越报告、到2023年在MCAS、非高影响区(“HCA”)以及3类和4类地区发现的额外管道里程的完整性评估，以及将地震活动作为完整性管理中的一个风险因素考虑在内。通过依赖历史管道设计、施工、检查、测试和其他记录来建立MAOP，要求这些记录是可追溯、可验证和完整的。查找这样的记录，如果没有这样的记录，通过物理测试(包括水压测试)来验证最大压力，或者修改或更换设备以满足这些压力的需求，可能会显著增加我们的成本。未能找到此类记录或验证最大压力可能会导致允许的操作压力降低，这将减少我们管道的可用容量。PHMSA于2019年10月发布了适用于危险液体传输和收集管道的第二项最终规则，显著延长和扩大了某些完整性管理要求的适用范围，到2039年使用在线检测工具(除非无法对管道进行修改以允许这种使用)，增加了与年度、事故和安全相关的有条件报告要求，并扩大了HCA以外泄漏检测系统的使用。2011年《管道安全法》、2016年《管道安全法》和2020年《管道法》中与完整性相关的要求和其他条款，以及PHMSA规则的任何实施，都可能要求我们加快实施更多的资本项目或进行完整性或维护计划，并产生更高的运营成本，这可能对我们的运营结果和财务状况产生重大不利影响。
在未来的法律要求如何导致合规成本增加的另一个例子中，尽管联邦OSHA的过程安全管理(PSM)法规和EPA的风险管理规划(RMP)要求适用于受监管的设施，但PHMSA和包括TRRC在内的一个或多个州监管机构近年来扩大了监管检查的范围，将在NGL分馏设施和相关存储设施中发现的某些工厂内设备和管道包括在内，以评估此类设备和管道是否符合危险液体管道的安全要求。在PHMSA采取这些行动的范围内，接受这种检查的NGL分馏设施和相关储存设施的中游运营商可能被要求对其设施进行运营变更或修改，以满足当前PSM和RMP要求之外的标准，这些变更或修改可能导致额外的资本成本、可能的运营延误和在某些情况下可能重大的运营成本增加。
环境问题
将军。我们的加工厂、管道和相关设施的运营，包括压缩，与天然气的收集、加工、存储和传输以及NGL、原油和成品油的存储和运输相关，必须遵守严格的美国联邦、部落、州和地方法律和法规，包括有关空气排放、废水排放、危险和无害材料和废物的使用、管理和处置以及污染清理的法规。加拿大也有类似或更严格的法律。不遵守此类法律法规或导致环境泄漏的事件可能会导致我们招致巨额成本、处罚、罚款和刑事制裁、第三方对人身伤害或财产损失的索赔、翻新或升级我们的设施和项目的资本支出，或者削减或取消运营许可证。与整个行业一样，遵守现有和预期的环境法律法规会增加我们开展业务的总成本，包括我们规划、许可、建造和运营我们的工厂、管道和其他设施的成本。由于这些法律和法规，我们的建设和运营成本包括维护或升级我们的设备和设施所需的资本、运营和维护成本项目。
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我们实施了旨在确保政府对现有作业和在建作业的环境审批根据情况需要进行更新的程序。从历史上看，我们的环境合规成本对我们的业务、运营结果或财务状况没有实质性的不利影响；然而，不能保证此类成本在未来不会是实质性的。例如，我们不能确定目前无法确定的情况、监管机构更严格的执法、颁布更严格的环境法律法规或意外事件不会在未来发生并产生可能对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响的环境责任。
2021年1月美国总统换届后，未来监管方向的不确定性依然存在。拜登政府上任后发布了一项行政命令，指示所有联邦机构审查并采取行动，解决上届政府期间颁布的任何可能与本届政府政策不一致的联邦法规。因此，监管方面出现了几个事态发展，但目前尚不清楚这种情况将持续到何种程度。该行政命令还设立了一个关于温室气体社会成本的跨部门工作组(“工作组”)，除其他事项外，该工作组被要求制定计算“碳的社会成本”、“一氧化二氮的社会成本”和“甲烷的社会成本”的方法。在2021年期间，工作组公布了对碳、甲烷和一氧化二氮社会成本的中期估计，并就这些估计征求公众意见。工作组尚未公布其最后建议。对空气排放的进一步监管，以及对未来监管进程的不确定性，最终可能会减少对石油和天然气的需求，进而对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。
危险物质和废物。在很大程度上，影响我们业务的环境法律和法规涉及向土壤、地下水和地表水中排放有害物质和废物，并包括防止、最大限度地减少或补救环境污染的措施。这些法律和条例一般规范危险物质和废物的产生、储存、处理、运输和处置，并可能要求在释放或处置这些物质的地点采取调查和补救行动。例如，经修订的《综合环境反应、补偿和责任法》(CERCLA)，也被称为“超级基金”法，以及类似的州法律，对导致向环境中排放“危险物质”的某些类别的人施加责任，而不考虑过错或原始行为的合法性。这些人包括发生泄漏的地点的所有人和经营者，以及处置或安排处置已排放到环境中的危险物质的公司。根据CERCLA，这些人可能受到严格的连带责任，而不考虑过错，除其他外，调查和补救已排放到环境中的危险物质的费用，对自然资源的损害和某些健康研究的费用。CERCLA和类似的州法律还授权联邦环境保护局、其州对应机构以及在某些情况下第三方采取行动，以应对对公共卫生或环境的威胁，并寻求从责任人类别中追回它们所产生的费用。邻近的土地所有者和其他第三方就据称由排放到环境中的危险物质或其他污染物造成的人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不少见。虽然“石油”以及天然气和天然气不在CERCLA对“危险物质”的定义之外，但在我们的日常运作过程中，我们产生的废物可能属于该定义，或者可能受到其他废物处理法律和法规的约束。根据CERCLA或州法律，我们可能负责清理处置此类物质或废物的场地所需的全部或部分费用。
我们还产生危险和非危险废物，符合修订后的联邦资源保护和回收法案(“RCRA”)和类似的州法规的要求。我们目前不需要在我们的许多设施遵守RCRA的大部分危险废物要求，因为那里产生的危险废物数量最少，使我们受到不那么严格的非危险管理标准的约束。环保局不时考虑或第三方向该机构请愿，要求对非危险废物采取更严格的处理、储存和处置标准，包括与勘探、开发和生产原油和天然气有关的某些废物。例如，2016年，环保局与几个环境组织达成了一项协议，分析与石油和天然气废物有关的某些副标题D标准法规，并在必要时对其进行修订。作为对该法令的回应，2019年4月，环保局签署了一项决定，认为目前没有必要修改法规。我们产生的一些目前被归类为无害的废物未来可能会被指定为“危险废物”，导致这些废物受到更严格和更昂贵的处置要求，或者RCRA标准的全部适用于产生较少危险废物的设施。如适用法规中的这些例子的变化可能会导致我们的资本支出或工厂运营和维护费用大幅增加，对于我们的石油和天然气勘探和生产客户来说，可能会导致这些客户的运营成本增加，而对我们的加工、运输和储存服务的需求相应减少。
我们目前拥有或租赁的场地多年来一直被以前的所有者和承租人以及我们用于各种与天然气、天然气、原油和精炼产品的收集、加工、储存和传输有关的活动。石油和天然气行业内的废物处理做法多年来有所改善，通过和实施了各种
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环境法律法规。然而，在我们现在拥有或租赁的这些设施的运营历史中，一些碳氢化合物和废物被处置或以其他方式释放在不同的地点上或下面。尽管这些释放可能发生在其他人拥有或运营这些资产的过程中，但这些网站可能受CERCLA、RCRA和类似的州法律的约束。根据这些法律，我们可以被要求清除或补救以前处置的废物(包括以前的所有者或经营者处置或释放的废物)或污染(包括土壤和地下水污染)，或防止污染物的迁移。
截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月，应计项目为277百万美元和美元282在我们的综合资产负债表中，估计环境负债的应计负债和其他流动负债及其他非流动负债分别计入100万欧元。
该伙伴关系受到广泛和经常变化的联邦、部落、州和地方法律和条例的制约，包括与向环境排放材料有关的法律和条例，或与环境保护、废物管理和燃料的特性和组成有关的法律和条例。这些法律和法规要求在ETC Sunoco的许多设施以及以前拥有或第三方拥有的场地进行环境评估和补救工作。截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，这些环境补救活动的应计项目分别为2.13亿美元和2.19亿美元，计入上述应计项目总额。这些接受环境评估的遗留地点包括以前拥有的码头和其他物流资产、不再由ETC Sunoco运营的零售地点、关闭和/或出售的炼油厂和其他以前拥有的地点。我们已经为这些不再运营的遗留地点建立了一家全资自保保险公司。向专属自保保险公司支付的保费包括已发生但未报告的环境索赔估计数，其依据是精算确定的充分发展的索赔费用估计数。在这种情况下，我们根据用于计算支付给专属自保保险公司的保费的贴现估计，应计可归因于未断言索赔的损失。截至2023年12月31日，这家专属自保保险公司持有1.4亿美元的现金和投资。
伙伴关系用于环境补救活动的应计费用反映了评估表明清理费用可能和可合理估算的已确定地点的预期工作。已知索赔的应计项目未贴现，并基于现有信息、补救行动的估计时间和相关的通货膨胀假设、现有技术和目前颁布的法律和法规。由于不断变化的法规、不断变化的技术及其相关成本以及经济环境的变化，往往很难对未来的现场补救费用进行合理的估计。在确定环境补救活动的估计应计收益时，使用工程研究、历史经验和其他因素来确定和评估补救替代办法及其相关成本。
根据包括RCRA在内的各种环境法，该伙伴关系在其某些设施、以前拥有的设施和某些第三方场地启动了纠正补救行动。在伙伴关系的主要制造设施中，我们通常假定继续用于工业，并采取遏制/补救战略，重点是消除对人类健康或环境的不可接受的风险。这些地点的补救收益反映了这一战略。应计额包括旨在防止或减轻异地迁移、遏制对设施财产的影响以及处理工厂内需要补救的已知不连续区域的金额。补救活动包括，例如，关闭RCRA废物管理单位、回收碳氢化合物、处理受影响的土壤、减轻地表水影响以及防止或减轻异地迁移。由于改变财产的预定用途或将财产出售给第三方而改变这一做法，可能会导致未来的补救战略成本相对较高。
一般而言，补救地点或问题通常根据该地点或问题的现有信息逐一进行评估，在确定要记录的可能应计损失数额时，不使用汇集或统计分析来评估一组类似物品(例如，加油站地点)的总体风险。环境补救费用的估计还经常涉及对一系列估计数的评估。在许多情况下，很难确定损失估计范围中的一个点比其他任何一个点更有可能。在这些情况下，现有的会计准则允许我们在范围内应计的最低金额。因此，该范围的低端通常代表已记录的损失金额。伙伴关系的综合资产负债表反映了#美元。277截至2023年12月31日的环境应计利润为100万美元。
总之，除其他事项外，未来环境补救活动的总费用将取决于以下各项：确定任何额外的地点；确定每个地点的污染程度；所需补救行动的时间和性质；每个地点的作业性质；满足各种现行法律要求所需的技术；与其他潜在责任方的费用分摊安排的性质和条款；是否有保险覆盖范围；未来环境法律和条例的性质和范围；通货膨胀率；与监管机构达成的同意协议或补救许可的条款；以及确定伙伴关系在地点的责任，如有，考虑到其他缔约方的数量、参与程度和财务可行性。对额外损失的确认，如果以及何时发生，可能会延长很多年，但管理层不能保证它会发生
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多年来。如果环境法律或法规发生变化，或用于估计多个地点损失的假设被调整，这种变化可能会同时对多个设施、以前拥有的设施和第三方地点产生重大不利影响。因此，有时可能会从环境补救收入中收取大量费用。虽然管理层不认为任何此类收费会对该伙伴关系的综合财务状况产生重大不利影响，但它不能提供任何保证。
TransWest在其多个设施中进行土壤和地下水修复。一些清理活动包括修复TransWest系统上的几个压缩机站点，以防止多氯联苯污染，这项工作的费用不符合回收费率的条件。预计将持续到2025年的补救活动未来应计费用总额为300万美元，包括在上文提到的环境应计总额中。Transwest获得了FERC的批准，从2007年4月1日起对与多氯联苯无关的预计土壤和地下水修复成本进行回收。作为与客户正在进行的安排的一部分，TransWest继续产生与控制和清除潜在的印刷电路板污染相关的成本。未来的成本无法合理估计，因为补救活动是在客户和以前的客户提出潜在索赔时进行的。此类未来成本预计不会对我们的财务状况、运营结果或现金流产生实质性影响，但管理层不能提供任何保证。
空气排放。我们的运营受修订后的联邦《清洁空气法》和类似的州法律法规的约束。这些法律和法规监管各种工业来源(包括我们的加工厂)的空气污染物排放，并规定了各种监测和报告要求。此类法律和法规可能要求我们在建设或修改某些项目或设施(如我们的加工厂和压缩设施)时事先获得批准，这些项目或设施预计会产生空气排放或导致现有空气排放增加，我们必须获得并严格遵守包含各种排放和操作限制的空气许可证，或者我们使用特定的排放控制技术来限制排放。我们未来将在空气污染控制设备方面产生资本支出，以获得和维护运营许可证和空气排放审批。此外，我们的加工厂、管道和压缩设施受到越来越严格的规定，包括要求安装控制技术或实施工作实践以控制有害空气污染物的规定。此外，《清洁空气法》要求主要排放源的运营许可，这一要求适用于我们的一些设施。从历史上看，我们遵守现行《清洁空气法》和类似的州法律要求的成本并没有对我们的运营结果产生实质性的不利影响；然而，不能保证此类成本在未来不会是实质性的。环保局和州机构经常在考虑、提出或最终确定新的法规，这些法规可能会影响我们现有的运营以及新基础设施开发的成本和时机。例如，2015年10月，环保局根据《清洁空气法》发布了一项最终规则，将地面臭氧的国家环境空气质量标准(NAAQS)降至8小时初级和次级臭氧标准的百万分之70。环保局于2018年完成了达标/未达标，中等或高度未达标的州必须在2021年10月之前向环保局提交州实施计划。根据法律，环保局必须每五年审查一次NAAQ。2020年12月，美国环保局宣布，将原封不动地保留2015年的臭氧NAAQS。然而，拜登政府已宣布计划正式审查这一决定，并考虑制定更严格的标准。重新划分区域或实施更严格的标准，可能会使在新指定的非达标区建造新的或改装的空气污染源变得更加困难。此外，由于这一新的最终规则，预计各州将实施更严格的要求，这可能适用于我们客户的运营。遵守这项或其他新法规可能需要在我们的一些设备上安装新的排放控制，导致许可时间更长，并显著增加我们的资本支出和运营成本，这可能会对我们的业务产生不利影响。
《清洁水法》。经修订的1972年联邦水污染控制法(“清洁水法”)和类似的州法律对向州水域和美国水域排放污染物，包括含烃废物，施加了限制和严格控制。根据《清洁水法》和类似的州法律，必须获得国家污染物排放消除系统或州许可证，或两者兼有，才能将污染物排放到联邦和州水域。此外，《清洁水法》和类似的州法律要求个人许可或一般许可下的覆盖范围必须由排放雨水径流的附属设施获得。《清洁水法》还禁止在包括湿地在内的受管制水域排放疏浚和填埋材料，除非获得许可。2015年6月，美国环保局和美国工程师队(USACE)发布了一项最终规则，试图澄清联邦政府对“美国水域”(WOTUS)的管辖权范围，但随后对这一规则提出了法律挑战。2023年1月，
EPA和USACE发布了一项最终规则，将恢复2015年前实施的水保护。然而，2023年1月的规则受到了挑战，目前在27个州被禁止。另外，2023年5月，美国最高法院发布了对萨克特诉环境保护局案的意见，该案使用“连续表面连接”测试来确定湿地是否符合WOTUS的资格。萨克特的裁决使2023年1月规则的某些部分无效，并显著缩小了其范围，导致2023年9月发布了修订后的规则；然而，2023年9月的规则并未定义“连续表面连接”一词。由于禁令，该规则的实施目前因州而异，目前尚不清楚这些机构将在多大程度上解释“持续地面连接”一词。作为这些发展的结果，
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《清洁水法》的管辖范围目前尚不确定，但只要任何规则扩大《清洁水法》的管辖范围，我们的业务以及我们的勘探和生产客户的钻探计划可能会在获得湿地区域疏浚和填埋活动许可证方面招致更多成本和延误。
此外，在超过35年的时间里，USACE根据简化的全国许可(NWP)计划授权管道的建设、维护和维修。环保组织不时对NWP计划提出质疑，2020年4月，美国蒙大拿区地区法院裁定NWP 12没有遵守联邦《濒危物种法案》的咨询要求。地区法院腾出了第12号西北石油公司，并下令根据许可证颁发新的石油和天然气管道项目授权。2021年1月，EPA和USACE发布了一项最终规则，重新发布并限制NWP 12仅限于石油和天然气管道，并创建了一个新的全国性许可证，授权与输送其他物质(如盐水、饮用水、废水和其他物质，不包括石油、天然气、石油或天然气产品和电力)的公用事业线路相关的某些疏浚和填充活动。拜登政府被要求审查最终规则。此外，加州北区地区法院2021年10月的一项裁决导致2020年修订《清洁水法》第401条认证程序的规则无效，随后，2021年11月，USACE宣布暂停某些许可决定的最终定稿，包括根据NWP 12的决定，这些决定依赖于2020年规则下的第401条认证或豁免。这一空缺后来在2022年4月被美国最高法院搁置，环境保护局于2023年9月公布了更新和取代相关法规的最终规则。如果由于未来的任何行动，我们必须从USACE为我们的项目获得个人许可，我们可能会面临重大延误和财务成本。
漏油了。我们的业务可能导致受管制物质的排放，包括NGL、原油或其他产品。经修订的1990年联邦《石油污染法》(“OPA”)修订的《清洁水法》和类似的州法律对向州水域或美国水域排放受管制物质施加了限制和严格控制。《清洁水法》和类似的州法律可以对不遵守规定的行为施加实质性的行政、民事和刑事处罚，包括泄漏和其他未经授权的排放。OPA要求覆盖设施的所有者对石油泄漏到可航行水域、海岸线或美国专属经济区的移除费用和其他后果承担严格的连带责任，并可能承担无限责任。《清洁水法》和一些州法律的泄漏预防、控制和对策要求要求安装围堵堤坝和类似的结构，以帮助防止发生石油泄漏时对通航水域的影响。PHMSA、EPA或各种州监管机构已经批准了我们的漏油应急响应计划，这些计划将在发生漏油事件时使用。
此外，一些州维持着地下水保护计划，要求可能影响地下水条件的排放或操作必须获得许可。我们的管理层相信，遵守现有许可证和遵守可预见的新许可证要求不会对我们的运营业绩、财务状况或预期现金流产生重大不利影响。
濒危物种。修订后的《濒危物种法》限制了可能影响濒危或受威胁物种或其栖息地的活动。根据《候鸟条约法》，对候鸟也提供了类似的保护。我们可以在目前被指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区开展业务，或者在那里可能发现以前未确定的濒危物种，或将其他物种指定为濒危或受威胁物种，在这种情况下，此类一个或多个开发可能会导致我们在受影响地区招致额外成本、制定栖息地保护计划、受到扩张或运营限制，或被禁止。此外，在我们的石油和天然气勘探和生产客户运营的地区，将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种，可能会导致我们的客户因物种保护措施而产生的成本增加，并可能导致我们客户的运营延迟或受到限制，从而减少对我们服务的需求。
气候变化。气候变化继续引起公众、政府和科学界的极大关注。因此，已经提出并可能继续在国际、国家、区域和州各级政府一级提出许多建议，以监测和限制温室气体(“温室气体”)的排放。这些努力包括考虑总量管制和交易计划、碳税和温室气体报告和跟踪计划，以及直接限制某些来源温室气体排放的法规。在美国，到目前为止，还没有在联邦一级实施全面的气候变化立法。然而，加拿大已经实施了联邦碳定价制度，在美国，总裁·拜登已经宣布，他打算大幅减少温室气体排放，特别是石油和天然气行业的排放。例如，2021年1月27日，总裁·拜登签署了一项行政命令，承诺在气候变化问题上采取实质性行动，呼吁联邦政府增加使用零排放汽车，取消对化石燃料行业的补贴，增加海上风能的生产，并加强对政府机构和经济部门与气候相关风险的重视。2024年1月26日，总裁·拜登宣布暂停向美国没有自由贸易协定的国家新出口液化天然气的决定，等待美国能源部对授权的基本分析进行审查。此外，环境保护局在《清洁空气法》的授权下通过了一些规则，其中包括建立显著恶化的可能性
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(“PSD”)对某些大型固定污染源的温室气体排放的建造和第五章运行许可审查，这些污染源也是某些主要或标准污染物排放的潜在主要来源，审查可能要求在排放温室气体的有覆盖设施获得PSD许可，并满足这些温室气体排放的“最佳可用控制技术”标准。此外，环保局还通过了要求监测和年度报告美国某些石油和天然气系统来源的温室气体排放的规则，其中包括陆上加工、传输、储存和分配设施。2015年10月，美国环保署修订并将温室气体报告要求扩大到石油和天然气行业的所有领域，包括收集和提升设施以及天然气输送管道的排污。
联邦机构还开始直接监管石油和天然气作业产生的温室气体排放，如甲烷。2016年6月，美国环保局发布了新的污染源性能标准(NSPS)，称为OOOOa分部，要求石油和天然气行业的某些新的、改装或重建的设施以减少这些甲烷气体和挥发性有机化合物(VOC)的排放。这些OOOA子部标准扩展了EPA于2012年发布的NSP，称为子部OOOO，使用了特定于设备的排放控制实践，要求对气动控制器和泵以及压缩机进行额外控制，并对天然气压缩机和增压站提出泄漏检测和维修要求。2020年9月，美国环保局取消了该部门的天然气运输和储存业务，并取消了该规则对生产和加工设施的甲烷特定要求。然而，国会通过了，总裁·拜登签署成为法律，废除了2020年的规则制定，实际上恢复了2016年的标准。此外，2023年12月，美国环保局发布了一项最终规则，为原油和天然气井场地、天然气收集和增压压缩机站、天然气加工厂以及传输和储存设施建立了OOOOb新污染源和OOOOc首次现有的温室气体和VOC排放源性能标准。受影响的排放装置或工艺的所有者或操作员必须遵守特定的性能标准，包括使用光学气体成像进行泄漏检测和随后的维修要求、通过捕获和控制系统减少95%的排放、零排放要求、操作和维护要求以及所谓的“绿色井”完成要求。2023年12月的规定还建立了一个“超级排放者”应对计划，允许第三方向环保局报告大规模甲烷排放事件，从而触发某些调查和维修要求。违反这些规定的罚款和处罚可能会很高。温室气体排放标准，包括强加于石油和天然气部门的甲烷排放，可能会导致我们的运营成本增加，并导致此类运营的延迟或缩减，从而可能对我们的业务产生不利影响。几个州也已经通过或正在考虑采用与温室气体排放相关的法规，其中一些法规比联邦政府实施的法规更严格。
在国际层面，2015年12月，美国与国际社会一起在法国巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方大会上签署了《巴黎协定》，该条约要求成员国从2020年开始每五年提交一次各自确定的、不具约束力的减排目标。尽管美国在特朗普政府的领导下退出了《巴黎协定》，但总裁·拜登在2021年2月再次承诺了美国，并在2021年4月宣布了一个新的、更严格的国家决定的减排水平，到2030年，整个经济体的温室气体净排放量将在2005年的基础上减少50%-52%。2021年11月，国际社会在格拉斯哥举行的第26届缔约方大会(“COP26”)上再次聚首，会上发表了多项声明，包括呼吁缔约方取消化石燃料补贴等措施。与此相关的是，美国和欧盟在COP26上联合宣布启动全球甲烷承诺，这是一项致力于到2030年将全球甲烷排放量在2020年水平上减少至少30%的集体目标，包括在能源领域的“所有可行的削减”。2023年12月，在第二十八届缔约方大会(“COP28”)上，缔约方签署了一项在能源系统中逐步淘汰化石燃料和增加可再生能源能力的协议，尽管没有设定这样做的时间表。
总裁·拜登2021年1月发布的气候变化行政命令指示内政部长暂停在公共土地或近海水域新的石油和天然气租赁，直到完成对联邦许可和租赁做法的全面审查，考虑是否调整与从公共土地和近海水域开采的煤炭、石油和天然气资源相关的特许权使用费，或采取其他适当行动，以考虑到相应的气候成本。该行政命令还指示联邦政府确定“化石燃料补贴”，以采取措施，确保在符合适用法律的范围内，联邦资金不直接补贴化石燃料。如上所述，2021年1月发布的另一项行政命令设立了一个工作组，该工作组被要求开发计算“碳的社会成本”、“一氧化二氮的社会成本”和“甲烷的社会成本”的方法。在2021年期间，工作组公布了对碳、甲烷和一氧化二氮社会成本的中期估计，并就这些估计征求公众意见。工作组尚未公布其最后建议。然而，2023年9月，总裁·拜登发布了一项行政命令，指示各机构在对重大联邦行动进行环境审查时，考虑工作组对项目温室气体的社会成本。
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通过和实施任何要求报告温室气体或以其他方式限制温室气体排放的国际、联邦或州立法或法规，可能会导致合规成本增加或额外的运营限制，并可能对我们的业务、财务状况、对我们服务的需求、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。诉讼风险也在增加，因为几家石油和天然气公司被起诉，指控它们因生产和销售化石燃料产品而造成与气候有关的损害，或者据称一段时间以来一直意识到气候变化的影响，但没有向投资者或客户充分披露此类风险。各种投资者越来越担心气候变化的潜在影响，并可能在未来选择将部分或全部投资转移到其他领域。为化石燃料能源公司提供融资的机构贷款机构也变得更加关注有利于风能和太阳能光伏等“清洁”能源的可持续贷款做法，从而使这些来源对投资更具吸引力，其中一些机构可能会选择不为化石燃料能源公司提供资金。例如，在缔约方会议第26届会议上，格拉斯哥净零目标金融联盟(“GFANZ”)宣布，来自45个国家的450多家公司的承诺已导致超过130万亿美元的资本承诺用于净零目标。GFANZ的各种次级联盟通常要求参与者设定短期、特定部门的目标，以便到2050年将其融资、投资和/或承销活动转变为净零。此外，金融机构可能会被要求采取政策，限制对化石燃料能源公司的融资。2020年底，美联储加入了绿色金融系统网络(NGFS)，这是一个金融监管机构联盟，专注于应对金融部门与气候有关的风险。最近，在2021年11月，美联储发表了一份声明，支持NGFS为应对与央行和监管机构最相关的气候相关挑战确定关键问题和潜在解决方案的努力。这种努力可能使为勘探和生产或中游活动获得资金变得更加困难，还可能增加获得融资的成本和/或对融资条件产生负面影响。
最后，我们所在地区的气候事件，无论是来自气候变化还是其他原因，都可能导致我们的服务中断，在某些情况下，我们的服务延误或暂停。这些事件，包括但不限于干旱、冬季风暴、野火、极端温度或洪水，可能会因气候变化而变得更加强烈或更加频繁，并可能对我们的持续运营产生不利影响。如果发生这种影响，我们的运营可能会受到各种方面的不利影响，包括我们的设施或我们客户的设施因强风或水位上升而受损，或增加保险成本或难以获得保险。气候变化的另一个可能后果是季节性温度的波动性增加。我们的NGL和天然气市场通常会在天气变冷时得到改善，而在天气变暖时会受到影响，因此气候的任何变化都可能影响我们运输的燃料市场，从而影响对我们服务的需求。尽管“全球变暖”一词被用作气候变化的简称，但一些研究表明，气候变化可能会导致一些地区的气温大大低于历史平均水平。因此，很难预测我们产品的市场会如何受到气温波动加剧的影响，尽管如果气温总体上有变暖的趋势，预计将对我们的业务产生不利影响。
我们认识到有必要减少排放并将替代能源纳入我们的运营中，我们积极寻求经济上有利的机会，以减少我们在整个运营过程中的环境足迹。保护公众健康和环境是我们环境管理团队在资产建设和运营中的首要举措。这些团队致力于减少我们的排放，并将我们对环境的影响降至最低。我们团队的一些努力包括：
•在我们的天然气压缩业务中，使用我们专有的双驱动技术，能够在电动机和天然气发动机之间切换压缩驱动器，使我们能够减少氮氧化物、一氧化碳、二氧化碳和挥发性有机化合物的排放;
•在整个管道系统中安装了约12，000个低排放气动装置，使我们能够安全有效地调整和控制我们的运营，减少甲烷排放;
•自愿安装热氧化器，可破坏挥发性有机化合物并将甲烷转化为二氧化碳（一种碳强度较低的温室气体），从而在我们50多家天然气加工和脱硫厂中的许多工厂将挥发性有机化合物和甲烷排放量减少98%或更多;
•在我们的大部分天然气收集管道系统中实施创新的液体管理流程，使我们能够最大限度地减少闪蒸排放和甲烷排放;
•在我们的2，200多个天然气收集和处理设施中使用光学气体成像相机，作为我们泄漏检测和修复计划的一部分，使我们能够减少排放，提高安全性，降低成本，防止产品损失，并保持设备完整性;
•使用在线检测工具或智能清管器，使我们能够检测管道系统的腐蚀、裂缝或其他缺陷，从而保护环境以及我们社区、员工和土地所有者的安全;以及
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•使用其他方法，包括管道排污直接注入、液体管道系统优化、原油卡车卸载和直接注入，所有这些都有助于减少我们运营过程中的排放和甲烷释放到大气中。
通过可再生能源为我们的资产供电是我们运营的一个既定组成部分，这样做在经济上是可行的。我们通过使用多元化的能源组合，包括太阳能和风能发电，减少了我们的碳足迹。我们每天从太阳能和风能购买的电能比例接近20%。自2019年起，我们已订立专用太阳能合约，以购买148兆瓦的太阳能电力，以支持我们资产的营运。我们还在美国各地运营着大约18，000个太阳能电池板供电的计量站。
2021年2月，我们宣布成立替代能源集团。该小组的任务是加大我们的努力，支持可再生能源项目，如太阳能和/或风力发电场，无论是作为电力购买者，还是与第三方开发商合作，只要它们具有经济意义。该小组还专注于开发替代能源项目，旨在减少我们整个运营过程中的环境足迹，包括与碳捕获，利用和封存二氧化碳相关的各种项目。
虽然我们的环境管理措施并未对我们的资本开支或经营业绩产生重大影响，但我们认识到这些措施的非财务影响是我们的投资者和其他利益相关者所关注的。我们自愿发布有关这些举措的其他信息;但是，如果这些单独发布的信息在合并合伙企业的背景下不重要，并且/或者如果10-K表格的说明不要求，则这些单独发布的信息将被排除在10-K表格的年度报告之外。有关我们的环境管理措施的更多信息，包括我们遏制温室气体排放和整合替代能源的努力，请参阅我们网站http://www.energytransfer.com/corporate-responsibility上的企业责任报告。我们网站上的信息不属于本报告的一部分。
员工健康和安全。我们受制于联邦OSHA和类似的州法律的要求，这些法律规范了对工人健康和安全的保护。此外，职业安全和健康管理局的危险信息交流标准要求维护有关作业中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。从历史上看，我们的OSHA所需活动的成本，包括一般行业标准、记录保存要求和职业暴露于受管制物质的监测，并没有对我们的运营结果产生实质性的不利影响，但不能保证这些成本在未来不会是实质性的。
自然资源评论。《国家环境政策法》规定了涉及联邦土地或需要联邦机构批准的某些项目的环境影响评估程序。《国家环境政策法》进程涉及到其他一些环境法律和条例，包括《濒危物种法》、《候鸟条约法》、《河流和港口法》、《清洁水法》、《秃鹰和金鹰保护法》、《鱼类和野生动物协调法》、《海洋哺乳动物保护法》和《国家历史保护法》，这些法律和条例往往需要与许多政府当局协调。《国家环境政策法》的审查过程可能是漫长和主观的，导致项目获得联邦批准的延误。我们受NEPA约束的项目包括涉及联邦土地或需要联邦机构批准的管道建设和管道完整性项目。2020年7月，环境质量委员会（“CEQ”）发布了对《国家环境政策法》法规的最终修订，旨在使受《国家环境政策法》约束的拟议项目的直接、间接和累积影响分析的范围与现有判例法保持一致。然而，在2021年10月，环境质量委员会公布了一项拟议规则，以恢复在2020年修订版修改之前生效的《国家环境政策法》法规。该规则于2022年4月最终确定，CEQ于2023年7月发布了对NEPA法规的额外拟议修订。根据《国家环境政策法》进行的更严格的环境影响分析或第三方对根据《国家环境政策法》编制的任何环境影响说明或评估的充分性提出的质疑，可能会以拖延或增加遵守和缓解成本的形式对这些项目产生不利影响。
土著保护。我们的部分行动涉及历史上分配给各美洲原住民/第一民族部落(“原住民”)的土地，他们可能对自己的土地行使重大管辖权和主权。土著人民还可能有某些条约权利，以及就可能影响到这些土地的项目进行协商的权利。如果这些部落政府被发现对我们活动的土地拥有这种管辖权并选择采取行动，我们的行动可能会受到影响。例如，2020年，最高法院在麦克格特诉俄克拉荷马州案俄克拉荷马州东部的Muscogee(Creek)民族保留地尚未被取消。虽然法院的裁决表明它仅限于适用于Muscogee(Creek)民族保留地的刑法，但该裁决可能对民法产生重大的潜在影响，无论是在Muscogee(Creek)民族保留地和可能同样被发现没有被撤销的其他保留地。俄克拉荷马州法院已将这一分析应用于麦克格特裁定切诺基人、奇卡索人、塞米诺尔人和乔克托人的保留地同样没有被取消。
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2020年10月1日，美国环保局批准俄克拉荷马州根据2005年《安全、负责、灵活、高效的运输公平法案》(《安全、负责、灵活、高效运输公平法案》)10211(A)节的规定，在该州内管理该州现有的所有经环保局批准的针对印第安人国家的监管计划，但以下情况除外：印第安人所有权尚未终止的印第安人分配；由美国代表任何印第安人或部落信托持有的土地；任何部落通过与美国签订条约获得所有权的土地，而该部落是该部落的一方，并且从未被分配给该部落的任何公民或成员。该批准将州政府对环境保护局批准的现有监管项目的权力扩大到在美国最高法院于#年做出裁决之前该州应用此类项目的州内所有土地。麦克格特。然而，几个部落对与此批准有关的咨询过程表示不满，2021年12月，EPA提议撤回并重新考虑2020年10月的决定。此外，《安全法》规定，俄克拉何马州的任何部落都可以向环保局寻求“作为一个州的待遇”，俄克拉何马州的一个或多个部落也可以向环保局寻求这种批准。目前，我们无法预测这些管辖权问题最终将如何解决。
人力资本管理
截至2023年12月31日，Energy Transfer及其合并附属公司共雇用13，786名员工，其中1，422名由工会代表。我们相信我们与员工的关系是良好的。
我们的员工是我们最大的资产，我们通过培养一种以我们的核心价值观为指导的文化来吸引和留住顶尖人才，这种文化尊重所有人和文化，促进安全，并专注于保护公众健康和成为环境的好管家。
道德与价值观。我们致力于以尊重和尊重所有人和我们开展业务的社区的方式经营我们的业务。我们认识到员工是我们最宝贵的资源，我们致力于招聘和投资追求卓越并遵循我们核心价值观的员工：安全工作，企业管理，道德和诚信，企业家心态，我们的员工，卓越和成果以及社会责任。我们重视我们的员工，因为他们为我们的组织带来了什么，包括来自各种背景，文化和经验的人。我们还认为，我们成功的关键是在我们的伙伴关系大家庭中培养一种包容和尊重的气氛，并维持促进多样性的组织，并为我们开展业务的所有社区提供支持。这些是我们建立和加强员工、利益相关者以及我们开展业务的社区内的人之间关系的原则。
尊重所有人和所有文化。我们相信，严格遵守我们的商业行为和道德准则不仅是正确的，而且符合合伙企业、其单位持有人、其客户和整个行业的最佳利益。在所有适用的情况下，合伙企业的政策要求合伙企业的业务以合法和道德的方式进行。代表合伙企业行事的每一位员工都必须遵守这些政策。请参见“第10项。董事、行政人员及企业管治”，以获取有关我们的商业行为及道德守则的更多资料。
对公共健康、安全和环境的承诺。 保护公众健康和做好环境管理者是我们环境管理团队在资产建设和运营中的重要举措。这些团队由环境工程师、科学家和地质学家组成，他们致力于负责任和有效地减少与我们运营相关的排放，成为我们运营地区土地、水和空气的良好管理者，并遵守所有适用法规。我们的环境、健康和安全部门的200多名环境和安全专业人员为我们的现场代表提供环境和安全培训。该小组还通过确定人员的持续培训，包括适用法律、法规、标准和许可条件要求的培训，协助整个组织的其他人员。我们的政策是向所有员工和承包商传达我们的安全标准和期望，期望每个人都有义务将安全放在最优先地位。我们的安全文化旨在促进发现、解决和分享安全挑战的开放环境。我们努力通过一个全面的流程来消除不必要的安全事件，该流程促进领导力、员工参与、沟通、遵守标准操作程序和监管要求的个人责任、有效的风险降低流程、保持清洁的设施、承包商安全和个人健康。Energy Transfer的目标是卓越运营，这意味着无伤害和无事故的工作场所。为实现此目标，我们致力聘用及维持业内最具资格及敬业精神的员工队伍，并将安全及安全问责纳入日常营运。我们认为，OSHA总须报告事故率（“TRIR”）是我们用于评估安全计划的关键绩效指标。TRIR可以通过计算每20万工作小时可记录的伤害和疾病事件数量，为公司提供一年的安全记录表现。我们于二零二三年的TRIR为0. 77，年内工作时数约为18. 9百万小时，而二零二二年的TRIR为1. 01。我们认为，该伙伴关系的低TRIR说明了该伙伴关系对安全和环境合规性的投资和关注，以及我们资产的可靠性。
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有关我们人力资本管理计划的更多信息，请参阅我们网站http://www.energytransfer.com/corporate-responsibility上的企业责任报告。请注意，上述网址仅供参考，并非超链接。因此，在该互联网地址发现及╱或提供的或本网站所载的任何资料概不拟或被视为以引用方式纳入本报告。
SEC报告
我们以10-K表格提交或提供年度报告，以10-Q表格提交季度报告，以8-K表格提交当前报告，并向SEC提交任何相关修订和补充报告。我们还可能不时提交与股权或债务发行有关的注册声明和相关文件。美国证券交易委员会在http://www.sec.gov上设有一个互联网网站，其中包含有关向美国证券交易委员会提交电子文件的发行人的报告、代理和信息声明以及其他信息。
我们在我们的互联网网站上免费提供我们的定期和当前报告以及对这些报告的修改的电子访问，网址是：http://www.energytransfer.com.在我们以电子方式向美国证券交易委员会提交此类材料后，我们将在合理可行的范围内尽快在我们的网站上提供这些报告。我们网站上的信息不是本报告的一部分。
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项目1A.危险因素
以下是针对我们的业务、行业和合作伙伴结构的重要风险因素的摘要，这些因素可能会对我们未来的业绩和运营结果产生重大影响。在考虑投资我们的证券时，应审查这些风险因素。这些并不是我们面临的全部风险。我们在正常业务过程中面临的其他因素，目前被认为是无关紧要的，或者我们目前不知道的，可能会影响我们未来的运营。
风险因素摘要
与合伙企业业务相关的风险
经营业绩和财务状况。我们的经营业绩和财务状况可能会受到许多我们无法控制的风险的影响，包括以下风险：
•天然气、天然气、原油和成品油的需求和价格波动；
•商誉和无形资产的减值；
•对我们设施的原油供应中断；
•失去任何关键生产者或客户；
•由于需求下降或竞争加剧，未能保留或更换现有客户或数量；
•天然气价格在两个或多个实际位置之间的不利变化；
•产量随着时间的推移而下降，我们可能无法用新钻井的产量来取代；
•对水资源的竞争或水力压裂用水的限制；
•我们的客户使用我们无法控制的管道和第三方管道的能力；
•无法进入或继续进入第三方拥有的土地；
•我们储存的原油和其他产品的整体远期市场；
•自然灾害、大灾难、恐怖袭击或其他类似事件；
•可能比历史上经历的更为严重或更为频繁的极端天气事件，其原因可能是工业化经济的不利影响造成的气候变化;
•工会纠纷和工会雇员的罢工或停工；
•网络安全漏洞以及我们的信息系统的其他中断或故障；
•未能建立或维持适当的公司治理；
•产品责任索赔和诉讼，或增加的保险成本，包括由于气候变化的潜在不利影响而导致的风险增加;
•某些我们不能控制的合资企业所采取的行动；
•休斯顿航道的拥堵程度日益加剧；
•提供养恤金和其他退休后保健福利的费用以及相关的供资要求；
•客户与竞争对手之间的合并；
•涉及我们外包合作伙伴的欺诈活动或滥用专有数据；以及
•因使用衍生金融工具而造成的损失。
负债。我们的业务、经营结果、现金流和财务状况以及我们的分销能力可能受到以下影响：
•我们的债务水平和债务协议，或提高利率；
•我们普通合伙人及其所有者的信用和风险状况；以及
•下调我们的信用评级。
资本项目和未来增长。我们的业务、运营结果、现金流、财务状况和未来增长可能受到以下因素的影响：
•未能以经济上可接受的条件进行收购，或未能成功整合收购的资产；
•未能以可接受的条件获得资本项目的债务和股权融资，包括由于最近美联储货币政策变化和/或金融机构改变与化石燃料有关的业务的政策或做法导致资本成本上升；
•因《2022年降低通货膨胀法案》(IRA 2022)或其他原因而增加的成本或减少的原油和天然气需求；
•未修建新管道或未有效施工的；
•由于我们的任何核心业务内部竞争加剧，未能执行我们的增长战略；以及
•未能吸引和挽留合资格的雇员；及
•未取得长期合同安排或必要批准的液化项目。
监管事项。我们的业务、运营结果、现金流、财务状况和未来增长可能受到以下因素的影响：
•加强对水力压裂或采出水处理的监管；
•与达科他州管道有关的法律或管理行动；
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•管理我们服务的费率、条款和条件的法律、法规和政策；
•未能收回我们管道作业成本增加的全部金额；
•对以前不受监管的资产实施监管；
•执行管道完整性计划和相关维修所产生的成本和责任；
•新的或更严格的管道安全控制或执行法律要求；
•与环境和工人健康及安全法律法规有关的费用和责任；
•气候变化立法或法规限制温室气体排放，限制联邦土地上的石油和天然气租赁，阻碍石油和天然气开发，或以其他方式增加我们或我们客户的成本；
•更加重视环境、社会和治理(“ESG”)事项和保护措施；
•《多德-弗兰克法案》的管理条款和根据该法案通过的规则；
•深水钻探法律法规、钻井许可证和勘探审批的拖延、开发、溢油应急和退役计划以及相关发展；以及
•管理我们储存和运输的产品规格的法律法规。
与我们的合作伙伴关系结构相关的风险
对单位持有人的现金分配。我们的现金分配可能会受到以下影响：
•我们的普通合伙人有绝对酌情权在未经我们的单位持有人同意的情况下发行无限数量的有限合伙人权益或其他类别的股权；
•现金分配不能得到保证，可能会随着我们的业绩和其他外部因素而波动；
•我们的分配政策对可用现金的限制；
•我们的普通合伙人在确定现金储备水平时的绝对酌情权；以及
•单位持有人偿还分配的潜在责任。
我们的普通合伙人。我们的利益相关者可能会受到与我们的普通合作伙伴相关的风险的影响，包括：
•未经单位持有人同意，将我们普通合伙人的控制权转让给第三方；
•我们普通合伙人的多数股东保护他免受股权稀释的权利；以及
•应向我们的普通合伙人支付的大量费用报销。
我们的子公司。我们子公司独有的风险和/或我们与子公司的关系可能会减少我们子公司可用于分配给我们的现金，包括：
•Sunoco LP或USAC可能发行更多共同单位；
•Sunoco LP服务的地区对机动车燃料的需求或价格大幅下降；
•由于机动车燃料运输固有的危险，Sunoco LP的运营中断；
•季节性行业趋势，这可能会导致Sunoco LP的运营成本波动；
•负面事件或事态发展对Sunoco LP造成的负面宣传；
•保留必要土地使用的成本增加，这可能会扰乱Sunoco LP的运营；以及
•管理我们子公司所在行业的联邦、州和地方法律法规。
涉及利益冲突的风险。我们的利益相关者可能会受到利益冲突的影响，包括：
•我们的普通合伙人可能偏袒自己的利益，损害我们的单位持有人；
•普通合伙人对Sunoco LP、USAC及其各自单位持有人的受托责任；以及
•董事和管理人员在管理我们的业务时面临潜在的利益冲突。
税务风险。我们的利益相关者可能会受到税务风险的影响，包括：
•我们的税务待遇取决于我们作为合伙企业在联邦所得税方面的地位，不需要缴纳大量的实体税；
•如果我们因IRS将我们视为公司或立法、司法或行政变化而受到实体层面税收的影响，我们可供分配给基金单位持有人的现金可能会大幅减少，并且如果直接对合伙企业施加任何审计调整，也可能会减少;
•即使单位持有人没有从我们那里获得任何现金分配，单位持有人也将被要求为他们在我们应纳税所得额中的份额纳税；
•由于IRS成功地对我们采取的任何联邦所得税立场提出异议，单位持有人在我们应纳税收入中的份额可能会增加;
•免税实体和非美国单位持有人因拥有我们的单位而面临独特的税务问题，这可能会对他们造成不利的税务后果;以及
•能源转移优先单位的处理是不确定的，能源转移优先单位（第一系列优先单位除外）的分配可能没有资格获得合格的公开交易合伙企业收入的20%扣除。
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风险因素讨论
以下讨论提供了有关上述风险因素的其他信息。此外，Sunoco LP和USAC在Form 10-K上提交年度报告，其中包括可以审查以获取更多信息的风险因素。
与合伙企业业务相关的风险
经营业绩和财务状况
我们的现金流主要取决于我们从子公司收到的现金分配，以及我们在Sunoco LP和USAC的合伙权益，包括Sunoco LP的IDR，因此，我们的现金流取决于我们的子公司Sunoco LP和USAC就这些合伙权益进行分配的能力。
除于附属公司的权益外，我们并无任何重大资产。因此，我们的现金流取决于我们的子公司（包括Sunoco LP和USAC）的业绩以及他们进行现金分配的能力，这取决于我们的子公司（包括Sunoco LP和USAC）的经营业绩、现金流和财务状况。
我们的附属公司每季度向我们分派的现金金额取决于我们的附属公司经营产生的现金金额，该金额将按季度波动，并将取决于（其中包括）：
•通过我们子公司的管道运输的天然气、天然气液化物、原油和成品油的数量;
•加工和处理操作的生产量水平;
•我们的子公司（包括Sunoco LP和USAC）就其服务收取的费用和实现的利润;
•天然气、天然气、原油和成品油价格；
•天然气、液化天然气与原油价格之间的关系;
•各自作业区域的天气情况;
•来自其他中游、运输和储存以及零售营销公司和其他能源供应商的竞争程度;
•各自的运营成本以及维护和完整性资本支出的水平;
•我们的任何子公司所拥有的被视为联邦所得税公司的任何拦截实体的税务情况;
•当前的经济状况;以及
•其各自衍生活动的水平和结果。
此外，我们的子公司（包括Sunoco LP和USAC）可供分配的实际现金金额也将取决于其他因素，例如：
•他们的资本支出水平;
•与诉讼和监管合规事宜相关的成本水平;
•收购成本（如有）;
•因商品价格变动而导致的任何追加保证金的水平;
•偿债要求;
•流动资金需求的波动;
•根据各自的循环信贷安排借款的能力;
•进入资本市场的能力;
•对各自债务协议中所载分配的限制;以及
•董事会及其各自的普通合伙人为各自业务的正常运作而酌情建立的现金储备的金额(如有)。
Energy Transfer对其中许多因素没有任何控制权，包括董事会建立的现金储备水平。因此，我们不能保证我们的子公司，包括Sunoco LP和USAC，将有足够的可用现金向各自的合作伙伴支付特定水平的现金分配。
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此外，单位持有人应该意识到，我们子公司可供分配的现金数量主要取决于现金流，而不仅仅是受非现金项目影响的盈利能力的函数。因此，我们的子公司可能会在录得净亏损期间申报和/或支付现金分配。
由于天然气、液化天然气、原油和精炼产品的需求和价格波动超出我们的控制，我们中游、运输、码头和储存业务的收入面临风险。
天然气、天然气、原油和成品油的价格反映了随着全球和美国经济状况的变化以及其他因素而波动的市场需求，包括：
•国内天然气、天然气、成品油和石油生产水平；
•天然气、天然气、成品油和石油进出口水平，包括液化天然气；
•天然气和石油生产国采取的行动；
•影响天然气和石油生产国的不稳定或其他事件；
•天气、乌克兰武装冲突和中东政治不稳定等地缘政治事件、公共卫生危机和其他自然事件对天然气、天然气、成品油和石油需求的影响；
•储存、码头和运输系统以及精炼、加工和处理设施的可用性；
•竞争性燃料的价格、可获得性和营销；
•供应链中断和通货膨胀；
•电力需求；
•非政府组织限制能源部门的某些资金来源或限制石油和天然气及相关产品的勘探、开发和生产的活动；
•利率上升和经济增长放缓；
•维持或提高生产水平以及建造和扩大设施所需的资金成本；
•节约能源和提高燃油效率工作的影响；以及
•政府规章、税收、收费和关税的范围。
过去，天然气、NGL、成品油和石油的价格波动极大，我们预计这种波动将持续下去。
由于对天然气、天然气、精炼产品或石油的需求下降，现有客户的任何业务损失或我们无法吸引新客户，都可能对我们的收入和运营业绩产生重大不利影响。此外，天然气、天然气、成品油和石油大宗商品的价格大幅波动可能会对我们的盈利能力产生重大影响。
我们的业务可能会受到通胀压力的负面影响，这可能会降低我们的营业利润率，并增加运营我们业务所需的营运资本投资。
美国的通货膨胀率在2021年和2022年稳步上升，最终在2023年全年下降。通胀的持续上升可能会继续增加我们的劳动力、服务和材料成本，这反过来可能会导致我们的运营成本和资本支出增加。此外，我们的生产商供应商和客户面临通胀压力和随之而来的影响，如劳动力市场紧张、钻井和水力压裂设备的可用性以及供应链中断，这可能会增加生产成本，进而可能限制我们运营地区的钻探活动水平。如果生产商受到限制，我们的吞吐量可能会受到影响。这些不同的通胀因素的速度和范围可能会大幅增加我们的运营成本和资本支出，这些成本和资本支出可能无法在我们的服务价格中轻易收回，并可能对我们的运营业绩和财务状况产生不利影响。
此外，美联储和其他央行已经实施了政策，以努力遏制美国各地商品和服务成本的通胀压力，包括2022年至2023年期间由于联邦基金利率总计上调525个基点而导致的现行利率大幅上升，以及相关的宏观经济影响，经济增长放缓可能会对我们的业务产生负面影响。虽然美联储在2023年12月表示，它可能会在2024年降低基准利率，但如果利率继续保持在当前水平，可能会导致资金成本上升，抑制经济增长，这两种情况中的任何一种--或者两者兼而有之--都可能损害我们业务的财务和运营业绩。
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商誉和无形资产的减值可能会减少我们的收益。
截至2023年12月31日，我们的合并资产负债表反映了40.2亿美元的商誉和62.4亿美元的无形资产。当一家企业的购买价格超过有形和可单独计量的无形净资产的公允价值时，就记录商誉。在美国普遍接受的会计原则要求我们每年或在发生表明商誉可能减值的事件或情况时测试商誉的减值。当事件或环境变化显示账面值可能无法收回时，长期资产(如使用年限有限的无形资产)便会被检视减值。如果我们确定我们的任何商誉或无形资产受损，我们将被要求立即计入收益，这将对合伙人的资本和资产负债表杠杆产生相关影响，以债务与总资本之比衡量。
我们的天然气供应依赖于某些关键生产商，失去这些关键生产商中的任何一个都可能对我们的财务业绩产生不利影响。
与我们的系统相连的某些生产商代表着我们天然气供应的物质来源。我们并不是这些生产商处置其生产的天然气的唯一选择。就这些生产商和其他生产商可能减少向我们供应天然气的数量而言，除非我们能够从其他生产商获得类似的天然气供应，否则我们将受到不利影响。
我们的州内运输和储存以及州际运输和储存业务依赖于主要客户通过我们的管道和我们合资企业的管道运输天然气。
2023年期间，两家客户约占我们州内运输和仓储收入的36%。2023年，四家客户合计占我们州际运输和仓储收入的30%。
我们的某些合资企业也依赖于主要客户。柑橘与其最大的两个客户签订了长期协议，这两个客户占其2023年收入的52%。对于Trans-Pecos和Comanche Trail管道，单一客户是主要发货人。
如果我们或我们的合资企业不能在与现有合同提供类似经济利益的安排下取代这些客户，我们和我们合资企业的州内和州际运输和储存管道上的主要托运人未能履行其合同义务，可能会对我们的现金流和运营结果产生实质性的不利影响。
由于原油、成品油、天然气和天然气市场的需求下降或竞争加剧，我们可能无法保留或更换现有的中游、运输、码头和仓储客户或数量，这将减少我们的收入并限制我们未来的盈利能力。
保留或更换现有客户以及我们以足以维持或增加当前收入和现金流的费率提供的服务量取决于许多我们无法控制的因素，包括我们服务的市场对原油、成品油、天然气和天然气的价格和需求，以及来自其他服务提供商的竞争。
我们天然气销售的很大一部分是卖给工业客户和公用事业公司的。由于天然气价格波动和行业竞争加剧等因素，工业客户、公用事业公司和其他天然气客户越来越不愿签订长期采购合同。许多客户从不止一家供应商购买天然气，并有能力随时更换供应商。其中一些客户还有能力在天然气和替代燃料之间切换，以应对市场上的相对价格波动。由于有许多规模和财务能力差异很大的公司在天然气营销方面与我们竞争，我们经常主要以价格为基础在天然气销售市场上竞争。
我们还通过提供天然气收集、加工、处理、运输和储存服务获得很大一部分收入。虽然我们的大部分服务是以长期保留服务合同的形式销售的，但我们也提供非保留或短期服务。由于市场价格的变化，对我们服务的需求可能会大幅减少。价格下降可能会导致天然气生产率下降，从而减少对服务的使用，而价格上涨可能会减少消费者需求，也会限制服务的使用。此外，我们的竞争对手可能会吸引我们客户的业务。如果需求下降或竞争加剧，我们可能无法维持现有的无保留服务水平，或者无法在长期合同到期时续签或延长合同，或者我们可能会降低费率以应对竞争压力。
我们的NGL运输系统和成品油储存的收入也面临风险，原因是由于不利的大宗商品价格、来自附近管道的竞争以及其他因素导致运输和储存服务需求的波动。我们几乎所有的运输收入都是通过专门的合同获得的，根据这些合同，客户同意交付仅与我们的运输有关的特定加工厂的总产出。
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系统。然而，由于不利的价格或其他因素导致对天然气或NGL的需求减少，可能会导致专用合同下的生产率下降，以及对我们服务的需求下降。此外，我们的精炼产品存储收入主要来自我们与客户之间的固定容量安排，我们的部分收入来自可替换存储和吞吐量安排，根据该安排，我们的收入更依赖于客户对存储的需求。
通过我们的原油和成品油管道和码头设施运输的原油和成品油的数量取决于我们资产服务地区有没有价格有吸引力的原油和成品油。原油或成品油持续降价一段时间，可能导致这些地区的钻探活动、原油生产和精炼或进口水平下降。从这些地区供应或交付给这些地区的原油或成品油价格持续上涨一段时间，可能会大大减少这些地区对原油或成品油的需求。在任何一种情况下，我们的原油和成品油管道和终端设施中的原油或成品油运输量都可能下降。
我们的中游、运输、终点站和存储设施造成现有客户的流失，或者我们的客户向我们购买的服务量减少，或者我们无法吸引新客户和服务量，这些都会对我们的收入产生负面影响，不利于我们的增长，并对我们的运营业绩产生不利影响。
我们和我们的子公司，包括Sunoco LP和USAC，面临着我们的客户和衍生品交易对手的信用风险，而我们的客户或衍生品交易对手不付款和不履行的增加可能会降低我们向我们的单位持有人进行分销的能力。
我们、Sunoco LP和USAC都有因客户不付款或不履行合同而造成损失的风险。大宗商品价格波动和/或金融市场信贷紧缩可能会使客户更难获得融资，并且根据发生的程度，我们的客户不付款和不履行义务的情况可能会大幅增加。此外，我们的风险管理活动面临交易对手可能无法履行其在适用衍生工具下的义务、衍生工具的条款不完善以及我们的风险管理政策和程序未得到适当遵守的风险。我们的客户或衍生品交易对手的任何重大不付款或不履行义务都可能降低我们向单位持有人进行分配的能力。我们客户的拒付和不良表现的任何大幅增加都可能对我们、Sunoco LP和USAC的运营结果和运营现金流产生实质性影响。
严重的市场混乱可能会导致我们的一些交易对手申请破产保护，在这种情况下，我们与这些交易对手的现有合同可能会被破产法院驳回。根据我们其中一条受FERC监管的天然气管道的要求，FERC启动了一项诉讼程序，以确定是否需要废除或修改与我们的一家托运人签订的确定的运输协议。根据2020年11月9日的命令，FERC认为，记录不支持这样的结论，即目前出于公共利益需要废除或修改主题确定的运输协议。托运人随后申请破产。此后，2022年7月19日，第五巡回上诉法院驳回了FERC对其先前公共利益决定的管辖权依据，撤销了2020年11月9日的命令，并就基本破产程序中的协议达成了和解。我们将尝试重新销售标的运力，根据我们服务的替代品的可用性，任何由此产生的合同可能会有比前托运人合同更不利于我们的条款。
我们的天然气收集、加工、运输和储存业务的某些活动的盈利能力在很大程度上取决于天然气商品价格、两个或更多实体地点之间的价差以及对天然气和天然气的市场需求。
对于我们系统中收集的一部分天然气，我们从井口的生产商那里购买天然气，然后收集天然气并将其输送到管道，在那里我们通常会根据各种安排转售天然气，包括按指数价格销售。一般来说，我们在这些安排下实现的毛利率在天然气价格较低的时期会下降。
我们还签订了收益百分比安排、保全安排和加工费协议，根据这些协议，我们同意收集和处理从生产商那里收到的天然气。
在收益百分比安排下，我们通常以市场价格出售残渣天然气和NGL，并根据指数价格将商定的收益百分比汇给生产商。在其他情况下，我们不是向生产商汇款，而是将商定的残渣天然气和天然气产量的百分比交付给生产商，并以市场价格将我们保留的产量出售给第三方。根据这些安排，当天然气价格和天然气价格下降时，我们的收入和毛利率就会下降。因此，天然气价格的下降可能会对我们的收入和运营结果产生不利影响。
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在Keep-all安排下，我们一般以市场价格出售收集和加工作业产生的NGL。由于在加工过程中从天然气中提取NGL会降低天然气中的Btu含量，因此我们必须要么以市场价格购买天然气，然后返还给生产商，要么向生产商支付等同于这种天然气价值的现金。根据这些安排，当天然气价格相对于NGL价格上升时，我们的毛利率通常会下降。
当我们根据加工费协议对天然气进行收费加工时，我们可能会向生产商保证回收。如果回收率低于对生产商的保证，我们可能会因不得不供应液体或其等值现金以维持生产商的完整而蒙受损失。
我们还从天然气运输和储存客户那里收取费用和保留实物天然气。我们的燃料保留费和我们实物保有的天然气价值直接受到天然气价格变化的影响。天然气价格的下降往往会降低我们的燃料保留费和留存天然气的价值。
此外，我们从路易斯安那州南部的尾气处理和分馏系统获得的收入主要来自客户协议，这些协议结合了保全和收益百分比安排，以及运输和分馏费。因此，由于大宗商品价格的波动，我们很大一部分尾气加工和分馏收入面临风险。此外，天然气价格的下降可能会导致对我们的尾气处理和分馏服务的需求减少，并可能对我们的运营业绩产生不利影响。
我们的中游设施和运输管道提供与随着时间推移产量下降的天然气井相关的服务，我们可能无法用同一天然气盆地或其他新天然气产区新钻井的天然气产量来取代这些天然气产量。
为了维持或提高我们收集系统和运输管道系统的吞吐量水平，以及我们处理和加工厂的资产利用率，我们必须不断签订新的天然气供应和天然气运输服务合同。
我们的大部分资产，包括我们的收集系统和加工处理厂，都与天然气储量和产量随着时间的推移而不断下降的油井相连。我们的天然气运输管道还依赖于我们的收集系统所服务的地区或其他收集系统或与我们的运输管道相连的运输管道所服务的地区的天然气生产。我们可能无法为我们的天然气收集系统获得额外的天然气供应合同，我们可能无法维持或增加我们运输管道上的天然气吞吐量水平。影响我们将新的天然气供应连接到我们的收集系统的能力的主要因素包括，我们成功地与其他系统签订了现有天然气供应的合同，以及我们的收集系统附近或提供我们的系统连接的运输管道或市场的地区的天然气钻探活动和生产水平。我们无法控制我们作业区的钻探活动水平、油井下的储量以及油井产量的下降速度。此外，我们对生产商或他们的生产和合同决策没有控制权。
虽然我们的大部分服务是根据长期保留服务合同提供的，但我们也提供非保留服务。通过与我们的收集、加工、处理、运输和储存设施相连的供应池可获得的储量可能会减少，可能不会被其他供应来源所取代。开发或生产活动的减少可能会导致我们提供的无保留服务的数量减少，以及我们长期保留的运输服务合同的数量和数量减少，这两种情况都会对我们的收入和运营结果产生不利影响。
如果我们无法用其他来源的额外销量来取代任何显著的销量下降，我们的运营结果和现金流可能会受到实质性的不利影响。
我们的收入取决于我们的客户使用我们的管道和我们无法控制的第三方管道的能力。
我们的天然气运输、储存和NGL业务在一定程度上取决于我们的客户是否有能力使用管道向我们输送天然气并从我们那里接收天然气。这些管道中的许多是由与我们没有关联的各方拥有的。我们的管道或第三方管道因测试、管道维修、操作压力降低或其他原因或服务条款和条件的不利变化而导致的任何服务中断，都可能对我们和我们的客户将天然气输送到我们的管道和设施以及从我们的管道和设施运输天然气的能力产生重大不利影响，并对我们的运输和存储收入产生相应的重大不利影响。此外，互连管道对我们设施的往返运输收取的费率会影响我们存储服务的利用率和价值。这些管道收取的费率或相互连接的管道与之竞争的其他管道收取的费率发生重大变化，也可能对我们的存储收入产生重大不利影响。
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使用我们的石油管道和码头的托运人也依赖我们的管道和与第三方管道的连接来接收和运输原油和产品。由于测试、管道维修、操作压力降低或其他原因导致这些管道的任何中断或能力降低，都可能导致我们的管道或通过我们的终端的运输量减少。同样，如果更多的托运人开始通过相互连接的石油管道运输货物，我们现有的托运人在这些相互连接的管道上分配的管道能力可能会减少，这也可能减少其管道或通过我们码头的运输量。这种性质的拨款削减并不少见，也不是我们所能控制的。任何此类个别或整体重大或持续一段时间的中断或分配减少，都可能对我们的运营结果、财务状况或现金流产生重大不利影响。
无法继续使用第三方拥有的土地可能会对我们的运营能力和财务业绩产生不利影响。
我们是否有能力在第三方拥有的某些土地上运营我们的管道系统，将取决于我们能否在这些土地上维护现有的通行权和获得新的通行权。我们是授权土地使用的通行权协议、许可证和许可证的各方，包括私人土地所有者、政府实体、美洲原住民部落、铁路运输公司、公用事业公司和其他各方。有关更多信息，请参阅我们题为“土著保护”的监管披露。我们确保延长现有协议、许可证和许可证的能力对我们持续的业务运营至关重要，而确保额外的通行权将对我们进行扩张项目的能力至关重要。我们不能保证在目前的赠款期满后我们能够继续使用现有的通行权，不能保证及时获得所有通行权，也不能保证我们将在需要时获得新的通行权。
此外，我们是否拥有管道的征用权因州而异，这取决于管道的类型、特定州的法律以及我们寻求进入的土地的所有权。当我们行使征用权或谈判私人协议案件时，我们必须补偿土地所有者对其财产的使用，在征用权诉讼中，这种补偿可能由法院决定。如果我们失去管道所在财产的使用权或占有权，无法行使征用权可能会对我们的业务产生负面影响。例如，根据联邦第十巡回上诉法院2017年5月作出的一项裁决，部落对分配的土地，即拥有或一度由印度个人土地所有者拥有的部落土地，即使只拥有很小的一小部分权益，也不允许谴责对分配的任何利益。因此，在现有管道通行权可能很快失效或终止的情况下，无法谴责这种分配的土地，对管道运营商来说是一个额外的障碍。由于我们无法续签通行权合同或其他原因，我们的不动产权利的任何损失都可能对我们的业务、运营结果、财务状况和向单位持有人分配现金的能力产生实质性的不利影响。
我们的仓储业务受到原油和我们储存的其他产品的整体远期市场的影响，某些市场状况可能会对我们的财务和经营业绩产生不利影响。
我们的存储业务受到原油和我们存储的其他产品的整体远期市场的影响。期货溢价市场(意味着未来交割的原油或其他产品的价格高于当前价格)与对存储容量的更大需求有关，因为一方可以同时以当前价格购买原油或其他产品进行存储，并以更高的价格出售以供未来交割。过期市场(意味着未来交割的原油或其他产品的价格低于当前价格)与对存储容量的需求降低有关，因为一方可以获得溢价，以便及时交付原油或其他产品，而不是将其储存起来供未来销售。长期落后的市场或其他不利的市场状况可能会对其根据新的或续订的存储合同谈判有利价格的能力产生不利影响，这可能会对我们的存储收入产生不利影响。因此，原油或其他产品的整体远期市场可能会对我们的财务状况或经营业绩产生不利影响。
对水资源的竞争或水力压裂用水的限制可能会扰乱页岩地层的原油和天然气生产。
水力压裂是将高压下的水、沙和化学物质注入地下地层，以提高原油和天然气井的产能，从而产生或扩大裂缝的过程。在这个过程中使用的水一般是淡水、再生水或咸水。市政当局、农民、牧场主和工业用户都在争夺淡水。此外，可用淡水供应也会因干旱而直接减少。长期干旱条件增加了对淡水的竞争强度。石油和天然气生产商获得淡水的限制可能会限制他们使用水力压裂的能力，并可能减少新的产量。此类中断可能会对我们的财务状况或运营结果产生重大不利影响。
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自然灾害、灾难或其他事件可能导致严重的人身伤害、财产损失和环境破坏，这可能会限制我们的业务，并在其他方面对我们的现金流产生重大不利影响。
我们的一些业务涉及人身伤害、财产损失和环境破坏的风险，这可能会限制我们的业务，并在其他方面对我们的现金流产生重大不利影响。例如，天然气管道和其他设施在高压下运行。我们几乎所有的业务都面临潜在的自然灾害，包括飓风、龙卷风、风暴、洪水和/或地震。
如果我们拥有的或向我们输送天然气或其他产品的一个或多个设施因恶劣天气或任何其他灾难、事故、灾难或事件而受损，我们的运营可能会严重中断。类似的中断可能是由于生产或其他供应我们设施的设施受损，或者是由于我们无法控制的因素造成的其他停工。这些中断可能会对人、财产或环境造成重大破坏，修复工作可能需要从一周或更短的时间(轻微事故)到六个月或更长时间(重大中断)。任何中断我们业务产生的收入，或导致我们做出保险不覆盖的重大支出的事件，都可能减少我们可用于向单位持有人支付分配的现金。
由于市场状况，某些保单的保费和免赔额可能大幅增加，在某些情况下，某些保险可能变得不可用或只有在承保金额减少的情况下才能获得。因此，我们可能无法以商业上合理的条款续签现有保单或购买其他理想的保险，如果有的话。如果我们承担了一项重大责任，而我们没有得到充分的保险，这可能会对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。此外，任何此类保险的收益可能不会及时支付，如果发生此类事件，可能会不足。
针对我们设施的恐怖袭击可能会对我们的业务、运营结果、现金流和财务状况产生不利影响。
美国政府已发出警告，包括我国的管道基础设施在内的能源资产可能成为恐怖组织未来的目标。我们的一些设施必须遵守《化学设施反恐怖主义标准》所要求的标准和程序。我们相信我们遵守了所有物质要求；然而，这种遵守可能无法阻止恐怖袭击对我们的设施或管道造成物质损害。对我们的设施或管道、我们客户的设施或管道，或者在某些情况下，其他管道的设施或管道的任何此类恐怖袭击都可能对我们的业务、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。
我们的业务可能会受到工会纠纷和罢工或加入工会的员工停工的不利影响。
截至2023年12月31日，我们大约10%的劳动力被多项不同条款和到期日期的集体谈判协议覆盖。不能保证我们未来不会因为劳资分歧而停工。任何停工都可能对我们的业务、财务状况、运营结果或现金流产生重大不利影响，这取决于受影响的运营和停工的时间长短。
影响我们或我们的服务提供商的网络安全攻击、数据泄露和其他中断可能会对我们的业务、运营、声誉和财务业绩产生实质性的不利影响。
我们的信息技术基础设施和有形资产的安全性和完整性对我们的业务以及我们执行日常运营和提供服务的能力至关重要。此外，在我们的正常业务过程中，我们在我们的数据中心和网络中收集、处理、传输和存储敏感数据，包括知识产权、我们的专有业务信息和我们的客户、供应商和业务合作伙伴的信息，以及个人身份信息。我们还聘请第三方，如服务提供商和供应商，他们提供广泛的软件、技术、工具和其他产品、服务和功能(例如，人力资源、财务、数据传输、通信、风险、合规等)，使我们能够进行、监控和/或保护我们的业务、运营、系统和数据资产。
我们的信息技术和基础设施、实物资产和数据可能容易受到未经授权的访问、计算机病毒、恶意攻击和其他超出我们控制范围的事件(例如，分布式拒绝服务攻击、勒索软件攻击)的攻击。这些事件可能是由于外部方(如黑客)的不当行为，或由于我们或我们的服务提供商的员工和承包商的人为错误或不当行为(例如，由于社会工程或网络钓鱼攻击)。此外，在家办公的安排可能会给我们的信息技术基础设施和有形资产带来额外的业务和网络安全风险。
我们和我们的某些服务提供商不时受到网络攻击和安全事件的影响。网络攻击的频率和规模正在增加，攻击者正变得更加老练。网络攻击，
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包括但不限于恶意软件、监视、凭据填充、鱼叉式网络钓鱼、社会工程、使用深度伪造(即人工智能生成的高度逼真的合成媒体)、试图未经授权访问数据以及其他电子安全漏洞，这些漏洞可能导致关键系统中断、机密或其他受保护信息的未经授权发布以及数据损坏。我们可能无法预测、检测或预防未来的攻击，特别是在攻击者使用的方法经常变化或在启动之前无法识别的情况下，我们可能无法调查或补救事件，因为攻击者越来越多地使用旨在规避控制、避免检测以及移除或混淆法医证据的技术和工具。
如果我们的信息技术基础设施或有形资产遭到破坏或其他破坏，可能会导致我们的资产受损、安全事故、环境破坏、潜在的责任或合同损失、数据丢失或损坏、错误的电汇、无法保存我们的账簿和记录或无法防止环境破坏，任何或所有这些都可能对我们的运营、财务状况和运营结果产生实质性的不利影响。一次成功的网络攻击或其他安全事件可能会危及我们的网络，存储在那里的信息可能被访问、公开披露、丢失或被窃取。任何此类访问、披露或丢失可能导致法律索赔或诉讼、巨额诉讼成本、监管调查和执法、处罚和罚款、系统补救和合规要求成本增加、我们的运营中断、我们的声誉受损或对我们的产品和服务失去信心，任何或所有这些都可能对我们的业务和结果产生重大不利影响。我们可能需要投入大量额外资源来遵守不断发展的网络安全和数据隐私法律或法规，修改和加强我们的信息安全和控制，并调查和补救任何安全漏洞。任何损失、费用或债务可能不在我们任何或所有适用保单的承保范围之内，或可能超过其承保范围。
如果我们的信息系统出现故障，我们的运营可能会中断，导致费用增加和销售损失。
我们的业务高度依赖财务、会计和其他数据处理系统以及其他通信和信息系统，包括我们的企业资源规划工具。我们每天处理大量交易，并依赖于计算机系统的正常运行。如果关键系统因任何原因出现故障或意外停机，即使只是很短的一段时间，我们的运营和财务业绩也可能受到不利影响。我们的系统可能会因安全漏洞、火灾、洪水、断电、电信故障或类似事件而损坏或中断。我们有一个正式的灾难恢复计划，但该计划可能无法完全防止信息系统故障可能导致的延误或其他并发症。我们的业务中断保险可能不会对可能发生的损失给予足够的赔偿。
产品责任索赔和诉讼可能会对我们的业务和运营结果产生不利影响。
产品责任是一种重大的商业风险。在某些司法管辖区，根据对使用或接触各种产品造成的伤害的索赔，制造商和经销商获得了大量损害赔偿。不能保证针对我们的产品责任索赔不会对我们的业务或运营结果产生实质性的不利影响。
Sunoco与其他炼油商、汽油制造商和销售商等一起，是众多指控MTBE污染地下水的诉讼的被告。原告包括自来水供应商和负责供应饮用水的市政当局和私人水井所有者，他们要求补偿性赔偿(在某些情况下还包括禁令救济、惩罚性赔偿和律师费)，要求赔偿与据称制造和分销污染地下水的有缺陷产品(含MTBE的汽油)有关的索赔，以及关于产品责任、滋扰、非法侵入、疏忽、违反环境法和欺骗性商业行为的一般指控。关于原告的法律理论或与分析ETC Sunoco的最终责任相关的事实，信息不足。对与这些指控或其他针对ETC Sunoco的产品责任索赔相关的不利责任的确定可能会对我们的业务或运营结果产生重大不利影响。
我们不控制，因此可能无法引起或阻止我们某些合资企业的某些行动。
我们的某些业务是通过合资企业进行的，其中一些合资企业有自己的董事会。对于我们的合资企业，我们与可能与我们的目标和目的不同的合作伙伴分担所有权和管理责任。因此，我们可能很难或不可能促使合资实体采取我们认为符合其或合资企业最佳利益的行动。同样，我们可能无法阻止合资企业的行动。合资伙伴之间的意见分歧可能导致推迟决定或未能就重大事项达成一致，如大笔支出或合同承诺、建造或收购资产或借款等。拖延或未能达成协议可能会阻止就此类问题采取行动，即使这样的行动可能符合我们或合资企业的最佳利益。因此，延迟决定和分歧可能会对合资企业的业务和运营产生不利影响，进而对我们的业务和运营产生不利影响。
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使用衍生金融工具可能会给我们造成重大的财务损失。
我们和/或我们的子公司不时寻求通过使用衍生金融工具和其他风险管理机制以及通过我们的交易、营销和/或系统优化活动来减少我们对大宗商品价格和利率波动的风险敞口。在某种程度上，如果我们对冲我们的大宗商品价格和利率敞口，我们就放弃了如果大宗商品价格或利率发生有利于我们的变化，我们本来会获得的好处。
关于对冲会计的会计准则非常复杂，即使我们从事在经济上有效的对冲交易(无论是为了减少我们对大宗商品价格波动的敞口，还是为了平衡我们对固定和可变利率的敞口)，这些交易也可能不被视为有效的会计目的。因此，我们的合并财务报表可能会反映由于这些对冲而产生的一些波动，即使当时没有潜在的经济影响。我们也并不总是可能进行对冲交易，以完全减轻我们对大宗商品价格的敞口。我们的综合财务报表可能反映我们无法对其进行完全有效对冲的大宗商品价格敞口所产生的损益。
此外，我们的衍生品活动可能导致亏损。此类损失可能在多种情况下发生，包括交易对手未履行其在衍生工具安排下的责任、对冲不完善、商品价格波动与我们的实物或财务状况有关，或对冲政策和程序未得到遵守。
休斯顿航道日益严重的拥堵可能导致业务分流到不那么繁忙的港口。
我们的墨西哥湾沿岸设施位于休斯顿航道的黄金地段，距离供应源和需求源都很近。近年来，休斯顿港的成功带动了船只交通量的增加，部分原因是海外对美国原油、汽油、液化天然气和石化产品的需求不断增长，部分原因是休斯顿港最近决定接收大型集装箱船，这可能会限制其他货物的流动。休斯顿港目前是美国水运吨位最繁忙的港口，过去两年，休斯顿港的吞吐量每年都在增加，随着港口拥堵的加剧，我们的客户或潜在客户可能会将业务转移到墨西哥湾的较小港口，这可能会导致我们设施的利用率降低。
提供养老金和其他退休后医疗福利以及相关资金需求的成本会受到养老基金价值变化、人口结构变化和精算假设波动的影响，并可能对我们的财务业绩产生重大不利影响。
我们的某些子公司为其某些员工提供养老金计划和其他退休后医疗福利。提供养恤金和其他退休后保健福利以及相关供资需求的费用可能受到养恤金和其他退休后基金价值变化、人口结构变化和精算假设波动的影响，这些变化可能对伙伴关系未来的综合财务结果产生重大不利影响。虽然提供此类退休金和其他退休后医疗福利所产生的某些成本通过合伙企业受监管的业务收取的费率收回，但合伙企业的子公司可能无法收回所有成本，而且这些费率通常不会立即对当前的市场状况或资金需求做出反应。此外，如果改变或取消目前的成本回收机制，这些好处对业务成果的影响可能会大大增加。
客户和竞争对手之间的合并可能会导致我们管道或储存在我们码头或通过我们码头分销的产品发货量减少，或者减少原油营销利润率或数量。
现有客户之间的合并可以为合并后的实体提供强大的经济激励，使其在系统竞争的市场上使用其现有系统，而不是我们的系统。因此，我们可能会失去部分或全部来自这些客户的业务量和相关收入，并可能在弥补这些损失的业务量和收入方面遇到困难，这可能会对我们的运营业绩、财务状况或现金流产生重大和不利的影响。
涉及我们外包合作伙伴的欺诈性活动或滥用专有数据可能会使我们承担额外的责任。
我们利用关联实体和第三方来处理我们的信息和数据。违反安全措施或有关我们或我们客户的专有信息或敏感或机密数据的意外丢失、无意披露或未经批准的传播，包括由于欺诈或其他形式的欺诈而可能导致的此类信息或数据的丢失或披露，可能会使我们面临丢失或滥用这些信息的风险，导致诉讼和潜在的责任，导致声誉损害、增加我们的合规成本或以其他方式损害我们的业务。
我们的卡车车队运营受联邦汽车承运人安全法规的约束，该法规由联邦汽车承运人安全管理局(“FMCSA”)制定、审查和修订。我们的舰队目前的安全状况“令人满意”
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然而，如果我们的安全评级被下调至“不满意”，我们的业务和运营结果可能会受到不利影响。
所有受联邦监管的航空公司的安全评级都是通过FMCSA实施的名为合规安全责任(CSA)计划的计划来衡量的。CSA计划基于路边检查中观察到的违规行为来衡量承运人的安全表现，而不是由FMCSA进行合规审计。任何违规行为的数量和严重程度都会与规模和年度里程相当的同行公司进行比较。如果一家公司超过了FMCSA设定的门槛，它将受到FMCSA的行动。有一种渐进的干预战略，首先由一家公司向FMCSA提供一份可接受的纠正行动计划，该公司将实施该计划。如果这些问题得不到纠正，干预将升级为现场合规审计，最终将被FMCSA评为“不满意”评级，并被FMCSA撤销其运营权限，这可能会对我们的业务、运营结果和财务状况产生不利影响。
负债
我们的债务水平和债务协议可能会限制我们向单位持有人进行分配的能力，并可能限制我们未来的财务和运营灵活性。
截至2023年12月31日，我们的合并债务约为523.9亿美元，不包括我们未合并的合资企业的债务。我们的负债水平在几个方面影响了我们的业务，其中包括：
•我们和我们子公司的运营现金流的很大一部分将专门用于支付未偿债务的本金和利息，不能用于其他目的，包括支付分配；
•我们和我们子公司现有债务协议中包含的契约要求我们和他们在适用的情况下满足财务测试，这些测试可能会对我们在规划和应对业务变化方面的灵活性产生不利影响；
•我们和我们的子公司为营运资本、资本支出、收购和普通合伙企业、公司或有限责任公司目的(视情况而定)获得额外融资的能力可能有限；
•与负债较少的同类公司相比，我们可能处于竞争劣势；
•由于我们的巨额债务水平，我们可能更容易受到不利的经济和行业状况的影响；以及
•如果我们或我们的子公司未能遵守我们各自债务协议的各种限制性契约，可能会对我们产生额外债务的能力产生负面影响，包括我们利用循环信贷安排下的可用能力的能力，以及我们支付分派的能力。
我们子公司的债务水平和债务协议，包括Sunoco LP和USAC，可能会限制我们从这些子公司获得的分配，以及我们未来的财务和运营灵活性。
我们子公司的负债水平在几个方面影响其运营，其中包括：
•我们子公司运营现金流的很大一部分将专门用于支付未偿债务的本金和利息，不能用于其他目的，包括向我们支付分配；
•我们子公司现有债务协议中的契约要求各子公司在适用的情况下通过财务测试，这些测试可能会对它们在规划和应对各自业务变化方面的灵活性产生不利影响；
•我们的子公司为营运资本、资本支出、收购和普通合伙企业、公司或有限责任公司的目的(视情况而定)获得额外融资的能力可能有限；
•与负债较少的同类公司相比，我们的子公司可能处于竞争劣势；
•我们的子公司可能因其债务水平而更容易受到不利的经济和行业状况的影响；
•如果我们的子公司未能遵守各自债务协议的各种限制性契约，可能会对各自子公司产生额外债务的能力产生负面影响，包括它们利用其循环信贷安排下的可用能力，以及向我们及其单位持有人支付分派的能力。
由于Sunoco LP之前宣布的对NuStar的收购预计将于2024年第二季度完成，Sunoco LP预计将承担NuStar的债务并发行额外债务，总额约为42亿美元。这笔额外的债务可能会加速上述任何风险。
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我们没有其他类型的组织那样的灵活性来积累现金，这可能会限制可用于偿还债务或在到期时偿还债务的现金。
与公司不同，我们的合伙协议要求我们每季度将100%的可用现金(如我们的合伙协议中所定义的)分配给我们的单位持有人和我们的普通合伙人。可用现金通常是我们截至季度末的所有手头现金，根据现金分配和准备金的净变化进行调整。我们的普通合伙人将决定此类分配的金额和时间，并拥有广泛的自由裁量权，可以建立和增加我们的准备金或我们运营子公司的准备金，数额由其合理酌情决定为必要或适当的：
•为我们的业务和我们的运营子公司的业务的适当开展提供准备(包括未来资本支出和我们预期的未来信贷需求的准备金)；
•为未来四个日历季度中的任何一个或多个季度向我们的单位持有人和我们的普通合伙人提供分配资金；或
•遵守适用的法律或我们的任何贷款或其他协议。
利率上升可能对我们的业务、经营业绩、现金流和财务状况产生重大不利影响。
除了我们对大宗商品价格的敞口外，我们还对利率的变化有很大的敞口，包括由于联邦货币和财政政策的变化而导致现行利率大幅上升。截至2023年12月31日，我们的合并债务中约有32.9亿美元以浮动利率计息，其余按固定利率计息。如果我们有浮动利率的债务，我们的经营业绩、现金流和财务状况可能会因利率上升而受到重大不利影响。
利率上升可能会影响对我们存储容量的需求。
对于存储能力用户来说，在原油存储期间拥有原油是有融资成本的。除库存原油的商品成本外，融资成本还受到存储用户产生的资金成本或利率的影响。在没有其他因素的情况下，较高的融资成本对储存原油以供未来销售的经济性产生不利影响。因此，利率大幅上升可能会对我们的存储容量需求产生不利影响，而不受其他市场因素的影响。
利率上升也可能导致对股票投资的需求总体上相应下降，特别是对以收益为基础的股票投资，如我们的共同单位。由于其他更具吸引力的投资机会而导致对我们共同单位的需求的任何这种减少，都可能导致我们共同单位的交易价格下降。
我们的信用评级下调可能会影响我们和我们的子公司的流动性、获得资金的渠道和经营成本，并保持信用评级由独立的第三方控制。
下调我们的信用评级可能会增加我们和我们子公司的借款成本，并可能要求我们向第三方提供抵押品，对我们的可用流动性产生负面影响。我们和我们的子公司进入资本市场的能力也可能受到我们信用评级下调和其他干扰的限制。此类中断可能包括：
•经济不景气；
•资本市场状况不断恶化；
•原油、天然气、液化石油气等商品市场价格下跌；
•恐怖分子袭击或威胁袭击我们的设施或其他能源公司的设施；以及
•能源行业的整体健康，包括其他公司的破产或资不抵债。
信用评级机构在分配信用评级时进行独立分析。该分析包括一系列标准，包括但不限于业务构成、市场和运营风险，以及各种财务测试。信用评级机构继续审查行业部门和各种债务评级的标准，并可能不时修改这些标准。信用评级不是建议购买、出售或持有被评级实体的投资。评级机构可能会随时修改或撤销评级，我们不能向您保证我们将保持目前的信用评级。
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资本项目和未来增长
如果我们和我们的子公司不以经济上可接受的条件进行收购，我们未来的增长可能会受到限制。
我们的运营结果以及我们增长和分配给单位持有人的能力将在一定程度上取决于我们进行收购的能力，这些收购将增加我们每单位的可分配现金流。
我们可能因为以下任何原因而无法进行增值收购：
•因为我们无法确定有吸引力的收购候选者，也无法与他们谈判可接受的采购合同；
•因为我们无法在经济上可接受的条件下为此类收购筹集资金；
•由于能源行业最近加强了反垄断重点，造成了与预期收购和合并相关的潜在风险、费用和延误；或
•因为我们的出价低于竞争对手，特别是在能源行业内部整合趋势持续的情况下，其中一些公司的规模比我们大得多，而且比我们拥有更多的财力和更低的资金成本。
此外，即使我们完成了我们认为将是增值的收购，这些收购实际上也可能对我们的运营结果产生不利影响，或者导致单位可分配现金流的减少。任何收购都涉及潜在风险，包括我们可能：
•未能实现预期的收益，如新的客户关系、成本节约或现金流增强；
•通过使用我们可用现金或借款能力的很大一部分来为收购融资，从而减少我们的流动性；
•大幅增加利息支出或财务杠杆，如果我们产生额外的债务来为收购融资；
•在新的地理区域或新的业务线上遇到经营困难；
•招致或承担与收购的业务或资产相关的意外负债、损失或成本，而我们没有对该等业务或资产作出赔偿或赔偿不足；
•无法聘用、培训或再培训合格的人员来管理和运营我们不断增长的业务和资产；
•管理我们的历史资产效率较低，原因是管理层将注意力从其他业务上转移；或
•产生其他重大费用，如商誉减值或其他无形资产、资产贬值或重组费用。
如果我们完成未来的收购，我们的资本和运营结果可能会发生重大变化。当我们决定我们的资金和其他资源的应用时，单位持有人将没有机会评估我们将考虑的经济、金融和其他相关信息。
资本项目可能需要大量的债务和股权融资，我们可能无法以可接受的条件获得这些融资，或者根本不能。
我们可以通过出售我们的债务和股权证券的收益以及我们循环信贷安排下的借款来为我们的增长资本支出提供资金，包括任何新的管道建设项目和我们可能承担的现有设施的改善或维修；但是，我们不能确定我们是否能够以我们满意的条款发行我们的债务和股权证券，或者根本不能。如果我们被要求寻求替代融资，其条款可能对我们没有吸引力，或者修改或取消我们的扩张计划。
如果我们的负债大幅增加，且按比例大于我们发行的股本，可能会对我们和我们的子公司的信用评级或我们遵守循环信贷协议下的财务契约的能力产生负面影响，这可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
2022年的通胀削减法案可能会减少对原油和天然气的需求，并可能给我们的运营带来新的成本。
2022年8月，总裁·拜登签署了《2022年爱尔兰共和法》，其中包含数千亿美元的激励措施，用于发展可再生能源、清洁氢气、清洁燃料、电动汽车和配套基础设施以及碳捕获和封存等条款。此外，****2022年首次对通过甲烷排放收费的温室气体排放征收联邦费用。IRA 2022修订了联邦清洁空气法案，对需要向EPA报告温室气体排放的来源的甲烷排放征收费用，包括那些陆上石油和
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天然气生产类别。甲烷排放费从2024年开始，每吨甲烷900美元，2025年增加到1200美元，2026年及以后每年将设定为1500美元。费用的计算是基于****2022年确定的某些门槛。此外，上述为各种清洁能源行业提供的多重激励措施可能会减少对原油和天然气的需求，增加我们的合规和运营成本，从而对我们的业务产生不利影响。
如果我们不继续建设新的管道，我们未来的增长可能会受到限制。
我们的运营结果以及增长和增加单位可分配现金流的能力将在一定程度上取决于我们建设增加可分配现金流的管道的能力。我们可能无法建造可增加可分配现金流的管道，原因包括以下任何一个：
•我们无法确定具有良好预期财务回报的管道建设机会；
•我们无法获得必要的政府批准并以可接受的条件与合格的承包商和供应商签订合同；
•我们无法为我们确定的管道建设机会筹集资金；或
•由于来自其他管道建设项目的竞争或其他原因，我们无法从潜在客户那里获得足够的运输承诺。
此外，即使我们建造了一条我们认为将是增值的管道，该管道实际上也可能对我们的运营结果或开工前预测的结果以及其他因素产生不利影响。
通过建设新的管道和相关设施来扩大业务给我们带来了风险。
我们发展业务的方式之一是通过在现有的收集、压缩、处理、加工和运输系统的基础上增加设施。建造新的管道和相关设施(或改善和修复现有设施)涉及许多我们无法控制的监管、环境、政治和法律不确定性，并需要我们通过借款、发行额外股本或运营现金流来筹集资金的大量资本支出。如果我们承担这些项目，它们可能根本不能如期完成，或者按预算成本完成。我们无法控制的各种因素，如天气、自然灾害和在获得许可和通行权或其他监管批准方面的困难，以及第三方承包商的表现，可能会导致施工成本增加或延误。例如，近年来，许多公司的管道项目受到了环保组织的几项挑战，例如根据《国家环境政策法》进行的机构审查和USACE NWP计划的挑战。对USACE NWP计划的任何更改，如果将我们的项目排除在覆盖范围之外，都可能需要我们改变管道项目的路线，或者寻求涉及更长许可时间的个人许可，从而导致施工延误。有关NWP计划的更多信息，请参阅我们题为《清洁水法》的监管披露。另外，成本超支或项目完成延迟可能会对我们的运营结果和现金流产生重大不利影响。此外，我们的收入可能不会在特定项目完成后立即增加。例如，如果我们建造一条新的管道，建设将在较长的一段时间内进行，但我们可能要在项目完成后很长一段时间才能大幅增加收入。此外，管道建设项目的成功很可能取决于石油和天然气勘探和开发钻探活动的水平，以及该项目拟议服务地区对管道运输的需求，以及我们从该地区的生产商那里获得利用新建管道的承诺的能力。在这方面，我们可以建造设施，在一个没有实现石油或天然气产量增长的地区，实现预期的未来石油或天然气产量增长。因此，新设施可能无法吸引足够的吞吐量或合同容量预留承诺来实现我们预期的投资回报，这可能对我们的运营业绩和财务状况产生不利影响。
液化项目有赖于在足以支持项目财务可行性的条件下，就液化天然气的转售达成长期合同安排。
我们的全资子公司查尔斯湖液化天然气出口公司正在我们位于路易斯安那州查尔斯湖的现有再气化设施现场开发一个液化项目。该项目将利用我们拥有的位于查尔斯湖遗址的现有码头和仓储设施。各方对该项目可行性的决定将特别取决于能否就液化天然气的出口达成长期合同安排，而长期合同安排又将取决于影响外国市场液化天然气价格的供求因素。项目的财务可行性还将取决于许多其他因素，包括建造液化设施的预期成本、建造液化设施的融资条款和条件、天然气供应成本、将天然气运输到液化设施的成本、运营液化设施的成本以及将液化天然气从液化设施运输到外国市场(特别是欧洲和亚洲)客户的成本。其中一些成本是有波动的
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基于各种因素，包括影响美国天然气价格的供需因素，影响美国大型基础设施项目建设服务成本的供需因素，以及总体经济条件，不能保证各方将决定继续开发这一项目。
液化项目的建设仍然需要进一步的批准，一些批准可能需要进一步的条件、审查和/或撤销。
2015年12月，FERC授权查尔斯湖液化天然气出口公司在符合各种条件的情况下选址、建设和运营液化项目，其中包括一项条件，要求液化项目的所有阶段必须在FERC授权令发布之日起五年内完成并投入使用。该订单还要求对我们连接查尔斯湖设施的Trunkline管道设施进行修改，并要求在开始建设液化设施之前执行向液化设施供应天然气的运输合同。2019年12月，FERC批准将时间延长至2025年12月16日(包括2025年12月16日)，以完成液化项目的建设和管道设施改造，并将设施投入使用。2022年5月，FERC第二次批准将时间延长至2028年12月16日(包括2028年12月16日)，以完成液化设施改造的施工并使设施投入使用。
美国任何液化设施生产的液化天然气的出口都需要获得美国能源部的出口授权。NGA要求美国能源部批准液化天然气出口申请，除非这样的批准“与公共利益不一致”。2013年3月，查尔斯湖液化天然气出口公司获得能源部授权，可以向美国已经或将与之签订天然气贸易自由贸易协定(FTA)的国家出口LNG(“FTA授权”)。2016年7月，查尔斯湖液化天然气出口公司还获得了美国能源部的有条件授权，可以向没有天然气贸易自由贸易协定的国家出口液化天然气(“非自由贸易协定授权”)，但不得迟于2020年12月开始出口。查尔斯湖液化天然气出口公司根据非自贸协定授权申请将商业出口的最后期限延长至2025年12月，美国能源部于2020年10月批准了这一延期请求。查尔斯湖液化天然气出口公司申请第二次延长开始出口的最后期限，2023年4月，美国能源部拒绝了这一请求，因为美国能源部与延期请求有关的新政策。
鉴于这一新政策，2023年8月，查尔斯湖液化天然气出口公司申请了新的非自贸协定授权，如果获得批准，将规定开始向非自贸协定国家出口的新截止日期，截止日期为自批准之日起七年。2024年1月，拜登政府宣布暂停批准美国能源部的液化天然气出口授权，并指示美国能源部就液化天然气出口对国内天然气价格、气候变化等问题的累积影响进行研究。拜登政府表示，这些研究是必要的，以使能源部能够作出与法定的“公共利益”标准有关的决定。美国能源部表示，这些研究将需要几个月的时间才能完成，之后将在政策声明定稿之前提供政策声明草稿，征求公众意见。这一进程预计不会在2024年11月美国总统大选之前完成。
基于拜登政府的这一行动，美国能源部关于从特定液化设施(如拟议的查尔斯湖液化天然气设施)出口液化天然气是否将被视为“与公共利益不抵触”的最终决定存在不确定性，这是根据NGA批准的适用标准。因此，不能保证查尔斯湖液化天然气出口公司的非自贸协定授权申请是否会获得批准。
将过去或未来收购中获得的资产与我们现有的业务整合将是一个复杂而耗时的过程。未能及时将收购的资产与我们现有的业务成功整合，可能会对我们的业务、财务状况、运营结果或可供分配给单位持有人的现金产生重大不利影响。
将过去和未来的收购与我们的业务整合起来的困难包括，除其他外：
•在新的地理区域和新的业务线上运营一个更大的联合组织；
•聘用、培训或留住合格人员，以管理和运营我们不断增长的业务和资产；
•将管理团队和员工整合到现有的运营中，并与这些管理团队和员工建立有效的沟通和信息交流；
•转移管理层对现有业务的注意力；
•同化收购的资产和业务，包括额外的监管计划；
•客户或关键员工流失；
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•根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》以及其他合规和公司治理事项，维持有效的内部控制制度；以及
•整合财务报告的新技术系统。
如果这些风险或其他意想不到的负债或成本成为现实，那么过去收购和未来收购带来的预期收益将对我们未来的经营业绩产生负面影响。此外，由于我们无法控制的因素，收购的资产的表现可能低于用于评估其收购的预测水平。如果收购资产的表现低于预期，那么我们未来的运营业绩可能会受到负面影响。
此外，我们对拟议的业务或资产收购的审查本质上是不完美的，因为鉴于卖方施加的时间限制，通常不可能对每一项此类提议进行深入审查。即使进行了详细的资产和业务审查，也可能不会揭示现有或潜在的问题，也可能无法提供对此类业务或资产的足够熟悉程度，以充分评估其缺陷和潜力。可能不会对每一项资产进行检查，即使进行了检查，也可能无法观察到环境问题。
我们受到来自其他中游、运输、码头和仓储公司的竞争的影响。
我们在所有业务领域都面临着竞争。就我们的中游业务而言，我们为天然气供应和客户服务展开竞争。我们的竞争对手包括大型综合性石油公司、州际和州内管道，以及收集、压缩、处理、加工、运输、储存和销售天然气的公司。
我们的天然气和NGL运输管道和储存设施在天然气和NGL的运输和储存方面与其他州际和州际管道公司和储存供应商竞争。管道之间竞争的主要因素是费率、服务条件、获得供应源的机会以及服务的灵活性和可靠性。天然气和NGL还与其他形式的能源竞争，包括电力、煤炭、燃料油和可再生或替代能源。燃料和能源供应之间的竞争主要以价格为基础；然而，非价格因素，包括政府监管、环境影响、效率、使用和处理的便利性以及补贴和税收优惠的可获得性，也影响竞争结果。
在我们的NGL管道服务的市场上，我们与其他管道公司以及驳船、铁路和卡车车队业务展开竞争。我们还面临着与其他储存和分馏设施的竞争，这些竞争基于收取的费用和接收、分发和/或分馏客户产品的能力。
我们的原油和成品油管道在大批量运输方面面临着来自其他管道的激烈竞争。这些业务还面临着来自卡车的竞争，在我们服务的地区增加和边际运量。此外，我们的原油和成品油码头与拥有营销和贸易业务的综合石油公司、炼油和营销公司、独立码头公司和分销公司拥有的码头竞争。
如果我们、Sunoco LP和USAC遇到对合格资产的竞争加剧，我们可能无法完全执行我们的增长战略。
我们的战略设想通过开发和收购广泛的中游、运输、存储和其他能源基础设施资产来实现增长，同时保持强劲的资产负债表。这一战略包括建立和收购更多资产和业务，以增强我们有效竞争的能力，并使我们的资产组合多样化，从而提供更稳定的现金流。我们定期考虑并参与有关收购额外资产和业务、独立开发项目或其他交易的讨论，我们认为这些交易将为实现协同效应和增加我们的现金流提供机会。
与我们的战略一致，我们可能会不时与潜在卖家就可能收购更多资产或业务进行讨论。此类收购努力可能涉及我们参与涉及多个潜在买家的过程，通常称为“拍卖”过程，以及我们认为我们是与潜在卖家谈判的唯一一方或数量非常有限的潜在买家之一的情况。我们不能保证我们的收购努力会成功，也不能保证任何收购都会以对我们有利的条款完成。
此外，我们可能会经历对我们购买或打算购买的资产的竞争加剧。对有限资产池的竞争加剧，可能会导致我们更频繁地输给其他竞标者，或者以更高的价格收购资产，这两者都将限制我们全面执行增长战略的能力。不能执行我们的增长战略可能会对我们的运营结果产生实质性的不利影响。
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在吸引和留住合格员工方面，我们与我们市场上的其他企业展开竞争。
我们的持续成功有赖于我们在所有业务领域吸引和留住合格人才的能力。在吸引和留住合格员工方面，我们与我们市场上的其他企业展开竞争。劳动力市场紧张，加班增加，全职员工比例上升，可能会导致劳动力成本增加。合格雇员的短缺可能要求我们提高工资和福利待遇，以便在雇用和留住这些雇员方面有效地竞争，或者雇用更昂贵的临时雇员。不能保证我们的劳动力成本不会增加，也不能保证这种增加可以通过向客户收取更高的价格来弥补。我们尤其容易受到石油和天然气钻探领域劳动力短缺的影响，因为能源价格推动了更高的勘探和生产活动。
监管事项
加强对水力压裂或采出水处理的监管可能会导致我们作业区域的原油和天然气生产减少或延迟，这可能对我们的业务和运营结果产生不利影响。
水力压裂过程受到了部分公众以及环境和其他团体的高度关注，他们断言，水力压裂过程中使用的化学品可能会对饮用水供应产生不利影响，并可能对公众健康、安全、福利和环境产生其他有害影响。此外，公众以及环境和其他团体对水处理过程进行了审查，声称某些水处理井的运行导致地震活动增加。此外，州政府和联邦政府的几位政治职位候选人已经宣布，打算对水力压裂或采出水处理施加更多限制。例如，2021年1月27日，拜登政府发布了一项行政命令，暂停发放新的授权，并暂停发放新的租约，等待对当前做法的审查完成，用于在联邦土地和水域(但不包括联邦政府仅托管的部落土地)上进行石油和天然气开发。这些联邦租赁活动的暂停促使几个州对拜登政府采取法律行动，导致路易斯安那州的一名联邦地区法官于2021年6月发布了全国性的初步禁令，随后在2022年8月发布了永久禁令，有效地停止了租赁暂停的执行。与此相关的是，内政部(DOI)在2021年11月发布了关于联邦天然气租赁和许可做法的报告，其中提到了一系列建议和使联邦石油和天然气租赁计划现代化的总体意图，包括调整特许权使用费和保证金费率，优先考虑在已知资源潜力地区进行租赁，以及避免与娱乐、野生动物栖息地、保护和历史文化资源发生冲突的租赁。2022年，本报告中的建议导致了待租陆上土地数量的减少和特许权使用费的提高，2023年，能源部提出了一项规则，以使租赁计划的财务条款现代化。实施DOI报告中的许多建议将需要国会采取行动，我们无法预测这些建议现在或未来可能会在多大程度上得到实施，但对联邦石油和天然气活动的限制可能会导致我们和我们客户的成本增加，减少对联邦土地上我们服务的需求，并对我们的业务产生不利影响。另外，在2022年11月，BLM提出了一项规则，将限制从联邦土地上的油井地点燃烧，并允许延迟或拒绝许可，如果BLM发现运营商的甲烷废物最小化计划不足。此外，科罗拉多州能源和碳管理委员会(前科罗拉多州石油和天然气保护委员会)通过了新的规则，涵盖与公共健康、安全、福利、野生动物和环境资源相关的各种事项，并正在考虑有关石油和天然气项目累积影响的规则草案；最重要的是，这些规则的变化对新的石油和天然气开发建立了更严格的挫折(而不是之前的500英尺)，并取消了全州各地新建或现有油井的天然气常规燃烧和排放，每一口油井都只有有限的例外。一些当地社区已经或正在考虑对石油和天然气活动采取额外的限制，例如要求更大的挫折。虽然这些发展的最终影响无法预测，但通过新的法律或法规，规定与水力压裂或采出水处理有关的额外许可、披露、限制或成本，或禁止在被认为对环境敏感的地区附近进行水力压裂，可能会使钻探某些油井变得不可能或降低经济吸引力。因此，我们为客户收集、运输和储存的原油和天然气数量可能会大幅减少，这可能会对我们的财务状况或运营业绩产生不利影响。
与达科他州管道相关的法律或监管行动可能会导致当前或未来的运营中断，这可能会对我们的业务和运营结果产生不利影响。
2016年7月27日，斯坦丁洛克苏族部落和其他美洲原住民部落(以下简称部落)向美国哥伦比亚特区地区法院(以下简称地区法院)提起诉讼，对美国联邦行政长官颁发的许可提出质疑，该许可允许达科他州人在北达科他州的欧阿湖横渡密苏里河。该案随后被修改，以挑战美国南美石油公司发布的地役权，该地役权允许管道穿过密苏里河附近的美国南美石油公司拥有的土地。作为这起诉讼的结果，地区法院取消了地役权，命令USACE准备一份环境影响声明(EIS)，并命令关闭管道并排出石油。达科他州访问和USACE对这一决定提出上诉，并提出
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暂缓执行区域法院的命令。2020年8月5日，上诉法院批准暂停地区法院命令中要求达科他州关闭管道并清空石油的部分，但上诉法院拒绝暂停地役权空置。2020年8月5日的命令还指出，上诉法院希望USACE澄清其立场，即USACE是否打算允许管道在地役权无效的情况下继续运营，如果有必要，地区法院可能会考虑额外的救济。根据这一命令，部落向地区法院提出动议，要求禁止输油管道继续运行。2021年1月26日，上诉法院确认了地区法院要求发布《环境影响报告书》的命令及其撤销地役权的命令。在1月26日的同一命令中，上诉法院还推翻了地区法院2020年7月6日的命令，即关闭管道并清空石油，因为缺乏足以满足禁令救济的法律要求的裁决，包括在没有禁令的情况下对部落造成不可弥补的损害的裁决。达科他州Access于2021年4月12日申请重审EN BANC，上诉法院予以否认。2021年9月20日，达科他州Access向美国最高法院提交了审理此案的请愿书。总检察长和原告提出了反对意见，达科他州Access已经提交了答辩。
地方法院计划在2021年2月10日举行一次状况会议，讨论上诉法院的裁决对未决的禁令救济动议的影响，以及USACE对其将如何根据上诉法院最近的无效裁决进行的预期。USACE提交了一项动议，要求将地位会议延长至2021年4月9日，这一动议于2021年2月9日获得地区法院的批准。达科他州通道和部落分别于2021年4月19日和2021年4月26日提交了补充声明。2021年4月26日，地区法院要求USACE在2021年5月3日之前就该动议向其通报USACE目前的立场(如果有的话)。2021年5月3日，USACE通知地方法院，它没有改变对部落禁制令动议的反对立场。美国高等法院还告知地方法院，预计《环境影响报告书》将于2022年3月完成。2021年5月21日，地区法院驳回了原告的禁制令请求。地区法院进一步指示双方在2021年6月11日之前提交一份关于诉讼下一步可能采取的行动的联合状况报告。2021年6月22日，地区法院终止了合并诉讼，并在不妨碍的情况下驳回了所有剩余的未决指控。2022年1月20日，Standing Rock苏族部落退出了对《环境影响报告书》草案的合作机构，促使美国国家空间经济委员会暂时搁置了《环境影响报告书》草案。2023年9月8日，美国国家能源局公布了《环境影响报告书》草案。对《环境影响报告书》草案的意见应于2023年12月13日截止。USACE预计最终的《环境影响报告书》和决策记录将于2024年发布。有关详情，请参阅本年度报告内“第8项.财务报表及补充数据”内的综合财务报表附注11。
我们的州际天然气管道受到法律、法规和政策的约束，这些法律、法规和政策管理着它们被允许对其服务收取的费率，这可能会阻止我们完全收回成本。
管理州际天然气管道费率的法律、法规和政策可能会影响我们的州际管道制定费率、收取足以弥补未来成本增加的费率或继续收取覆盖当前成本的费率的能力。
我们被要求提交FERC费率(也称为追索权费率)，托运人可以为州际天然气运输服务支付这些费率。我们还可以同意在不过分歧视的基础上对这些费率进行折扣，或者与选择不支付追索权费率的托运人谈判费率。FERC必须批准或接受所有利率申请，才能允许我们收取此类费率。
FERC可以主动或在收到第三方提出的申诉后审查现有的关税税率。如果FERC发现税率被证明不公正合理或具有不适当的歧视性，FERC可以在预期的基础上下令退还征收的金额。FERC最近对其他几家管道公司行使了这一权力。如果FERC对我们提起诉讼，发现我们的费率不公正合理或存在不适当的歧视性，我们被允许收取的最高费率可能会被降低，这种降低可能会对我们的收入和运营结果产生不利影响。
我们州际管道运营的成本可能会增加，由于FERC对我们费率的监管，我们可能无法收回所有这些成本。如果我们提议改变我们的关税税率，我们的建议税率可能会受到FERC或第三方的质疑，如果我们无法说服FERC，改变将导致公正、合理的费率，而不是不适当的歧视性，FERC可能会拒绝、修改或限制我们提议的改变。我们也可能受到费率案件和解协议或与个别客户协商的费率协议条款的限制，无法寻求未来的费率上调，或者我们可能受到竞争因素的限制，无法收取我们的费率。
如果我们的成本增长超过了我们的收入增长，或者我们的成本增长与我们申请和获得费率增长的能力之间存在滞后，我们的经营业绩将受到负面影响。即使FERC允许加息生效，加息也可能不够。我们不能保证我们的州际管道将能够通过现有或未来的费率收回我们的所有成本。
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像我们这样的税收直通实体持有的州际管道将所得税免税额作为服务成本要素纳入其监管费率的能力，多年来一直受到联邦能源研究委员会和法院的广泛诉讼。自2018年1月起，2017年《减税和就业法案》(简称《税法》)改变了联邦税法的多项条款，包括降低最高企业税率。2018年3月15日，在一系列相关提案中，FERC解决了以受监管的实体税率对待联邦所得税免税额的问题。FERC发布了一份经修订的所得税处理政策声明(“经修订的政策声明”)，声明将不再允许主有限责任合伙企业在其服务成本率中收回所得税免税额。FERC发布了修订后的政策声明，以回应美国哥伦比亚特区巡回上诉法院在美国联合航空公司诉FERC案中的发回，法院在该案中裁定，FERC没有证明其结论是，通过在服务成本中计入所得税免税额并获得使用贴现现金流法计算的股本回报率(ROE)，以大型有限责任合伙企业形式组织的管道不会在当前政策下“双倍收回”其税款。2018年7月18日，FERC澄清说，作为主有限合伙企业组织的管道在未来的程序中不会被排除在论证和提供证据支持方面，证明它有权享受所得税免税额，并证明其收回所得税免税额并不会导致投资者所得税成本的双重回收。2020年7月31日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院发表了一项意见，维持了FERC拒绝单独的主有限合伙企业追回所得税免税额的决定，以及不要求主有限合伙企业退还累计递延所得税余额的决定。鉴于重审令澄清了个别实体支持收回所得税免税额的辩解能力，以及法院随后支持拒绝向主要有限责任合伙企业提供所得税免税额的意见，FERC关于所得税处理的政策可能对税收直通实体持有的州际管道可以向FERC监管的运输服务收取的费率产生的影响目前尚不清楚。
即使没有应用FERC最近的费率制定相关的政策声明和规则制定，根据NGA，FERC或我们的托运人可能会质疑我们收取的服务成本费率。FERC制定公正合理的费率是基于多个组成部分，包括ROE和税收相关的组成部分，但也包括其他管道成本，这些成本将继续影响FERC确定公正合理的服务成本费率。此外，我们根据各种费率结构从管道中获得收入，包括服务成本费率、协商费率、折扣费率和市场费率。我们的许多州际管道，如Tiger、Midcontinent Express和Fayetteville Express，都通过谈判获得了客户同意的市场价格，这些价格与为支持管道建设而签订的长期合同有关。其他系统，如FGT，Transwerland和Panhandle，有一个混合的关税率，折扣率，和谈判利率协议。我们从我们根据服务成本费率提供的天然气运输服务中获得的收入可能会在未来由于FERC政策的变化而减少，再加上税法中规定的联邦企业所得税税率降低。与我们的服务成本费率相关的任何收入减少的程度（如果有的话）将取决于对管道所有服务成本组成部分的详细审查以及FERC或我们的托运人对我们费率的任何挑战的结果。
根据2019年1月16日发布的命令，FERC根据NGA第5条对Panhandle当时的费率进行了审查，以确定Panhandle收取的费率是否公正合理，并将此事提交听证会。2019年8月30日，Panhandle根据NGA第4条提起了一般费率诉讼。NGA第5条和第4条的诉讼程序于2019年10月1日由首席法官命令合并。行政法法官的初步决定于2021年3月26日发布，2022年12月16日，联邦能源管理委员会就初步决定发布了命令。2023年1月17日，潘汉德尔和密歇根州公共服务委员会分别提出了重新审理联邦能源管理委员会关于最初决定的命令的请求，该请求于2023年2月17日被法律驳回。2023年3月23日，潘汉德尔向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院（“上诉法院”）就这些命令提出上诉，密歇根州公共服务委员会随后也对这些命令提出上诉。2023年4月25日，上诉法院合并了潘汉德尔和密歇根州公共服务委员会的上诉，并中止了合并上诉程序，而联邦能源管理委员会则进一步考虑了重新审理其2022年12月16日命令的请求。2023年9月25日，FERC发布命令，解决有关重审和合规性的争议，拒绝了我们的重审请求。潘汉德尔已及时向上诉法院提交了关于2023年9月25日命令的审查申请。于二零二三年十月二十五日，Panhandle就九月二十五日命令提出有限的重审请求，以解决有关重审及合规的争议，其后于二零二三年十一月二十七日被法律驳回。于2023年11月30日，Panhandle提交了一份有关综合费率诉讼的退款报告，该报告已被多个当事方抗议。2024年1月5日，联邦能源管理委员会发布了第二项命令，解决重新听证时提出的论点，其中修改了2023年9月25日命令中的某些讨论，并维持了先前的结论。潘汉德尔已及时向上诉法院提交了关于2024年1月5日命令的审查申请。
2022年7月1日，Transwestern根据NGA第4条提起了费率案件。根据日期为2022年9月9日的命令，在该诉讼中采用了程序时间表，将听证会于2023年6月22日开始，预计将于2023年11月15日作出初步决定。根据2023年2月14日的后续命令，程序时间表被暂停，因为参与者已原则上达成协议，以解决本协议中的所有问题。
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正在准备向联邦能源管理委员会提交一份和解协议。于2023年4月5日向FERC提交了和解协议，并于2023年6月30日获得批准。
于二零二二年十二月一日，Sea Robin根据NGA第4条提起一般费率诉讼，反映集输服务的一般费率上调。该诉讼的听证会定于2023年10月24日举行，预计将于2024年3月19日作出初步决定。双方已就此案达成和解，并于2023年12月29日向FERC提交了和解协议。
我们的州际天然气管道受到管理服务条款和条件的法律、法规和政策的约束，这可能会对我们的业务和运营结果产生不利影响。
除了费率监督外，FERC的监管权力还延伸到我们州际天然气管道的业务和运营的许多其他方面，包括：
•服务条款和条件；
•州际管道可能或必须为其客户提供的服务类型；
•新设施的选址和建设；
•收购、扩建或放弃服务或设施；
•报告和信息张贴要求；
•帐目及纪录；及
•与涉及天然气和能源业务方方面面的关联公司的关系。
遵守这些要求可能代价高昂，负担沉重。此外，我们不能保证FERC将授权我们可能提出的关税变化和其他活动，并及时进行，不受潜在负担条件的影响。未来法律、法规、政策及其解释的变化可能会损害我们进入资本市场的机会，或者可能会削弱我们州际管道争夺业务的能力，可能会削弱它们收回成本的能力，或者可能会增加运营成本和负担。
FERC于2018年4月19日发布了调查通知(NOI)，启动了对其天然气管道认证政策的审查，包括审查其于1999年发布的长期存在的关于新建州际天然气管道设施认证的政策声明(“1999政策声明”)，该声明用于确定是否为新管道项目颁发证书。2021年2月18日，FERC发布了另一份NOI(2021年NOI)，重新开始审查1999年的政策声明。对2021年NOI的评论应在2021年5月26日截止。2021年9月，FERC发布了关于根据NGA第3条和第7条授权的天然气基础设施项目的温室气体减排技术会议的通知。2021年11月19日召开了技术会议，并于2022年1月7日向FERC提交了技术会议后的意见。2022年2月18日，FERC发布了两份新的政策声明：(1)更新后的《关于新建州际天然气设施证书的政策声明》和(2)《关于在天然气基础设施项目审查中考虑温室气体排放的政策声明》(《2022年政策声明》)，将于同日生效。2022年3月24日，FERC发布了一项命令，将2022年政策声明指定为政策声明草案，并要求提供进一步的意见。FERC表示，在就这些主题发布任何最终指导之前，它不会将目前起草的2022年政策声明适用于未决申请或将提交FERC的申请。对2022年政策声明的意见截止日期为2022年4月25日，答复意见截止日期为2022年5月25日。我们无法预测2022年政策声明可能会带来什么变化(如果有的话)，这些变化可能会影响我们的天然气管道或液化天然气设施项目，或者这些新政策(如果有的话)可能会在何时生效。我们预计，这些政策声明的任何变化都不会对我们产生与在美国运营的任何其他天然气管道公司有实质性不同的影响。
费率监管或市场状况可能不允许我们收回原油、NGL和成品油管道运营成本增加的全部金额。
我们共同运输的州际原油、NGL和成品油管道上提供的运输受到FERC的费率监管，该委员会要求这些石油管道上的运输费率是公平合理的，并且没有不适当的歧视性。如果我们提出新的或更改的费率，FERC或有利害关系的人可以对这些费率提出质疑，FERC有权暂停该费率的有效性长达七个月，并对该费率进行调查。如果调查完成后，联邦能源管制委员会认为建议的费率不公平或不合理，它有权要求承运人在调查期间退还超出先前费率的收入。FERC还可以根据投诉或主动调查已经生效的费率，并可能命令承运人前瞻性地改变其费率。vt.在.的基础上
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在适当的情况下，托运人可以获得在提出申诉前两年内遭受的损害的赔偿。
FERC用来授权提高石油管道费率的主要费率制定方法是价格指数化。FERC的费率制定方法可能会限制我们根据成本设定费率的能力，或者可能会推迟使用反映成本增加的费率。2020年3月25日，FERC发布了一份调查通知，征求对一项提案的意见，该提案将输油管道指数费率上调投诉的初步筛选改为与FERC用于抗议输油管道指数费率上调的初步筛选一致的“百分比比较测试”。FERC还要求就筛查的适当门槛是否为拟议的指标率增长与管道报告的服务成本年度百分比变化之间的10%或更大差额发表评论。初始意见截止日期为2020年6月16日，回复意见截止日期为2020年7月16日。
2022年10月20日，FERC发布了一份关于石油管道指数费率变化投诉标准的政策声明，以建立关于FERC将如何评估托运人对石油管道指数费率上调的投诉的指导方针。具体地说，政策声明采纳了FERC在2020年3月25日发布的早些时候发出的调查通知中的建议，取消了“大幅加剧测试”，因为初步筛选适用于对指数上调的投诉，取而代之的是采用“百分比比较测试”作为抗议和对指数上调的投诉的初步筛选的建议。目前，我们不能确定FERC对指数利率变化投诉的初步筛选的变化的影响，但修改后的筛选将导致一个与现有抗议指数利率上调的门槛一致的门槛。托运人提出的任何投诉或抗议都可能对我们的财务状况、经营结果或现金流产生实质性的不利影响。
2020年6月18日，FERC发布了一份NOI，征求对2021年7月1日至2026年6月30日结束的五年期间拟议的输油管道指数的意见，并要求就该指数是否以及如何反映修订后的政策声明、FERC对累计递延所得税的处理以及FERC修订后的净资产收益率方法发表意见。
2020年12月17日，FERC发布命令，建立PPI-FG加0. 78%的新指数。FERC收到了重新审理其2020年12月17日命令的请求，并于2022年1月20日批准重新审理并修改了石油指数。具体而言，从2021年7月1日开始至2026年6月30日结束的五年期间，允许FERC监管的液体管道收取指数费率，每年调整其指数上限，调整幅度为PPI-FG减去0.21%。FERC指示液体管道重新计算2021年7月1日至2022年6月30日的上限水平，以及2022年7月1日至2023年6月30日期间的上限水平。如果输油管道的申报费率超过其上限水平，FERC命令这些输油管道降低费率，使其符合2022年3月1日生效的重新计算的上限水平。一些当事人寻求与FERC重新审理1月20日的命令，该命令于2022年5月6日被FERC拒绝。一些当事人对1月20日和5月6日的命令提出上诉。这些上诉仍在哥伦比亚特区巡回法院待决。
根据1992年的能源政策法案(“能源政策法案”)，某些州际管道的价格被认为是公正和合理的或“祖辈”。收入来自我们大多数受FERC监管的管道上的这种祖辈利率。挑战祖辈费率的人必须作为一个门槛事项，自《能源政策法》颁布之日起在经济环境或构成费率基础的服务性质方面进行重大改变。如果FERC发现情况发生了重大变化，那么现有的费率可能会受到详细审查，而且可能会发现一些费率超过了管道成本合理的水平。在这种情况下，FERC可以命令我们前瞻性地降低管道费率，并向托运人支付退款。
如果联邦能源管理委员会的石油管道定价方法程序发生变化，新的方法或程序可能会对我们的业务和经营业绩产生不利影响。
州监管措施可能会对我们中游和州内管道和存储资产的业务和运营产生不利影响。
我们的中游和州内运输和储存业务一般不受NGA下的FERC监管，但FERC的监管仍然对我们的业务和我们产品的市场产生重大影响。我们在州内天然气管道和储气库提供的州际服务的费率、条款和条件受《NGPA》第311条下的FERC监管。我们的管道系统包括Enable俄克拉荷马州内传输、有限责任公司、绿洲管道、有限责任公司、休斯顿管道公司、凯蒂管道、能量传输燃料、有限责任公司、洛博管道公司、有限责任公司、珀利科管道、摄政王州内天然气有限责任公司、赤壁快速管道、有限责任公司、跨佩科斯管道、有限责任公司和科曼奇小径管道，有限责任公司提供此类服务。根据第311条，收取的运输和仓储费用必须公平和公平。超过公平和公平费率收取的金额将连同利息一起退还，管道运营条件声明中规定的服务条款和条件将接受FERC的审查和批准。如果FERC决定不批准等于或高于我们服务成本的费率，我们的现金流将受到负面影响。
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我们的中游和州内天然气和石油运输管道以及我们的州内天然气储存业务都受到州政府的监管。我们运营中游资产、州内管道或州内储存设施的所有州都采用了某种形式的基于投诉的监管，允许生产商和托运人向州监管机构提出投诉，以努力解决与费率和准入条款公平有关的不满。我们运营的州有应收费率的采油法规，这些法规通常要求收集管道在没有不当歧视的情况下收取可能提交给采集者处理的产品。同样，共同的采购人法规一般要求采集者在不过度歧视供应来源或生产商的情况下进行采购。这些法规的效果是限制了我们作为收集设施所有者的权利，以决定我们与谁签订合同购买或运输天然气。如果在这些州中的任何一个州提出投诉或监管变得更加积极，我们的业务可能会受到不利影响。
我们位于德克萨斯州的州内运输业务也受到TRRC作为天然气公用事业公司的监管。德克萨斯州的天然气公用事业公司必须在向TRRC提交的关税中公布他们对运输和储存服务收取的费率，尽管根据德克萨斯州的法律，这些费率被认为是公正和合理的，除非在申诉中提出质疑。
我们受制于其他形式的州法规，包括获得运营许可的要求、报告要求和安全规则(参见下面对联邦和州管道安全法规的描述)。违反国家法律、法规、命令和许可证条件的行为可能导致许可证的修改、取消或暂停、民事处罚和其他救济。
我们的某些资产可能会受到监管。
根据NGA，联邦不受监管的收集设施和FERC监管的传输管道之间的区别一直是广泛诉讼的主题，可能会由FERC根据具体情况做出决定，尽管FERC尚未就我们设施的状况做出决定。因此，我们收集设施的分类和监管可能会根据FERC、法院或国会未来的决定而改变。如果我们的天然气收集业务受FERC管辖，结果可能会对我们能够收取的费率和我们目前提供的服务产生不利影响，并可能包括终止我们与客户的收集协议。
NGL的州内运输在很大程度上受到此类运输所在州的监管。Energy Transfer GC NGL的管道在德克萨斯州境内运输NGL，并受到TRRC的监管。该NGLS运输系统根据向TRRC备案的州内运输费提供服务。2013年，Energy Transfer GC NGL的管道也开始了NGL的州际运输，这受到FERC根据州际商法(ICA)和能源政策法(Energy Policy Act)的管辖。州内和州际NGL运输服务必须以公正、合理和非歧视性的方式提供。为州际服务确定的费率是基于谈判达成的协议；然而，如果FERC的费率制定方法被强制实施，它们可能会推迟使用反映成本增加的费率，并使我们受到潜在负担和昂贵的运营、报告和其他要求的影响。此外，如果NGL是在州际或外国商业中运输的，无论是通过我们的管道还是其他运输工具，在我们管道上运输原油、石油产品和NGL的费率、条款和条件都受到FERC的监管。由于我们不能控制管道上所有原油、石油产品和NGL的整个运输路径，FERC法规可能会由我们客户的运输决策触发。
此外，如果我们的任何管道被发现提供服务或以其他方式违反NGA、NGPA或ICA的操作，这可能导致施加行政和刑事补救措施和民事处罚，以及要求交出为此类服务收取的费用超过FERC规定的费率。上述任何一项都可能对与这些资产相关的收入和现金流产生不利影响。
我们可能会因执行管道完整性计划和相关维修而产生巨大的成本和责任。
根据NGPSA和HLPSA的授权，PHMSA制定了一系列规则，要求管道运营商为天然气输送和危险液体管道制定和实施完整性管理计划，如果管道发生泄漏或破裂，可能会影响高后果区(HCA)，这些地区是泄漏可能产生最严重不利后果的地区，包括人口稠密地区、某些饮用水水源和异常敏感的生态地区。这些规定要求有盖管道的运营商必须：
•对管道完整性进行持续评估;
•识别和描述可能影响高后果区域的对管道段的适用威胁；
•改进数据收集、整合和分析;
•必要时对管道进行维修和补救;以及
•实施预防和缓解措施。
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此外，各州已经通过了类似于现有PHMSA关于州内收集和传输线路的法规。目前，我们无法预测遵守适用的管道完整性管理法规的最终成本，因为成本将根据管道完整性测试发现需要进行的任何修复的数量和程度而变化很大。我们将继续我们的管道完整性测试计划，以评估和维护我们的管道的完整性。这些测试的结果可能会导致我们产生巨额和意想不到的资本和运营支出，用于维修或升级，以确保我们的管道持续安全可靠地运行。国会对管道安全法律和PHMSA法规的任何修改，如果导致更严格或更昂贵的安全标准，可能会对我们和类似情况的中游运营商产生重大不利影响。例如，2019年10月，PHMSA公布了三项法规中的第一项，这些法规与某些天然气管道和收集管道的新要求或更严格的要求有关，这些法规最初是在2016年作为PHMSA“Gas Megarule”的一部分提出的。规则制定对陆上天然气输送管道提出了许多要求，涉及MAOP、重新确认和超越报告、到2023年在MCAS、非HCA、3类和4类地区发现的额外管道里程的完整性评估，以及将地震活动作为完整性管理中的一个风险因素考虑。PHMSA的第二条最终规则适用于危险液体输送和收集管道，大大延长和扩大了某些完整性管理要求的适用范围，到2039年使用在线检测工具(除非管道不能被修改以允许使用)，增加了与年度、事故和安全相关的有条件报告要求，并扩大了泄漏检测系统的使用范围。第三个最终规则于2022年8月发布，其中调整了HCA中管道的修复标准，为非HCA中的管道创建了新的标准，并加强了完整性管理评估要求等项目。这些规则制定所采取的变化可能会对我们的运营结果和运输服务成本产生实质性的不利影响。
与管道安全有关的联邦和州立法和监管举措要求使用新的或更严格的安全控制措施，或导致更严格地执行适用的法律要求，可能会使我们面临更高的资本成本、运营延误和运营成本。
NGPSA和HLPSA由2011年的《管道安全、监管确定性和创造就业法案》(“2011年管道安全法案”)修订。除其他事项外，2011年《管道安全法》增加了对违反安全规定的处罚，并指示交通部长颁布与扩展完整性管理要求、自动或远程控制阀的使用、超流阀的使用、泄漏检测系统的安装、测试以确认某些管道的材料强度超过规定的最低屈服强度的30%、以及操作员核实确认某些州际天然气输送管道的MAOP的记录有关的规则或标准。2022年3月，PHMSA发布了一项最终规则，提高了违反安全规定的最高行政罚款，以计入通货膨胀，最高民事处罚定为每天239,142美元，对一系列违规行为的最高罚款为2,391,412美元。在重新授权PHMSA时，国会经常指示该机构完成某些规则制定。例如，在2021财年的综合拨款法案中，国会重新授权PHMSA到2023财年，并指示该机构推进几项监管行动，包括“管道安全：类别位置改变要求”和“管道安全：天然气传输和收集管道的安全”拟议的规则制定，为此，PHMSA发布了上述三项最终规则，显著扩大了天然气收集管道运营商的报告和安全要求，对约40万英里以前未受监管的陆上天然气收集管道实施安全法规，除其他外，将对逃逸排放的检查和维修施加标准，将报告要求扩大到所有天然气收集运营商，并对某些大口径、高运行压力的集气管道提出一套最低安全要求。此外，2021年6月，PHMSA发布了一份咨询公告，建议管道和管道设施运营商更新其检查和维护计划，以消除相关管道设施的危险泄漏和最大限度地减少天然气泄漏。国会授权PHMSA的安全增强要求和其他条款，以及PHMSA规则的任何实施，或PHMSA或任何州机构就此发布或重新解释的任何指导意见，都可能要求我们安装新的或修改的安全控制措施，实施额外的资本项目，或加速实施维护计划，任何或所有这些任务都可能导致我们产生的运营成本增加，这可能是重大的，并对我们的运营结果或财务状况产生实质性的不利影响。
我们的业务涉及产生、处理和处置危险物质、碳氢化合物和w避免哪些活动受到环境和工人健康和安全法律法规的约束，这些法律法规可能会导致我们产生重大成本和责任。
我们的业务受到严格的联邦、部落、州和地方法律法规的约束，这些法规涉及向环境中排放材料、工人的健康和安全以及环境保护。这些法律和法规可能要求为我们的管道、工厂和设施的建设和运营获得许可证，导致管理、限制或防止从我们的管道、工厂和设施排放、排放或释放各种材料的资本支出，实施针对工人保护的特定健康和安全标准，并对我们的建设和运营活动造成的污染承担重大责任。几个政府当局，如环境保护局和类似的国家机构，有权强制遵守这些法律和法规以及根据这些法律和法规颁发的许可证，并经常要求
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困难和昂贵的补救措施和其他行动。不遵守这些法律、法规和许可可能会导致对重大行政、民事和刑事处罚的评估，施加调查性补救和纠正行动义务，暂停和取消联邦合同机会，发生项目许可和完成的延误，以及发布禁令救济。例如，在州大陪审团调查并指控涉及Mariner East 2管道(“Mariner 2”)建设和相关活动的刑事不当行为后，我们于2022年8月与宾夕法尼亚州总检察长办公室达成不抗辩，要求我们向英联邦支付罚款，支付对住宅供水的潜在水质影响的独立评估，并赔偿任何受影响的房主，并支付1,000万美元支持水质改善项目。PADEP对水手2号或我们的其他管道项目的任何额外要求都可能导致这些项目的延迟完成。随后，美国环保局于2022年10月28日发布了一份提议撤销(NPD)的通知，该通知源于SPLP和ETC东北管道，LLC的Nolo Contenere认罪协议和对违反宾夕法尼亚州与革命和水手2号管道相关的清洁流法的定罪。以下实体被提议除名：(1)SPLP(申辩实体)；(2)ETC东北管道有限责任公司(申辩实体)；(3)Energy Transfer LP；(4)SemGroup LLC；和(5)LE GP LLC。NPD目前阻止被点名的实体寻求或续签联邦政府合同或联邦财政援助协议。虽然我们正在与环保局接触，试图解决问题，但目前无法保证环保局不会在一段时间内最终确定适用于指定实体的禁令，或将禁令扩大到其他能源转移附属公司。目前，NPD中点名的实体都不是任何联邦政府合同或联邦财政援助协议的当事人。
某些环境法对清理和恢复处置或释放危险物质、碳氢化合物或废物的地点所需的费用规定了严格的连带责任，即使在物质、碳氢化合物或废物已由以前的经营者释放的情况下也是如此。此外，邻近的土地所有者和其他第三方对据称由噪音、气味或向环境中排放危险物质、碳氢化合物或废物造成的人身伤害、财产和自然资源损害提出索赔的情况并不少见。
由于我们的运营产生的潜在风险，我们可能会招致巨大的环境成本和责任。虽然我们已经为我们估计的环境补救责任建立了财务储备，但可能会发现更多的污染或情况，导致补救成本、负债或自然资源损害的增加，这可能会大幅增加我们的现场补救项目成本。因此，我们不能向您保证，我们目前的储备足以支付所有未来的责任，即使是目前已知的污染。
2021年1月美国总统换届后，未来监管方向的不确定性依然存在。拜登政府上任后发布了一项行政命令，指示所有联邦机构审查并采取行动，解决上届政府期间颁布的任何可能与本届政府政策不一致的联邦法规。因此，监管方面出现了几个事态发展，但目前尚不清楚这种情况将持续到何种程度。该行政命令还设立了一个工作组，除其他事项外，该工作组被要求开发计算“碳的社会成本”、“一氧化二氮的社会成本”和“甲烷的社会成本”的方法。在2021年期间，工作组公布了对碳、甲烷和一氧化二氮社会成本的中期估计，并就这些估计征求公众意见。工作组对碳社会成本的中期估计在2022年曾受到诉讼，但在诉讼悬而未决期间仍在使用中。环保局还单独制定了自己的碳社会成本提案，远远高于工作组的提案。环保局的提案目前正在接受独立的同行审查，尚未被该机构使用。对空气排放的进一步监管，以及对未来监管进程的不确定性，最终可能会减少对石油和天然气的需求，进而对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。
环境法律和法规经常发生变化，任何此类变化导致更严格和成本更高的废物处理、排放标准或储存、运输、处置或补救要求，都可能对我们的运营或财务状况产生重大不利影响。例如，2015年10月，环保局根据《清洁空气法》发布了一项最终规则，将地面臭氧的国家环境空气质量标准(NAAQS)降低到8小时初级和次级臭氧标准的百万分之70，环保局在2018年最终确定了达标/未达标，尽管这些指标可能会发生变化。2020年12月，美国环保局宣布，将原封不动地保留2015年的臭氧NAAQS。然而，拜登政府已宣布计划正式审查这一决定，并考虑制定更严格的标准。重新划分区域或实施更严格的标准，可能会使在新指定的非达标区建造新的或改装的空气污染源变得更加困难。此外，由于这一新的最终规则，预计各州将实施更严格的要求，这可能适用于我们客户的运营。遵守这一最终规则或任何其他新法规可能需要在我们的一些设备上安装新的排放控制，导致许可或项目的许可时间更长或新的限制或禁令，并显著增加我们的资本支出和运营成本，这可能对我们的业务产生不利影响。从历史上看，我们能够满足更严格的氮氧化物减排要求
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以合理的成本影响我们在臭氧未达标区域的压缩机机组，但不能保证我们将来不会为满足新的、更严格的臭氧标准而招致材料成本。
《清洁水法》、经修订的1990年《石油污染法》(下称《OPA》)和州法律的规定对码头运营施加了监管负担。联邦和州法律的泄漏预防、控制和对策要求要求在精炼产品从地面管道和储罐溢出、破裂或泄漏的情况下进行遏制，以减轻或防止水的污染。《清洁水法》还要求我们在拥有地面储水罐和管道的码头设施中维持泄漏预防、控制和对策计划。此外，OPA要求大多数燃料运输和储存公司维护和更新各种溢油预防和溢油应急计划。毗邻水的设施需要联邦认证的漏油响应组织的参与，以应对地面储油罐或管道泄漏的水。
在水域上方和邻近水域运输和储存成品油涉及风险，并可能使我们承担严格的、共同的、可能是无限的责任，以支付移走费用和漏油进入可航行水域、沿海岸线或在美国专属经济区的其他后果。
如果石油泄漏到通航水域，我们可能会承担巨大的责任。《清洁水法》对向通航水域排放污染物施加了限制和严格控制，可能会对违反许可或许可要求的行为承担重大责任。
码头运营和相关设施受《清洁空气法》以及类似的州和地方法规的约束。根据这些法律，在开始建设潜在的重大空气排放源之前，可能需要获得许可，已经建设的污染源可能需要运营许可。如果法规变得更加严格，就会增加排放控制技术。
限制温室气体排放的气候变化立法或法规可能导致运营成本增加，并减少对我们提供的服务的需求。
气候变化继续吸引公众、政府和科学界的大量关注。因此，在国际、国家、区域和州政府各级提出了许多建议，并可能继续提出，以监测和限制温室气体的排放。这些努力包括考虑限额与交易计划、碳税和温室气体报告和跟踪计划，以及直接限制某些来源温室气体排放的法规。在美国，迄今为止尚未在联邦一级实施全面的气候变化立法。然而，加拿大实行了联邦碳定价制度，美国拜登总统宣布，他打算大幅度减少温室气体排放，特别是石油和天然气部门的排放。例如，2021年1月27日，拜登总统签署了一项行政命令，承诺对气候变化采取实质性行动，呼吁联邦政府增加零排放车辆的使用，取消对化石燃料行业的补贴，增加海上风能的生产，政府机构和经济部门更加重视气候相关风险。2022年8月，IRA 2022签署成为法律，为可再生能源计划拨出大量联邦资金，并修订联邦《清洁空气法》，对需要向EPA报告温室气体排放的来源的甲烷排放征收首次费用。IRA 2022对需要向EPA报告其温室气体排放的来源征收甲烷排放费，从2024日历年开始，每吨甲烷900美元，到2025年增加到1，200美元，2026年及以后每年将定为1，500美元。费用的计算是基于IRA 2022中确定的某些阈值。此外，EPA已根据《清洁空气法》的授权采用了规则，其中包括为某些大型固定源的温室气体排放建立显著恶化（“PSD”）建设和第五章运营许可审查，这些大型固定源也是某些主要或标准污染物排放的潜在主要来源，这些审查可能要求在排放温室气体的设施上获得PSD许可证，并满足这些温室气体排放的“最佳可用控制技术”标准。此外，环境保护局还通过了规则，要求对美国某些石油和天然气系统来源的温室气体排放进行监测和年度报告，其中包括陆上加工、输送、储存和分配设施。2015年10月，美国环保署修订并扩大了对石油和天然气行业所有部门的温室气体报告要求，包括天然气输送的收集和增压设施以及排污。
联邦机构也已开始直接监管石油和天然气业务的温室气体排放，如甲烷。2016年6月，美国环保署发布了新污染源性能标准（“NSPS”），称为子部分OOOOa，要求石油和天然气行业的某些新的，修改或重建的设施，以减少这些甲烷气体和挥发性有机化合物排放。这些子部分OOOOa标准扩展了EPA于2012年发布的先前发布的NSPS，称为子部分OOOO，通过使用某些特定设备的排放控制实践，要求对气动控制器和泵以及压缩机进行额外控制，并对天然气压缩机和增压站实施泄漏检测和维修要求。2020年9月，美国环保署最终确定了对子部分OOOOa的修正案，该修正案取消了对新的、
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重建和改造石油和天然气生产来源，同时保留挥发性有机化合物的一般排放限制。此外，规则制定将天然气运输和储存部分从石油和天然气类别中删除。然而，国会通过了，总裁·拜登签署成为法律，废除了2020年的规则制定，实际上恢复了2016年的标准。此外，2023年12月，美国环保署发布了一项最终规则，确立了原油和天然气井、天然气收集和增压压缩机站、天然气加工厂以及传输和储存设施的温室气体和挥发性有机化合物排放的新来源和首次现有来源性能标准，受影响排放单元或过程的所有者或运营商将必须遵守特定的性能标准，这些标准可能包括使用光学气体成像检测泄漏和随后的维修要求，通过捕获和控制系统减少95%的排放，零排放要求，运营和维护要求，以及所谓的“绿色井”完成要求。2023年12月的规则还修订了逃逸排放监测和维修以及设备泄漏和监测调查频率的要求，建立了“超级排放者”响应计划，以及时缓解排放事件，触发某些响应和修复要求，并提供了使用先进监测的额外选择，以鼓励部署创新技术来检测和减少甲烷排放。违反这些规定的罚款和处罚可能会很高。几个州也已经通过或正在考虑通过与温室气体排放相关的法规，其中一些法规比联邦政府实施的法规更严格。对石油和天然气行业实施甲烷排放标准可能会导致我们或我们客户的运营成本增加，并导致此类运营的延迟或缩减，从而可能对我们的业务产生不利影响。
在国际层面，2015年12月，美国与国际社会一起在法国巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》第21次缔约方大会上签署了《巴黎协定》，该条约要求成员国从2020年开始每五年提交一次各自确定的、不具约束力的温室气体减排目标。尽管美国在特朗普政府的领导下退出了该协议，但总裁·拜登在2021年2月再次承诺美国，并在2021年4月宣布了一个新的、更严格的国家决定的减排水平，到2030年，整个经济体的温室气体净排放量将在2005年的基础上减少50%-52%。2021年11月，国际社会再次齐聚格拉斯哥参加26届缔约方会议，会上发表了多项声明，包括呼吁缔约方取消化石燃料补贴等措施。与此相关的是，美国和欧盟在COP26上联合宣布启动全球甲烷承诺，这是一项致力于到2030年将全球甲烷排放量在2020年水平上减少至少30%的集体目标，包括在能源领域的“所有可行的削减”。在2022年11月在沙姆沙伊赫举行的第27次缔约方大会上，各国重申了《公约》第26届缔约方会议达成的协议，并呼吁各国加快努力逐步取消化石燃料补贴。美国还宣布，将与欧盟和其他伙伴国一道，制定监测和报告甲烷排放的标准，以帮助创造一个低甲烷强度天然气的市场。2023年12月，缔约方在第二十八届缔约方会议上签署了一项协议，在能源系统中逐步放弃化石燃料，并增加可再生能源的产能，以便到2050年实现净零，尽管没有设定做到这一点的时间表。尽管还没有制定逐步淘汰或逐步减少所有化石燃料的时间表，但不能保证各国不会寻求在未来实施时间表。
总裁·拜登2021年1月发布的气候变化行政命令还指示内政部长暂停在公共土地或近海水域新的石油和天然气租赁，直到完成对联邦许可和租赁做法的全面审查，考虑是否调整与从公共土地和近海水域开采的煤炭、石油和天然气资源相关的特许权使用费，或采取其他适当行动，以考虑到相应的气候成本。这一暂停随后在2022年8月受到永久禁令的约束，有效地停止了对2021年3月24日之前取消或推迟的租约暂停租赁的执行。该行政命令还指示联邦政府确定“化石燃料补贴”，以采取措施，确保在符合适用法律的范围内，联邦资金不直接补贴化石燃料。如上所述，2021年1月发布的另一项行政命令设立了一个工作组，该工作组被要求开发计算“碳的社会成本”、“一氧化二氮的社会成本”和“甲烷的社会成本”的方法。在2021年期间，工作组公布了对碳、甲烷和一氧化二氮社会成本的中期估计，并就这些估计征求公众意见。工作组对碳的社会成本的中期估计为每吨51美元，2022年一直受到诉讼，但在诉讼悬而未决期间仍在使用。很难预测这些措施将如何影响我们的业务；然而，任何对联邦土地上石油和天然气许可或租赁的新限制都可能阻碍我们的客户进行新的石油和天然气开发，这可能会对我们的业务产生不利影响。
通过、加强和实施任何要求报告温室气体或以其他方式限制温室气体排放的国际、联邦或州立法或法规，可能会导致合规成本增加或额外的运营限制，并可能对我们的业务、财务状况、对我们服务的需求、运营结果和现金流产生实质性的不利影响。诉讼风险也在增加，因为几家石油和天然气公司被起诉，指控它们因生产和销售化石燃料产品而造成与气候有关的损害，或者据称一段时间以来一直意识到气候变化的影响，但没有向投资者或客户充分披露此类风险。
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化石燃料能源公司的融资风险也在增加，因为各种投资者越来越担心气候变化的潜在影响，并可能在未来选择将部分或全部投资转移到其他行业。为化石燃料能源公司提供融资的机构贷款机构也变得更加关注有利于风能和太阳能光伏等“清洁”能源的可持续贷款做法，从而使这些来源对投资更具吸引力，其中一些机构可能会选择不为化石燃料能源公司提供资金。例如，在第26次缔约方会议上，GFANZ宣布，来自45个国家的450多家公司的承诺已导致承诺净零目标的资本超过130万亿美元。GFANZ的各种次级联盟通常要求参与者设定短期、特定部门的目标，以便到2050年将其融资、投资和/或承销活动转变为净零。此外，金融机构可能会被要求采取政策，限制对化石燃料能源公司的融资。2020年末，美联储宣布加入NGFS，这是一个由金融监管机构组成的联盟，专注于应对金融领域与气候相关的风险。2021年11月，美联储发表了一份声明，支持NGFS为应对与中央银行和监管机构最相关的气候相关挑战确定关键问题和潜在解决方案的努力。2022年9月，美联储宣布，美国最大的六家银行将参加2023年初启动的气候情景分析试点工作，以增强公司和监管机构衡量和管理与气候相关的金融风险的能力。虽然我们无法预测这些发展可能会带来什么政策，但这些努力可能会使勘探和生产公司以及像我们这样的中游公司更难获得资金，并对融资的成本和条款产生负面影响，为增长项目或我们业务的其他方面提供资金。此外，2022年3月，美国证券交易委员会发布了一项要求气候披露的拟议规则，预计将于2024年敲定。虽然这些要求的形式和实质尚不清楚，但这可能会导致遵守任何此类披露要求的额外成本。
我们所在地区发生的气候事件，无论是来自气候变化还是其他原因，都可能导致我们的服务中断，在某些情况下，我们的服务延误或暂停。这些事件，包括但不限于干旱、冬季风暴、野火、极端温度或洪水，可能会因气候变化而变得更加强烈或更加频繁，并可能对我们的持续运营产生不利影响。如果发生这种影响，我们的运营可能会以各种方式受到不利影响，包括强风或水位上升对我们的设施或我们客户的设施造成的损害。我们可能会遇到更高的保险成本，或者很难为我们在恶劣天气更频繁的地区的资产获得足够的保险范围。我们可能无法通过向客户收取的费率来收回这些增加的成本。极端天气事件可能会造成财产或设施的损失，超出我们的保险范围，我们的业务、财务状况和运营结果可能会受到不利影响。
气候变化的另一个可能后果是季节性温度的波动性增加。我们的NGL和天然气市场通常会在天气变冷时得到改善，而在天气变暖时会受到影响，因此气候的任何变化都可能影响我们运输的燃料市场，从而影响对我们服务的需求。尽管“全球变暖”一词被用作气候变化的简称，但一些研究表明，气候变化可能会导致一些地区的气温大大低于历史平均水平。因此，很难预测我们产品的市场会如何受到气温波动加剧的影响，尽管如果气温总体上有变暖的趋势，预计将对我们的业务产生不利影响。
与气候有关的原油、天然气和其他碳氢化合物产品需求下降可能会对我们的业务产生负面影响。
我们处理的原油、天然气和其他碳氢化合物产品的供求取决于各种因素，其中许多因素是我们无法控制的。除其他因素外，这些因素包括可能通过新的政府法规，包括与燃料节约措施和气候变化法规、燃油经济性技术进步和能源发电设备有关的法规。例如，旨在减少温室气体排放的立法、监管或行政行动可能会增加原油、天然气和其他碳氢化合物产品的消费成本，从而可能导致对这些产品的需求减少。更广泛地过渡到替代燃料或能源，无论是潜在的新政府法规、碳税、政府激励措施和资金(如IRA 2022中提供的那些)，还是消费者的偏好，都可能导致对我们处理的原油、天然气和NGL等碳氢化合物产品的需求减少。对这些产品需求的任何减少都可能因此减少对我们服务的需求，并可能对我们的业务产生负面影响。
对ESG问题和保护措施的更多关注可能会对我们的业务产生不利影响。
越来越多的关注和社会期望公司应对气候变化及其他环境和社会影响，投资者和社会对自愿披露ESG的期望，以及消费者对替代能源形式的需求，可能会导致成本上升，对化石燃料的需求减少，从而对我们的中游服务的需求减少，利润减少，调查和诉讼风险增加，以及对我们资产的价值和获得资本的负面影响。例如，对气候变化和环境保护的日益关注可能会导致对
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石油和天然气产品以及针对我们或我们客户的额外政府调查和私人诉讼。在涉及社会压力或政治或其他因素的情况下，可以施加这种责任，而不考虑我们对气候变化或声称对环境的破坏的原因或贡献，或其他减轻因素。虽然我们可能会参与各种自愿框架和认证计划，以改善我们业务和产品的ESG形象，但我们不能保证此类参与或认证将在我们的ESG形象中产生预期的结果。此外，虽然我们正在通过替代能源计划寻求各种低碳机会，如可再生能源发电、可再生燃料和碳捕获和封存项目，以应对潜在的能源转型相关风险，但我们不能保证由于许可、技术或其他风险，我们能够及时执行这些项目，也不能保证这些机会最终会成功。
此外，虽然我们不时创建和发布有关ESG事项的自愿披露，但这些自愿披露中的许多陈述将基于预期和假设。这种期望和假设必然是不确定的，可能容易出错或受到误解，因为涉及的时间很长，而且缺乏确定、衡量和报告许多ESG事项的既定单一方法。此外，虽然我们还可能在未来宣布各种自愿的ESG目标，但这些目标是有抱负的。我们可能无法按照最初设想的方式或时间表实现这些目标，包括但不限于由于与实现这些成果相关的不可预见的费用或技术困难。在我们确实达到该等目标的范围内，我们可能会考虑购买可被视为有助于实现该等目标或以其他方式减轻我们的ESG影响的各种积分或抵销，而不是该等目标的实际成就或我们ESG业绩的实际变化。此外，尽管有这些令人向往的目标，我们可能会受到来自投资者、贷款人或其他团体的压力，要求我们采取更积极的气候或其他与ESG相关的目标，但我们不能保证，由于潜在成本或技术或操作障碍，我们将能够实现这些目标。
此外，向投资者提供关于公司治理和相关事项的信息的组织已经制定了评级程序，以评估公司对ESG事项的处理方式。不利的ESG评级和最近旨在将资金从拥有能源相关资产的公司转移出去的行动，可能会导致投资者对我们和我们的行业的负面情绪增加，并导致投资转向其他行业，这可能会对我们获得资金的机会和成本产生负面影响。此外，如果ESG事件对我们的声誉产生负面影响，我们可能无法有效地竞争招聘或留住员工，这可能会对我们的运营产生不利影响。
此类ESG问题也可能影响我们的客户或供应商，这可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生不利影响。
多德-弗兰克法案的掉期监管条款以及根据该法案采纳的规则可能会对我们使用衍生工具来缓解商品价格和利率变化的风险以及与我们的业务相关的其他风险的能力产生不利影响。
多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案“(”多德-弗兰克法案“)要求某些类别的掉期交易必须在衍生品清算组织上进行清算，并在指定的合约市场或其他受监管的交易所进行交易，除非获得豁免，不受此类清算和交易要求的约束，因为此类要求可能会导致衍生品清算组织及其成员实施某些保证金要求。CFTC和审慎监管机构还对掉期交易商和某些其他交易对手之间签订的未清算掉期交易采取了强制性的保证金要求。我们目前有资格并依赖于最终用户的例外，使我们达成的掉期交易不受此类清算和保证金要求的限制，以对冲我们的商业风险。然而，对其他市场参与者(如掉期交易商)实施强制性结算和交易执行要求以及未结算掉期保证金要求，可能会对我们用于对冲的掉期的成本和可用性产生不利影响。
除《多德-弗兰克法案》外，欧洲联盟和其他外国监管机构已经通过并正在实施与《多德-弗兰克法案》下的改革大致相当的地方改革。这些监管规定的实施和执行可能会降低我们与非美国交易对手对冲市场风险的能力，并可能使涉及跨境掉期的交易变得更加昂贵和负担更重。此外，跨司法管辖区缺乏监管对等可能会增加合规成本，并使我们更难履行监管义务。
额外的深水钻探法律法规、钻井许可和勘探、开发、溢油应急和退役计划的审批延迟，以及其他相关事态发展，可能会对我们的业务、财务状况或运营结果产生重大不利影响。
美国能源部下属的联邦海洋能源管理局(“BOEM”)和联邦安全与环境执法局(“BSEE”)对在联邦水域钻探新油井实施了更严格的许可程序和监管安全与性能要求。遵守这些更严格的法规要求以及现有的环境和漏油法规，以及
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政府机构的决定和裁决、钻井许可或勘探、开发、漏油应对和退役计划处理和审批的延误，以及可能的其他监管举措，都可能导致困难和成本更高的行动，并对新的钻探和正在进行的开发工作产生不利影响或拖延。例如，2021年1月，拜登政府发布了一项侧重于气候变化的行政命令，除其他事项外，指示内政部长在完成对联邦许可和租赁做法的全面审查之前，暂停在公共土地或近海水域新的石油和天然气租赁，考虑是否调整与从公共土地和近海水域开采的煤炭、石油和天然气资源有关的特许权使用费，或采取其他适当行动，以考虑到相应的气候成本。
此外，BOEM或BSEE未来可能会采用或执行新的监管举措，这可能会导致我们的某些客户在离岸进行石油和天然气勘探和生产作业时产生额外的成本、延误、限制或义务。另外，2023年4月，BOEM和BSEE发布了一项关于离岸租赁财务担保要求的最终规则，特别是关于超过监管规定的基础金额的债券要求。2023年6月，BOEM发布了一份拟议规则制定通知，寻求修改其确定海上油气承租人和其他运营商的保证金和财务担保的标准，其中一般对免除补充保证金要求提出了更严格的要求，并改变了BOEM计算所需补充财务担保额的方式等。目前，我们无法确定BOEM可能订购并在未来要求我们提供的任何额外财务担保金额，也无法确定是否可以获得此类额外财务担保金额。本规则的最终发布或实施以及任何新规则、法规或法律举措可能会延迟或中断我们客户的运营，增加由于开发新技术所需的时间而导致租约到期的风险，导致补充担保和成本增加，限制某些领域的活动，或导致我们客户的罚款、停产或取消租约。此外，如果未来发生物质泄漏事件，美国或其他国家可以选择发布指令，暂时停止近海钻探活动，并在任何情况下，可能会不时发布有关近海石油和天然气勘探和开发的进一步安全和环境法律法规。我们的客户实施和完成任何此类漏油响应活动或任何退役义务的总成本可能会超过估计应计项目、保险限额或补充保证金金额，这可能会导致额外的完成成本。另外，2021年1月，拜登政府发布命令，暂停发放新的授权，并暂停发放新的租约，等待完成对联邦土地和水域上石油和天然气开发的现行做法的审查。这些联邦租赁活动的暂停促使几个州对拜登政府采取法律行动，导致路易斯安那州的一名联邦地区法官于2021年6月发布了全国性的初步禁令，并于2022年8月发布了永久禁令，有效地停止了租赁暂停的执行。此外，IRA 2022中的条款要求根据2017-2022年租赁计划进行特定的海上石油和天然气租赁销售，并且DOI已经恢复或宣布了这些销售计划。2023年9月，能源部公布了一份拟议的2024-2029年最终离岸租赁计划，该计划随后得到内政部长的批准，并授权墨西哥湾的三笔租赁销售。与此相关的是，能源部在2021年11月发布了关于联邦天然气租赁和许可做法的报告，其中提到了一些建议和实现联邦石油和天然气租赁计划现代化的总体意图，包括调整特许权使用费和保证金费率，优先考虑在已知资源潜力地区进行租赁，以及避免与娱乐、野生动物栖息地、保护和历史文化资源发生冲突的租赁。实施DOI报告中的许多建议将需要国会采取行动，我们无法预测这些建议现在或未来可能会在多大程度上得到实施，但对联邦石油和天然气活动的限制可能会导致我们和我们客户的成本增加，减少对我们联邦土地上服务的需求，并对我们的业务产生不利影响。例如，2023年，能源部提出了一项规则，旨在使租赁计划的财务条款现代化，增加与此类租赁相关的成本，并增加新的标准，供能源部在决定是否租赁指定土地时考虑。拜登政府还发布了一项命令，呼吁增加海上风能的生产，这可能会影响联邦水域的使用。我们无法肯定地预测任何新的法律或法规对我们客户的钻井作业的全部影响，或对保险的成本或可获得性的影响，以承保与此类作业相关的部分或全部风险。任何一项或多项发展都可能导致对我们服务的需求减少，这可能会对我们的业务以及我们的财务状况、经营业绩和流动性产生重大不利影响。
我们的业务受联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规管理着我们储存和运输的石油产品的产品质量规格。
我们储存和运输的石油产品由我们的客户销售，然后进入公共市场消费。各种联邦、州和地方机构有权对出售给公开市场的商品规定具体的产品质量规格。产品质量规格的变化可能会减少我们的吞吐量，要求我们产生额外的处理成本或需要大量资本支出。此外，不同市场的不同产品规格会影响我们管道系统和码头设施中运输和储存的产品的互换性，并可能要求
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建造额外的仓库，以隔离不同规格的产品。我们可能无法通过增加收入来收回这些成本。
此外，我们获得专利的丁烷调合服务依赖于汽油蒸气压力规格。此类规格的重大变化可能会减少丁烷混合的机会，这将影响我们营销丁烷混合服务许可证的能力，并最终影响我们收回收购和整合丁烷混合资产所产生的成本的能力。
与我们的合作伙伴关系结构相关的风险
发行普通股或其他类别股权
我们可能会在未经我们的单位持有人同意的情况下发行无限数量的有限合伙人权益或其他类别的股权，这将稀释单位持有人对我们的所有权权益，并可能增加我们没有足够的可用现金来维持或提高我们的单位分销水平的风险。
我们的合伙协议允许我们发行无限数量的额外有限合伙人权益，包括优先于普通单位的证券，而无需我们的单位持有人批准。我们发行额外普通股单位或其他股本证券将产生以下影响：
•我们的基金单位持有人现时于我们的拥有权权益比例将会减少;
•每个共同单位或合伙证券可供分配的现金数额可能减少;
•应纳税所得额与分配额的比率可能会提高;
•每个先前未完成的共同单位和/或优先单位的相对投票实力可能会减少;以及
•我们的普通单位及/或优先单位的市价可能下跌。
对单位持有人的现金分配与治理
现金分配不受保证，可能会随着我们的业绩和其他外部因素而波动。
我们可以分配给基金单位持有人的现金金额取决于我们从我们的业务和我们的子公司Sunoco LP和USAC产生的现金金额。我们从运营中产生的现金金额将在每个季度波动，并将取决于（其中包括）：
•通过我们的管道运输的天然气、NGL、原油和精炼产品的数量;
•我们的加工和处理业务的吞吐量水平;
•我们收取的费用和我们为我们的服务实现的利润;
•天然气、天然气、原油和成品油价格；
•天然气、液化天然气与原油价格之间的关系;
•我们作业地区的天气;
•来自其他中游、运输和储存以及其他能源供应商的竞争程度;
•我们的经营成本水平；
•当前的经济状况;以及
•我们衍生品活动的水平和结果。
此外，我们和我们的子公司(包括Sunoco LP和USAC)可用于分销的实际现金金额还将取决于其他因素，例如：
•我们和子公司的资本支出水平；
•与诉讼和监管合规事宜相关的成本水平;
•收购成本（如有）;
•因商品价格变动而导致的任何追加保证金的水平;
•我们和我们子公司的偿债要求；
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•我们和我们子公司营运资金需求的波动；
•我们和我们的子公司在循环信贷安排下借款的能力；
•我们和我们的子公司进入资本市场的能力；
•对我们和我们子公司债务协议中包含的分配的限制；以及
•由我们的普通合伙人酌情为我们的业务正确开展而建立的现金储备的金额。
由于所有这些因素，我们不能保证未来我们将能够支付分配，或我们所做的任何分配将等于或高于我们目前的季度分配。可用于分配给我们的单位持有人的实际现金数量将取决于许多因素，其中许多因素超出了我们或我们普通合伙人的控制。
此外，我们的单位持有人应该意识到，我们可供分配的现金数量主要取决于我们的现金流，而不仅仅是受非现金项目影响的盈利能力的函数。因此，我们可能会在记录净亏损期间申报和/或支付现金分配。
我们的普通合伙人在确定现金储备水平时的绝对酌情权可能会对我们向单位持有人分配现金的能力产生不利影响。
我们的合伙协议要求我们的普通合伙人从运营盈余中扣除其合理酌情决定为我们未来的运营支出提供资金所需的现金储备。此外，我们的合伙协议允许我们的普通合伙人通过为正确开展我们的业务建立现金储备来减少可用现金，以遵守适用的法律或我们作为缔约方的协议，或为未来分配给合作伙伴提供资金。这些现金储备将影响可供分配给单位持有人的现金数量。
单位持有人可能有偿还分配的责任。
在某些情况下，单位持有人可能需要偿还错误分配给他们的款项。根据特拉华州的法律，如果分配导致我们的负债超过我们资产的公允价值，我们可能不会向单位持有人进行分配。在确定是否允许分配时，对合伙人的合伙权益负债和无追索权负债不计算在内。特拉华州法律规定，有限合伙人如果收到这种分配，并且在分配时知道该分配违反了特拉华州法律，将在分配之日起三年内对有限合伙企业承担分配金额的责任。
纽约证交所不要求像我们这样的上市合伙企业遵守某些公司治理要求。
我们的普通单位、E系列优先股和I系列优先股在纽约证券交易所上市。由于我们是一家公开交易的合伙企业，纽约证券交易所不要求我们在普通合伙人的董事会中拥有多数独立董事，也不要求我们设立薪酬委员会或提名和公司治理委员会。因此，我们的单位持有人没有给予受适用证券交易所所有公司管治要求的公司股东相同的保障。
我们的普通合伙人
我们普通合伙人的控制权可能会在未经单位持有人同意的情况下转让给第三方。
本公司普通合伙人可在未经单位持有人同意的情况下将其普通合伙人权益转让给第三方。普通合伙人的任何新所有人都可以用自己指定的人取代普通合伙人的高级职员和董事，从而对这些高级职员和董事的决策施加重大影响。
我们普通合伙人的大股东拥有保护他免受稀释的权利。
通过他在我们普通合伙人的控股权，Kelcy Warren拥有所有未偿还的Energy Transfer A类单位，这代表了该合伙企业约20%的投票权。根据能量转移A类单位的条款，于合伙企业发行额外的共同单位或与合伙企业共同单位具有同等投票权的任何证券时，合伙企业将向普通合伙人发行额外的能量转移A类单位，使Warren先生在该等共同单位发行前维持在合伙企业中的投票权，相当于他在该等A类能量转移单位中的投票权(约20%)。因此，沃伦先生在一定程度上受到保护，不受合作伙伴关系在投票方面增发共同单位债券的稀释影响。截至2023年12月31日，该伙伴关系拥有833,486,004个A类能源转移单位。
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应付给我们普通合伙人的费用报销可能会很大，可能会降低我们向单位持有人支付分配的能力。
在向我们的单位持有人进行任何分配之前，我们将报销我们的普通合伙人代表我们产生的所有费用。此外，我们的普通合伙人及其关联公司可能会为我们提供服务，我们将根据普通合伙人的决定收取合理的费用。这些费用的偿还和这些费用的支付可能会对我们向单位持有人进行分配的能力产生不利影响。我们的普通合伙人有权自行决定这些费用和费用的数额。
我们共同单位的持有者投票权有限，无权选举我们的普通合伙人或其董事。
与公司普通股持有人不同，我们的普通股持有人在影响我们业务的事项上只有有限的投票权，因此影响管理层关于我们业务决策的能力有限。我们的单位持有人无权选举我们的普通合伙人或我们普通合伙人的董事会。我们的普通合伙人有权任命和更换董事会成员，包括所有独立董事。沃伦先生在我们的普通合伙人中拥有81.2%的会员权益，并控制着我们的普通合伙人，因此有能力指导我们的普通合伙人行使这些治理权。
如果我们的单位持有人对普通合伙人的表现不满意，他们除名普通合伙人的能力是有限的。除普通合伙人外，持有至少662/3%的未清偿普通单位的持有者需要投票罢免普通合伙人；然而，沃伦先生拥有相当数量的普通单位，并通过其在普通合伙人的控股权益，拥有所有未清偿的能量转移A类单位，这些单位与普通单位一起投票，并使能量转移A类单位的持有者有权在初始能量转移A类单位发行之日(约20%)维持该A类单位所代表的能量转移的投票权百分比。截至2024年2月9日，沃伦先生的合并普通单位和能量转移A类单位所有权导致在合伙企业中拥有27%的投票权。由于这一限制和其他限制，可能更难将普通合伙人除名。
此外，我们的伙伴关系协定包含限制共同单位持有人召开会议或获取有关我们业务的信息的能力的条款，以及限制我们共同单位持有人影响管理方式或方向的能力的其他条款。普通单位持有人的投票权进一步受到我们的合伙协议条款的限制，该条款规定，拥有此类单位20%或以上的个人或集团持有的任何单位当时未偿还，但就我们的共同单位而言，普通合伙人、其联属公司、其直接受让人及其经普通合伙人批准的间接受让人(可全权酌情批准)以及经普通合伙人事先批准获得该等共同单位的人士不得就任何事项投票。
Kelcy Warren拥有我们普通合伙人的多数股权和控制权，我们的普通合伙人独自负责开展我们的业务和管理我们的运营。普通合伙人可能与我们有利益冲突和有限的受托责任，它可能偏袒自己的利益，损害我们和我们的单位持有人。
沃伦先生拥有普通合伙人81.2%的会员权益，因此控制着普通合伙人，因此有权任命和更换普通合伙人的所有高级管理人员和董事。虽然我们的普通合伙人有信托责任以有利于我们和我们的单位持有人的方式管理我们，但普通合伙人的董事和高级职员也有信托责任以有利于其多数股东沃伦先生的方式管理普通合伙人。普通合伙人及其所有者与我们和我们的单位持有人之间会产生利益冲突。在解决这些利益冲突时，普通合伙人可能会优先于我们的利益和我们单位持有人的利益，而不是自己和所有者的利益。
如果法院发现有限合伙人的行为构成了对我们业务的控制，单位持有人可能不承担有限责任。
根据特拉华州的法律，如果法院裁定有限合伙人根据合伙协议解除我们的普通合伙人或采取其他行动的权利构成了参与对我们业务的“控制”，则单位持有人可以像普通合伙人一样对我们的义务承担责任。此外，根据特拉华州法律，我们的普通合伙人对能源转让义务负有无限责任，例如我们的债务和环境责任，但明确规定不向普通合伙人追索的能源转让合同义务除外。
在我们开展业务的一些州，对有限合伙人利益的持有者对有限合伙义务的责任的限制还没有明确规定。如果法院或政府机构认定：(I)我们在一个州开展业务，但没有遵守该州的合伙法规；或(Ii)单位持有人有权与其他单位持有人一起采取行动，解除或
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替换我们的普通合伙人、批准我们的合伙协议的一些修订或根据合伙协议采取其他行动构成了对我们业务的“控制”。
我们的普通合伙人拥有有限的认购权，可能要求单位持有人以不受欢迎的时间或价格出售他们的单位。
如果在任何时候，我们的普通合伙人及其联营公司拥有我们90%以上的已发行单位，我们的普通合伙人将有权利，但不是它可能转让给其任何联属公司或我们的义务，以不低于当时市场价格的价格收购非关联人士持有的所有但不少于所有单位。因此，单位持有人可能被要求在不受欢迎的时间或价格出售其单位，并可能无法从他们的投资中获得任何回报。单位持有人也可能在出售其单位时承担纳税义务。截至2023年12月31日，我们普通合伙人的董事和高管拥有我们共同单位约10%的股份。
我们的子公司
我们有一种控股公司结构，在这种结构中，我们的子公司进行我们的运营，并拥有我们的运营资产。
我们是一家控股公司，我们的子公司负责我们的所有业务，并拥有我们所有的运营资产。除合伙权益及附属公司股权外，我们并无其他重大资产。因此，我们向单位持有人支付分配和偿还债务的能力取决于我们子公司的业绩和它们向我们分配资金的能力。我们子公司向我们进行分销的能力可能会受到信贷安排和适用的州合伙企业法律和其他法律法规的限制。特别是，我们的五年期信贷安排限制了我们和我们的某些子公司的分销能力。如果我们无法从我们的子公司获得资金，我们可能无法向我们的单位持有人支付分派，或者在到期时支付我们债务的利息或本金。
我们的运营子公司和股权投资者对我们的分配中断可能会影响我们履行义务和向我们的合作伙伴进行分配的能力。
我们是一家控股公司，除了我们的运营子公司外，没有任何业务运营。我们唯一重要的资产是我们在运营子公司和股权投资对象中拥有的股权。因此，我们依赖于我们运营子公司和股权投资者的收益和现金流，任何对我们分配的中断可能会影响我们履行义务的能力，包括我们债务协议下的任何义务，以及向我们的合作伙伴进行分配的能力。
我们的子公司没有被禁止与我们竞争。
无论是我们的合作伙伴协议，还是我们子公司的合作伙伴协议，包括Sunoco LP和USAC，都不禁止我们的子公司拥有资产或从事与我们直接或间接竞争的业务。此外，我们的子公司可以在未来收购、建造或处置任何资产，而没有义务向我们提供购买或建造任何该等资产的机会。
Sunoco LP和USAC可能会发行额外的普通单位，这可能会增加每个伙伴关系没有足够的可用现金来维持或提高其单位分销水平的风险。
Sunoco LP和USAC的合伙协议允许每个合伙企业发行不限数量的额外有限合伙人权益。每一合伙企业增发共同单位或其他股权证券将产生下列影响：
•单位持有人目前在每一合伙企业中的比例所有权权益将减少；
•可用于分配每个共同单位或伙伴关系担保的现金数额可能会减少；
•应纳税所得额与分配额的比率可能会提高;
•每个先前未完成的共同单位的相对投票实力可能会减弱；以及
•每个合伙企业的共同单位的市场价格可能会下降。
支付Sunoco LP和USAC发行的任何额外单位的分销可能会增加风险，即任何一家合作伙伴可能没有足够的现金来维持或提高其单位分销水平，这反过来可能会影响我们履行义务所需的可用现金
Sunoco LP分配的减少将不成比例地影响Energy Transfer有权获得的现金分配金额。
Energy Transfer间接拥有Sunoco LP的所有IDR。这些IDR使持有者有权在Sunoco LP所作的现金分配总额中获得增加的百分比，因为该实体达到其
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合伙协议。Energy Transfer目前根据Sunoco LP IDR的最高共享水平50%从Sunoco LP获得其按比例分配的现金份额。
如果Sunoco LP的分派金额减少到每单位每季度低于0.65625美元，则Energy Transfer从Sunoco LP获得的每单位每季度0.546875美元以上的增量现金分配的百分比将从50%降至25%。因此，与从Sunoco LP普通部门收到的现金分配相比，根据Energy Transfer在IDR中的所有权权益，Sunoco LP季度现金分配的任何此类减少都将导致Energy Transfer收到的所有分配金额不成比例地减少。
在Sunoco LP服务的领域，对机动车燃料的需求大幅下降，包括消费者对替代机动车燃料偏好的增加、燃料效率的提高或向电动或其他替代动力汽车的实质性转变，将降低他们向单位持有人分销的能力。
在截至2023年12月31日的一年中，精炼车用燃料的销售额约占Sunoco LP总收入的98%，占毛利润的69%。Sunoco LP服务的地区对机动车燃料需求的显著下降可能会显著降低收入和Sunoco LP向其单位持有人进行分配的能力，包括Energy Transfer。Sunoco LP的收入取决于各种趋势，例如其运营地区的商业卡车流量、旅行和旅游业的趋势，这些趋势可能会改变。监管行动，包括政府强制实施的燃油效率标准，也可能影响机动车燃料的需求。由于Sunoco LP的某些运营成本和支出是固定的，不会随着分配的汽车燃料量而变化，因此他们的成本和支出可能不会按比例下降，或者如果他们经历了这样的下降，他们可能根本不会下降。因此，如果燃料分配量减少，Sunoco LP的利润率可能会下降。
任何技术进步、监管变化或消费者偏好的变化都会导致替代汽车燃料的显著转变，这可能会减少对Sunoco LP目前销售的传统石油汽车燃料的需求。此外，转向电动、氢气、天然气或其他替代能源汽车可能会从根本上改变消费者的购物习惯，或者导致新形式的加油目的地或新的竞争压力。
已经开发了新技术，并执行了提高燃料效率的政府命令，这可能会导致对石油燃料的需求减少。例如，2021年12月，拜登政府宣布了修订后的2023-2026年车型年轻型车队温室气体排放标准，一些制造商可能会通过提高燃油效率或增加零排放车辆在其车队中的普及率来满足这一标准。拜登政府还制定了到2035年联邦汽车采购100%零排放汽车的目标，这可能会进一步影响车队的构成。两党基础设施法案和IRA 2022等法律为电动汽车基础设施的发展分配资金，并为消费者和制造商提供与使用或开发电动汽车相关的激励措施，电动汽车在美国的采用率继续加快，一些报告对未来采用率的预测近年来翻了一番以上。这些行动中的任何一项都可能导致便利店或独立经营的佣金代理和经销商地点的访问量减少，批发客户的需求减少，燃料和商品销售收入减少，或利润率下降，任何这些行动都可能对Sunoco LP的业务、财务状况、运营结果和可供分配给单位持有人的现金产生重大不利影响。
Sunoco LP的财务状况和经营结果受到汽车燃料价格变化的影响，这可能会对利润率、客户的财务状况和贸易信贷的可用性产生不利影响。
Sunoco LP的经营业绩受到汽车燃料价格的影响。总体经济和政治条件、战争或恐怖主义行为以及产油区的不稳定，特别是中东和南美产油区的不稳定，可能对原油供应和石油成本产生重大影响。石油价格大幅上涨或大幅波动可能会影响消费者对机动车燃料和便利商品的需求。这种波动性使得很难预测未来石油成本波动可能对Sunoco LP的经营业绩和财务状况产生的影响。Sunoco LP在某些地点受到经销商坦克车定价结构的影响，进一步加剧了利润率的波动。这些因素中的任何一个的重大变化都可能对燃料批发和零售利润率、零售分销或销售的机动车燃料数量以及整体客户流量产生重大影响，其中每一项都可能对Sunoco LP的业务、财务状况、运营业绩和可供分配给单位持有人的现金产生重大不利影响。
汽车燃料批发价格的大幅上涨可能会影响Sunoco LP，因为他们的一些客户可能没有足够的信用从我们那里购买历史数量的汽车燃料。更高的机动车燃料价格也可能减少获得贸易信贷支持的机会，或导致其变得更加昂贵。
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Sunoco LP经营的行业受季节性趋势的影响，这可能会导致其运营成本波动，影响其现金流。
Sunoco LP在一定程度上依赖于客户的旅行和消费模式，春末和夏季的汽油需求可能会超过秋季和冬季。在Sunoco LP或其佣金代理和经销商运营的地理区域，这几个月的旅行、娱乐和建筑活动通常较多，增加了对他们销售和分销的机动车燃料的需求。因此，Sunoco LP的收入和现金流通常在本财年的第二季度和第三季度较高。因此，Sunoco LP的运营业绩在不同时期可能会有很大差异，从而影响Sunoco LP的现金流。
储存和运输汽车燃料的固有危险可能会导致Sunoco LP的运营中断，并可能使他们面临潜在的重大损失、成本或债务。
Sunoco LP将汽车燃料储存在地下和地上储油罐中。Sunoco LP的大部分机动车燃料都是用自己的卡车运输的，而不是通过第三方承运人。Sunoco LP的运营在运输和储存机动车燃料时面临着巨大的危险和风险。这些危险和风险包括但不限于交通事故、火灾、爆炸、泄漏、排放和其他泄漏，其中任何一种都可能导致分配困难和中断、环境污染、政府强制罚款或清理义务、人身伤害或不当死亡索赔，以及对其财产和他人财产的其他损害。任何此类事件不在Sunoco LP的保险范围内，都可能对其业务、财务状况、运营结果和可供分配给单位持有人的现金产生重大不利影响。
Sunoco LP的燃料储存终端受到运营和业务风险的影响，这些风险可能对其财务状况、运营结果、现金流和向其单位持有人进行分配的能力产生不利影响。
Sunoco LP的燃料储存终端面临运营和业务风险，其中最严重的风险包括：
•无法以类似条款或根本不能续签某些燃料储存终端的地面租约；
•依赖第三方供应其燃料储存终端；
•因天气原因或其他自然原因，燃料储存终端停运或作业中断的；
•该国的航站楼基础设施可能成为恐怖组织未来的目标的威胁；
•储存在燃料储存终端的产品价格波动，以及由此引起的储存服务需求波动；
•持续衰退或其他不利经济状况的影响；
•联邦和(或)州法规的可能性，可能会阻碍其客户在其燃料储存终端储存汽油、柴油、乙醇和喷气燃料，或减少消费者对石油产品的需求；
•来自其他燃料储存终端的竞争，这些终端能够以更低的价格向客户提供类似的存储容量；以及
•限制温室气体排放的气候变化立法或法规可能导致运营和资本成本增加，对我们的存储服务的需求减少。
上述任何情况的发生，除其他外，都可能影响其燃料储存终端的运营，并可能对Sunoco LP的业务、财务状况、运营结果、现金流和向其单位持有人进行分配的能力产生不利影响。
与Sunoco LP的品牌供应商相关的负面事件或事态发展可能会对其收入产生不利影响。
Sunoco LP认为，其业务的成功在一定程度上取决于Sunoco LP便利店以及由其独立品牌经销商和佣金代理商经营的商店销售的汽车燃料品牌持续良好的声誉、市场价值和知名度。这些品牌价值的下降可能会对Sunoco LP经销的车用燃料的数量产生不利影响，进而可能对其业务、财务状况、运营业绩和向单位持有人进行分销的能力产生重大不利影响。
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Sunoco LP目前依赖于其每个经营区域内有限数量的主要供应商提供相当一部分的商品库存，以及其食品服务设施的产品和配料。供应中断或任何一种关系的改变都可能对其业务产生实质性的不利影响。
Sunoco LP目前依赖于其每个经营区域内有限数量的主要供应商提供相当一部分的商品库存，以及其食品服务设施的产品和配料。如果Sunoco LP的任何主要供应商选择不续签合同，Sunoco LP可能无法更换目前以类似条款从他们那里购买的商品库存以及产品和配料，或者根本无法更换这些运营区域的商品库存和产品和配料。此外，供应中断或Sunoco LP与这些供应商中任何一家的关系发生重大变化都可能对Sunoco LP的业务、财务状况和运营结果以及可供分配给其单位持有人的现金产生重大不利影响。
汽车燃料批发配送业和便利店行业竞争激烈、分散，受到新进入者的影响。如果不能有效竞争，可能导致利润率下降。
汽车燃料批发分销市场竞争激烈且分散，导致利润率很低。Sunoco LP有许多竞争对手，其中一些可能比它拥有更多的资源和知名度。Sunoco LP依赖于其提供增值、可靠服务和控制运营成本的能力，以保持我们的利润率和竞争地位。如果Sunoco LP未能维持其服务质量，其某些客户可能会选择替代分销来源，利润率可能会下降。虽然大型综合性石油公司普遍继续剥离零售网站和相应的批发分销到此类网站，但这些大型石油公司可能会改变这一战略，决定在与Sunoco LP直接竞争的情况下分销自己的产品，或者大客户可以尝试直接从大型石油公司购买。任何这些事件的发生都可能对Sunoco LP的业务、财务状况、经营结果和可供分配给其单位持有人的现金产生重大不利影响。
Sunoco LP运营和供应独立运营的佣金代理和经销商的地理区域竞争激烈，其特点是进入容易，提供我们和我们独立运营的佣金代理和经销商在商店销售的产品和服务的零售商的数量和类型不断变化。Sunoco LP与其他便利店连锁店、独立拥有的便利店、汽车加油站、超市、药店、折扣店、一元店、俱乐部店、大众商家和当地餐馆竞争。在过去的二十年里，几家非传统零售商，如超市、大卖场、俱乐部商店和大众商人，通过进入机动车燃料零售业务，影响了便利店行业，特别是在Sunoco LP运营的地理区域。这些非传统车用燃料零售商已经占据了相当大的车用燃料市场份额，Sunoco LP预计他们的市场份额将继续增长。
在Sunoco LP的一些市场，其竞争对手存在的时间更长，拥有比他们或他们独立运营的佣金代理和经销商更多的财务、营销和其他资源。因此，Sunoco LP的竞争对手或许能够更好地应对经济变化和行业内的新机遇。为了保持竞争力，Sunoco LP必须不断分析消费者的偏好以及竞争对手的产品和价格，以确保他们以具有竞争力的价格提供精选的便利产品和服务，以满足消费者的需求。Sunoco LP还必须保持和升级我们的客户服务水平、设施和地点，以保持竞争力并吸引客户流量到我们的门店。Sunoco LP可能无法成功地与当前和未来的竞争对手竞争，Sunoco LP面临的竞争压力可能会对其业务、运营结果和可供分配给单位持有人的现金产生实质性的不利影响。
Sunoco LP可能因担心食品质量、产品安全、健康或其他负面事件或事态发展而受到负面宣传，这些事件或事态发展可能导致消费者避开其零售地点或独立运营的佣金代理或经销商地点。
Sunoco LP可能会因与食品有关的疾病或产品安全而受到投诉或诉讼，这可能会对其业务产生负面影响。无论指控是否成立，有关食品质量、食品安全或其他健康问题、食品服务设施、员工关系或与其运营相关的其他事项的负面宣传可能会对其食品和其他产品的需求产生重大不利影响，并可能导致其零售店或独立经营的佣金代理或经销商地点的客户流量减少。
对Sunoco LP的声誉至关重要的是，他们在食品服务设施和其他特许经营或快餐产品中保持一致的高质量水平。一家门店或数量有限的门店引发的健康问题、食品质量差或经营问题可能会对其部分或全部门店的经营业绩产生实质性不利影响，并损害公司拥有的品牌，继续保持良好的声誉、市场价值和知名度。
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Sunoco LP并不拥有其零售服务站所在的所有土地，Sunoco LP租赁某些设施和设备，Sunoco LP可能会增加成本以保留必要的土地使用，这可能会扰乱其运营。
Sunoco LP并不拥有其零售服务站所在的所有土地。Sunoco LP拥有约33%的公司、佣金代理或经销商运营的零售服务站的租赁协议，目前Sunoco LP控制着这些零售站的房地产。Sunoco LP还签订了某些物流设施的租赁协议。因此，Sunoco LP可能会根据与土地所有者的租赁协议增加成本，主要是通过增加租金和续签到期协议。Sunoco LP还面临此类协议可能无法续签的风险。此外，Sunoco LP使用的某些设施和设备(或其部件)是从第三方租用的，租期为特定的期限。Sunoco LP无法以可接受的条件续签租约或以其他方式维持使用该等设施和设备的权利，或维持该等权利的成本增加，可能对其财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
Sunoco LP受与可再生燃料标准相关的联邦法律的约束。
新的法律、对现有法律的新解释、政府加强对现有法律的执行或其他发展可能要求我们增加资本支出或招致额外的债务。例如，某些独立炼油商已启动与美国环保局的讨论，以改变可再生燃料标准(RFS)的管理方式，试图将合规负担从炼油商和进口商转移到混合商和分销商。根据RFS，要求每年将越来越多的生物燃料混合到美国司机使用的燃料中，炼油商/进口商有义务通过将生物燃料混合到汽油中或通过在公开市场购买来获得可再生标识号码(RIN)。如果义务从进口商/炼油商转移到混合商/分销商，合伙企业可能不得不利用其通过调合活动获得的RIN来履行新的义务，并且无法将RIN出售给其他义务方，这可能会对Sunoco LP销售汽油的燃料利润率造成影响。此外，RFS法规高度复杂和不断演变，RIN市场因此受到价格大幅波动的影响。2022年12月，环保局根据RFS发布了一项关于2023-2025年可再生燃料产量的拟议规则，进一步增加了可再生燃料生产的目标。在受到某些限制的情况下，环保局现在有很大的自由裁量权来根据RFS设定可再生燃料目标，这可能导致炼油商和进口商以及运输燃料的合规义务增加。为履行RFS下的合规义务，RIN的价格可能会很高，并对我们的财务状况产生不利影响。
上述任何事件的发生都可能对Sunoco LP的业务、财务状况、经营结果和可供分配给其单位持有人的现金产生重大不利影响。
Sunoco LP受联邦、州和地方法律法规的约束，这些法规管理其采购、储存、运输和销售给分销客户的精炼石油产品的产品质量规格。
各个联邦、州和地方政府机构有权为某些商品规定具体的产品质量规格，包括Sunoco LP经销的商品。产品质量规格的变化，如精炼石油产品中硫含量的降低，或其他更严格的燃料要求，可能会降低Sunoco LP采购产品的能力，要求其产生额外的处理成本和/或资本支出。如果Sunoco LP无法采购产品或通过提高售价收回这些成本，它可能无法履行其财务义务。不遵守这些规定可能会导致Sunoco LP受到巨额处罚。
如果与Sunoco LP的燃料存储终端和混合加工设施互连的第三方管道和其他设施部分或完全无法用于运输精炼产品，Sunoco LP的收入可能会受到不利影响。
Sunoco LP依赖于第三方管道和其他设施，这些设施为其燃料存储终端和混合加工设施提供往返运输选择。由于Sunoco LP不拥有或运营这些管道或其他设施，因此它们目前的持续运营方式不在Sunoco LP的控制范围内。如果这些第三方设施中的任何一个部分或全部不可用，或者如果其设施的质量规格发生变化以限制我们使用它们的能力，Sunoco LP的财务状况和运营结果可能会受到不利影响。
Sunoco LP向其燃料存储终端和混合加工设施提供运输服务所依赖的第三方受复杂的联邦、州和其他法律的约束，这些法律可能会对Sunoco LP的财务状况和运营结果产生不利影响。
Sunoco LP运输服务所依赖的第三方的运营受到复杂而严格的法律法规的约束，这些法规要求从各个联邦、州和地方政府当局获得和维护大量的许可证、批准和认证。这些第三方可能会产生大量费用，以遵守现有的
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法律法规如果现有的法律和法规对此类第三方服务进行修订或重新解释，或者新的法律和法规适用于其运营，这些变化可能会影响Sunoco LP支付的服务费用。同样，第三方未能遵守此类法律法规可能对Sunoco LP的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
Sunoco LP未能在预期时间内完成对NuStar的收购并成功整合Sunoco LP和NuStar的业务，可能会对Sunoco LP的普通股价格产生负面影响，并对其经营业绩、现金流和财务状况产生重大不利影响。
如果Sunoco LP对NuStar的收购因任何原因而未能完成，包括未能获得所有必要的监管批准或Sunoco LP的单位持有人未能批准适用的提案，则收购的预期收益可能无法实现或可能需要比预期更长的时间才能实现。合并的成功将部分取决于Sunoco LP实现其业务与NuStar合并的预期收益的能力。如果Sunoco LP和NuStar无法成功合并业务，合并的预期收益可能需要比预期更长的时间才能实现。此外，实际合并可能导致额外和不可预见的费用，从而可能减少合并的预期效益。
此外，Sunoco LP将面临许多风险，包括：
•金融市场的负面反应，包括对Sunoco LP普通股价格的负面影响;
•Sunoco LP的客户、分销商、供应商、供应商、业主、合资伙伴和/或其他业务伙伴的负面反应;
•Sunoco LP仍有义务支付与收购NuStar有关的某些重大费用，如法律、会计、融资、咨询和/或印刷费;
•Sunoco LP可能有义务按照管理收购的合并协议的要求支付终止费;
•管辖收购的合并协议对Sunoco LP的业务行为施加了某些限制，这可能会延迟或阻止在没有管辖收购的合并协议的情况下可能已经追求的商业机会的承诺;
•与Sunoco LP收购NuStar（包括整合规划）有关的事项需要Sunoco LP管理层投入大量时间和资源，这可能导致Sunoco LP管理层分散了对正在进行的业务运营的注意力，并寻求其他可能有益的机会;
•与Sunoco LP未能完成对NuStar的收购有关的诉讼，或与针对Sunoco LP提起的任何强制执行程序有关的诉讼，以履行其在管辖收购的合并协议下的各自义务;以及
•关键员工的流失，Sunoco LP和NuStar正在进行的业务和与客户的关系的中断，或其标准，控制，程序和政策的不一致。
如果收购没有完成，上述风险可能会实现，并可能对Sunoco LP的经营业绩、现金流、财务状况和/或其普通单位的价格产生重大不利影响。
USAC的客户可以选择通过购买和运营自己的压缩机队、增加他们目前拥有的压缩机组数量或使用替代技术来提高原油产量，从而选择垂直整合他们的业务。
USAC的客户是天然气和原油的重要生产商、加工商、采集商和运输商，他们可以选择通过购买和运营自己的压缩机队来垂直整合其业务，而不是使用USAC的压缩服务。金融机构和设备制造商提供的有吸引力的融资条件的历史可用性通过使USAC的客户更负担得起购买单个压缩单元来促进这种可能性。此外，有许多技术可用于人工提高原油产量，USAC的客户可以选择使用这些替代技术，而不是USAC提供的气举压缩服务。这种垂直整合、垂直整合的增加或替代技术的使用可能导致对USAC压缩服务的需求减少，这可能对其业务、经营业绩、财务状况产生重大不利影响，并减少其可用于分销的现金。
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USAC的很大一部分服务是按月向客户提供的，USAC不能确保这些客户将继续使用其服务。
USAC的合同通常有六个月到五年的初始期限，这取决于压缩装置的应用和位置。初始期限届满后，合同按月或更长时间继续，直至USAC或USAC客户根据适用合同规定发出通知终止。截至2023年12月31日止年度，USAC约22%的压缩服务按收入基准按月提供予客户，该等客户于合约主要期限届满后继续使用其服务。该等客户一般可于发出30日书面通知后终止其按月压缩服务合约。如果这些客户中有相当多的人终止他们的按月服务，或试图以大幅降低的费率重新谈判他们的按月合同，这可能对USAC的业务、经营业绩、财务状况和可供分配的现金产生重大不利影响。
USAC的优先单位拥有的权利、优惠和特权不是其共同单位持有人所拥有的，而是优先于其共同单位持有人的权利的。
就分配权和清算后的权利而言，USAC的优先股优先于其所有其他类别或系列的股权证券。这些优惠可能会对其普通单位的市场价格产生不利影响，或者可能使美国国资委未来更难出售其普通单位。
此外，美国国资委优先股的分派是累加和累积的，按原始发行价的年利率9.75%计算，相当于每个优先股的季度分派24.375美元。如果USAC不支付其首选单位的所需分配，则USAC将无法支付其公共单位的分配。此外，由于USAC优先单位的分配是累积的，USAC必须先支付优先单位的所有未付累计分配，然后USAC才能支付其公共单位的任何分配。此外，由于USAC公共单位的分配不是累积的，如果USAC不支付任何季度的公共单位分配，如果USAC稍后重新开始支付其公共单位的分配，则USAC的公共单位持有人将无权获得任何先前期间的分配。
USAC的优先单位可由USAC优先单位的持有者转换为普通单位，或在某些情况下由USAC转换为公共单位。USAC有义务支付USAC优先股或USAC优先股转换后发行的普通股的分配，这可能会影响USAC的流动性，并减少可用于营运资本、资本支出、增长机会、收购和其他一般合作目的的现金流。USAC对USAC优先股持有者的债务也可能限制其获得额外融资的能力或增加其借款成本，这可能对其财务状况产生不利影响。
涉及利益冲突的风险
我们普通合伙人的高级管理人员和董事的受托责任可能与Sunoco LP或USAC各自普通合伙人的受托责任相冲突。
由于Sunoco LP、USAC、其普通合作伙伴和我们之间的关系，可能会出现利益冲突。我们的普通合伙人的董事和高级管理人员负有信托责任，以有利于我们和我们的单位持有人的方式管理我们的业务。我们的普通合伙人的一些董事或高级管理人员也是Sunoco LP的普通合伙人或USAC的普通合伙人的董事和/或高级管理人员，他们负有受托责任，以有利于Sunoco LP、USAC及其各自单位持有人的方式管理Sunoco LP和USAC各自的业务。这些冲突的解决并不总是符合我们或我们单位持有人的最佳利益。
虽然我们通过拥有Sunoco LP和USAC的普通合伙人来控制Sunoco LP和USAC，但Sunoco LP和USAC的普通合伙人分别对Sunoco LP和Sunoco LP的单位持有人以及USAC和USAC的单位持有人负有责任，这可能会与我们的利益发生冲突。
由于我们与我们的附属公司、Sunoco LP和USAC及其各自的有限合伙人之间的关系，存在利益冲突，而且未来可能会出现这种冲突。Sunoco LP和USAC的普通合伙人的董事和高级管理人员有责任以对我们有利的方式分别管理Sunoco LP和USAC。同时，普通合伙人有受托责任以有利于Sunoco LP和USAC及其各自的有限合伙人的方式管理Sunoco LP和USAC。Sunoco LP的董事会和USAC的普通合作伙伴将解决任何此类冲突，并拥有广泛的自由度来考虑冲突各方的利益。这些冲突的解决可能并不总是符合我们的最佳利益。
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例如，在以下情况下可能会出现与Sunoco LP和USAC的利益冲突：
•分摊给Sunoco LP、USAC和我们的管理费用；
•解释和执行我们及其附属公司与Sunoco LP和USAC之间的合同义务；
•确定分配给Sunoco LP和USAC合作伙伴的现金金额，以及为Sunoco LP和USAC未来业务活动预留的现金金额；
•确定是否根据Sunoco LP和USAC的循环信贷安排借款，以向各自的合作伙伴支付分配；
•确定我们可能独立于Sunoco LP和USAC了解到的商业机会(如商业开发机会或收购)是否可供Sunoco LP和USAC追逐；以及
•我们未来做出的任何独立于Sunoco LP和USAC的商业活动的决定。
我们的普通合伙人、其附属公司和我们之间可能会出现潜在的利益冲突。我们的普通合伙人及其附属公司对我们负有有限的受托责任，这可能允许他们偏袒自己的利益，损害我们的利益。
我们的普通合伙人及其附属公司与我们之间可能会产生利益冲突。由于这些冲突，我们的普通合伙人可能会偏袒自己的利益及其附属公司的利益，而不是我们的利益。除其他外，这些冲突包括：
•在解决利益冲突时，我们的普通合伙人被允许考虑除我们之外的其他各方的利益，包括Sunoco LP和USAC，及其各自的关联公司，以及未来收购的任何普通合伙人和有限合伙企业，这将限制其对我们的受托责任。
•我们的普通合伙人根据我们的合伙协议的条款限制了其责任并减少了其受托责任，同时也限制了可用于行动的补救措施，如果没有这些限制，可能构成违反受托责任。由于购买我们的单位，单位持有人同意各种行动和利益冲突，否则可能构成违反信托或适用州法律规定的其他义务。
•我们的普通合伙人决定我们的投资交易、借款、发行额外的合伙证券和准备金的金额和时间，每一项都可能影响可供分配的现金金额。
•我们的普通合伙人决定其及其附属公司产生的费用可由我们报销。
•我们的合伙协议不限制我们的普通合伙人促使我们向其或其关联公司支付所提供的任何服务，或代表我们与任何这些实体签订额外的合同安排，只要任何此类付款或额外合同安排的条款对我们公平合理。
•我们的普通合伙人控制着它及其附属公司对我们所欠义务的执行。
•我们的普通合伙人决定是否保留单独的律师、会计师或其他人为我们提供服务。
我们的合伙协议限制了我们的普通合伙人对我们的信托责任，并限制了我们的普通合伙人采取的可能构成违反信托责任的行动的补救措施。
我们的合伙协议包含的条款降低了我们的普通合伙人在州信托责任法中的标准。例如，我们的合作协议：
•允许我们的普通合伙人以个人身份做出一些决定，而不是以我们普通合伙人的身份做出决定。这使我们的普通合伙人有权只考虑它想要的利益和因素，它没有责任或义务考虑我们、我们的关联公司或任何有限合伙人的任何利益或影响我们的任何因素；
•规定我们的普通合伙人有权本着“善意”作出其他决定，如果它合理地相信这些决定符合我们的最佳利益；
•一般规定，未经我们普通合伙人董事会的冲突委员会批准且不涉及单位持有人投票的关联交易和利益冲突解决方案的条款必须不低于通常向无关第三方提供的条款或从无关第三方获得的条款，或者对我们来说是“公平合理的”，并且在确定交易或解决方案是否“公平合理”时，我们的普通合伙人可以考虑所涉及各方之间的整体关系，包括可能对我们特别有利或有利的其他交易；
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•规定，除非我们的普通合伙人的行为是恶意的，否则我们普通合伙人的行为不应构成违反其受托责任；
•规定我们的普通合伙人可解决涉及我们与我们的普通合伙人及其联属公司的任何利益冲突，而我们的普通合伙人就利益冲突作出的任何对我们“公平合理”的解决方案，将被视为已获所有合伙人（包括单位持有人）批准，且不会构成违反合伙协议;
•规定我们的普通合伙人可以，但不是必需的，在其解决利益冲突的过程中，通过任命由两名或两名以上独立董事组成的普通合伙人董事会的冲突委员会来考虑该等利益冲突，并向董事会建议采取行动，以寻求对该解决方案的“特别批准”，冲突委员会对该利益冲突的任何解决方案应最终被视为对我们是“公平和合理的”；以及
•规定，我们的普通合伙人及其高级管理人员和董事不会因任何行为或不作为而对我们、我们的有限合伙人或受让人造成的金钱损害负责，除非具有司法管辖权的法院做出了不可上诉的最终判决，裁定普通合伙人或其他人恶意行事或参与欺诈、故意不当行为或严重疏忽。
我们的普通合伙人在确定现金储备水平时的绝对酌情权可能会对我们向单位持有人分配现金的能力产生不利影响。
我们的合伙协议要求我们的普通合伙人从运营盈余中扣除其合理酌情决定为我们未来的运营支出提供资金所需的现金储备。此外，我们的合伙协议允许我们的普通合伙人通过为正确开展我们的业务建立现金储备来减少可用现金，以遵守适用的法律或我们作为缔约方的协议，或为未来分配给合作伙伴提供资金。这些现金储备将影响可供分配给单位持有人的现金数量。
我们普通合伙人的附属公司可能会与我们竞争。
除我们的合伙协议规定外，我们的普通合伙人的联属公司和关联方不得从事其他业务或活动，包括可能与我们直接竞争的业务或活动。
单位持有人的税务风险
我们的税务待遇取决于我们作为联邦所得税合伙企业的持续地位，以及我们不受实体层面的大量税收的影响。如果美国国税局出于联邦所得税的目的将我们和我们的子公司(包括Sunoco LP和USAC)视为公司，或者如果我们、Sunoco LP或USAC出于州税收目的而需要缴纳大量实体税，那么我们可用于分销的现金将大幅减少。
对我们单位的投资预期的税后经济效益在很大程度上取决于我们是否被视为联邦所得税目的的合伙企业。我们没有要求，也不打算要求美国国税局就此事做出裁决。我们在Sunoco LP和USAC的投资价值在很大程度上取决于Sunoco LP和USAC在联邦所得税方面被视为合作伙伴。尽管根据特拉华州的法律，我们、Sunoco LP和USAC都是有限合伙企业，但出于联邦所得税的目的，我们每个人都将被视为公司，除非我们满足“合格收入”要求。根据我们目前的业务和现行的财政部法规，我们相信我们、Sunoco LP和USAC满足合格收入要求。不符合资格收入要求或改变现行法律可能会导致我们、Sunoco LP或USAC在联邦所得税方面被视为公司，或以其他方式使我们作为一个实体纳税。
如果出于联邦所得税的目的，我们Sunoco LP或USAC被视为一家公司，我们将按公司税率缴纳联邦所得税，我们可能会按不同的税率支付额外的州所得税。对单位持有人的分配通常会像公司分配一样再次征税，我们的收入、收益、损失或扣减都不会流向单位持有人。由于我们作为公司将被征税，我们可用于分配给单位持有人的现金将大幅减少。因此，将我们视为一家公司将导致预期现金流和单位持有人的税后回报大幅减少，可能导致我们单位的价值大幅下降。
在州一级，几个州一直在评估通过征收州收入、特许经营权或其他形式的税收来对合伙企业征收实体税的方法。我们目前在许多征收保证金或特许经营税的州拥有房产或开展业务。在未来，我们可能会扩大我们的业务。在我们经营的司法管辖区或我们可能扩展至的其他司法管辖区向我们征收类似的税项，可能会大幅减少我们可供分配给我们单位持有人的现金。我们的合作伙伴协议规定，如果制定了一项法律或修改或解释了现有法律，使我们作为公司纳税，或以其他方式使我们在美国的实体层面纳税。
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出于联邦、州、地方或外国所得税的目的，目标分配金额可能会进行调整，以反映该法律或解释对我们的影响。
对上市合伙企业或对我们单位的投资的税收待遇可能会受到潜在的立法、司法或行政变化或不同解释的影响，可能会追溯适用。
对包括我们在内的上市合伙企业或对我们单位的投资，美国目前的联邦所得税待遇可以随时通过行政、立法或司法改革或不同的解释来修改。国会议员经常提议和考虑对影响公开交易合伙企业的现行美国联邦所得税法进行实质性修改，包括取消我们有资格享受合伙企业税收待遇的提议。最近的提案规定在某些情况下扩大上市交易合伙企业的合格收入例外，其他提案则规定完全取消我们的合伙企业税收待遇所依赖的合格收入例外。此外，虽然上市合伙企业的单位持有人在受到某些限制的情况下，有权获得相当于他们在上市交易合伙企业的“合格业务收入”中可分配份额的20%的扣减，但这一扣减将在2025年12月31日之后的纳税年度到期。
此外，美国财政部已经发布了法规，未来也可能发布，解释那些影响公开交易合伙企业的法律。不能保证美国联邦所得税法或美国财政部对合格收入规则的解释不会以可能影响我们未来合伙资格的方式进行进一步修改。
对美国联邦所得税法及其解释的任何修改都可能具有追溯力，也可能不具有追溯力，并可能使我们更难或不可能满足某些上市合伙企业被视为美国联邦所得税合伙企业的例外。我们无法预测最终是否会有任何变化或其他建议获得通过。未来的任何立法变化都可能对我们单位的投资价值产生负面影响。我们敦促您咨询您自己的税务顾问，了解监管或行政方面的发展和建议的状况，以及它们对您在我们单位的投资的潜在影响。
如果美国国税局对我们持有的联邦所得税头寸提出竞争，我们单位的市场可能会受到不利影响，任何此类竞争的成本都将减少可用于支付我们的债务证券和分配给我们的单位持有人的现金。
我们还没有要求美国国税局就我们作为合伙企业的联邦所得税待遇做出裁决。国税局可能会采取与我们不同的立场。可能有必要诉诸行政或法院程序来维持我们所采取的部分或全部立场。法院可能不会同意我们的部分或全部立场。与美国国税局的任何竞争都可能对我们单位的市场及其交易价格产生实质性的不利影响。此外，我们和美国国税局之间的任何竞争成本都将导致我们可用于支付债务证券和分配给我们的单位持有人的现金减少，因此将由我们的单位持有人间接承担。
如果美国国税局对我们的所得税申报单进行审计调整，它(和一些州)可能会评估和收取直接来自我们的此类审计调整产生的任何税收(包括任何适用的罚款和利息)，在这种情况下，我们可用于支付债务证券和分配给单位持有人的现金可能会大幅减少。
如果美国国税局对我们的所得税申报单进行审计调整，它(和一些州)可能会评估并直接向我们收取因此类审计调整而产生的任何税款(包括任何适用的罚款和利息)。在可能的范围内，我们的普通合伙人可以选择直接向美国国税局缴纳税款(包括任何适用的罚款和利息)，或者，如果我们有资格，向每个单位持有人和前单位持有人发布一份关于经审计和调整后的回报的信息声明。尽管我们的普通合伙人可能会选择让我们的单位持有人和前单位持有人考虑此类审计调整，并在审计的纳税年度内根据他们在我们的利益支付任何由此产生的税款(包括适用的罚款或利息)，但不能保证此类选择在所有情况下都是实际、允许或有效的。因此，我们现有的单位持有人可能会承担该等审计调整所产生的部分或全部税务责任，即使该等单位持有人在审计的税务年度内并不拥有我们的单位。如果由于任何此类审计调整，我们被要求支付税款、罚款和利息，我们可用于分配给单位持有人的现金可能会大幅减少。
单位持有人必须为他们在我们收入中的份额缴税，即使他们没有从我们那里获得任何现金分配。
我们的单位持有人被要求为他们在我们应税收入中的份额支付任何联邦所得税，在某些情况下，州和地方所得税，无论他们是否从我们那里获得现金分配。我们的单位持有人从我们那里获得的现金分配可能不等于他们在我们应税收入中的份额，甚至不等于该收入产生的实际纳税义务。
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出售我们的单位的税收收益或损失可能比预期的要多或少。
如果单位持有人出售其单位，单位持有人将确认等于变现金额与单位持有人在这些单位的纳税基础之间的差额的收益或损失。由于超过单位持有人在我们应纳税所得额中可分配份额的分配减少了单位持有人在其单位中的纳税基础，因此，如果单位持有人以高于其在该单位中的纳税基础的价格出售该单位，则该先前相对于单位持有人出售的单位的超额分配的金额(如果有的话)实际上将成为单位持有人的应纳税所得额，即使该单位持有人收到的价格低于其原始成本。此外，由于变现的金额包括单位持有人在我们无追索权债务中的份额，如果单位持有人出售他们的单位，单位持有人可能会承担超过从出售中获得的现金的纳税义务。
由于潜在的回收项目，包括折旧回收项目，单位持有人出售其单位所变现的金额的很大一部分，无论是否代表收益，可能作为普通收入向该单位持有人征税。因此，如果出售普通单位的变现金额低于单位持有人的调整基准，则单位持有人可以确认出售普通单位的普通收入和资本损失。净资本损失可能只会抵消资本收益，就个人而言，每年最多可抵消3,000美元的普通收入。在单位持有人出售其单位的应课税期间，该单位持有人可确认我们在出售前向该单位持有人分配的收入及收益的普通收入，以及一般不能由出售单位时确认的任何资本损失抵销的收回项目的普通收入。
免税实体因拥有我们的单位而面临独特的税收问题，这可能会给它们带来不利的税收后果。
免税实体对我们部门的投资，如员工福利计划和个人退休账户(称为IRA)，引发了它们特有的问题。例如，我们分配给免除美国联邦所得税的组织的几乎所有收入，包括IRA和其他退休计划，都将是不相关的企业应税收入，并将向它们征税。此外，该免税组织在出售或以其他方式处置我们的单位时确认的任何收益的全部或部分可能是不相关的企业应税收入，并可能对其征税。免税实体在投资我们的单位之前，应该咨询税务顾问。
非美国单位持有人将就其收入和从拥有我们的单位获得的收益缴纳美国税和预扣。
非美国单位持有人通常对与美国贸易或企业有效相关的收入(“有效相关收入”)征税，并遵守美国的所得税申报要求。分配给我们的单位持有人的收入和出售我们单位的任何收益通常被认为与美国的贸易或商业“有效联系”。因此，对非美国单位持有人的分配将被征收适用的最高有效税率的预扣税，而出售或以其他方式处置单位的非美国单位持有人也将就出售或处置该单位所实现的收益缴纳美国联邦所得税。除了对有效关联收入的分配征收预扣税外，对非美国单位持有人的分配也将对超出我们累计净收入的任何分配金额征收10%的预扣税。为此，我们打算将我们的所有分配视为超过我们的累计净收入，并缴纳10%的预扣税。因此，对非美国单位持有人的分配将被征收等于最高适用有效税率和10%之和的综合预扣税率。
此外，在从事美国贸易或业务的合伙企业中，权益的受让人通常被要求扣留转让人“变现金额”的10%，除非转让人证明该权益不是外国人。虽然合伙人的“变现金额”的确定通常包括合伙人在合伙企业负债中所占份额的任何减少，但财政部条例规定，在转让上市合伙企业(如我们的单位)的权益时，“变现金额”通常是支付给代表转让人进行适用转让的经纪人的总收益金额，因此在确定时将不考虑该合伙人在上市合伙企业的负债中所占份额的任何减少。对于通过经纪人进行的公开交易合伙企业中的利益转移，转让人的经纪人负有扣留义务。目前和未来的非美国单位持有人应咨询他们的税务顾问，了解这些规则对我们单位投资的影响。
出于联邦所得税的目的，我们的子公司将被视为公司，并缴纳公司级所得税。
尽管我们(作为合伙企业，为美国联邦所得税目的)不缴纳美国联邦所得税，但我们的一些业务是通过子公司进行的，这些子公司为美国联邦所得税目的而组织为公司。就美国联邦所得税而言，被视为公司的子公司的应纳税所得额(如果有的话)需缴纳公司级的美国联邦所得税，这可能会减少可供分配给我们以及我们的单位持有人的现金。如果美国国税局或其他州或地方司法管辖区成功地断言这些公司的纳税义务比我们预期的要多，或者制定了提高公司税率的立法，
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可供分配的现金可能进一步减少。该等公司附属公司所采取的所得税申报申报立场需要作出重大判断、使用估计以及诠释及应用复杂的税法。于评估可扣税及应课税项目之时间及金额时亦须作出重大判断。尽管我们相信这些子公司的所得税申报立场是完全支持的，但某些立场可能会受到国税局、州或地方司法管辖区的成功挑战。
我们将每个单位购买者视为具有相同的税收优惠，而不考虑实际购买的单位。美国国税局可能会质疑这种处理方式，这可能导致单位持有人欠更多的税，并可能对单位的价值产生不利影响。
由于我们无法匹配单位的转让方和受让方，以及其他原因，我们采用了某些方法来分配折旧、损耗和摊销，这些方法可能不符合现行《国库条例》的所有方面。若IRS成功质疑使用该等方法，可能会对我们的基金单位持有人可获得的税务优惠金额产生不利影响。其亦可能影响该等税务优惠的时间或出售基金单位的收益金额，并可能对我们的基金单位价值产生负面影响或导致对我们的基金单位持有人的报税表作出审计调整。此外，由于我们的子公司为联邦所得税目的而组织为C公司，成功的IRS挑战可能导致这些子公司的纳税义务比我们预期的要高，因此，减少了可分配给我们的合伙企业的现金，进而减少了我们的单位持有人。
我们通常在每个月的第一个工作日根据我们单位的所有权，而不是根据特定单位的转让日期，在我们单位的转让人和受让人之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣除项目。美国国税局可能会对我们按比例分配方法的某些方面提出质疑，如果成功，我们将被要求改变收入、收益、损失和扣除项目在单位持有人之间的分配。
我们通常每月根据我们单位的所有权在每个月的第一个营业日(“分配日期”)在我们单位的转让人和受让人之间按比例分配我们的收入、收益、损失和扣除项目，而不是根据特定单位的转让日期。同样，我们一般分配(I)资本增加折旧的某些扣除，(Ii)出售或以其他方式处置我们的资产时实现的收益或亏损，以及(Iii)普通合伙人酌情根据分配日期的所有权分配任何其他非常项目的收入、收益、亏损或扣除。财政部法规允许类似的月度简化公约，但此类法规并未明确授权我们所采用的比例分配方法的所有方面。如果国税局对我们的按比例分配方法提出质疑，我们可能会被要求改变收入、收益、损失和扣除项目在单位持有人之间的分配。
倘单位持有人的普通或优先单位是证券贷款（例如向卖空者提供贷款以支付普通或优先单位的卖空）的标的，则该单位持有人可被视为已出售该等单位。如果是这样，该单位持有人在贷款期间将不再被视为该等单位的税务合伙人，并可确认处置的收益或亏损。
由于没有具体的规则来规范借出合伙企业权益的联邦所得税后果，因此单位持有人的单位是证券贷款的标的，可以被视为已经处置了借出的单位。在这种情况下，在向卖空者贷款期间，单位持有人可能不再被视为这些单位的合伙人，单位持有人可以确认这种处置的收益或损失。此外，在贷款期间，我们与这些单位有关的任何收入、收益、损失或扣除可能不会由单位持有人报告，单位持有人收到的关于这些单位的任何现金分配可以作为普通收入全额纳税。希望确保其作为合伙人的地位并避免从证券贷款中获得承认的风险的单位持有人应咨询税务顾问，以确定是否可取地修改任何适用的经纪账户协议，以禁止他们的经纪人借入他们的单位。
我们采用了某些估值方法来确定Unithold的收益、收益、亏损和扣减的分配。国税局可能会对这些方法或由此产生的拨款提出质疑，而这种质疑可能会对我们共同单位的价值产生不利影响。
当我们发行额外的单位或从事某些其他交易时，我们确定我们资产的公平市场价值，并将该等资产的任何未实现收益或亏损分配给我们的单位持有人和我们的普通合伙人的资本账户。尽管我们可能会不时就估值事宜咨询专业评估师，包括对我们资产的估值，但我们自己对我们的资产进行许多公平市场价值估计，使用基于我们共同单位市值的方法作为衡量我们资产公平市场价值的一种手段。我们的方法可能会被视为低估了我们资产的价值。在这种情况下，某些单位持有人和我们的普通合伙人之间可能会出现收入、收益、损失和扣除的转移，这可能对该等单位持有人不利。此外，根据我们目前的估值方法，我们共同单位的后续购买者可能会将其国内收入法典第743(B)条调整的较大部分分配给我们的有形资产，将较少的部分分配给我们的无形资产。美国国税局可能会挑战
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我们的估值方法，或我们对第743(B)条的分配可归因于我们的有形和无形资产的调整，以及我们的普通合伙人和我们的某些单位持有人之间的收入、收益、损失和扣除的分配。
美国国税局对这些方法或分配的成功挑战可能会对分配给我们单位持有人的应纳税所得额或损失额产生不利影响。它还可能影响我们的单位持有人出售共同单位的收益金额，并可能对我们的共同单位的价值产生负面影响，或者导致我们单位持有人的纳税申报单在没有额外扣除的情况下进行审计调整。
在他们不因投资我们的单位而居住的司法管辖区，单位持有人可能会受到州和地方税以及所得税申报单的要求。
除美国联邦所得税外，单位持有人可能还需缴纳其他税收，包括州税和地方税、非公司营业税和遗产税、遗产税或由我们或我们的子公司现在或将来经营业务或拥有财产的各个司法管辖区征收的无形资产税，即使他们不在这些司法管辖区居住。在这些不同的司法管辖区中，单位持有人可能需要提交州和地方所得税申报单，并缴纳州和地方所得税。此外，单位持有人如未能遵守这些规定，可能会受到惩罚。提交所有联邦、州和地方纳税申报单是每个单位持有人的责任。
单位持有人扣除我们所产生的利息支出的能力可能受到限制。
一般来说，我们有权扣除在我们的纳税年度内可适当分配给我们的贸易或业务的债务所支付或应计的利息。然而，我们对“商业利息”的扣除一般限于我们的商业利息收入和我们“调整后的应税收入”的30%之和。就这一限制而言，调整后的应纳税所得额的计算不考虑任何业务利息支出或业务利息收入。
如果我们的“商业利益”受到这些规则的限制，我们的单位持有人在扣除分配给他们的任何利息费用的份额方面的能力将受到限制。因此，单位持有人扣除我们所产生的利息支出的能力可能会受到限制。
能量转移优先股的处理是不确定的，能量转移优先股(系列I优先股除外)的分配可能没有资格获得合格上市交易合伙企业收入20%的扣减。
我们的首选单位的税收待遇是不确定的。至于优先股(第一系列优先股除外)，吾等将在税务上将优先股持有人视为合伙人，并将该等优先股的分配视作使用资本的保证付款，而该等优先股持有人一般须按普通收入课税。我们优先股(系列I优先股除外)的优先股持有人将从此类保证付款的应计收入中确认应税收入(即使没有同期的现金分配)。否则，除非在我们清算的情况下，我们优先股(第一系列优先股除外)的优先股持有人一般不会分享我们的收入、收益、损失或扣除项目，我们也不会将我们的无追索权债务的任何份额分配给该等优先股持有人。如果能量转移优先股(系列I优先股除外)出于税务目的被视为债务，而不是作为资本使用的担保付款，我们可能会将分配视为优先股持有人的利息支付。
尽管我们预计，在2025年12月31日之后的纳税年度，我们获得的大部分收入将有资格享受合格上市合伙企业收入20%的扣除，但财政部条例规定，可归因于资本使用的保证付款的收入不符合合格业务收入20%的扣除资格。因此，我们优先股持有者确认的资本使用担保付款所产生的收入不符合合格业务收入20%的扣除标准。
对于第一系列优先股，我们将把分配视为对合作伙伴的分配，并将持有第一系列优先股的优先股持有人(“第一系列优先股持有人”)视为从我们那里获得毛收入的可分配份额，只要我们有足够的毛收入进行此类分配。如果没有足够的毛收入来匹配这种分配，第一系列优先股的分配将减少第一系列优先股的资本账户，如果可能的话，需要随后分配收入或收益，以向第一系列优先股提供清算优先股。然而，如果国税局确定这种分配是资本使用的保证付款，分配一般将作为普通收入向每个系列I优先单位持有人征税，而系列I优先单位持有人将从此类保证付款的应计收入中确认应税收入(即使没有同时的现金分配)，如上所述关于优先单位(系列I优先单位除外)。如果系列I优先股不被视为合伙权益，则出于税务目的，它们可能会构成债务，而系列I优先股的分配可能会被视为我们向该系列I优先股持有人支付的利息。
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优先股持有人将被要求确认出售能量转移优先股的收益或损失，该损益等于该优先股持有人变现的金额与该优先股持有人在售出的能量转移优先股中的纳税基础之间的差额。一般情况下，变现的金额将等于现金和该优先单位持有人收到的其他财产的公平市场价值之和，以换取该等能量转移优先单位。在符合要求在多项合伙权益之间采用混合基准的一般规则以及在确定单位持有人根据Crestwood收购而收到的I系列优先单位的交换课税基准时适用的规则的规限下，优先单位的纳税基准一般等于优先单位持有人为收购该等能量转移优先单位而支付的现金和其他财产的公平市场价值之和。优先股持有人在出售或交换持有超过一年的能量转移优先股时确认的收益或损失一般将作为长期资本收益或损失纳税。由于优先股持有人一般不会获得我们折旧、损耗或摊销项目的份额，因此预计该等优先股持有人不会因重新收回规则而被要求将其收益的任何部分重新定性为普通收入。
免税投资者，如雇员福利计划和个人退休账户，以及非美国人对我们首选单位的投资，引发了他们特有的问题。关于优先股(系列I优先股除外)，对免税投资者的资本使用担保付款的处理并不确定，此类付款可能被视为不相关的企业应税收入，用于联邦所得税目的。关于第一系列优先股，我们分配给免税投资者的几乎所有总收入都将是无关的企业应纳税收入，并将向他们纳税。分配给非美国优先单位持有人将被征收预扣税。如果预扣金额超过美国联邦所得税实际应缴金额，非美国优先股持有人可能被要求提交美国联邦所得税申报单，以寻求退还超出的部分。
所有优先股持有人应就拥有能源转移优先股的后果咨询税务顾问。
项目1B。未解决的员工意见
没有。
项目1C.网络安全
评估、识别和管理网络安全风险的流程说明
我们使用的信息和运营技术基础设施对我们的业务运营和我们执行日常运营的能力非常重要。在正常业务过程中，我们可能会收集和存储合伙企业的某些敏感信息，包括专有和机密的商业信息、商业秘密、知识产权、敏感的第三方和员工信息，以及某些个人身份信息。
该伙伴关系维持着一个共享服务网络安全计划，用于评估、识别和管理来自网络安全威胁的重大风险。该计划包括模仿国家标准与技术研究所的网络安全框架的流程，重点是使用业务驱动因素来指导网络安全活动。该项目由一组全职员工管理，由我们的首席信息官监督，他们负责执行我们的日常信息技术(IT)运营(统称为IT团队)。此外，伙伴关系将网络安全风险视为伙伴关系整体风险管理流程的一部分，并已将其网络安全计划纳入其中。在联邦调查局(FBI)、网络安全和基础设施安全局(CISA)、运输安全管理局(TSA)和美国海岸警卫队(USCG)的指导下，我们寻求遵循行业网络安全标准，保护我们的基础设施免受国内和国际威胁的网络攻击。
我们寻求在企业各个层面的网络安全管理、技术层、政策和培训中使用深度防御方法，以确保伙伴关系的资产安全和运营。我们使用各种流程来维护我们系统的机密性、完整性和可用性，包括安全威胁情报、事件响应、身份和访问管理、供应链安全评估、终端扩展检测和响应保护、网络分段、数据加密、事件监控和安全运营中心(SOC)。为了验证我们网络安全计划的有效性，并评估该计划是否符合法律和法规要求，我们聘请了第三方服务提供商进行审计、评估和渗透测试。
我们通过定期培训和提高认识计划来提高员工的网络安全意识。所有有权访问我们系统的员工都需要接受年度网络安全培训，并且我们的员工每年都必须审查并承认我们的网络安全政策。此外，我们的IT团队经过培训，了解如何管理、使用和保护个人身份信息。已经实施了用户访问控制，以限制对敏感数据的未经授权访问
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信息和关键系统。员工被要求使用多因素身份验证，并对他们的密码保密等措施。
我们认识到第三方服务提供商可能会带来网络安全风险。为了努力降低这些风险，在可能的情况下，在与某些技术服务提供商签订合同之前，我们会进行尽职调查，以评估他们的网络安全能力。此外，我们努力在与这些提供商的合同中包括网络安全要求，并努力要求他们遵守安全标准和协议。此外，我们还努力与任何可以访问员工个人身份信息的第三方服务提供商接洽，以评估他们的安全控制。
最后，该伙伴关系维持网络安全保险覆盖范围。
网络安全威胁带来的风险的影响
截至本年度报告Form 10-K的日期，虽然合伙公司和我们的服务提供商经历了某些网络安全事件，但我们不知道以前有任何网络安全威胁对合伙公司的财务或运营产生了重大影响。网络安全事件响应是伙伴关系网络安全计划和伙伴关系业务连续性计划的组成部分，旨在限制服务中断，并在发生灾难时提供持续业务运营，无论是物理、环境还是网络性质的灾难。然而，我们认识到，网络安全威胁在不断演变，网络安全事件仍有可能对伙伴关系产生潜在的负面影响。尽管我们实施了网络安全程序，但我们不能保证不会发生重大的网络安全攻击。对我们的信息系统或运营技术系统的成功攻击可能会对业务造成重大后果，包括我们客户依赖的关键服务中断。虽然我们将资源投入到我们的安全措施上，以保护我们的系统和信息，但这些措施不能提供绝对的安全。由于伙伴关系在过去几年中进行的收购的数量以及在整个企业实施技术标准所需的时间，某些资产可能处于不同的整合阶段，并可能应用了不完整的网络安全控制。关于网络安全风险的更多信息，见“项目1A。风险因素-影响我们作为我们的服务提供商的网络安全攻击、数据泄露和其他中断可能会对我们的业务、运营、声誉和财务业绩产生实质性的不利影响；如果我们的信息系统发生故障，我们的运营可能会中断，导致费用增加和销售损失。
董事会的监督与管理作用
我们的首席信息官负责监督合伙企业的IT、网络安全、基础设施和IT治理职能（包括合伙企业的IT团队），并拥有超过35年的领导业务技术职能的经验。合作伙伴的IT团队负责我们遵守适用的网络安全标准，建立有效的网络安全协议，并保护我们IT基础设施的完整性，保密性和可用性。该团队的成员在IT领域拥有超过50年的综合经验，其中包括20年致力于网络安全的经验，并持有各种认证，包括全球工业网络安全专业人员（GICSP），认证信息系统安全专业人员（CISSP）和认证道德黑客（CEH）认证。该团队负责合并后组织的网络安全威胁预防、检测、缓解和补救。我们的网络事件响应计划要求在我们的IT环境中检测到可疑活动的IT团队成员将该活动上报给主管，然后由其评估威胁。如有必要，将向首席信息干事报告可疑活动。每当发现网络安全事件可能对我们的业务营运造成重大影响时，资讯科技团队会通知管理层（包括法律、人力资源、资讯科技及企业安全部门的代表）。
合伙企业的董事会已将监督网络安全风险的责任委托给审计委员会，审计委员会最终负责评估和管理合伙企业的网络安全威胁重大风险。资讯科技团队定期向高级管理层及审核委员会提供网络安全计划更新。管理层亦会向审核委员会汇报识别出的新风险及为减轻该等风险而采取的措施。
项目2.财产
我们的物业描述包括在“项目1.业务”中。此外，我们在德克萨斯州达拉斯的行政办公室拥有办公楼，在宾夕法尼亚州牛顿广场、德克萨斯州休斯顿和德克萨斯州圣安东尼奥拥有办公楼。虽然随着业务的扩展，我们可能需要更多的办公空间，但我们相信我们现有的设施足以满足我们在不久的将来的需求，并将在需要时以商业上合理的条件提供额外的设施。
我们相信我们有令人满意的所有权或有效的权利使用我们所有的物质财产。虽然我们的部分物业须承担债务及租赁、尚未到期及应付税款的留置权、保障竞业禁止协议下的付款义务的产权负担及非实质产权负担、地役权及限制，但我们并不认为任何该等负担会对我们继续在整体业务中使用该等物业造成重大影响。此外，我们认为，
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我们已经或正在获得所有必要的材料批准、授权、订单、许可证、许可证、特许经营权和同意，并已经获得或向州和地方政府以及与我们物业所有权或业务运营相关的监管机构进行了所有必要的材料登记、资格和备案。
我们几乎所有的管道都是在物业的明显记录所有者授予的通行权的基础上建造的，这些管道在“项目1.业务”中有描述。已获得管道通行权的土地可能受优先留置权的约束，而这些留置权并不从属于路权授予。必要时，我们已从公共当局和铁路公司获得地役权协议，以便在适用的水道、县公路、市政街道、铁路物业和州际公路上或沿线跨越或铺设设施。在某些情况下，建造我们的管道所基于的财产是以费用购买的。我们还拥有和运营多个天然气和天然气储存设施，并拥有或租赁与我们的中游业务相关的其他加工、处理和调节设施。
项目3.法律程序
有关法律程序的资料，请参阅本公司截至2023年12月31日止年度的Form 10-K年度报告中“第8项.财务报表及补充数据”内的综合财务报表附注11。
此外，根据联邦、州和地方有关向环境排放材料或保护环境的各种规定，我们收到了违反规定的通知和可能的罚款。虽然我们认为，即使下列任何一项或多项环境诉讼被裁定败诉，但这对我们的财务状况、经营结果或现金流并不重要，但如果我们合理地相信环境政府诉讼可能会导致超过30万美元的罚款，我们必须报告环境政府诉讼。
ETC Sunoco和Energy Transfer R&M(统称为“Sunoco被告”)是指控MTBE污染地下水的诉讼被告。原告是州级政府实体，主张产品责任、滋扰、非法侵入、疏忽、违反环境法和/或欺骗性商业行为索赔。原告寻求获得补偿性损害赔偿，在某些情况下还寻求自然资源损害赔偿、禁令救济、惩罚性损害赔偿和律师费。
截至2023年3月31日，Sunoco的被告是两个案件的被告：一个案件由马里兰州提起，另一个案件由宾夕法尼亚州提起。提起的诉讼还被列为被告Eto、ETP Holdco和Sunoco Partners Marketing&Terminals L.P.，即现在的Energy Transfer Marketing&Terminals L.P.
在其余情况下，有可能实现损失；但是，我们无法估计可能的损失或超出应计金额的损失范围。对一个或多个MTBE案件作出不利裁决可能会对发生任何此类不利裁决期间的业务结果产生重大影响，但这种不利裁决很可能不会对伙伴关系的综合财务状况产生实质性不利影响。
2016年底，FERC执法人员开始了一项非公开调查，涉及罗孚购买和拆除一座可能具有历史意义的住宅(被称为斯通曼之家)，而罗孚对建设新的711英里州际天然气管道和相关设施的许可申请仍在审理中。2021年3月18日，FERC发布了一项命令，要求提出拟议处罚的原因和通知(案卷编号：IN19-4-000)，命令罗孚解释为什么不应该支付2000万美元的民事罚款，因为它涉嫌违反了FERC的规定，该规定要求证书持有人在向FERC提交信息时必须坦率。罗孚于2021年6月21日提交了对该命令的答复和否认，并于2021年9月15日提交了回复。FERC于2022年1月20日发布命令，将此事提交行政法法官审理。2022年1月25日，首席法官指派了一名行政法法官，并确定了预审会议的时间表。
2022年2月1日，Energy Transfer和Rover向美国德克萨斯州北区地方法院提交了一份声明性救济申诉，寻求一项命令，宣布FERC必须在联邦地方法院（而不是在行政法法官面前）提起执法行动。同样在2022年2月1日，Energy Transfer和Rover提出了一项加急请求，要求在联邦地方法院案件的结果出来之前，暂停FERC行政法法官的诉讼程序。2022年5月24日，地方法院下令暂停联邦能源管理委员会的执行案件和地方法院案件，以待美国最高法院审理的两起案件的解决。这些案件的辩论于2022年11月7日听取。2023年4月14日，美国最高法院在这两起案件中均对政府不利，认为联邦地区法院有权审理这些诉讼并解决当事人的宪法挑战。这些案件被发回联邦地区法院进一步审理。
2023年9月13日，地方法院下令，地方法院的案件将被搁置，等待美国最高法院审理的另一个案件的解决，联邦能源管理委员会的执行案件将继续搁置。能源转移和罗孚打算大力捍卫这一主张。2023年11月13日，联邦能源管理委员会向美国第五巡回上诉法院提出上诉。2023年12月11日，FERC提出动议，要求撤回
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上诉，第五巡回法院于2023年12月12日批准。联邦能源管理委员会和地区法院的诉讼程序仍然暂停，等待美国最高法院的未决案件得到解决。
2017年年中，FERC执法人员开始对Tuscarawas River水平定向钻井（“HDD”）作业的钻井泥浆中可能含有柴油的指控进行非公开调查。罗孚和伙伴关系正在配合调查。执法人员已根据联邦能源管理委员会条例第1b.19条向罗孚提供了一份通知，通知中说，执法人员打算建议联邦能源管理委员会对罗孚和合伙企业采取执法行动。该公司不同意执法人员的调查结果，并打算积极捍卫任何潜在的处罚。2021年12月16日，FERC发布了一份“显示原因的命令和拟议处罚通知”（案卷号IN 17 -4-000），命令罗孚说明为什么不应该被发现违反NGA第7（e）条，FERC法规第157.20条和罗孚管道证书命令，并评估了4000万美元的民事处罚。
Rover和Energy Transfer于2022年3月21日提交了对该命令的答复，执法人员于2022年4月20日提交了答复。Rover和Energy Transfer于2022年5月13日提交了对该命令的补充答复。自那时以来，FERC没有对此案采取进一步行动。任何及所有损失，包括政府机构的任何罚款和处罚，由于总承包商在进行此类HDD操作时的指控行为而造成的，都应受到以罗孚和合伙企业为受益人的赔偿权利的约束。鉴于诉讼所处阶段，合伙企业目前无法提供对潜在结果或潜在责任范围（如有）的评估;然而，合伙企业认为上述赔偿将适用于执法人员提出的处罚，并打算针对主题索赔进行有力辩护。
2017年11月3日，俄亥俄州和俄亥俄州环境保护局(“俄亥俄州环保局”)对罗孚和其他被告(统称为“被告”)提起诉讼，要求追回据称欠下的约260万美元的民事罚款和与许可遵守相关的某些禁令救济。被告提出了几项驳回诉讼的动议，这些动议都得到了所有指控的批准。俄亥俄州环保局提出上诉，2019年12月9日，第五地区上诉法院作出一致判决，确认初审法院。俄亥俄州环保局寻求俄亥俄州最高法院的审查。2020年4月22日，俄亥俄州最高法院批准了这一审查。2022年3月17日，俄亥俄州最高法院部分撤销判决，发回俄亥俄州初审法院。俄亥俄州最高法院同意罗孚的观点，即俄亥俄州已经放弃了《清洁水法》第401条规定的权利，但将其发回初审法院，以确定是否有任何指控超出了豁免的范围。在还押期间，俄亥俄州环保局自愿驳回了其他五名被告中的四名，并驳回了对罗孚的一项指控。在其第四次修正后的起诉书中，俄亥俄州环保局删除了所有指控被解雇的四名被告违反规定的段落，包括被解雇的被告被指控与罗孚或其他人共同行为的段落。在2022年6月2日的状态会议上，初审法官为罗孚和其他剩余被告制定了一个时间表，可以提出动议，驳回第四次修改后的申诉。2022年8月1日，罗孚和另一名剩余被告分别提出了各自的动议。关于这些动议的简报已于2022年11月4日完成。根据2023年10月20日发布的命令，初审法官驳回了俄亥俄州环保局的第四次修订请愿书。2023年11月17日，俄亥俄州对初审法官的决定向俄亥俄州第五地区上诉法院提出上诉。该州于2024年1月8日提交了初步简报，Energy Transfer和罗孚的回应简报目前应于2024年2月20日到期。
2019年1月，我们收到美国司法部代表美国环保署发出的通知，称正在根据《清洁水法》对由SPLP运营、由Mid Valley拥有的中谷管道泄漏约450桶原油采取民事处罚执法行动。据称，这次释放发生在2014年10月，地点位于俄亥俄州辛辛那提附近的汉密尔顿县的一个自然保护区。在发现并通知释放后，苏丹人民解放军分三个阶段进行了大量的紧急反应、补救工作和初步恢复，初步恢复已被确认完成。运营和维护(O&M)活动将持续数年。2019年12月，SPLP与环保局就支付民事罚款达成原则协议，该协议将征求公众意见。美国司法部代表美国内政部鱼类和野生动植物，俄亥俄州总检察长代表俄亥俄州环保局，以及这些机构的技术代表，已原则上解决了与州濒危物种和补偿性恢复有关的自然资源损害评估索赔。
2022年2月3日，新墨西哥州，前任。司法部长赫克托·巴尔德拉斯对ETO，TransWest，Kinder Morgan，Inc.，ElPaso Natural Gas LLC和Northwest Pipeline，LLC提起诉讼，起诉号。D-101-CV-2022-00174在新墨西哥州圣达菲县第一司法地区法院，寻求追回全州范围内石油和天然气行业数十年来在管道基础设施运营和维护中使用的多氯联苯污染损害赔偿。起诉书声称，在横贯西部管道的运营过程中，多氯联苯从压缩机站排放或释放到自然环境中。鉴于这一程序尚处于早期阶段，伙伴关系目前无法对潜在结果或潜在责任范围(如果有的话)进行评估。
2022年6月29日，在田纳西州亨德森附近，一名中谷割草承包商在割草时撞上了直径22英寸的霍恩斯比至丹佛线路段的裸露部分。割灌机割草工具割开了管道，估计有4345桶原油释放到周围地区。大约3343桶原油
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在初始补救活动期间回收，材料中包含的剩余容量根据适用的环境法律和法规被移除和处置。根据田纳西州DEC的补救-自愿行动计划(VAP)，纠正行动正在完成，2023年5月23日，中谷收到田纳西州环境和保护部(TN DEC)关于与该事件相关的纠正行动工作的不再采取行动的信函。2023年8月下旬，在管道沿线完成了额外的环境工作，以解决一个需要清除土壤和现场修复的小石油渗漏问题。已通知TN DEC，并将向该机构提交后续报告，记录完成情况。米德谷收到了关于这一事件的联邦利益通知，目前正在等待联邦机构(美国环境保护局和美国鱼类和野生动植物管理局)及其与该事件有关的顾问的最后发票。米德谷还应要求向PHMSA提供了信息。2023年10月13日，米德谷收到PHMSA关于这一事件和中谷系统其他历史事件的建议安全令(NOPSO)通知。在接下来的六个月里，NOPSO要求采取若干行动，并应在30天内作出答复。没有发生其他政府机构的行动。地下水监测井于2023年6月12日被废弃，结束了与事故现场相关的环境相关活动。事件中没有人员受伤。
2023年6月26日，原告Michael和Cecilia Weinman(统称为“原告”)在田纳西州切斯特县对Mid Valley、Energy Transfer原油营销有限责任公司、Energy Transfer原油公司、Energy Transfer Employee Management LLC、Energy Transfer Marketing&Terminals L.P.、Energy Transfer LP(统称为“Energy Transfer被告”)和其他未具名被告提起诉讼，声称他们的疏忽、侵入和其他侵权行为索赔，并声称原油泄漏对他们的财产造成了损害。原告声称实际的金钱损害赔偿和惩罚性损害赔偿总额为3.8亿美元。Energy Transfer被告于2023年7月5日或前后送达，并于2023年8月2日向田纳西州西区-东区联邦法院及时提交了撤诉通知。2023年8月8日，原告在不妨碍诉讼的情况下提交了自愿驳回诉讼的通知。
2023年11月29日，美国海岸警卫队开具了与事件应对相关的所有联邦费用的最终发票，金额为9万美元。这些费用已经过验证，并已寄出付款。
能量转移被告无法预测这起诉讼的最终结果，也无法预测解决该诉讼所需的时间和费用。
2023年10月13日，中谷收到公安部发出的关于安全令建议的通知，涉及各种历史事故和向公安局报告的关于中谷系统的投诉。NOPSO要求中谷在收到安全命令后六个月内执行几项拟议的纠正措施；然而，作为回应，中谷要求PHMSA在发布安全命令之前进行非正式磋商，以努力使各方有可能达成同意协议和命令。非正式磋商正在进行中。如果双方在此过程中没有达成同意协议和命令，米德谷可以要求就NOPSO举行听证会。现在预测与这一行政行动相关的结果、时间表或成本还为时过早。
2022年10月28日，美国环保署发布了一份因SPLP和ETC东北管道而提议取消律师资格的通知，LLC的NOLO内容是认罪协议，并因违反宾夕法尼亚州与革命和水手2号管道有关的清洁流法而被定罪。以下实体被提议除名：(1)SPLP(申辩实体)；(2)ETC东北管道有限责任公司(申辩实体)；(3)Energy Transfer LP；(4)SemGroup LLC；和(5)LE GP LLC。NPD目前阻止被点名的实体寻求或续签联邦政府合同或联邦财政援助协议。我们正在与环保局接触，以解决环保局的关切。目前，NPD中点名的实体都不是任何联邦政府合同或联邦财政援助协议的当事人。
2023年6月15日，PHMSA发布了一份可能违规的通知，建议的民事处罚和建议的合规命令(统称为“NOPV”)，CPF 4-2023-011-NOPV，确定了三个可能的违规行为，其中两个与合规命令行动相关，建议的民事处罚总额为2,473,912美元。NOPV涉及PHMSA事故调查部对2020年3月26日在堪萨斯州合作伙伴关系的博尔彻车站发生的一起清管事件的调查，该事件导致一人死亡。该伙伴关系对PHMSA涉嫌的违规行为以及NOPV中包含的相关民事处罚和合规命令行动提出了质疑，并要求举行行政听证会，听证会定于2024年4月24日在PHMSA的一名主持官员面前举行。
2023年8月31日，美国司法部向德克萨斯州南区地方法院(科珀斯克里斯蒂分部)提起诉讼，标题为United States诉Energy Transfer(R&M)，LLC等人。民事诉讼2：23-cv-214，针对Sunoco和其他两个寻求追回过去CERCLA响应费用的各方，据称EPA产生的费用超过50万美元，以及与遵守有关的某些声明性救济。据称，顺德炼油公司(继任者为Sunoco)安排在德克萨斯州Nueces县Corpus Christi的Brine Service Company Superfund厂址运输和处置含有危险物质的炼油厂废物。目前，我们无法确定在此事件中承担任何责任的可能性
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然而，Sunoco打算对诉讼的指控进行辩护并提出异议，包括但不限于寻求的连带责任裁定。这起诉讼包括在我们对其他环境补救事项的讨论中所描述的事项中。请参阅我们的合并财务报表附注11，载于“第8项.财务报表及补充数据”。
项目4.矿山安全披露
不适用。
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第II部
第五项：注册人普通单位、相关单位持有人事项和发行人购买股权证券的市场
单位说明
截至2024年2月9日，共有11,242名共同单位持有人，这一数字不包括证券头寸上市的个人参与者。共同单位代表我们的有限合伙人利益，使持有者有权享有Energy Transfer的合作伙伴协议中规定的权利和特权。
截至2023年12月31日，有限合伙人合计拥有我们99.9%的有限合伙人权益。我们的普通合伙人拥有我们0.1%的普通合伙人权益。我们的共同单位根据交易法注册，并在纽约证券交易所挂牌交易，股票代码为“ET”。每个共同单位的持有者有权在提交有限合伙人表决的所有事项上按单位投一票。此外，如果任何个人或团体(我们的普通合伙人及其关联公司除外)在任何时候实益拥有所有共有单位20%或以上，则该个人或团体拥有的任何共有单位不得在任何事项上投票，并且在发送单位持有人会议通知(除非法律另有要求)、计算所需票数、确定法定人数或出于我们的合作伙伴协议下的其他类似目的时，不被视为未完成。共同单位有权获得“现金分配政策”中所述的可用现金分配。
能量传输A类机组
截至2024年2月9日，合伙企业拥有833,543,364个A类单位(“能量转移A类单位”)，代表普通合伙人在合伙企业中的有限合伙人权益。除法律另有规定外，能量转移A类单位有权与伙伴关系的共同单位作为一个类别一起投票。此外，能源转移的合伙协议规定，在某些情况下，当合伙发行额外的共同单位或与伙伴关系共同单位具有同等投票权的任何证券时，合伙企业将向任何持有能源转移A类单位的任何持有人发行额外的A类能源转移单位，使持有者在伙伴关系中保持与其在发行共同单位之前在伙伴关系中的投票权相同的投票权。能量转移A类单元无权分配，否则没有经济属性。
能量转移首选单位
截至2023年12月31日，该伙伴关系有以下一系列未偿还的首选单位：
首选单元系列已发行和未偿还的单位每单位清算优先权
发布日期(1)
A系列固定利率至浮动利率累积可赎回永续优先股950,000$1,000 2021年4月
B系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股550,0001,000 2021年4月
C系列固定利率至浮动利率累计可赎回永久优先股18,000,00025 2021年4月
D系列固定利率至浮动利率累积可赎回永续优先股17,800,00025 2021年4月
E系列固定利率至浮动利率累积可赎回永久优先股32,000,00025 2021年4月
F系列固定利率重置累计可赎回永久优先股500,0001,000 2021年4月
G系列固定利率重置累计可赎回永久优先股1,484,7801,000 
2021年4月和2021年12月(2)
H系列固定利率重置累计可赎回永久优先股900,0001,000 2021年6月
系列I固定利率永续优先股41,464,1799.1273 
2023年11月(3)
(1)关于2021年4月1日的汇总合并，正如我们的合并财务报表附注1中所述，ETO之前未偿还的所有优先股都被转换为具有相同分配和赎回权的能量转移优先股。
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(2)在2021年12月的Enable收购中，Energy Transfer额外发放了384,780台G系列优先股。以上反映的总数包括这些额外的G系列优先股，以及最初在汇总合并中发行的1,100,000个G系列优先股。
(3)第一系列优先股是在2023年11月与收购Crestwood有关的情况下发行的。
2024年2月，伙伴关系赎回了所有C系列优先股和D系列优先股。该伙伴关系预计将在2024年5月赎回所有E系列优先股。
每一系列未偿还优先股的其他信息，包括有关分配和赎回的信息，可在我们的综合财务报表的附注8中找到，该附注8包括在“第8项.财务报表和补充数据”中。
现金分配政策
将军。Energy Transfer将在每个会计季度结束后50天内将其所有“可用现金”分配给其单位持有人和普通合伙人。
可用现金的定义。 可用现金在《合伙协议》中定义，一般是指，就任何日历季度而言，该季度末的所有现金减去普通合伙人合理酌情决定所需或适当的现金储备额：
•为其业务的适当开展作出规定；
•遵守适用法律和/或债务文书或其他协议；以及
•就未来四个季度的任何一个或多个季度向单位持有人及其普通合伙人提供分配资金。
最近出售的未注册证券
没有。
发行人购买股票证券
没有。
根据股权补偿计划获授权发行的证券
有关根据Energy Transfer的股权补偿计划授权发行的证券的信息，请参阅“第12项：某些受益所有者和管理层的担保所有权及相关单位持有人事项”。
第6项。[已保留]
项目7.管理层对财务状况的讨论和分析
以及行动的结果
(表格美元和单位金额，除每单位数据外，以百万为单位)
Energy Transfer LP是特拉华州的一家有限合伙企业，其普通单位在纽约证券交易所公开交易，股票代码为“ET”。
以下有关本公司截至2023年12月31日、2023年和2022年12月31日止年度的综合财务状况和经营成果的讨论，应与本报告“第8项.财务报表和补充数据”中所列的综合财务报表及其附注一并阅读。这一讨论包括受风险和不确定性影响的前瞻性陈述。由于“第1A项”中讨论的一些因素，实际结果可能与我们在本节中所作的陈述有很大不同。本报告的“风险因素”。
对截至2021年12月31日的年度以及截至2022年12月31日的年度与2021年12月31日的年度比较的讨论和分析不包括在本10-K表中，但可以在我们于2023年2月17日提交给美国证券交易委员会的截至2022年12月31日的10-K表年度报告的第二部分第7项下找到。
除文意另有所指外，凡提及“我们”、“合伙”及“能量转移”，均指能量转移有限公司及其合并附属公司。
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概述
我们在美国从事的主要活动如下：
•天然气业务，包括以下业务：
•天然气中游和国内运输和储存；
•州际天然气运输和储存；以及
•原油、液化天然气和成品油运输、终端、收购和营销活动以及液化天然气储存和分馏服务。
此外，我们还投资了其他业务，包括Sunoco LP和USAC，这两家公司都是主有限合伙企业。
Energy Transfer的现金流来自与其在其子公司(包括Sunoco LP和USAC)的投资相关的分配。我们的子公司分配给我们的现金金额是基于他们各自业务活动的收益和可用现金的数量。Energy Transfer的主要现金需求是分配给其合作伙伴、一般和行政费用以及偿债要求。Energy Transfer按季度将满足上述现金要求后剩余的可用现金分配给单位持有人。
我们预计我们的子公司将利用其资源以及来自运营的现金，为其宣布的增长资本支出和营运资本需求提供资金；然而，Energy Transfer可能会在我们认为审慎的情况下不时发行债务或股权证券，为我们子公司的新资本项目或其他合作目的提供流动性。
一般信息
我们的主要目标是随着时间的推移提高我们对单位持有人的可分配现金流水平，推行目前专注于发展我们子公司的天然气和液体业务的业务战略，其中包括寻求与我们子公司现有基础设施相关的某些建设和扩张机会，以及收购某些战略运营和业务或资产。我们将可用于分配的实际现金数量将主要取决于我们的子公司从其运营中产生的现金数量。
我们的可报告细分如下：
•州内运输和储存；
•州际运输和储存；
•中游；
•NGL及成品油运输与服务；
•原油运输和服务；
•对Sunoco LP的投资；
•对USAC的投资；以及
•其他的都是。
最新发展动态
克雷斯特伍德收购
2023年11月3日，Energy Transfer收购了Crestwood，后者拥有位于威利斯顿、特拉华州和波德河盆地的采集和加工资产。根据合并协议的条款，Crestwood共同单位的持有者为他们持有的每个Crestwood共同单位获得2.07个能量转移共同单位(“共同单位合并对价”)。此外，在克雷斯特伍德优先股持有人的选择下，每个未偿还的克雷斯特伍德优先股被转换为第一系列优先股，这是一种新的优先能源转移单位，其条款与克雷斯特伍德优先股基本相似，包括在经济和结构保护方面；(Ii)赎回，以换取9.857484美元的现金加上到赎回之日的应计和未付分派；或(3)按当时适用的转换比率，即一个克雷斯特伍德共同股与10个克雷斯特伍德优先股的换算比例，转换为克瑞斯特伍德共同股，该等克瑞斯特伍德共同股随后获得了共同单位合并的考虑。
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交易中发行的对价总计包括约2.16亿个Energy Transfer普通单位、4100万个系列I优先单位和3亿美元现金。在完成对Crestwood的收购的同时，该合伙企业承担了Crestwood优先票据的本金总额28.5亿美元，并终止了其循环信贷安排，其中包括偿还6.13亿美元的未偿还借款。
收购莲花中流
2023年5月2日，能量转移以15.亿美元的总对价收购了莲花中流，其中包括营运资金。对价包括9.3亿美元现金和约4450万个新发行的Energy Transfer普通单位，这些单位在收购日期的公允价值总计为5.74亿美元。莲花中流拥有并运营百夫长管道公司，这是一个位于二叠纪盆地的综合原油中游平台。
Sunoco LP的收购和资产剥离
2024年1月22日，Sunoco LP与NuStar达成最终协议，以价值约73亿美元的全股权交易收购NuStar，其中包括承担的债务。根据协议条款，每个NuStar共同单位的持有者将获得0.4个Sunoco共同单位。NuSTAR拥有约9500英里的管道和63个终端和储存设施，用于储存和分发原油、成品油、可再生燃料、氨和特种液体。根据惯例的成交条件，这笔交易预计将在2024年第二季度完成。
2024年1月11日，Sunoco LP与7-Eleven，Inc.达成了一项最终协议，以约10亿美元的价格出售位于德克萨斯州西部、新墨西哥州和俄克拉何马州的204家便利店，其中包括燃料和商品库存的常规调整。作为出售的一部分，Sunoco LP还将修改其与7-Eleven，Inc.现有的按需付费燃料供应协议，以纳入额外的燃料毛利。这笔交易预计将在收到监管部门的批准和满足惯常的完成条件后迅速完成。
2024年1月11日，Sunoco LP还宣布将以1.7亿欧元(包括营运资金)从Zenith Energy手中收购荷兰阿姆斯特丹和爱尔兰班特里湾的液体燃料码头。根据惯例的成交条件，这笔交易预计将在2024年第一季度完成。
2023年5月1日，Sunoco LP完成了以1.11亿美元从Zenith Energy手中收购横跨东海岸和中西部的16个成品油码头，其中包括营运资金。
法规更新
州际天然气运输法规
费率监管
自2018年1月起，2017年《减税和就业法案》(简称《税法》)改变了联邦税法的多项条款，包括降低最高企业税率。2018年3月15日，在一系列相关提案中，FERC解决了以受监管的实体税率对待联邦所得税免税额的问题。FERC发布了一份经修订的所得税处理政策声明(“经修订的政策声明”)，声明将不再允许主有限责任合伙企业在其服务成本率中收回所得税免税额。FERC发布了修订后的政策声明，以回应美国哥伦比亚特区巡回上诉法院在美国联合航空公司诉FERC案中的发回，在该案件中，法院裁定，FERC没有证明其结论是合理的，即组织为大型有限责任合伙企业的管道不会通过在服务成本中计入所得税免税额并获得使用贴现现金流法计算的股本回报，在当前政策下不会“双倍收回”其税款。2018年7月18日，FERC澄清说，作为主有限合伙企业组织的管道在未来的程序中不会被排除在论证和提供证据支持方面，证明它有权享受所得税免税额，并证明其收回所得税免税额并不会导致投资者所得税成本的双重回收。2020年7月31日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院发布了一项意见，维持了FERC拒绝单独的主有限合伙企业追回所得税免税额的决定，以及不要求主有限合伙企业退还累计递延所得税余额的决定。鉴于重审令澄清了个别实体支持收回所得税免税额的能力，以及法院随后支持拒绝向主要有限责任合伙企业提供所得税免税额的意见，FERC关于所得税处理的政策对我们可以对FERC监管的运输服务收取的费率的影响目前尚不清楚。
即使没有适用FERC与费率制定相关的政策声明和规则制定，FERC或我们的托运人也可能会对我们收取的服务成本费率提出质疑。FERC制定公正合理的费率是基于许多组成部分，包括净资产收益率和与税收相关的组成部分，但也包括其他管道成本，这些成本将继续影响FERC确定公正合理的服务费用费率。此外，我们从我们的管道获得收入，基于各种
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费率结构，包括服务成本费率、协商费率、折扣费率和基于市场的费率。我们的许多州际管道，如老虎管道、中大陆快速管道和费耶特维尔快速管道，都与客户就支持管道建设的长期合同商定的市场价格进行了谈判。其他系统，如佛罗里达天然气输送管道、TransWest和PanHandle，混合了关税税率、贴现率和协商的费率协议。我们根据基于服务成本的费率提供的天然气运输服务的收入在未来可能会因为FERC政策的变化以及税法中确定的降低的企业联邦所得税税率而减少。与我们的服务成本费率相关的任何收入减少的程度(如果有的话)将取决于对我们所有服务成本组成部分的详细审查，以及FERC或我们的托运人对我们费率的任何挑战的结果。
2018年7月18日，FERC发布了一项最终规则，确立了根据税法和FERC修订后的政策声明评估FERC管辖天然气管道收取的费率的程序。通过2019年1月16日发布的一项命令，FERC根据NGA第5条启动了对PanHandle当时的现有费率的审查，以确定PanHandle收取的费率是否公平合理，并将此事提交听证会。2019年8月30日，PanHandle根据NGA第4条提起了一般费率诉讼。根据首席法官的命令，NGA第5节和第4节的诉讼程序于2019年10月1日合并。行政法法官的初步决定于2021年3月26日发布，2022年12月16日，FERC发布了对初步决定的命令。2023年1月17日，PanHandle和密歇根州公共服务委员会分别就最初的决定提出了重新审理FERC命令的请求，截至2023年2月17日，该请求因法律实施而被驳回。2023年3月23日，潘汉德尔就这些命令向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院(以下简称上诉法院)提出上诉，密歇根州公务员委员会随后也对这些命令提出上诉。2023年4月25日，上诉法院合并了潘汉德尔和密歇根州公务员委员会的上诉，搁置了合并上诉程序，同时FERC进一步审议了2022年12月16日命令的重审请求。2023年9月25日，FERC发布了一项命令，回应了就重审和合规提出的论点，拒绝了我们的重审请求。PanHandle已及时向上诉法院提交了关于2023年9月25日命令的复审请愿书。2023年10月25日，PanHandle提出了对9月25日命令进行重审的有限请求，以解决就重审和合规提出的论点，但随后在2023年11月27日被法律实施驳回。2023年11月30日，PanHandle提交了一份关于合并费率诉讼的退款报告，该报告已遭到多方抗议。2024年1月5日，FERC发布了第二项命令，回应了在重审中提出的论点，其中修改了2023年9月25日命令的某些讨论，并维持了先前的结论。PanHandle已及时向上诉法院提交了关于2024年1月5日命令的复审请愿书。
管道认证
FERC于2018年4月19日发布了调查通知(“管道认证NOI”)，从而启动了对其天然气管道认证政策的审查，包括审查其于1999年发布的长期存在的关于新建州际天然气管道设施认证的政策声明，该声明用于确定是否为新管道项目颁发证书。2021年2月18日，FERC发布了另一份NOI(2021年NOI)，重新开始审查1999年的政策声明。对2021年NOI的意见应在2021年5月26日截止；我们在FERC程序中提交了意见。2021年9月，FERC发布了关于根据NGA第3条和第7条授权的天然气基础设施项目的温室气体减排技术会议的通知。2021年11月19日召开了技术会议，并于2022年1月7日向FERC提交了技术会议后的意见。
2022年2月18日，FERC发布了两份新的政策声明：(1)更新后的《关于新建州际天然气设施认证的政策声明》和(2)《关于在天然气基础设施项目审查中考虑温室气体排放的政策声明》(《2022年政策声明》)，将于同日生效。2022年3月24日，FERC发布了一项命令，将2022年政策声明指定为政策声明草案，并要求提供进一步的意见。FERC将不会将现在起草的2022年政策声明草案应用于未决申请或向FERC提交的申请，直到它就这些主题发布任何最终指导意见。对2022年政策声明的意见截止日期为2022年4月25日，答复意见截止日期为2022年5月25日。我们无法预测2022年政策声明可能会带来什么变化(如果有的话)，这些变化可能会影响我们的天然气管道或液化天然气设施项目，或者这些新政策(如果有的话)可能会在何时生效。我们预计，这些政策声明的任何变化都不会对我们产生与在美国运营的任何其他天然气管道公司有实质性不同的影响。
州际共同承运人条例
根据《州际商法》(ICA)，州际商业中的液体管道运输由FERC作为公共承运人进行监管。根据ICA，FERC使用了一种指数化费率方法，该方法允许普通运营商在与制成品生产者价格指数(PPI-FG)变化挂钩的规定上限水平内改变费率。许多现有管道利用FERC液体指数每年改变运输费率。这个
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指数化方法适用于现有汇率，但不包括基于市场的汇率。FERC的索引方法每五年进行一次审查。
2020年12月17日，FERC发布命令，建立PPI-FG加0. 78%的新指数。FERC收到了重新审理其2020年12月17日命令的请求，并于2022年1月20日批准重新审理并修改了石油指数。具体而言，从2021年7月1日开始至2026年6月30日结束的五年期间，允许FERC监管的液体管道收取指数费率，每年调整其指数上限，调整幅度为PPI-FG减去0.21%。FERC指示液体管道重新计算2021年7月1日至2022年6月30日的上限水平，以及2022年7月1日至2023年6月30日期间的上限水平。如果输油管道的申报费率超过其上限水平，FERC命令这些输油管道降低费率，使其符合2022年3月1日生效的重新计算的上限水平。一些当事人寻求与FERC重新审理1月20日的命令，该命令于2022年5月6日被FERC拒绝。一些当事人对1月20日和5月6日的命令提出上诉。这些上诉仍在哥伦比亚特区巡回法院待决。
2022年10月20日，FERC发布了一份关于石油管道指数费率变化投诉标准的政策声明，以建立关于FERC将如何评估托运人对石油管道指数费率上调的投诉的指导方针。具体地说，政策声明采纳了FERC在2020年3月25日发布的早些时候发出的调查通知中的建议，取消了“大幅加剧测试”，因为初步筛选适用于对指数上调的投诉，取而代之的是采用“百分比比较测试”作为抗议和对指数上调的投诉的初步筛选的建议。目前，我们不能确定FERC对指数利率变化投诉的初步筛选的变化的影响，但修改后的筛选将导致一个与现有抗议指数利率上调的门槛一致的门槛。托运人提出的任何投诉或抗议都可能对我们的财务状况、经营结果或现金流产生实质性的不利影响。
空气质素标准
环保局最近敲定了其好邻居计划(“计划”)，该计划旨在减少来自23个上风向州的发电厂和其他工业设施的氮氧化物污染，环保局认为这些州导致国家环境空气质量标准(NAAQS)达不到，并干扰了2015年下风向州臭氧NAAQS的维持。作为该计划的一部分，环保局宣布将发布几个行业的指导性排放标准，包括用于天然气管道运输的某些新的和现有的一定尺寸的内燃机。环保局的最终规则将于2023年8月4日生效，规定的排放标准计划于2026年生效；然而，在受该伙伴关系影响的9个州中，该规则目前在6个州生效，并在其他3个州等待暂缓执行的决定。此外，其他运营商和行业团体也对该计划提出质疑，并寻求留在华盛顿特区巡回法庭。尽管搁置被拒绝，但紧随其后的是向美国最高法院提交紧急搁置申请，该申请将于2024年2月19日开庭审理，与此同时，环保局提议在该计划中再增加五个州。该伙伴关系目前估计，最后规则将需要在其州际和州内天然气运输和储存业务中改装或更换大约192台发动机。该伙伴关系参与了在其足迹范围内的九个州对该计划的实施提出质疑。遵守该计划(如果不搁置或以其他方式推迟实施)仍将需要大量资本支出，这可能会对我们未来的业务产生不利影响。然而，目前，我们仍在评估这一规则的潜在成本，鉴于在各州、华盛顿特区巡回法院和美国最高法院对该计划提出的多项法律挑战带来的不确定性，我们无法确定地预测该合伙计划最终的合规成本可能是多少。
趋势与展望
总体而言，我们认为该伙伴关系的前景是强劲的，因为它拥有稳定的业务，证明了它有能力管理好各种市场周期。我们预计未来的增长将受到生产改善、市场状况改善和我们现有资产利用率增加以及国内外对我们产品的强劲需求的支持。
虽然我们预计当前和预计的大宗商品价格以及对上游和中游行业活动水平的相关影响将继续影响我们的业务，但我们无法预测这种影响的最终程度，并预计这种影响在我们的业务中会有所不同，这取决于地区、客户、服务类型、合同期限和其他因素。
此外，美国经济近年来经历了高于平均水平的通胀，这导致了劳动力、服务和材料成本的上升。我们的供应商和客户也面临通胀压力，如果生产商受到限制，我们的吞吐量可能会受到影响。虽然各种通胀因素的速度和范围可能会大幅增加我们的经营成本和资本支出，但我们预计任何此类影响都可以在我们的服务价格中得到弥补。
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财务报表索引
归根结底，我们的业务将在多大程度上受到未来市场发展的影响取决于我们无法控制的因素，这些因素具有高度的不确定性，也无法预测。为了应对最近的市场波动和不确定性，我们近年来减少了增长资本支出，我们预计未来将继续保持谨慎的增长资本支出水平。有关过去两年的资本支出和2024年的预测资本支出的更多信息，请参阅“流动性和资本资源”。
我们目前有充足的流动资金为我们的业务提供资金，我们预计在不久的将来不会有任何流动性问题(见“流动性和资本资源”)。此外，我们继续以普遍有利的条件进入债务资本市场。我们将继续评估增长项目和收购，因为未来可能会发现这样的机会。
除了上文讨论的关于伙伴关系现有业务和财务的趋势和前景外，我们还预计伙伴关系将继续加强对替代能源项目发展的关注。伙伴关系最近宣布了几个这样的项目，并将继续寻求机会，以便在其整个业务活动中继续减少其环境足迹。
经营成果
我们报告分部调整后EBITDA和合并调整后EBITDA作为衡量分部业绩的指标。我们将分段调整EBITDA和合并调整EBITDA定义为合伙企业未计利息、税项、折旧、摊销、摊销和其他非现金项目的收益总额，如非现金补偿费用、资产处置损益、建设期间使用的股权资金准备、商品风险管理活动的未实现损益、存货估值调整、非现金减值费用、债务和其他非营业收入或支出项目的清偿损失以及某些非经常性损益。未计入调整后EBITDA计算的库存调整仅代表后进先出的库存成本或市场储备较低的变化。这些金额是对Sunoco LP在期末库存中剩余的燃料量进行的未实现估值调整。
分部经调整EBITDA及综合经调整EBITDA按与记录未合并联营公司收益权益相同的确认及计量方法反映未合并联营公司的金额。与未合并联营公司相关的经调整EBITDA与未合并联营公司有关的项目不包括与计算分段调整后EBITDA和合并调整后EBITDA相同的项目，如利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目。虽然该等金额不包括于与未合并联营公司有关的经调整EBITDA内，但不应理解为我们对该等联营公司的营运及由此产生的收入及开支拥有控制权。我们不控制我们未合并的关联公司；因此，我们不控制该等关联公司的收益或现金流。分部调整后EBITDA或与未合并关联公司相关的调整后EBITDA作为分析工具的使用应受到相应限制。
分部调整后的EBITDA，如下表中每个分部的报告，在标题为“分部经营业绩”的部分进行了分析。调整后的EBITDA是行业分析师、投资者、贷款人和评级机构用来评估合伙企业基本业务活动的财务业绩和经营结果的非GAAP衡量标准，不应单独考虑或作为净收益、运营收入、经营活动现金流量或其他GAAP衡量标准的替代。
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截至2023年12月31日的年度与截至2022年12月31日的年度比较
合并结果
截至2011年12月31日的几年，
20232022变化
部门调整后的EBITDA：
州内运输和储存$1,111 $1,396 $(285)
州际运输和仓储2,009 1,753 256 
中游2,525 3,210 (685)
NGL及成品油运输和服务3,894 3,025 869 
原油运输和服务2,681 2,187 494 
对Sunoco LP的投资964 919 45 
对美国国资委的投资512 426 86 
所有其他2 177 (175)
调整后EBITDA（合并）$13,698 $13,093 $605 
截至2011年12月31日的几年，
20232022变化
净收入与调整后EBITDA的对账：
净收入$5,294 $5,868 $(574)
折旧、损耗和摊销4,385 4,164 221 
利息支出，扣除资本化利息2,578 2,306 272 
所得税费用303 204 99 
减值损失及其他12 386 (374)
利率衍生工具收益(36)(293)257 
非现金补偿费用130 115 15 
商品风险管理活动的未实现收益(3)(42)39 
库存估值调整（Sunoco LP）114 (5)119 
债务清偿收益(2)— (2)
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA691 565 126 
未合并关联公司收益中的权益(383)(257)(126)
非经营性诉讼相关损失627 — 627 
其他，净额(12)82 (94)
调整后EBITDA（合并）$13,698 $13,093 $605 
净收入。在截至2023年12月31日的一年中，与上年相比，净收入减少了5.74亿美元，降幅约为10%，主要原因是认识到一个6.27亿美元与非经营性诉讼相关的亏损，以及利率衍生工具收益的减少，以及利息支出、所得税支出和折旧、损耗和摊销费用的增加；这些项目都将在下文进一步讨论。这些减少的影响被未合并联属公司收益的股本增加以及前期确认的减值和其他亏损的影响部分抵消；这些项目也将在下文进一步讨论。净收入的变化也反映了调整后EBITDA的变化，这些变化概述如下，并在“部门经营业绩”中进行更详细的讨论。
调整后的EBITDA(已整合). 在截至2023年12月31日的一年中，调整后的EBITDA比上一年增加了6.05亿美元，这主要是由于多个部门的良好业绩。最显著的增长是我们的NGL和成品油运输和服务部门，这反映了更高的吞吐量和合同率，以及优化带来的有利影响。我们的原油运输和服务部门以及我们的州际运输和储存部门也主要由于运量增加以及最近收购的资产和最近投入使用的资产的影响而导致调整后EBITDA的增长。这些业务的增长部分被我们中游业务的减少所抵消，这主要是由于天然气和天然气价格的影响，以及我们的州内运输和存储业务的减少，这是受管道优化程度降低的影响。
有关影响截至2023年12月31日的年度调整后EBITDA与上一年相比的变化的更多信息，请参见下文和“部门经营业绩”。
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折旧、损耗和摊销。折旧、损耗和摊销费用增加的主要原因是最近投入使用的资产和最近收购的资产的额外折旧和摊销。
利息支出，扣除资本化利息后的净额。扣除资本化利息后的利息支出增加，主要是由于浮动利率债务的利率上升。
所得税支出。与去年同期相比，截至2023年12月31日的年度，由于合伙企业合并公司子公司的盈利增加，所得税费用增加。
减值损失及其他。截至二零二三年十二月三十一日止年度，减值亏损及其他包括USAC就其压缩设备产生的减值亏损。
截至2022年12月31日止年度，减值亏损及其他包括取消综合入账Energy Transfer Canada的85百万元亏损，该亏损于2022年8月完成出售后入账。该金额还包括与Energy Transfer Canada的资产有关的3亿美元减值，该减值是根据预期出售这些资产的预期收益于2022年3月记录的。其余减值亏损来自USAC确认与其压缩设备有关的减值亏损。
利率衍生品收益。我们的利率衍生工具并未被指定为会计目的的对冲;因此，公允价值的变动记录在每个期间的收益中。利率衍生工具的收益来自远期利率的变化，这导致我们的远期掉期价值发生变化。有关期间的收益幅度亦反映有关期间未平仓利率掉期合约名义总额的变动。
商品风险管理活动未实现收益。 商品风险管理活动的未实现损益包括商品衍生品的公允价值变动和指定公允价值对冲关系中的套期存货。“每一分部的未实现损益的信息包括在下文的”分部经营业绩“中，与商品相关的衍生品的其他信息，包括名义交易量、到期日和公允价值，见”项目7A“。关于市场风险的定量和定性披露“以及我们的综合财务报表附注14中的”项目8.财务报表和补充数据“。
存货估值调整。存货估值调整代表成本或市场较低者的变化，对Sunoco LP的存货采用后进先出法。这些数额是对该期间终了时库存剩余燃料量所作的未实现估值调整。截至2023年12月31日止年度，燃料价格下跌导致成本或市场储备要求较低者增加1.14亿美元，导致净收入减少。截至2022年12月31日止年度，燃料价格上涨导致成本或市场储备要求较低者减少500万美元，从而增加了净收入。
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA和未合并联营公司收益中的权益。详情请参阅下文“有关未合并附属公司的补充资料”及“分部经营结果”。
非经营性诉讼相关损失。截至2023年12月31日止年度确认的非经营性诉讼相关亏损指与威廉姆斯诉讼相关的亏损，该亏损在我们的综合财务报表附注11中的“第8项”中讨论。财务报表和补充数据”。
其他，Net。其他，净额主要包括监管资产的摊销和其他收入和支出金额。
107
目录表
财务报表索引
关于未合并关联公司的补充信息
下表列出了与未合并附属公司相关的财务信息：
截至2011年12月31日的几年，
20232022变化
未合并关联公司的收益(亏损)权益：
柑桔
$146 $141 $5 
MEP
87 10 77 
白色悬崖(1)
10 (8)18 
探险家37 25 12 
其他
103 89 14 
未合并关联公司收益中的总股本
$383 $257 $126 
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA(2):
柑桔
$335 $326 $9 
MEP
121 45 76 
白色悬崖
29 20 9 
探险家57 41 16 
其他
149 133 16 
与未合并附属公司相关的调整后EBITDA合计
$691 $565 $126 
从未合并的附属公司收到的分发：
柑桔$135 $133 $2 
MEP115 27 88 
白色悬崖25 19 6 
探险家38 27 11 
其他103 88 15 
从未合并的附属公司收到的总分配$416 $294 $122 
(1)截至2022年12月31日止年度，未合并附属公司的收益（亏损）权益包括White Cliffs记录的非现金减值的影响，该影响使合伙企业的收益权益减少了900万美元。
(2)这些金额代表我们在未合并联营公司的经调整EBITDA中的比例份额，并基于我们在未合并关联公司的收益或亏损中的权益，根据我们在未合并关联公司的利息、折旧、损耗、摊销、非现金项目和税项中的比例份额进行调整。
分部经营业绩
我们根据部门调整后的EBITDA评估部门业绩，我们认为这是衡量我们业务核心盈利能力的重要业绩指标。这一指标代表了我们内部财务报告的基础，也是高级管理层在决定如何在业务部门之间分配资本资源时使用的业绩指标之一。
下表列示分部经调整EBITDA的组成部分，其计算如下：
•分部利润率、运营费用 和销售、一般和行政费用。这些金额代表我们的合并财务报表中包含的可归因于每一部门的金额。
•商品风险管理活动的未实现损益和存货计价调整。这些是计入产品销售成本以计算分部利润率的未实现金额。这些金额不包括在分段调整后的EBITDA中；因此，未实现亏损被加回，未实现收益被减去以计算分段衡量。
108
目录表
财务报表索引
•非现金补偿费用。这些金额是记录在与股权奖励有关的运营费用和销售、一般和行政费用中的非现金补偿总额。这笔费用不包括在分段调整后的EBITDA中，因此被加回以计算分段度量。
•与未合并关联公司相关的调整后EBITDA。与未合并联营公司相关的经调整EBITDA不包括与计算分段调整后EBITDA相同的项目，例如利息、税项、折旧、损耗、摊销及其他非现金项目。虽然该等金额不包括于与未合并联营公司有关的经调整EBITDA内，但不应理解为我们对该等联营公司的营运及由此产生的收入及开支拥有控制权。我们不控制我们未合并的关联公司；因此，我们不控制该等关联公司的收益或现金流。
在以下对部门经营业绩的分析中，报告了销售收入部门的部门利润率。分部利润率是一项非公认会计原则的财务衡量指标，在此提出是为了协助分析分部经营业绩，尤其是为了方便了解销售收入的变化对分部调整后EBITDA的分部业绩衡量的影响。分部利润率类似于GAAP毛利衡量标准，不同之处在于分部利润率不包括折旧、损耗和摊销费用。在合伙企业报告的GAAP计量中，与分部利润率最直接可比的衡量指标是分部调整后EBITDA；下表中包括了分部利润率显示的每个分部的分部利润率与分部调整后EBITDA的对账。
此外，就某些分部而言，以下各节包括按销售类别划分的分部利润率组成部分的资料，包括哪些组成部分是为了提供额外的分类资料，以方便分析分部利润率及分部调整后的EBITDA。例如，这些组成部分包括运输保证金、仓储保证金和其他保证金。分部利润率的这些组成部分的计算与分部利润率的计算一致；因此，这些组成部分还不包括折旧、损耗和摊销费用。
分部经营业绩
州内运输和储存
截至2011年12月31日的几年，
20232022变化
天然气运输量(BBtu/d)
14,814 14,497 317 
从储存天然气库存中提取(BBtu)14,840 27,283 (12,443)
收入
$3,962 $7,818 $(3,856)
产品销售成本
2,616 6,000 (3,384)
分部边距
1,346 1,818 (472)
商品风险管理活动的未实现(收益)损失66 (67)133 
营业费用，不包括非现金补偿费用
(279)(334)55 
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用
(51)(53)2 
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA
25 26 (1)
其他
4 6 (2)
分部调整后的EBITDA
$1,111 $1,396 $(285)
音量。*截至2023年12月31日的一年，运输量与前一年相比有所增加，主要是因为我们德克萨斯州内部资产的利用率增加，但部分被我们海恩斯维尔资产产量的下降所抵消。
109
目录表
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分部边距。我们州内运输和存储部门利润率的组成部分如下：
截至2011年12月31日的几年，
20232022变化
交通费
$852 $828 $24 
天然气销售及其他(不包括未实现损益)
392 639 (247)
留用燃料收入(不包括未实现损益)
64 186 (122)
仓储保证金，包括费用(不包括未实现损益)
104 98 6 
商品风险管理活动的未实现收益(损失)(66)67 (133)
总分部利润率
$1,346 $1,818 $(472)
分段调整后的EBITDA。在截至2023年12月31日的一年中，与前一年相比，与州内运输和储存部门相关的部门调整后EBITDA减少，原因是以下净影响：
•已实现天然气销售减少2.47亿美元，其他主要原因是实物销售和结算衍生品的管道优化较低；以及
•与天然气价格下降有关的留存燃料收入减少1.22亿美元；部分抵消
•业务费用减少5500万美元，原因是天然气价格下降导致燃料消耗成本下降；
•运输费增加2,400万美元，主要是由于我们德克萨斯州系统和海恩斯维尔资产的新合同；以及
•存储利润率增加600万美元，主要是由于对冲库存活动提高了存储优化。
州际运输和仓储
截至2011年12月31日的几年，
20232022变化
天然气运输量(BBtu/d)16,481 14,727 1,754 
天然气销售量(BBtu/d)
28 29 (1)
收入
$2,375 $2,251 $124 
产品销售成本
6 25 (19)
分部边距
2,369 2,226 143 
营业费用，不包括非现金补偿、摊销、增值和其他非现金费用(746)(791)45 
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿、摊销和增值费用
(115)(131)16 
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA
496 408 88 
其他
5 41 (36)
分部调整后的EBITDA
$2,009 $1,753 $256 
音量。截至2023年12月31日的年度，运输量较上年增加，主要是由于我们的Bay Run系统于2022年12月投入使用，以及我们的TransWest、Rover和Trunkline系统售出更多容量和更高的利用率。
分段调整后的EBITDA。在截至2023年12月31日的一年中，由于以下净影响，与我们州际运输和存储部门相关的部门调整后EBITDA增加：
•分部利润率增加1.43亿美元，主要是由于我们的海湾运营系统于2022年12月投入使用而增加了1.41亿美元，我们的几个州际管道系统的运输收入由于更高的合同量和更高的费率而增加了4700万美元，与托运人破产有关的增加了1800万美元，停车和存储收入增加了2000万美元，可中断利用率增加了500万美元。这些增长被以下因素部分抵消：由于价格下降导致运营天然气销售减少5800万美元，由于FERC费率案例导致我们的狭长柄系统费率降低而减少2300万美元，以及由于价格下降导致液体收入减少800万美元；
110
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财务报表索引
•运营费用减少4500万美元，主要是由于系统气体的重估减少了6500万美元，以及由于我们的几条州际管道的评估较低，从价税减少了1000万美元。这些减少额被我们的海湾运行系统于2022年12月投入使用的2500万美元的增量费用和400万美元的更高维护项目费用部分抵消；
•销售、一般和行政费用减少1,600万美元，主要是由于并购相关费用减少1,100万美元和专业费用减少700万美元。这些减少部分被我们的海湾运行系统于2022年12月投入使用的300万美元的增量费用所抵消；以及
•调整后EBITDA增加8800万美元与未合并关联公司有关，主要是由于我们的中大陆快速管道合资企业由于以更高的费率出售产能而增加了7600万美元，我们的柑橘合资企业由于新项目的收入和运营费用降低而增加了900万美元，以及我们的东南供应头合资企业由于以更高的费率销售产能而增加了800万美元。由于基础托运人合同到期，我们的费耶特维尔快速管道合资企业减少了600万美元，部分抵消了这些增加；部分抵消了
•其他调整后EBITDA减少3,600万美元，主要是由于2022年确认了与托运人破产有关的某些金额。
中游
截至2011年12月31日的几年，
20232022变化
收集的卷(bBtu/d)19,937 18,582 1,355 
NGL产量(MBbls/d)880 800 80 
股权NGL(MBbls/d)43 44 (1)
收入$10,406 $17,101 $(6,695)
产品销售成本6,503 12,682 (6,179)
分部边距3,903 4,419 (516)
营业费用，不包括非现金补偿费用(1,204)(1,087)(117)
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用(199)(186)(13)
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA20 25 (5)
其他5 39 (34)
分部调整后的EBITDA$2,525 $3,210 $(685)
音量。在截至2023年12月31日的年度内，由于新收购的资产和现有客户的产量增加，采集量和NGL产量较前一年有所增长。
分段调整后的EBITDA。截至2023年12月31日的一年，与前一年相比，与中游业务相关的部门调整后EBITDA减少，原因是以下净影响：
•减少7.39亿美元，原因是天然气价格下降4.78亿美元，天然气价格下降2.61亿美元；
•运营费用增加1.17亿美元，原因是服务和材料增加3,600万美元，包括维修、数量驱动的消耗品和维护、合规和定价，员工成本因部门重新分配增加3,100万美元，员工人数增加以及工资和福利成本增加，新购置和安装的资产增加4,300万美元，以及从价税增加1,000万美元，但被公用事业成本减少400万美元部分抵消；
•销售、一般和行政费用增加1300万美元，主要是由于公司拨款和并购费用增加；
•与未合并附属公司有关的调整后EBITDA减少500万美元，主要是由于2022年出售了合伙企业在Ranch Westex JV LLC的会员权益；以及
•其他调整后EBITDA减少3,400万美元，主要原因是与托运人破产有关的某些金额在上期变现；部分抵消
•增加2.23亿美元，原因是新收购的资产以及所有地区的销量增加。
111
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NGL与成品油运输与服务
截至2011年12月31日的几年，
20232022变化
NGL运输量(MBbls/d)
2,116 1,882 234 
成品油运输量(MBbls/d)
540 521 19 
天然气和成品油终端数量(MBbls/d)
1,430 1,274 156 
NGL分馏体积(MBbls/d)
1,023 911 112 
收入
$21,903 $25,657 $(3,754)
产品销售成本
17,049 21,656 (4,607)
分部边距
4,854 4,001 853 
商品风险管理活动的未实现(收益)损失(38)16 (54)
营业费用，不包括非现金补偿费用
(892)(962)70 
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用
(157)(127)(30)
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA
126 97 29 
其他
1 — 1 
分部调整后的EBITDA
$3,894 $3,025 $869 
音量。截至2023年12月31日的一年，NGL运输量与前一年相比增长了这主要是由于来自二叠纪地区、我们的Mariner East管道系统和我们墨西哥湾沿岸出口管道的产量较高。运输量的增加和我们第八个分馏塔于2023年8月投产，也导致我们德克萨斯州贝尔维尤山分馏设施的分馏量增加。
分部边距。我们的NGL以及成品油运输和服务部门的利润率如下：
截至2011年12月31日的几年，
20232022变化
分馏塔和炼油服务利润率$888 $850 $38 
运输边际2,399 2,126 273 
存储利润率319 284 35 
终端服务利润率892 699 193 
营销利润率318 58 260 
商品风险管理活动的未实现收益(损失)38 (16)54 
总分部利润率$4,854 $4,001 $853 
分段调整后的EBITDA。在截至2023年12月31日的年度，与前一年相比，与我们的NGL和成品油运输和服务部门相关的部门调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：
•运输利润率增加2.73亿美元，主要是由于我们德克萨斯州y级管道系统的吞吐量和合同费率上升导致的1.36亿美元的增加，我们的Mariner East管道系统的吞吐量和合同费率的增加导致的9500万美元的增加，尼德兰码头出口量的增加导致的4100万美元的增加，我们成品油管道的吞吐量和合同费率的增加导致的2700万美元的增加，我们东北地区管道的第三方短缺付款时间的增加导致的1200万美元的增加，以及我们的Mariner West管道的吞吐量的增加导致的700万美元的增加。这些增长分别被2900万美元和1700万美元的区段内费用部分抵消，这些费用分别在我们的营销和分馏利润率内完全抵消；
•营销利润率增加2.6亿美元(不包括大宗商品风险管理活动的未实现收益和亏损)，主要是由于2023年对冲NGL和精炼产品库存的优化带来的更高收益，以及2900万美元的协议内利润率，这在我们的运输利润率范围内被完全抵消；
•码头服务利润率增加1.93亿美元，主要是由于合同费率上升和吞吐量增加，我们的马库斯·胡克码头增加了1.2亿美元，出口量增加增加了6500万美元
112
目录表
财务报表索引
在我们的尼德兰码头装载，增加了400万美元，这是由于我们精炼的产品营销终端的吞吐量增加，以及我们Eagle Point码头的坦克租赁增加了300万美元；
•业务费用减少7000万美元，主要原因是天然气和电力公用事业费用减少8700万美元，但被员工费用增加1600万美元部分抵消；
•分馏塔和炼油厂服务利润率增加3,800万美元，主要是由于产量增加而增加了2,900万美元，以及1,700万美元的分段内利润率，这在我们的运输利润率中被完全抵消。这些增长被我们炼油服务业务减少的800万美元部分抵消；
•由于NGL出口量的增加，存储利润率增加了3500万美元；以及
•与未合并附属公司有关的调整后EBITDA增加2900万美元，原因是某些合资企业渠道的交易量增加；部分抵消了
•销售、一般和行政费用增加3,000万美元，主要是因为与监管费用有关的一次性费用增加了1,300万美元，间接费用增加了900万美元，保险成本增加了600万美元。
原油运输和服务
截至2011年12月31日的几年，
20232022变化
原油运输量(MBbls/d)5,282 4,345 937 
原油码头容量(MBbls/d)3,377 2,964 413 
收入
$26,536 $25,982 $554 
产品销售成本
23,071 22,917 154 
分部边距
3,465 3,065 400 
商品风险管理活动的未实现(收益)损失13 (14)27 
营业费用，不包括非现金补偿费用
(699)(645)(54)
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用
(120)(224)104 
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA
19 4 15 
其他
3 1 2 
分部调整后的EBITDA
$2,681 $2,187 $494 
音量。在截至2023年12月31日的一年中，由于二叠纪原油产量增加、采集量增加以及2023年收购的资产的贡献，我们德克萨斯州管道系统上的原油运输量比前一年更高。巴肯管道的运量也较高。由于墨西哥湾沿岸炼油厂需求持续强劲，我们河口大桥管道的产量较高。中大陆系统较高，受2023年收购资产的贡献推动。我们还实现了更高的巴肯采集量。原油码头产量较高，原因是二叠纪和巴肯原油产量的增长，墨西哥湾沿岸炼油厂利用率的增强，以及2023年收购的资产的贡献。
分段调整后的EBITDA。在截至2023年12月31日的一年中，与前一年相比，与我们的原油运输和服务部门相关的分段调整EBITDA增加，原因是以下净影响：
•部门利润率增加4.27亿美元(不包括大宗商品风险管理活动的未实现收益和亏损)，主要是由于最近收购的资产增加了2.75亿美元，我们的巴肯管道产量增加了1.57亿美元，我们德克萨斯州原油管道系统的产量增加了7100万美元，我们的荷兰和休斯顿原油码头由于吞吐量和出口增加而增加了3100万美元，我们的中大陆收集系统增加了1700万美元，这部分被我们原油收购和营销业务减少1.35亿美元所抵消，主要原因是定价不太有利，以及运输量增加带来的附属公司费用增加；
•销售、一般和行政费用减少1.04亿美元，主要是由于前一期间与法律事务有关的费用；以及
•调整后EBITDA增加1500万美元，与未合并的附属公司有关，原因是收购了资产和我们的White Cliff原油管道产量增加；部分抵消了
113
目录表
财务报表索引
•运营费用增加5400万美元，主要是由于最近收购的资产增加了6600万美元，数量驱动的费用增加了1300万美元，与员工相关的费用增加了800万美元，但被计量费用减少400万美元、从价税减少500万美元和维护项目费用减少2000万美元部分抵消。
对Sunoco LP的投资
 截至十二月三十一日止的年度， 
 20232022变化
收入$23,068 $25,729 $(2,661)
产品销售成本21,703 24,350 (2,647)
分部边距1,365 1,379 (14)
商品风险管理活动的未实现(收益)损失(21)21 (42)
营业费用，不包括非现金补偿费用
(420)(396)(24)
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用
(113)(111)(2)
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA
10 10 — 
库存估价调整
114 (5)119 
其他，净额
29 21 8 
分部调整后的EBITDA
$964 $919 $45 
对Sunoco LP部门的投资反映了Sunoco LP的综合业绩。
分段调整后的EBITDA。截至2023年12月31日止年度，与去年相比，与投资Sunoco LP分部有关的分部经调整EBITDA减少，乃由于以下各项的净影响：
•汽车燃料销售毛利增加3400万美元，主要是由于销售加仑增加8%;
•非汽车燃料销售和租赁利润增加3700万美元，主要是由于收购Gladieux和Zenith增加了吞吐量和存储利润，以及租金收入增加;部分被以下因素抵消：
•业务费用增加2 600万美元，包括其他业务费用、一般和行政费用以及租赁费用。该增加主要由于近期收购精炼产品码头以及transmix加工和码头设施导致成本增加。
对美国国资委的投资
 截至十二月三十一日止的年度， 
 20232022变化
收入$846 $705 $141 
产品销售成本137 111 26 
分部边距709 594 115 
营业费用，不包括非现金补偿费用
(147)(123)(24)
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用
(51)(45)(6)
其他，净额
1 — 1 
分部调整后的EBITDA
$512 $426 $86 
对USAC部门的投资反映了USAC的综合结果。
分段调整后的EBITDA。截至2023年12月31日的年度，与去年相比，与我们在USAC部门的投资相关的部门调整后EBITDA增加，原因是以下净影响：
•部门利润率增加1.15亿美元，主要是由于对压缩服务的需求增加导致创收马力增加，新部署和重新部署的压缩设备的基于市场的费率上升，以及现有客户合同的平均费率上升；部分抵消了
114
目录表
财务报表索引
•运营费用增加2,400万美元，主要是由于创收马力增加导致员工成本上升，以及零部件和服务成本上升。
所有其他
截至2011年12月31日的几年，
20232022变化
收入
$1,798 $3,574 $(1,776)
产品销售成本
1,740 3,328 (1,588)
分部边距
58 246 (188)
商品风险管理活动的未实现(收益)损失(22)2 (24)
营业费用，不包括非现金补偿费用
(40)(80)40 
销售、一般和行政费用，不包括非现金补偿费用
(85)(60)(25)
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA
4 4 — 
其他和消除
87 65 22 
分部调整后的EBITDA
$2 $177 $(175)
反映在我们所有其他部分的金额主要包括：
•我们的天然气营销业务；
•我们全资拥有的天然气压缩业务；
•我们对煤炭装卸设施的投资；以及
•我们的加拿大业务，直到2022年8月这些资产被剥离。
分段调整后的EBITDA。在截至2023年12月31日的一年中，与上一年相比，分部调整后的EBITDA下降，主要是由于以下净影响：
•由于并购费用增加，减少3,500万美元；
•2022年因出售Energy Transfer Canada而减少8000万美元；
•由于天然气价格下降和电力成本增加，我们的双驱动器压缩业务减少了2500万美元；
•由于电力交易市场条件不太有利，减少了2100万美元；
•2022年利用的税收抵免增加了800万美元的从价税；以及
•仓储和交易收益减少900万美元；部分抵消
•增加2,700万美元，原因是我们的压缩机包装业务的销售额增加。
流动资金和资本资源
我们履行义务和向单位持有人支付薪酬的能力将取决于我们未来的表现，这将受到当时的经济、金融、商业、天气状况和其他因素的影响，其中许多因素超出了管理层的控制。我们目前认为可能会对我们未来的流动性和现金流产生重大影响的重大趋势和不确定性在上面的“趋势与展望”中进行了讨论。
我们相信我们有足够的流动资金和资金来源来满足我们近期和长期的现金需求。我们希望通过运营产生的现金来满足我们的营运资金需求。截至2023年12月31日，我们的现金和现金等价物为1.61亿美元，循环信贷安排下的可获得性为35.6亿美元。
该伙伴关系的实质性合同义务包括长期偿债、经营租赁付款和购买承诺。合伙企业根据其长期债务协议承担的义务在下文的“负债说明”下进行了描述，有关合伙企业长期债务的期限和利率的信息可在我们的合并财务报表附注6中“第8项.财务报表和补充数据”中获得。此外，关于合伙企业在其租赁安排下的义务的信息包括在我们的综合财务报表的附注13中，该附注包括在“第8项.财务报表和补充数据”中。
115
目录表
财务报表索引
我们将采购承诺定义为购买可强制执行并对我们具有法律约束力(无条件)的商品或服务的协议，其中规定了所有重要条款，包括：要购买的固定或最低数量；固定、最低或可变价格规定；以及交易的大致时间。对于与第三方供应商的商品，我们有长期和短期的产品采购义务。这些购买义务是以可变价格或固定价格签订的。根据可变价格合同，我们有义务支付的购买价格接近我们收到货物时的市场价格。根据固定价格合同，我们有义务支付的购买价格是在合同开始时确定的。我们对原油有实质性的采购承诺；截至2023年12月31日，根据可变价格合同的当前市场价格或固定价格合同的合同价格，这些采购承诺总额估计为652.7亿美元(其中218亿美元将于2024年到期)。
我们目前预计2024年的资本支出将在以下范围内(包括资本化利息和管理费用，但不包括与我们在Sunoco LP和USAC的投资相关的资本支出)：
生长维修
低高低高
州内运输和储存$115 $125 $50 $55 
州际运输和仓储45 55 190 195 
中游590 645 220 225 
NGL及成品油运输和服务(1)
1,400 1,500 135 140 
原油运输和服务(1)
195 215 175 180 
所有其他(包括取消)55 60 65 70 
资本支出总额
$2,400 $2,600 $835 $865 
(1)包括合伙企业在巴肯、罗孚和巴尤桥管道合资企业以及轨道墨西哥湾沿岸NGL出口合资企业中按比例拥有的资本支出。
我们在天然气和液体业务中使用的资产，包括管道、收集系统和相关设施，通常是长期资产，不需要大量维护资本支出。因此，我们在我们的业务中没有任何重大的维护资本支出的财务承诺。我们不时会遇到管材成本上升的情况，原因有很多，包括但不限于钢厂延误、能够及时生产大直径管材的钢厂选择有限、钢材价格上涨以及其他我们无法控制的因素。然而，我们将这些因素包括在我们每年的预期增长资本支出中。
我们通常用经营活动的现金流为维护资本支出和分配提供资金。我们通常预计将用我们信贷安排下的借款收益以及运营现金为增长的资本支出提供资金。
Sunoco LP预计2024年将至少投资2亿美元用于增长资本支出，约7000万美元用于维护资本支出。
USAC目前计划花费约3200万美元用于维护资本支出，目前预算在2024年的扩建资本支出在1.15亿美元至1.25亿美元之间。
现金流
我们的现金流未来可能会因为许多因素而发生变化，其中一些因素是我们无法控制的。这些因素包括监管变化、我们产品和服务的价格、对此类产品和服务的需求、大宗商品价格重大变化导致的保证金要求、运营风险、我们收购的成功整合以及其他因素。
经营活动
不同期间经营活动的现金流量变化主要是由于收益的变化(如上文“经营业绩”所述)，不包括非现金项目的影响以及经营资产和负债的变化。非现金项目包括经常性非现金费用，如折旧、损耗和摊销费用和非现金补偿费用。本报告所列期间折旧、损耗和摊销费用增加的主要原因是建造和购置资产，而非现金补偿费用的变化是由于授予单位数量的变化和授予日期的变化。经营活动的现金流也与收益不同，因为非现金费用可能不会经常发生，如减值费用和建筑期间使用的股权基金拨备。建设期间使用的权益资金拨备在下列期间增加
116
目录表
财务报表索引
能源转移公司正在进行大量的州际管道建设。期间内营运资产及负债的变动是由于衍生资产及负债的价值变动、应收账款收回的时间、应付账款的付款、存货买卖的时间，以及从客户收取垫款及存款的时间等因素所致。
以下是按期间划分的经营活动摘要：
截至2023年12月31日的年度
2023年经营活动提供的现金为95.6亿美元，净收入为52.9亿美元。2023年经营活动提供的净收入和现金之间的差额主要包括总计44.3亿美元的非现金项目，由4.51亿美元的经营资产和负债净变化所抵消。2023年的非现金活动主要包括43.9亿美元的折旧、损耗和摊销、减值损失1200万美元，非现金薪酬支出1.3亿美元，未合并附属公司的股权收益3.83亿美元，不良库存估值调整1.14亿美元，债务清偿收益2亿美元，递延所得税2.03亿美元。伙伴关系还从未合并的附属公司获得3.53亿美元的分配。
截至2022年12月31日的年度
2022年经营活动提供的现金为90.5亿美元，净收入为58.7亿美元。2022年经营活动提供的净收入和现金之间的差额主要包括总额为45.3亿美元的非现金项目，被经营资产和负债净变化15.亿美元所抵消。2022年的非现金活动主要包括41.6亿美元的折旧、损耗和摊销、减值损失的3.86亿美元，非现金薪酬支出1.15亿美元，未合并附属公司收益权益2.57亿美元，有利的库存估值调整500万美元，递延所得税1.87亿美元。伙伴关系还从未合并的附属公司收到了2.32亿美元的分配。
投资活动
来自投资活动的现金流量主要包括收购支付的现金金额、资本支出、来自我们合资企业的现金分配以及出售或贡献资产或业务的现金收益。期间之间资本支出的变化主要是由于我们为建设和扩建项目提供资金的增长资本支出的增加或减少。
以下为按期间划分的投资活动摘要：
截至2023年12月31日的年度
2023年用于投资活动的现金为43.3亿美元。资本支出总额(不包括建筑期间使用的股权基金的津贴和为援助建筑费用的捐款净额)为30.9亿美元。下表提供了与我们的资本支出相关的其他详细信息。我们从出售资产中获得了3800万美元的现金收益。伙伴关系还从未合并的附属公司收到了6300万美元的分配。2023年，我们为收购Crestwood支付了2.88亿美元的现金，我们为收购莲花中流支付了9.3亿美元的现金，Sunoco LP支付了1.11亿美元的现金从Zenith Energy收购了16个成品油终端。
截至2022年12月31日的年度
2022年用于投资活动的现金为40.2亿美元。资本支出总额(不包括建筑期间使用的股权基金的津贴和为援助建筑费用的捐款净额)为33.3亿美元。下表提供了与我们的资本支出相关的其他详细信息。我们从出售资产中获得了7800万美元的现金收益。伙伴关系还从未合并的附属公司收到了6200万美元的分配。2022年，我们为收购支付了11.4亿美元的现金，扣除收到的现金。2022年，我们通过出售在Energy Transfer Canada的权益获得了3.02亿美元的现金。
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目录表
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以下是按时期划分的合作伙伴资本支出摘要(仅包括我们在巴肯、罗孚、海湾大桥和轨道墨西哥湾沿岸NGL出口合资企业中的比例份额，扣除帮助建设成本的捐款)：
期内录得的资本开支
生长维修总计
截至2023年12月31日的年度：
州内运输和储存$54 $39 $93 
州际运输和仓储219 164 383 
中游586 246 832 
NGL及成品油运输和服务551 128 679 
原油运输和服务143 123 266 
对Sunoco LP的投资145 70 215 
对美国国资委的投资275 25 300 
所有其他(包括取消)38 62 100 
资本支出总额$2,011 $857 $2,868 
截至2022年12月31日的年度：
州内运输和储存$132 $47 $179 
州际运输和仓储456 188 644 
中游812 192 1,004 
NGL及成品油运输和服务376 131 507 
原油运输和服务120 126 246 
对Sunoco LP的投资132 54 186 
对美国国资委的投资145 24 169 
所有其他(包括取消)32 59 91 
资本支出总额$2,205 $821 $3,026 
融资活动
两个时期之间融资活动的现金流变化主要是由于借款和股票发行水平的变化，这些资金主要用于为我们的收购和增长资本支出提供资金。由于未完成的共同单位数量增加或分配率增加，在这两个期间内对合作伙伴的分配增加。
以下为按期间划分的融资活动摘要：
截至2023年12月31日的年度
2023年，用于融资活动的现金为53.3亿美元。2023年，我们的债务水平净增加了7.14亿美元。2023年，我们向合作伙伴支付了42.5亿美元的分配，向非控股权益支付了16.9亿美元的分配，向可赎回的非控股权益支付了5900万美元的分配。此外，我们还收到了来自非控股权益的300万美元现金出资。2023年，我们产生了4500万美元的债务发行成本。
截至2022年12月31日的年度
2022年，用于融资活动的现金为51.1亿美元。2022年，我们的债务水平净减少了8.43亿美元。2022年期间，我们向合作伙伴支付了30.5亿美元的分配，向非控股权益支付了15.5亿美元的分配，向可赎回的非控股权益支付了4900万美元的分配。此外，我们还收到了来自非控股权益的4.05亿美元现金出资。2022年，我们产生了2700万美元的债券发行成本。
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目录表
财务报表索引
对负债的描述
我们的未偿还综合债务如下：
十二月三十一日，
20232022
能源转移负债：
票据和债券(1)(2)
$43,016 $39,468 
五年期信贷安排(2)
1,412 793 
附属债务：
TransWest高级笔记(1)
250 250 
巴肯项目高级笔记1,850 1,850 
Sunoco LP高级票据和与租赁相关的债务(2)
3,194 2,694 
USAC高级票据1,475 1,475 
HFOTCO免税票据(2)
— 225
Sunoco LP信贷安排(2)
411 900 
USAC信贷安排872 646 
其他长期债务18 3 
未摊销保费、折扣和公允价值调整净额127 183 
递延债务发行成本(237)(225)
债务总额52,388 48,262 
减去：长期债务的当前到期日(3)
1,008 2 
长期债务，当前到期日较少$51,380 $48,260 
(1)截至2023年12月31日，这些余额包括2024年12月31日或之前到期的高级票据本金总额36.7亿美元，这些票据被归类为长期票据，因为管理层有意愿和能力对长期借款进行再融资。
(2)请参阅下面“最近的交易”下的其他信息。
(3)截至2023年12月31日，反映在合伙企业合并资产负债表上的当前长期债务到期日包括巴肯管道实体发行的10亿美元优先票据，这些票据将于2024年4月到期。该合伙企业在巴肯管道实体中的比例所有权为36.4%。
我们的合并负债和我们子公司的合并负债的条款在下文和我们的合并财务报表的附注6中更详细地描述，该附注6包括在“第8项.财务报表和补充数据”中。
最近的交易
2024年1月，该合伙公司发行了本金总额12.5亿美元，2034年到期的5.55%优先债券，本金总额17.5亿美元，2054年到期的5.95%优先债券，以及本金总额8.00%的固定重置利率次级债券，2054年到期。该合伙公司利用所得款项净额为现有债务再融资，包括在其五年期信贷安排(定义见下文)下的借款，以赎回其未偿还的C系列优先股和D系列优先股，并作一般合伙用途。该伙伴关系还打算在2024年5月用所得资金赎回其E系列优先股。
2023年11月，在完成对Crestwood的收购的同时，合伙企业承担了Crestwood优先票据的本金总额28.5亿美元，并终止了其循环信贷安排，其中包括偿还6.13亿美元的未偿还借款。
2023年11月，该合伙企业使用下一段讨论的优先债券发行所得赎回了2023年11月到期的4.50%优先债券的本金总额6亿美元。
2023年10月，该合伙公司发行了本金总额为10亿美元的2026年到期的6.05%优先债券，本金总额为6.10%的2028年到期的优先债券，本金总额为10亿美元的6.40%的2030年到期的优先债券，以及本金总额为15亿美元的6.55%的优先债券，2033年到期。合伙企业使用净收益
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目录表
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对现有债务进行再融资，包括根据其五年期信贷安排借款，并用于一般合伙目的。
2023年9月，该伙伴关系使用其五年期信贷安排的收益赎回了2023年9月到期的4.20%优先债券的本金总额5亿美元。
2023年5月，该伙伴关系通过新的10年期免税债券为HFOTCO免税债券的全部2.25亿美元未偿还本金进行了再融资。新债券是通过哈里斯县工业发展公司发行的，是能源转移的义务，按4.05%的固定利率计息，2033年强制赎回。赎回时，这些免税债券可能会以不同的条款注明，直至2050年11月1日最终到期。
在2023年第一季度，该伙伴关系使用其五年期信贷安排的收益赎回了2023年1月到期的3.45%优先债券的本金总额3.5亿美元，2023年2月到期的3.60%优先债券的本金总额8亿美元，以及2023年3月到期的4.25%优先债券的本金总额10.亿美元。
2023年9月，Sunoco LP完成了本金总额为5亿美元的非公开发行，2028年到期的优先债券为7.00%。Sunoco LP使用非公开发行的资金偿还了循环信贷安排下的部分未偿借款。
信贷安排和商业票据
五年期信贷安排
该伙伴关系的五年期信贷安排允许最高可达50亿美元的无担保借款，将于2027年4月11日到期。五年期信贷安排包含手风琴功能，在某些条件下，总承诺可能增加到7亿美元。
截至2023年12月31日，五年期信贷安排有14.1亿美元的未偿还借款，其中13.7亿美元由商业票据组成。在计入2900万美元的未偿信用证后，未来可供借款的金额为35.6亿美元。截至2023年12月31日未偿还总额的加权平均利率为5.87%。
Sunoco LP信贷安排
截至2023年12月31日，Sunoco LP Credit Finance有4.11亿美元的未偿还借款和500万美元的备用信用证，将于2027年4月到期。截至2023年12月31日，可供未来借款的金额为10.8亿美元。截至2023年12月31日未偿还总额的加权平均利率为7.54%。
USAC信贷安排
截至2023年12月31日，USAC有8.72亿美元的未偿还借款，根据信贷协议，没有未偿还的信用证。截至2023年12月31日，USAC有7.28亿美元的剩余未使用可用资金，由于与遵守适用金融契约有关的限制，其中5.29亿美元可供提取。截至2023年12月31日未偿还总额的加权平均利率为7.98%。
与我们的信贷协议有关的契约
与高级债券有关的协议包含限制性契约，这些契约通常适用于评级机构给予投资级评级的发行人，其中包括对留置权的限制和对回售交易的限制。
为期五年的信贷安排包含限制(除某些例外情况外)合伙企业和某些合伙企业子公司的能力的契约，除其他事项外：
•招致债务；
•授予留置权；
•进行兼并；
•处置资产；
•进行一定的投资；
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•在某些违约期间(如五年期信贷安排所界定的)和在任何违约事件(如五年期信贷安排所界定的)期间进行分配(如五年期信贷安排所界定)；
•从事与合伙企业及其子公司目前经营的业务性质大不相同的业务；
•与关联公司进行交易；以及
•签订限制性协议。
与利率和承诺费相关的适用保证金和利率分别基于分配给我们的优先、无担保、无信用增强型长期债务的信用评级。五年期信贷安排下的欧洲美元利率贷款的适用保证金为1.125%至2.000%，基本利率贷款的适用保证金为0.125%至1.000%。五年期信贷安排下的承诺费适用利率由0.125%至0.300%不等。
五年期信贷安排包含各种契约，包括对产生债务和留置权的限制，以及与我们业务的运营和开展有关的条款。五年期信贷安排亦将本公司的综合融资负债与综合EBITDA比率限制在基础信贷协议所界定的5.00至1.00的最高比率(按四个季度滚动计算)，在特定收购期间，该比率一般可增加至5.50至1.00。根据信贷协议计算，截至2023年12月31日，我们的杠杆率为3.31比1.00。
如未能遵守我们循环信贷安排的各种限制性及平权契约，我们可能需要在预定到期日之前支付债务余额，并可能对合伙企业或我们的附属公司产生额外债务的能力及/或我们向单位持有人支付分派的能力造成负面影响。
与TransWest有关的公约
与Transwest优先票据有关的协议载有若干限制，其中包括限制额外债务的产生、出售资产及支付股息，并订明最高债务与资本比率。
与Sunoco LP相关的契约
Sunoco LP信贷安排包含各种惯例陈述、担保、契诺和违约事件，包括其中定义的违约控制权变更事件。Sunoco LP的信贷安排要求Sunoco LP保持指定的净杠杆率和利息覆盖率。
在Sunoco LP收购NuStar方面，Sunoco LP预计将承担NuStar的债务并发行额外债务，总额约为42亿美元，之后预计将继续遵守所有现有的财务契约。
与美国国税局有关的公约
USAC信贷安排包含的契约限制了USAC的能力(除某些例外情况外)，除其他外：
•授予留置权；
•进行某些贷款或投资；
•承担额外债务或者担保其他债务的；
•与关联公司进行交易；
•合并或合并；
•出售我们的资产；以及
•进行某些收购。
USAC信贷安排还须遵守以下财务契约，包括要求USAC维持的契约：
•EBITDA与利息覆盖率的最低比率；
•在特定范围内有担保债务总额与EBITDA的比率；以及
•融资债务与EBITDA的最高比率。
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目录表
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遵守我们的契约
截至2023年12月31日，我们和我们的子公司遵守了与我们的债务协议相关的所有要求、测试、限制和契约。
现金分配
通过能量转移支付的现金分配
根据其合作协议，Energy Transfer将在每个财政季度结束后50天内分配其在合作协议中定义的所有可用现金。可用现金一般指，就任何季度而言，该季度结束时手头的所有现金减去我们普通合伙人合理酌情决定为满足未来现金需求而必要或适当的现金储备额。
能量传递公共单位分布
关于能量转移共同单位的申报和支付的分配如下：
季度报告结束记录日期付款日期费率
2020年12月31日2021年2月8日2021年2月19日$0.1525 
2021年3月31日2021年5月11日2021年5月19日0.1525 
2021年6月30日2021年8月6日2021年8月19日0.1525 
2021年9月30日2021年11月5日2021年11月19日0.1525 
2021年12月31日2022年2月8日2022年2月18日0.1750 
2022年3月31日2022年5月9日2022年5月19日0.2000 
2022年6月30日2022年8月8日2022年8月19日0.2300 
2022年9月30日2022年11月4日2022年11月21日0.2650 
2022年12月31日2023年2月7日2023年2月21日0.3050 
2023年3月31日2023年5月8日2023年5月22日0.3075 
2023年6月30日2023年8月14日2023年8月21日0.3100 
2023年9月30日2023年10月30日2023年11月20日0.3125 
2023年12月31日2024年2月7日2024年2月20日0.3150 
在本报告所述期间申报和支付的分配总额(全部来自能源转移公司经营盈余的可用现金，并显示在相关期间)如下：
 截至2013年12月31日的年度，
 20232022
有限合伙人$3,984 $3,089 
普通合伙人权益3 3 
总能量转移分布$3,987 $3,092 
122
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财务报表索引
能量转移优先单位分布
通过能源转移申报和/或支付的能源转移首选单位的分布如下：
期间已结束记录日期付款日期
A系列 (1)
B系列 (1)
C系列D系列E系列
F系列(1)
G系列(1)
H系列(1)
系列I
2021年3月31日2021年5月3日2021年5月17日$—$—$0.4609$0.4766$0.4750$33.75$35.63$—$—
2021年6月30日2021年8月2日2021年8月16日31.2533.1250.46090.47660.4750————
2021年9月30日2021年11月1日2021年11月15日——0.46090.47660.475033.7535.6327.08*—
2021年12月31日2022年2月1日2022年2月15日31.2533.1250.46090.47660.4750————
2022年3月31日2022年5月2日2022年5月16日——0.46090.47660.475033.7535.6332.50—
2022年6月30日2022年8月1日2022年8月15日31.2533.1250.46090.47660.4750————
2022年9月30日2022年11月1日2022年11月15日——0.46090.47660.475033.7535.6332.50—
2022年12月31日2023年2月1日2023年2月15日31.2533.1250.46090.47660.4750————
2023年3月31日2023年5月1日2023年5月15日21.98—0.46090.47660.475033.7535.6332.50—
2023年6月30日2023年8月1日2023年8月15日23.8933.1250.62940.47660.4750————
2023年9月30日2023年11月1日2023年11月15日24.67—0.64890.66220.475033.7535.6332.50—
2023年12月31日2024年2月1日2024年2月15日24.7133.1250.60750.61990.4750———0.2111
*    表示按比例分配的初始分配。
(1)    系列B、系列F、系列G和系列H目前每半年支付一次。根据其条款，A系列优先机组的配电将于2023年2月15日开始按季度支付，而B系列优先机组的配电将于2028年2月15日开始按季度支付。
Sunoco LP现金分配
Energy Transfer拥有约2850万个Sunoco LP普通股和Sunoco LP的所有IDR。截至2023年12月31日，Sunoco LP约有8440万个普通股未偿还。
下表说明了在向C类单位持有人支付分配后，Sunoco LP的普通单位持有人和其IDR持有人之间根据指定的目标分配水平从运营盈余中分配的可用现金的百分比。在“分配中的边际百分比权益”中列出的金额是IDR持有者和普通单位持有人在营业盈余中任何可用现金中的百分比权益，Sunoco LP在“每单位目标金额的季度分配总额”一栏中分配的金额最高可达并包括相应金额。为普通单位持有人和IDR持有人显示的最低季度分配的百分比权益也适用于低于最低季度分配的季度分配金额。
分派的边际百分比权益
季度分配目标总额普通单位持有人身份证持有人
最低季度分布
 $0.4375100%—%
第一个目标分布
0.4375美元至0.503125美元100%—%
二次目标分布
0.503125美元至0.546875美元85%15%
第三次目标分配
0.546875美元至0.656250美元75%25%
此后
0.656250美元以上50%50%
123
目录表
财务报表索引
Sunoco LP申报和/或支付的Sunoco LP单位的分布如下：
截至的季度记录日期付款日期费率
2020年12月31日2021年2月8日2021年2月19日$0.8255 
2021年3月31日2021年5月11日2021年5月19日0.8255 
2021年6月30日2021年8月6日2021年8月19日0.8255 
2021年9月30日2021年11月5日2021年11月19日0.8255 
2021年12月31日2022年2月8日2022年2月18日0.8255 
2022年3月31日2022年5月9日2022年5月19日0.8255 
2022年6月30日2022年8月8日2022年8月19日0.8255 
2022年9月30日2022年11月4日2022年11月18日0.8255 
2022年12月31日2023年2月7日2023年2月21日0.8255 
2023年3月31日2023年5月8日2023年5月22日0.8420 
2023年6月30日2023年8月14日2023年8月21日0.8420 
2023年9月30日2023年10月30日2023年11月20日0.8420 
2023年12月31日2024年2月7日2024年2月20日0.8420 
Sunoco LP在以下期间向该合伙企业分发的总金额如下：
截至2013年12月31日的年度，
20232022
来自Sunoco LP的分销
有限合伙人权益
$96 $94 
一般合伙人权益和IDR
77 72 
来自Sunoco LP的总分销
$173 $166 
USAC现金分配
Energy Transfer拥有约4610万个USAC普通单位。截至2023年12月31日，美国国资委约有101.0个未偿还的普通单位。USAC目前拥有非经济的普通合作伙伴权益，没有未偿还的IDR。
USAC申报和/或支付的USAC单位分布如下：
截至的季度记录日期付款日期费率
2020年12月31日2021年1月25日2021年2月5日$0.5250 
2021年3月31日2021年4月26日2021年5月7日0.5250 
2021年6月30日2021年7月26日2021年8月6日0.5250 
2021年9月30日2021年10月25日2021年11月5日0.5250 
2021年12月31日2022年1月24日2022年2月4日0.5250 
2022年3月31日2022年4月25日2022年5月6日0.5250 
2022年6月30日2022年7月25日2022年8月5日0.5250 
2022年9月30日2022年10月24日2022年11月4日0.5250 
2022年12月31日2023年1月23日2023年2月3日0.5250 
2023年3月31日2023年4月24日2023年5月5日0.5250 
2023年6月30日2023年7月24日2023年8月4日0.5250 
2023年9月30日2023年10月23日2023年11月3日0.5250 
2023年12月31日2024年1月22日2024年2月2日0.5250 
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目录表
财务报表索引
USAC在下列期间向该伙伴关系分发的总金额如下：
截至2013年12月31日的年度，
20232022
来自USAC的分发
有限合伙人权益
$97 $97 
来自USAC的总分发
$97 $97 
关键会计估计
会计政策的选择和应用是随着企业活动的发展和会计规则的发展而发展的一个重要过程。会计规则一般不涉及在备选方案中进行选择，而是涉及对现有规则的实施和解释，以及对我们业务中存在的特定情况的判断的使用。我们尽一切努力适当地遵守所有适用的规则，我们相信会计规则的适当实施和一致应用是至关重要的。我们的关键会计政策将在下面讨论。有关我们的会计政策的更多详情，请参阅我们的合并财务报表附注2“第8项.财务报表和补充数据”。
预算的使用根据公认会计准则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响在财务报表之日报告的资产和负债额以及或有资产和负债的应计和披露，以及报告期内报告的收入和支出。天然气行业通过在交割后一个月的月底处理实际交易来开展业务。因此，最近一个月的财务业绩是根据我们的州际运输和储存部门、我们的中游部门以及我们的NGL和成品油运输和服务部门的数量估计和市场价格来估计的。估计结果和实际结果之间的任何差异都在下个月的财务报表中确认。管理层认为，截至2023年12月31日止年度的估计经营业绩代表所有实质方面的实际业绩。
管理层作出的其他重要估计包括(但不限于)若干被对冲的预测交易的时间、衍生工具的公允价值、折旧、损耗及摊销的可用年限、购买会计分配及其后无形资产的变现能力、商誉减值测试中使用的公允价值计量、存货的市值、受监管的厘定税率过程所产生的资产及负债、或有准备金及环境储备。实际结果可能与这些估计不同。
企业合并会计中的公允价值估计及长期资产、商誉、无形资产和未合并关联方投资的减值。由于事件的发生、环境的变化或年度测试的要求，不时需要进行业务合并会计和量化减值测试。对于企业合并，资产和负债必须在交易的初始确认时按估计公允价值入账。对于减值测试，只要发生事件或环境变化表明资产的账面价值可能无法收回，则需要测试长期资产的可回收性。具有无限寿命的商誉和无形资产必须每年进行减值测试，如果事件或情况变化表明相关资产可能减值，则必须更频繁地进行减值测试。当情况显示投资价值下降并非暂时性时，对未合并联营公司的投资进行减值确认。只有当资产/商誉的账面金额无法收回并超过其公允价值时，才应确认减值损失。计算与业务合并会计或减值测试有关的资产或报告单位的公允价值需要管理层做出若干估计、假设和判断，在某些情况下，管理层还可能利用第三方专家协助这些计算并提供建议。
为了在业务组合中分配购买价格或在执行量化减值测试时测试可恢复性，我们必须对与资产相关的预计现金流进行估计，其中包括但不限于对资产的使用或处置、资产的估计剩余寿命以及维持资产现有服务潜力所需的未来支出的假设。为了确定公允价值，我们做出了某些估计和假设，包括但不限于市场所在地区总体经济状况的变化、大宗商品的供应和价格、我们谈判有利销售协议的能力、勘探和生产活动不会发生或成功的风险、我们对某些重要客户和生产商的依赖以及来自其他公司(包括主要能源生产商)的竞争。虽然我们相信我们已作出合理的假设以计算公允价值，但如果未来的结果与我们的估计不一致，我们可能会面临未来的减值损失，这可能会对我们的运营业绩产生重大影响。
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目录表
财务报表索引
合伙企业使用贴现现金流量法、指导公司法、复制和重置方法或这些方法的加权组合来确定其资产和/或报告单位的公允价值。确定报告单位的公允价值需要判断和使用重大估计和假设。这些估计和假设包括收入增长率、营业利润率、加权平均资本成本和未来市场状况等。合伙企业相信，我们的业务合并会计及减值评估所使用的估计及假设是合理的，并基于现有的市场信息，但任何假设的变化可能会导致对公允价值的计算及对是否显示减值的决定有重大差异。根据贴现现金流量法，合伙企业根据每个报告单位的估计未来现金流量(包括资本支出估计数)确定公允价值，并使用风险调整行业比率贴现至现值，这反映了报告单位固有风险的整体水平。现金流预测是根据一年预算额和五年经营预测加上对后期现金流的估计得出的，所有这些都由管理层评估。根据管理层认为合理可能发生的增长率，为每个报告单位制定后续期间现金流量。在指导公司法下，合伙企业通过将可比上市公司的估值倍数应用于每个报告单位的预计EBITDA，然后使用多年平均值通过类似的历史计算对该估计进行平均，从而确定我们每个报告单位的估计公允价值。此外，合伙企业在适当情况下估计合理的控制权溢价，代表多数股权所有者从决定企业战略和运营行动的机会中获得的增量价值。根据复制和重置方法，合伙企业根据与资产有关的估计安装、工程和设置成本确定资产的公允价值；这些方法需要使用趋势因素，如通货膨胀指数。
这些公允价值计算中的一个关键假设是管理层对未来现金流和EBITDA的估计。在对企业合并进行会计核算时，这些估计通常是基于用于分析交易经济的预测。对于减值测试，这些估计是基于下一年的年度预算和随后多个年度的预测金额。年度预算过程通常在年度商誉减值测试日期附近完成，管理层使用最新信息进行年度减值测试。该预测还将结合年度预算进程每年进行一次全面更新，并定期修订，以反映新的信息和(或)修订的预期。对未来现金流和EBITDA的估计具有主观性，并受“项目1A”所述业务风险的影响。风险因素。因此，实际结果可能与用于业务合并会计和减值测试的金额大不相同，公允价值估计在特定时期可能发生重大变化。公允价值估计的这种变化可能会导致业务合并会计中使用的公允价值估计发生变化，这可能会对业务合并后一段时期的经营业绩产生重大影响，这取决于多种因素，包括这种变化的时间。就减值测试而言，该等变动可能会在未来期间导致额外减值；因此，实际结果可能与用于商誉减值测试的金额大相径庭，而公允价值估计在某一特定期间可能发生重大变化，从而导致额外减值。
此外，我们可能会改变我们的减值测试方法，包括改变分配给不同估值模型的权重。这些变化可能是由各种因素推动的，包括我们假设的数据的精确度或可用性。测试方法的任何变化也可能导致减值或影响减值的大小。
在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度中，伙伴关系在企业合并方面的总资产分别为97.1亿美元、13.8亿美元和85.8亿美元。
在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度中，该伙伴关系记录的减值总额分别为1200万美元、3.86亿美元和2100万美元。有关这些期间记录的减值的更多信息可在我们的综合财务报表的附注2中找到，该附注2包含在“第8项.财务报表和补充数据”中。
管理层不认为合伙企业的任何商誉余额、长期资产或对未合并联属公司的投资目前面临重大减值风险；然而，在合伙企业截至2023年12月31日的综合资产负债表上的40.2亿美元商誉中，约3.68亿美元计入报告单位，其估计公允价值在最近的量化测试中比账面价值高出约20%或更少。
长期资产的估计使用寿命.长期资产的折旧和摊销采用基于其估计使用寿命的直线方法。资产估计使用年限的变化可能会对我们的经营结果产生重大影响。在本报告所述期间，我们长期资产的估计使用寿命的变化并未对合伙企业的经营结果产生重大影响，我们预计未来不会有任何此类重大变化。然而，事实和环境的变化可能会导致我们改变
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目录表
财务报表索引
资产，这可能对伙伴关系的业务成果产生重大影响。有关我们的会计政策和与我们的长期资产相关的估计使用寿命的更多信息可在我们的综合财务报表的附注2中的“第8项.财务报表和补充数据”中获得。
法律和监管事项. 由于我们的业务运营和交易，我们受到诉讼和监管程序的影响。我们利用内部和外部法律顾问来评估我们可能因索赔、命令、判决或和解而产生的不利后果。如果实际结果与我们的估计不同，或者其他事实和情况导致我们修改我们的估计，我们的收益将受到影响。我们在发生法律费用时支付费用，并根据需要修订所有记录的法律责任，因为我们获得了更好的信息。在记录或有事项的应计费用时，我们考虑的因素包括：(I)我们法律顾问的意见和看法；(Ii)我们以前的经验；以及(Iii)我们管理层关于我们打算如何回应投诉的决定。截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，应计项目分别为2.85亿美元和2亿美元，反映在我们与这些或有债务相关的合并资产负债表中。
有关我们的诉讼和或有事项的更多信息，请参阅本年度报告中“第8项.财务报表和补充数据”中的合并财务报表附注11。
环境整治活动。伙伴关系用于环境补救活动的应计费用反映了评估表明清理费用可能和可合理估算的已确定地点的预期工作。已知索赔的应计项目未贴现，并基于现有信息、补救行动的估计时间和相关的通货膨胀假设、现有技术和目前颁布的法律和法规。由于不断变化的法规、不断变化的技术及其相关成本以及经济环境的变化，往往很难对未来的现场补救费用进行合理的估计。在确定环境补救活动的估计应计收益时，使用工程研究、历史经验和其他因素来确定和评估补救替代办法及其相关成本。
可归因于未申报索赔的损失一般以未贴现的基础在应计项目中反映，只要这些损失有可能发生并可合理估计。我们已经成立了一家全资自保保险公司，以承担与某些不再运营的地点有关的环境义务相关的某些风险。向专属自保保险公司支付的保费包括已发生但未报告的环境索赔估计数，其依据是精算确定的充分发展的索赔费用估计数。在这种情况下，我们根据用于计算支付给专属自保保险公司的保费的贴现估计，应计可归因于未断言索赔的损失。
一般而言，每个补救地点/问题都是根据该地点/问题的现有信息单独评估的，在确定要记录的可能应计损失数额时，没有使用汇集或统计分析来评估一组类似物品(例如，加油站地点)的总体风险。伙伴关系对环境补救费用的估计还经常涉及对一系列估计数的评估。在许多情况下，很难确定损失估计范围中的一个点比其他任何一个点更有可能。在这些情况下，现有的会计准则要求应计范围的最小值。因此，该范围的低端通常代表已记录的损失金额。伙伴关系的合并资产负债表分别反映了截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的2.77亿美元和2.82亿美元的环境应计项目。
除其他事项外，未来环境补救活动的总费用将取决于以下方面：确定任何额外的地点；确定每个地点的污染程度；所需补救行动的时间和性质；每个地点的作业性质；满足各种现行法律要求所需的技术；与其他潜在责任方的费用分摊安排的性质和条款；保险范围的可获得性；未来环境法律和法规的性质和范围；通货膨胀率；与监管机构达成的同意协议或补救许可的条款；以及伙伴关系在地点的责任的确定(如果有的话)。其他缔约方的参与水平和财务可行性。对额外损失的确认，如果以及何时发生，可能会延长很多年。管理层认为，伙伴关系在任何个别地点受到不利事态发展的影响预计不会很大。然而，如果环境法律或法规发生变化，或用于估计多个地点损失的假设被调整，此类变化可能会同时影响多个设施、以前拥有的设施和第三方地点。因此，有时可能会从环境补救收入中收取大量费用；然而，管理层认为，任何此类费用都不会对伙伴关系的综合财务状况产生重大不利影响。
递延所得税。Energy Transfer确认净营业亏损结转(“NOL”)及税项抵免结转的收益及相关递延税项资产的利益。如有必要，计入收益的费用和相关的估值津贴，以将递延税项资产减少到合伙企业未来更有可能变现的金额。可归因于州和联邦NOL的递延所得税资产和联邦超额业务利息费用结转
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目录表
财务报表索引
截至2023年12月31日，Energy Transfer的合并资产负债表中已计入总计3.71亿美元。州NOL结转福利9600万美元(扣除联邦福利净额7500万美元)于2023年开始到期，其中很大一部分将在2033年至2039年之间到期。Energy Transfer的企业子公司拥有14亿美元的联邦NOL(2.91亿美元的福利)，所有这些都是在2018年或更晚的时候产生的。根据IRC第382条，结转的联邦净营业亏损中总共3.41亿美元是有限的。尽管我们预计将充分利用IRC第382条规定的有限联邦净营业亏损，但在特定年份利用的金额可能是有限的。2018年及未来几年产生的任何联邦NOL都可以无限期结转。在评估递延税项资产的未来变现时，我们依赖现有应课税暂时性差异的未来冲销、税务筹划策略以及基于历史和预计未来经营业绩的预测应税收入。管理层会定期检讨估值津贴的潜在需要。如果记录的资产很可能不会变现，则可在确定期间确认增加所得税支出的额外估值免税额。同样，如果更有可能实现额外的递延税项资产，对递延税项资产的调整将增加确定期间的收入。
前瞻性陈述
这份年度报告包含各种前瞻性陈述和信息，这些陈述和信息基于我们和我们普通合伙人的信念，以及我们所做的假设和目前可获得的信息。这些前瞻性陈述被认为是与历史或当前事实无关的任何陈述。在本年度报告中使用的“预期”、“项目”、“预期”、“计划”、“目标”、“预测”、“估计”、“打算”、“可能”、“相信”、“可能”、“将会”以及与我们未来业务的计划和目标有关的类似表述和陈述，都是为了识别前瞻性陈述。尽管我们和我们的普通合伙人认为这些前瞻性陈述所基于的预期是合理的，但我们和我们的普通合伙人都不能保证这种预期将被证明是正确的。前瞻性陈述会受到各种风险、不确定性和假设的影响。如果这些风险或不确定性中的一个或多个成为现实，或者如果基本假设被证明是不正确的，我们的实际结果可能与预期、估计、预测或预期的结果大不相同。可能对我们的运营结果和财务状况有直接影响的关键风险因素包括：
•我们子公司向我们分配现金的能力，这取决于他们的经营结果、现金流和财务状况；
•子公司向本公司分配现金的实际金额；
•子公司管道和集输系统的运输量；
•我们子公司加工和处理设施的生产能力水平；
•子公司为收集、处理、加工、储存和运输服务收取的费用和实现的利润率；
•天然气和天然气的价格和市场需求以及两者之间的关系；
•能源价格总体上；
•世界卫生事件的影响；
•网络和恶意软件攻击的可能性；
•天然气和天然气的价格与替代燃料和竞争燃料的价格相比；
•石油产品需求的总体水平以及天然气供应的可获得性和价格；
•国内石油、天然气和天然气生产水平；
•进口石油、天然气和天然气的供应情况；
•外国油气生产国采取的行动；
•产油国的政治和经济稳定；
•天气条件对石油、天然气和天然气需求的影响；
•当地、州内和州际运输系统的可用性；
•继续寻找和承包新的天然气供应来源的能力；
•有竞争力的燃料的供应和销售；
•节能工作的影响；
•能源效率和技术趋势；
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目录表
财务报表索引
•政府管制与税收；
•与我们子公司的州际和州内管道有关的关税税率和运营要求的变化和适用；
•收集、处理、加工和运输天然气和天然气的危害或操作风险；
•来自其他中游公司和州际管道公司的竞争；
•关键人员流失；
•失去重要的天然气生产商或分馏服务供应商；
•减少与我们子公司、管道和设施连接的第三方管道的能力或分配；
•风险管理政策和程序的有效性以及我们的子公司液体营销交易对手履行其财务承诺的能力；
•子公司客户不付款或不履行义务；
•与开发新的基础设施项目或其他增长项目有关的风险，包括未能取得足够的进展以证明有理由继续开发、延迟获得客户、融资成本增加以及可能影响这些项目的时间和成本的监管、环境、政治和法律不确定性；
•与建造新的管道、处理和加工设施或其他设施，或增加我们子公司现有管道及其设施相关的风险，包括在获得许可和通行权或其他监管批准方面的困难，以及第三方承包商的履行情况；
•资本的可获得性和成本，以及我们子公司获得某些资本来源的能力；
•信贷和资本市场的恶化；
•与我们子公司拥有非控股权益的实体的资产和运营相关的风险，包括与我们子公司可能无法控制或施加影响的实体的管理行动相关的风险；
•能够以收购价格成功识别和完成战略收购，从而提高我们的财务业绩，并成功整合被收购的业务；
•我们所受法律法规的变化，包括税收、环境、交通和就业法规或监管机构对这些法律法规的新解释；
•法律和行政诉讼的费用和效果；以及
•与我们的业务与Crestwood的业务成功合并的潜在失败相关的风险。
您不应过度依赖任何前瞻性陈述。在考虑前瞻性陈述时，请审查“第1A项”中所述的风险。本年度报告中的“风险因素”。我们在这份Form 10-K年度报告中所作的任何前瞻性陈述，仅基于我们目前掌握的信息，且仅代表作出该陈述的日期。我们没有义务公开更新任何可能不时作出的前瞻性陈述，无论是书面的还是口头的，无论是新信息、未来发展还是其他情况。
项目7A。关于市场风险的定量和定性披露
(表格美元金额以百万为单位)
市场风险包括因市场利率和价格的不利变化而产生的损失风险。我们面临着来自大宗商品变化、风险和利率变化的市场风险，以及在较小程度上的信用风险。我们可能会不时利用下文所述的衍生金融工具来管理我们对此类风险的风险敞口。
商品价格风险
我们面临着与大宗商品价格波动相关的市场风险。为了管理这些价格波动的影响，我们利用了各种交易所交易和场外商品金融工具合约。这些合约主要由期货、掉期和期权组成，并以公允价值计入我们的综合资产负债表。
我们使用期货和基差掉期，被指定为公允价值对冲，以对冲我们存储在Bammel存储设施中的天然气库存。在对冲初期，我们通过在现货市场或淡季购买天然气并签订金融合同来锁定保证金。远期天然气价格和实物库存现货价格之间的价差变动导致未实现收益或亏损，直到基础实物天然气被撤回，相关指定衍生品被
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目录表
财务报表索引
就这么定了。一旦天然气被提取，指定的衍生品被结算，与这些头寸相关的以前未实现的收益或损失就会变现。
我们使用期货、掉期和期权来对冲我们在州际运输和储存部门保留的天然气销售价格，以及在州际运输和储存部门的运营天然气销售费用。出于会计目的，这些合同不被指定为套期保值。
我们使用NGL和原油衍生品掉期合约来对冲我们在中游业务保留的NGL和凝析油权益数量的预测销售，根据这些合约，我们的子公司通常代表生产商收集和加工天然气，以市场价格出售由此产生的残余气和NGL数量，并根据残余气和NGL的指数价格将收益的商定百分比汇给生产商。出于会计目的，这些合同不被指定为套期保值。
我们利用掉期、期货和其他衍生工具来缓解与天然气、精炼产品和NGL价格市场波动相关的风险，以管理我们的存储设施和纯度NGL的购买和销售。出于会计目的，这些合同不被指定为套期保值。
我们使用期货和掉期来实现原油购买的应课税价，将某些预期的成品油销售转换为固定或浮动价格，锁定某些成品油的利润率，并锁定部分天然气购买或销售的价格。出于会计目的，这些合同不被指定为套期保值。
我们使用金融商品衍生品来利用我们的交易活动中的市场机会，这些交易活动补充了我们州内运输和存储部门的业务，并在我们的综合运营报表中计入了销售产品的成本。我们在所有其他部门也有与电力和天然气相关的贸易和营销活动，这些活动也计入了销售产品的成本。由于我们的交易活动以及在我们的州际运输和储存部门使用衍生金融工具，不同时期可能发生的收益波动程度可能是显著的，无论是有利的还是不利的。我们试图通过使用向我们的风险监督委员会(包括高级管理层成员)提供的每日头寸和损益报告以及我们的大宗商品风险管理政策中规定的限制和授权来管理这种波动性。
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目录表
财务报表索引
下表概述了合伙企业及其合并子公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日与商品相关的金融衍生工具、公允价值以及假设商品标的价格10%变化的影响。美元金额以百万为单位。
2023年12月31日2022年12月31日
名义体积公允价值资产(负债)假设10%的变化的影响名义体积公允价值资产(负债)假设10%的变化的影响
按市值计价的衍生品
(交易)
天然气(BBtu)：
固定掉期/期货(1,878)$4 $— 145 $— $— 
基差互换IFERC/NYMEX(1)
(171,185)16 4 (39,563)54 3 
摆动掉期(900)— — — — — 
期权-看跌期权1,900 (2)— — — — 
期权看涨期权250 — — — — — 
功率(兆瓦)：
远期155,600 1 — — 1 — 
期货(464,897)— 1 (21,384)— — 
期权-看跌期权136,000 — — 119,200 — — 
期权期权-看涨期权— — — — — — 
原油(MBbls)：
期权-看跌期权(15)— — — — — 
期权看涨期权(20)— — — — — 
NGL/精炼产品（MBbls）：
期权-看跌期权121 (1)— — — — 
期权看涨期权(43)(1)— — — — 
(非交易)
天然气(BBtu)：
基差互换IFERC/NYMEX124,210 4 1 42,440 (41)4 
Swing Swaps IFERC(96,828)18 1 (202,815)63 7 
固定掉期/期货7,125 12 2 (15,758)51 7 
远期实物合约(1,751)8 1 2,423 8 1 
NGL(MBbls)-远期/互换(13,870)20 43 6,934 (41)63 
原油(MBbls)-远期/掉期(2,674)8 5 795 26 22 
精炼产品(MBBLS)-期货(4,548)17 38 (3,547)(39)37 
合理价值保值衍生产品
(非交易)
天然气(BBtu)：
基差互换IFERC/NYMEX(39,013)1 1 (37,448)22 2 
固定掉期/期货(39,013)45 9 (37,448)58 17 
(1)包括与Houston Ship Channel、Waha Hub、NGPL TexOk、West Louisiana Zone和Henry Hub位置相关的未平仓头寸的总金额。
商品相关财务状况之公平值乃使用独立第三方价格、可随时取得之市场资料及适当估值技术厘定。非交易头寸抵消了现金市场的实物风险;这些抵消的实物风险均未列入上表。价格风险敏感度乃假设价格理论上变动（增加或减少）10%计算，而不论工具合约价格与相关商品价格之间的期限或历史关系如何。业绩以绝对值呈列，并代表净收入或其他全面收入的潜在收益或亏损。如果当月实际变化10%
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目录表
财务报表索引
考虑到天然气价格的影响，我们的全部衍生产品组合的公允价值可能不会因金融工具的结算时间和与之挂钩的地点(即基差互换)以及即期月份和远期月份之间的关系等因素而发生10%的变化。
利率风险
截至2023年12月31日，我们及其子公司的未偿还浮动利率债务为32.9亿美元。假设利率变化100个基点将导致每年利息支出的最大潜在变化为3300万美元；然而，由于我们的可变利率债务工具中包含利率下限，在给定时期内，我们的实际利率支出变化可能较小。我们通过利用利率互换来管理我们的部分利率敞口，包括远期启动利率互换，以锁定部分预期债务发行的利率。
下表汇总了我们的未偿还利率掉期(包括USAC的利率掉期)，这些利率掉期没有被指定为会计目的对冲(以百万美元为单位)：
术语
类型
未清偿名义金额
2023年12月31日2022年12月31日
能量转移
2024年7月 (1)
远期-开始支付3.388%的固定利率，并根据SOFR获得浮动利率$— $400 
USAC
2025年12月支付3.9725%的固定利率，并获得基于SOFR的浮动利率700 — 
(1)2024年7月的利率互换被终止，并于2023年8月结算。
假设USAC利率互换利率变化100个基点，将导致利率衍生品的公允价值和截至2023年12月31日的收益(确认为利率衍生品收益)净变化1500万美元。对于远期利率互换，在互换结算之前，假设利率变化100个基点不会影响现金流。
截至2023年12月31日，合伙企业还拥有A系列优先股、C系列优先股和D系列优先股，总清算优先股分别为9.5亿美元、4.5亿美元和4.45亿美元，其分配基于浮动利率。假设利率变化100个基点，将导致A系列优先股、C系列优先股和D系列优先股合计的优先股分配每年净变化1800万美元。不包括C系列优先股和D系列优先股(两者均于2024年2月赎回)，假设变化100个基点将导致仅A系列优先股分配净变化1,000万美元。
截至2023年12月31日，合伙企业有6亿美元的浮动利率次级债券未偿还，以及A系列优先股、C系列优先股和D系列优先股，每种债券的浮动利率均基于三个月SOFR利率加0.26161%的期限利差调整。上述期限利差调整将是对每一系列优先单位和浮动利率次级债券适用利差的补充。
信用风险与客户
信用风险是指交易对手可能违约导致合伙企业蒙受损失的风险。已经批准并实施了信贷政策，以管理伙伴关系的交易对手组合，目的是减少信贷损失。这些政策确立了指导方针、控制和限制，通过授权对现有和潜在交易对手的财务状况进行适当评估、监测机构信用评级以及实施根据交易对手的风险状况限制风险敞口的信贷做法，将信贷风险管理在核准的容忍度范围内。此外，在某些情况下，合伙企业有时可能需要抵押品，以在必要时减轻信用风险。该伙伴关系还使用行业标准商业协议，允许对根据单一商业协议执行的交易的相关风险进行净额结算。此外，我们利用主净额结算协议来抵消与单一交易对手或关联交易对手集团之间的多个商业协议的信贷敞口。
我们的天然气运输和中游收入主要来自从事勘探和生产活动的公司。除了石油和天然气生产商，该伙伴关系的对手方还包括能源行业的各种客户组合，包括石化公司、商业和工业终端用户、市政当局、天然气和电力公用事业公司、中游公司和独立发电厂。我们的整体风险敞口可能会受到影响
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财务报表索引
在某种程度上影响我们的交易对手的宏观经济或监管变化带来的积极或消极影响。目前，管理层预计我们的财务状况或经营结果不会因交易对手的不履行而受到实质性的不利影响。
对于金融工具，交易对手未能履行合同可能导致我们无法实现已记录在我们综合资产负债表上并在净收益或其他全面收益中确认的金额。
第8项：财务报表和补充数据
从第页开始的财务报表F-1通过引用并入本报告。
第9项会计事项的变更和与会计人员的分歧
和财务披露
没有。
项目9A.控制和程序
信息披露控制和程序的评估
在我们管理层的监督和参与下，包括普通合伙人联席首席执行官(联席首席执行官)马歇尔·S·麦克雷三世和托马斯·E·朗以及首席财务官迪伦·A·布拉姆霍尔在内的管理层对截至本报告所述期间结束时我们的披露控制和程序(这些术语在交易所法案规则13a-15(E)和15d-15(E)中定义)的设计和运行的有效性进行了评估。基于这一评估，包括McCrea、Long和BramHall先生在内的管理层得出结论，截至2023年12月31日，我们的披露控制和程序是充分和有效的。
管理层关于财务报告内部控制的报告
Energy Transfer LP及其子公司的管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制，这一术语在交易法规则13a-15(F)中有定义。在我们管理层的监督和参与下，包括我们普通合伙人的联席首席执行官和首席财务官，我们根据#年的框架对我们的财务报告内部控制的有效性进行了评估。内部控制 – 综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布(“COSO框架”)。
2023年11月3日，Energy Transfer LP完成了对Crestwood的收购。管理层承认，它有责任建立和维护克雷斯特伍德财务报告的内部控制系统。我们正在整合Crestwood，因此我们已将Crestwood排除在2023年12月31日对财务报告内部控制有效性的评估之外。截至2023年12月31日，Crestwood的总资产为82.4亿美元，2023年11月3日至2023年12月31日的第三方收入为7.89亿美元，这些收入包括在截至2023年12月31日的合并财务报表中。收购Crestwood的影响没有实质性影响，预计也不会对我们财务报告的内部控制产生实质性影响。作为这些整合活动的结果，正在对某些控制措施进行评估，并可能进行更改。然而，我们相信，在整个整合过程中，我们将能够对我们财务报告的实质性结果保持足够的控制。
根据我们在COSO框架下的评估，我们的管理层得出结论，截至2023年12月31日，我们对财务报告的内部控制是有效的。
均富会计师事务所是一家独立注册会计师事务所，已审计了截至2023年12月31日我们对财务报告的内部控制的有效性，这是他们的报告中所述的，这份报告包括在本文中。
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目录表
财务报表索引
独立注册会计师事务所报告
LE GP，LLC和
能量转移的单位持有人LP
对财务报告内部控制的几点看法
我们根据2013年建立的标准，审计了截至2023年12月31日Energy Transfer LP(特拉华州有限合伙企业)和子公司(合伙企业)的财务报告内部控制内部控制--综合框架由特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)发布。我们认为，伙伴关系根据2013年制定的标准，对截至2023年12月31日的财务报告在所有实质性方面保持有效的内部控制。内部控制--综合框架由COSO发布。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了合伙企业截至2023年12月31日及截至2023年12月31日的综合财务报表，我们于2024年2月16日的报告对这些财务报表表达了无保留意见。
意见基础
合伙企业管理层负责维持对财务报告的有效内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在所附的《管理层财务报告内部控制报告》中。我们的责任是根据我们的审计，就合伙企业对财务报告的内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与合伙企业保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。我们的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性，以及执行我们认为在情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
我们对合伙企业财务报告内部控制的审计和意见不包括合并子公司Crestwood Equity Partners LP(“Crestwood”)的财务报告内部控制，其财务报表反映的总资产和收入分别占截至2023年12月31日和截至2023年12月31日的相关综合财务报表金额的7%和1%。正如管理层关于财务报告内部控制的报告所指出的那样，Crestwood于2023年被收购。管理层对合伙企业财务报告内部控制有效性的断言排除了对克雷斯特伍德财务报告的内部控制。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/s/均富律师事务所
德克萨斯州达拉斯
2024年2月16日
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财务报告内部控制的变化
在截至2023年12月31日的三个月内，我们对财务报告的内部控制(定义见规则13a-15(F)或规则15d-15(F))没有发生重大影响或合理地很可能对我们的财务报告内部控制产生重大影响的变化。
第9B项：其他资料
没有。
项目9C。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
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第三部分
项目10.董事、高管和公司治理
董事会
我们的普通合伙人LE GP，LLC管理和指导我们的所有活动。能源转移的高级官员和董事是LE GP，LLC的高级官员和董事。我们普通合伙人的成员选举我们普通合伙人的董事会。根据我们普通合伙人的有限责任公司协议的规定，我们普通合伙人的董事会有权任命我们的高管。根据其他授权，我们的普通合伙人的董事会可以任命额外的管理人员来协助我们的运营管理，如果我们的首席执行官去世、辞职或被免职，则可以任命一名继任者。
截至2024年1月1日，我们的董事会由9人组成，其中4人符合纽约证券交易所公司治理标准的“独立”资格。作为一家有限合伙企业，根据纽约证券交易所的公司治理标准(第303a条)，我们不需要拥有多数独立董事。我们已经确定，根据纽约证券交易所的公司治理标准，安德森、布兰农、格林和佩里都是“独立的”。
作为一家有限合伙企业，根据纽约证券交易所的规则，我们的任何董事的选举都不需要寻求Unithold的批准。我们相信，我们的普通合伙人成员已任命具有与能源转移业务相关的经验、技能和资质的个人为董事，例如在能源或相关行业或金融市场的经验、天然气运营或金融方面的专业知识，以及担任高级领导职位的历史。我们没有确定董事被提名人的正式程序，也没有在确定董事被提名人时考虑多样性的正式政策，但我们相信我们普通合伙人的成员努力召集了一群具有有效监督能量转移所需的素质和属性的个人。
董事会领导结构。我们并无政策规定董事局主席和行政总裁或行政总裁的职位必须分开或由同一人担任。董事会认为，这一问题已作为继任规划进程的一部分得到适当处理，应在选举新的首席执行官时或在情况需要考虑该事项的其他时候就这一问题作出决定。此前，董事会认为首席执行官是担任董事长的最佳人选，因为他是董事最熟悉合伙企业业务和行业、最有能力有效确定战略重点、领导战略讨论和执行的人。从2021年开始，董事会为执行主席和联席首席执行官设立了单独的角色。独立董事和管理层在战略发展中有着不同的视角和作用。我们的独立董事带来了来自合伙企业以外和不同行业的经验、监督和专业知识，而执行主席和联席首席执行官则带来了专门与合伙企业业务相关的广泛经验和专业知识。
风险监督. 我们的董事会一般通过整个董事会来管理其风险监督职能。我们的联席首席执行官向董事会汇报工作，负有日常风险管理责任。我们的联席首席执行官出席我们的董事会会议，董事会定期收到关于我们的财务结果、我们的运营状况和我们业务战略实施的其他方面的报告，并有足够的机会对管理层进行具体询问。此外，在董事会的每一次例会上，管理层都会提供一份关于Energy Transfer的财务和经营业绩的报告，这往往会引起董事会的质疑或反馈。审计委员会通过其季度会议提供额外的风险监督，在会上收到Energy Transfer的内部审计师的报告，后者直接向审计委员会报告，并与管理层和我们的独立审计师一起审查Energy Transfer的或有事项。
公司治理
董事会通过了适用于我们的董事、高级管理人员和员工的商业行为和道德准则，以及适用于董事和董事会的公司治理指南。我们的商业行为和道德准则、公司治理准则以及我们董事会的审计和薪酬委员会章程的最新副本可在我们的网站www.energyfer.com上找到，并将以印刷形式提供给任何需要此类信息的单位持有人。
请注意，上述互联网地址仅供参考，并不是一个超链接。因此，在该互联网地址找到和/或提供的任何信息或我们网站上包含的任何信息都不打算或被视为通过引用纳入本报告。
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年度认证
2023年，我们的联席首席执行官向纽约证券交易所提供了年度首席执行官证书，证明我们遵守纽约证券交易所的公司治理上市标准。
冲突委员会
我们的合伙协议规定，董事会可以不时任命董事会成员在冲突委员会任职，有权审查董事会认为可能存在利益冲突的特定事项，以确定普通合伙人提出的此类冲突解决方案对Energy Transfer和我们的单位持有人是否公平合理。作为一项政策事项，冲突委员会一般审查任何可能对能源转移具有实质性意义的拟议关联方交易，以确定该交易是否存在利益冲突，以及该交易对能源转移是否公平合理。根据我们的合作伙伴协议的条款，冲突委员会批准的任何事项将最终被视为对能源转移是公平合理的，并得到能源转移的所有合作伙伴的批准，而普通合伙人或其董事会不会违反他们可能欠能源转移或单位持有人的任何职责。这些义务受到我们的伙伴关系协定的限制(见“与利益冲突有关的风险”，见“项目1A”)。本年度报告中的“风险因素”)。
审计委员会
董事会已根据《交易法》第3(A)(58)(A)节设立了审计委员会。董事会任命根据纽约证券交易所审计委员会成员标准独立的人士担任其审计委员会成员。此外，董事会认定，审计委员会至少有一名成员具有会计或相关财务管理专业知识，足以使该人符合S-K条例第407(D)(5)项规定的审计委员会财务专家资格。董事会认定，根据相关经验，审计委员会成员Michael K.Grimm有资格在2023年担任审计委员会财务专家。格林先生的资历说明可在本项目10“普通合伙人的董事和行政人员”下的其他部分找到。
审计委员会每年定期与我们的独立会计师举行至少四次会议，并可应他们的要求举行会议。审核委员会有权及有责任审核本公司的对外财务报告、审核本公司的内部审核程序及内部会计监控是否足够、考虑本公司独立会计师的资格及独立性、聘用及指示本公司的独立会计师，包括与独立会计师建议或要求的年度审核工作及特别审核工作范围有关的聘用书及费用报表，以及按审核委员会认为适当聘用任何其他顾问及会计师的服务。审计委员会与管理层一起审查和讨论经审计的财务报表，与我们的独立审计师讨论审计准则要求讨论的事项,并批准提交我们的10-K表格，其中包括我们经审计的财务报表。审计委员会定期向董事会建议可能需要对其章程进行的任何更改或修改。审计委员会已收到审计委员会关于独立性的适用要求所要求的书面披露和均富会计师事务所的信函，并已与均富会计师事务所讨论了该公司的独立性。审计委员会建议董事会将经审核的能源转移财务报表列入能源转移截至2023年12月31日止年度的10-K表格年度报告内。
董事会通过审计委员会章程。史蒂文·R·安德森、理查德·D·布兰农和迈克尔·K·格林当选为审计委员会成员。
薪酬和提名/公司治理委员会
虽然根据纽约证券交易所的规定，我们不需要任命薪酬委员会或提名/公司治理委员会，因为我们是有限合伙企业，但LE GP，LLC的董事会之前已经建立了一个薪酬委员会，以建立标准并就我们高级管理人员和董事的薪酬提出建议。此外，薪酬委员会决定并确立根据股权薪酬计划给予我们雇员和高级人员的任何奖励的标准，包括与授予任何此类奖励有关的表现标准或其他限制。安德森和格林是薪酬委员会的成员。
除其他职责外，能源转移补偿委员会的职责包括：
•每年审查和批准与我们的联席CEO和CFO的薪酬相关的目标和目标，如果适用的话；
•根据这些目标和目的，每年评估CEO和CFO的业绩，并在此评估的基础上，就CEO和CFO的薪酬水平向董事会提出建议；
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•根据Energy Transfer的股权激励计划，就授予高管基于股权的奖励作出决定；
•定期评估能源转移长期激励计划的条款和管理，以确保它们的结构和管理方式与能源转移的目标和目的一致；
•定期评估激励性薪酬和股权相关计划，并在适当时考虑修订；
•定期评估董事的薪酬；
•保留和终止任何薪酬顾问，以协助评估董事、首席执行官和首席财务官或高管的薪酬；以及
•履行董事会认为适当的其他职责。
商业行为和道德准则
董事会通过了一项适用于我们高级管理人员、董事和员工的商业行为和道德准则。具体规定适用于本公司普通合伙人的联席首席执行官、首席财务官、首席会计官和财务总监，或执行类似职能的人员。对《商业行为和道德准则》的修订或豁免将在我们的网站上公布，并根据《美国证券交易委员会》规则的要求进行报告。不得发布对《商业行为和道德准则》的任何技术性、行政性或其他非实质性修订。
非管理董事会议及与董事的沟通
我们的非管理层董事定期开会。我们的非管理董事轮流担任此类会议的董事主席。
我们已经建立了一套程序，通过该程序，单位持有人或利益相关方可以通过向所需个人、委员会或团体发送书面信件，通知Energy Transfer LP，8111 Westchester Drive8111 Westchester Drive600，Suite600，德克萨斯州，75225，与董事会、任何董事会委员会、任何独立董事或在董事会任职的任何董事成员直接沟通。通讯将根据通讯中概述的事实和情况酌情分发给董事会或董事的任何一名或多名董事。
我们普通合伙人的董事和高级管理人员
下表载列截至2024年2月16日有关我们的普通合伙人的行政人员及董事会成员的若干资料。执行官和董事的任期是无限期的。
名字年龄与我们的普通合作伙伴合作
凯尔西湖沃伦68 董事会执行主席
Thomas E.长67 联席首席执行官和董事(联席首席执行官)
马歇尔S.（Mackie）McCrea，III64 联席首席执行官和董事(联席首席执行官)
迪伦·A布拉姆霍尔47 执行副总裁兼集团首席财务官（首席财务官）
托马斯·梅森67 替代能源执行副总裁兼LNG总裁
布拉德福德湾怀特赫斯特49 税务和企业计划执行副总裁
James M.小赖特55 执行副总裁、总法律顾问兼首席合规官
A.特洛伊·斯特罗克53 集团高级副总裁兼财务总监（首席会计官）
史蒂文·R·安德森74 董事
理查德·D·布兰农65 董事
迈克尔·K·格林69 董事
约翰·W·麦克雷诺兹73 董事
詹姆斯·R·佩里(里克)73 董事
马修·拉姆齐68 董事
龙先生、梅森先生和怀特赫斯特先生担任USAC普通合伙人的董事。
以下是我们普通合伙人上述高级管理人员和董事的个人简历：
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凯尔西湖沃伦沃伦先生担任我们普通合伙人的执行主席。沃伦在2007年8月至2020年12月期间担任首席执行长。他被任命为我们普通合伙人董事会的联席主席，在我们的首次公开募股结束后生效，并于2007年8月成为我们普通合伙人董事会的唯一主席和ETO普通合伙人的首席执行官兼董事会主席，直到2021年4月ETO合并为Energy Transfer LP。2007年8月之前，自2004年1月La Grange Acquisition，L.P.的中游和州内运输仓储业务与Heritage的丙烷零售业务合并以来，Warren先生一直担任ETO普通合伙人的联席首席执行官兼董事会联席主席。Warren先生还在2016年11月至2017年7月期间担任PennTex Midstream Partners的首席执行官，PennTex Midstream Partners是LP的普通合伙人。沃伦先生之所以被选为董事和执行主席，是因为他之前担任过首席执行官，在天然气行业有30多年的从业经验。沃伦先生还与美国各地天然气运输公司的首席执行官和其他高级管理人员建立了关系，为董事会带来了独特而有价值的视角。
托马斯·E·朗。*龙先生自2021年1月起担任我们普通合伙人的联席首席执行官。龙先生于2016年2月至2021年1月担任能量转移普通合伙人首席财务官，并自2019年4月起担任我们普通合伙人的董事。龙先生还曾在2016年11月至2017年7月期间担任PennTex Midstream Partners的首席财务官和董事，PennTex Midstream Partners是LP的普通合伙人。龙先生在ETO于2021年4月合并为Energy Transfer LP之前一直担任该公司的首席财务官，并于2010年11月至2015年4月担任Regency GP LLC的执行副总裁总裁和首席财务官。龙先生于2016年5月至2021年5月担任Sunoco LP的董事董事，并自2018年4月以来一直担任美国国资委董事会成员。2022年5月，龙先生被任命为德克萨斯资本银行股份有限公司(纳斯达克：TCBI)董事会成员。龙先生之所以被选为我们的董事会成员，是因为他在能源行业的丰富经验积累了对能源相关企业融资的了解。
马歇尔S.（Mackie）McCrea，III*McCrea先生自2021年1月以来一直担任我们普通合伙人的联席首席执行官。在此之前，他是我们普通合伙人的总裁兼首席商务官，自2018年10月能量转移股权L.P.与能量转移合伙人L.P.合并后开始担任该职位。在此之前，他自2015年11月以来一直担任能量转移家族的集团首席运营官兼首席商务官。McCrea先生自2009年12月以来一直担任我们普通合伙人的董事会成员。McCrea先生于2009年12月被任命为ETO普通合伙人，并一直担任该职务，直至ETO于2021年4月合并为Energy Transfer LP。在2009年12月之前，他于2008年6月至2015年11月担任ETO普通合伙人总裁兼首席运营官，2007年3月至2008年6月担任总裁-中流。此前，他自2004年1月起担任高级副总裁商业开发部部长。2005年3月，McCrea先生被任命为ETO主要运营子公司La Grange Acquisition LP的总裁，自1997年以来一直担任高级副总裁-业务发展和生产性服务业。McCrea先生还在2012年10月至2017年4月期间担任Sunoco物流合作伙伴L.P.普通合伙人的董事会主席。麦克雷先生被选为董事是因为他为董事会带来了广泛的项目开发和运营经验。在过去的25年里，他在天然气业务中担任过各种职位，能够协助董事会制定和执行合作伙伴关系的战略计划。
迪伦·A·布拉姆霍尔。布拉姆霍尔先生自2022年11月以来一直担任我们普通合伙人的执行副总裁总裁和集团首席财务官，目前也是Sunoco LP普通合伙人的首席财务官。BramHall先生于2015年因与Regency Energy Partners合并而加入Energy Transfer，负责监管该合伙企业的财务规划和分析、信用和商品风险管理、保险、现金管理、资本市场、会计、财务报告和投资者关系部门。他还担任Energy Transfer的风险监督委员会成员。在摄政集团任职期间，布拉姆霍尔先生曾在金融、风险、商业和运营部门担任管理职务。布拉姆霍尔先生拥有爱荷华大学的金融工商管理学士学位和金融与运营管理工商管理硕士学位。
托马斯·梅森. 梅森先生自2022年12月起担任执行副总裁总裁和总裁-液化天然气。他于2015年12月成为能源转移执行副总裁总裁兼普通合伙人总法律顾问，并于2018年10月起担任能源转移股权有限公司与能源转移合伙人有限公司合并后的常务副总裁总法律顾问及总裁液化天然气总法律顾问，直至2022年12月辞去总法律顾问职务。2021年2月，梅森先生开始领导伙伴关系新成立的替代能源集团，该集团专注于替代能源项目的开发，旨在继续减少Energy Transfer在整个运营过程中的环境足迹。梅森先生曾于2012年4月至2015年12月担任经贸办总法律顾问兼秘书高级副总裁，2008年6月担任总裁副总法律顾问兼秘书，并自2007年2月起担任总法律顾问兼秘书。在加入Energy Transfer之前，他是Vinson&Elkins休斯顿办事处的合伙人。2012年10月至2017年4月，梅森先生在Sunoco物流伙伴公司普通合伙人董事会担任董事董事，并在PennTex Midstream担任董事董事
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合伙人，2016年11月至2017年7月担任LP的普通合伙人。梅森先生自2018年4月以来一直担任美国奥委会董事会成员。
布拉德福德·D·怀特赫斯特。自2022年11月以来，怀特赫斯特先生一直担任税务和企业能源转移倡议执行副总裁总裁。2021年1月至2022年11月，他担任首席财务官。2014年8月至2020年12月，他担任常务副税务局局长总裁。在加入Energy Transfer之前，Whitehurst先生是Bingham McCutchen LLP华盛顿特区办事处的合伙人，以及McKee Nelson LLP和Hogan&Hartson华盛顿特区办事处的律师。怀特赫斯特先生专门从事合伙企业税务，自2006年以来一直以外部法律顾问的身份为Energy Transfer及其子公司提供咨询服务。他自2019年4月以来一直担任美国奥委会董事会成员。
小詹姆斯·M·赖特赖特先生于2022年12月被任命为我们普通合伙人的执行副总裁总裁、总法律顾问兼首席合规官。2018年10月，在能源转移股权公司和能源转移合伙人公司合并后，赖特先生成为ET普通合伙人的执行副总裁总裁-法律和首席合规官。自2005年7月以来，赖特先生一直是能源转移法律团队的一员，职责不断增加，并在法律部门担任过多个高级职位，包括2015年12月至2018年10月担任能源转移合伙人法律总顾问，并于2008年5月至2015年12月担任副总法律顾问。在加入Energy Transfer之前，赖特先生在企业产品合作伙伴公司、埃尔帕索公司、索纳特勘探公司和毕马威泥炭马威克有限责任公司获得了丰富的经验。Wright先生拥有德克萨斯A&M大学会计和金融学工商管理学士学位和南德克萨斯法学院法学博士学位。
答：特洛伊·斯特罗克。斯图罗克先生自2022年9月起担任本公司普通合伙人的集团财务总监兼首席会计官高级副总裁。他于2018年10月在Energy Transfer Equity，L.P.与Energy Transfer Partners，L.P.合并后担任财务总监兼首席会计官高级副总裁。自2016年8月至ETO于2021年4月合并为Energy Transfer LP之前，他一直担任ETO普通合伙人的高级副总裁财务总监兼首席会计官，并于2015年6月开始担任我们普通合伙人的副总裁、财务总监兼首席会计官。斯特罗克先生是一名注册会计师。
史蒂文·R·安德森。安德森先生于2018年6月当选为我们普通合伙人的董事会成员，并在审计委员会和薪酬委员会任职。安德森先生于20世纪70年代初在能源行业开始了他的职业生涯，S在康菲石油公司二叠纪盆地地区任职。然后，他在ANR管道及其继任者Coastal Corporation担任天然气供应和中游高管约25年。后来，他担任Aquila Midstream负责商业运营的副总裁，2002年将该业务出售给Energy Transfer后，他成为那里管理团队的一员。在2009年10月从能量转移退休前的六年里，他担任过兼并和收购部副总裁。从那时起，他一直参与私人投资，并在圣约翰健康系统和俄克拉何马州塔尔萨的圣西蒙圣公会之家以及其他各种社区和民间组织的董事会任职。安德森还曾在2012年10月至2017年4月期间担任Sunoco物流合作伙伴公司的董事会成员。根据安德森先生在中游能源行业的总体经验，以及他对Energy Transfer业务的具体了解，他被选为我们的董事会成员。安德森还介绍了最近在另一家上市合伙企业的审计和薪酬委员会工作的经验。
理查德·D·布兰农。Brannon先生于2016年3月被任命为我们普通合伙人的董事会成员，并自2016年4月以来一直担任审计委员会主席。布兰农是CH4 Energy Six，LLC和Uinta Wax，LLC的首席执行官，这两家公司都是专注于横向油气开发的独立公司。布兰农曾在野马资源开发公司2016年12月IPO至2018年6月期间担任该公司董事会成员。Brannon先生还曾担任Sunoco LP，Regency，OEC Compression和Cornerstone Natural Gas Corp.的董事会成员以及审计委员会和薪酬委员会成员。他于1981年在德克萨斯石油天然气公司开始了他的职业生涯，在能源行业拥有超过35年的经验。根据布兰农先生对能源行业的了解以及他作为董事以及其他上市公司审计和薪酬委员会成员的经验，我们普通合伙人的成员选择布兰农先生担任董事的职务。
迈克尔·K·格林。格林先生于2018年10月被任命为我们普通合伙人的董事会成员，并从那时起一直在审计委员会和薪酬委员会任职。在此之前，格林从2005年12月开始担任董事的普通合伙人，并在此期间担任审计和薪酬委员会成员。格林是Rating Star Energy，L.L.C.的创始创始人之一，该公司是一家私人持股的上游勘探和生产公司，活跃在美国大陆，并在1995年至2006年期间担任该公司的总裁和首席执行官，直到该公司被出售。格林先生目前是新星石油有限责任公司的总裁。格林先生曾在2014年1月至2018年6月担任RSP Permian，Inc.(纽约证券交易所代码：RSPP)董事会主席。从2018年11月到2019年被出售，格林先生一直担任阿纳达科石油公司的董事会成员。在后起之秀形成之前，
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1990年至1994年，格林先生任普莱西德石油公司全球勘探与土地管理局总裁副主任。在加入普莱西德石油公司之前，格林先生在阿莫科生产公司工作了13年，在休斯顿、新奥尔良和芝加哥的勘探部门担任过多个职位。格林先生一直是美国职业牧场主协会、达拉斯野猫委员会、达拉斯制片人俱乐部和全美野猫协会的活跃成员。他拥有得克萨斯大学奥斯汀分校的工商管理学士学位。格林之所以被选为董事的一员，是因为他在能源行业拥有丰富的经验，并曾在几家能源相关公司担任过高管，此外，他还通过参与能源相关组织获得了业内人脉。
约翰·W·麦克雷诺兹麦克雷诺兹先生是Energy Transfer LP的董事成员，自2004年8月以来一直担任该职位。麦克雷诺兹先生曾于2005年3月至2018年10月担任Energy Transfer LP的总裁，之后他成为该合伙企业的特别顾问。麦克雷诺兹先生还曾在2005年8月至2013年6月期间担任我们的首席财务官。在成为Energy Transfer LP的总裁之前，McReynolds先生在Hunton&Williams LLP国际律师事务所担任了20多年的合伙人。作为一名律师，他专门从事与能源相关的金融、证券、合伙企业、并购、辛迪加和诉讼事务，并在许多仲裁、诉讼和政府程序中担任专家，包括上市公司董事会的特殊项目专家。McReynolds先生被选为Energy Transfer的指定职位，是因为他拥有广泛的背景和经验，以及他在该行业的众多联系人和关系。
詹姆斯·R(里克)·佩里。佩里先生于2020年1月被任命为我们普通合伙人的董事会成员。他曾在2017年3月至2019年12月担任美国能源部长。在此之前，他曾于2000年至2015年1月担任德克萨斯州州长。佩里先生于1998年至2000年担任德克萨斯州副州长，并于1991年至1998年担任农业专员。在1991年之前，他还曾在德克萨斯州众议院任职。佩里先生曾在2015年2月至2016年12月期间担任ETO董事会成员。佩里之所以被选为董事的一员，是因为他在州政府最高职位担任高管的丰富经验。此外，佩里先生在担任德克萨斯州众议院拨款委员会、立法预算委员会成员和州长期间，一直参与财政和预算规划流程。
马修·拉姆齐。拉姆齐先生于2012年7月被委任为董事的普通合伙人，并自2015年11月起担任董事的普通合伙人，直至2021年4月该公司合并为Energy Transfer LP。拉姆齐先生于2018年10月至2022年4月退休前担任首席运营官或我们的普通合伙人，并于2015年11月起担任ETO普通合伙人的总裁兼首席运营官，直至2021年4月ETO合并为Energy Transfer LP。拉姆齐先生亦曾于2016年11月至2017年7月期间担任彭特斯中流合伙人总裁及PennTex Midstream Partners首席运营官兼董事会主席，该合伙人是LP的普通合伙人。拉姆齐之前还担任过Sunoco LP的董事董事，从2015年4月至2022年3月担任Sunoco LP董事会主席，以及美国铝业公司的董事长，从2018年4月至2022年3月在该董事会任职。拉姆齐先生曾担任私人油气勘探合伙公司RPM Explore，Ltd.的总裁，还曾担任RSP Permian，Inc.的董事董事，并在该公司的审计和薪酬委员会任职。除了在能源行业的工作外，Ramsey先生还曾担任全国制造商协会的董事会成员，目前是西南医学基金会的理事。他是德克萨斯大学校监理事会的前主席。拉姆齐先生拥有德克萨斯大学奥斯汀分校的市场营销学士学位和南得克萨斯大学法学院的法学博士学位。拉姆齐先生是基于在石油和天然气领域的丰富经验而被选中的，Energy Transfer相信他作为我们的董事会成员提供了宝贵的行业洞察力。
拖欠款项第16(A)条报告
《1934年证券交易法》第16（a）条要求我们的普通合伙人的董事和执行官，以及拥有超过10%的代表我们有限合伙权益的普通单位的人，以表格3、4和5向SEC提交所有权和所有权变更报告。SEC法规还要求此类报告人员向我们提供这些第16（a）条报告的副本。根据对该等报告副本的审阅，我们相信所有适用的第16（a）条报告均已于2023年及时提交，惟McReynolds先生及Wright先生各有一份迟交的表格4除外。
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第11项：高管薪酬
薪酬问题的探讨与分析
获任命的行政人员
能源转移没有官员或董事。相反，我们由普通合伙人的董事会管理，普通合伙人的执行官执行Energy Transfer的所有管理职能。因此，我们的普通合伙人的执行官是Energy Transfer的执行官，他们的薪酬由我们的普通合伙人管理。因此，本薪酬讨论与分析侧重于下文所述的普通合伙人执行官的总薪酬。我们在本讨论中称之为“指定执行官员”的人员如下：
•马歇尔S.（Mackie）McCrea，III，联席首席执行官;
•Thomas E. Long，联席首席执行官;
•迪伦·A·布拉姆霍尔，执行副总裁总裁，集团首席财务官；
•布拉德福德·D·怀特赫斯特，执行副总裁总裁--税务和企业倡议；
•托马斯·P·梅森，执行副总裁总裁-替代能源和总裁-液化天然气；以及
•小詹姆斯·M·赖特，执行副总裁总裁，总法律顾问兼首席合规官。
我们对高管薪酬的理念
总体而言，我们的普通合伙人的高管薪酬理念是基于这样的前提，即每位高管的薪酬中有很大一部分应该是基于激励或“风险”的薪酬，并且高管的总薪酬水平在高管人才和能力的市场上应该具有很强的竞争力。我们的普通合伙人为其高管(包括被任命的高管)寻求一个总薪酬计划，该计划规定的薪酬略低于市场年度基本薪酬的中位数(即大约30%这是至40这是市场的百分位数)，但基于激励的薪酬由奖励短期和长期业绩的薪酬工具组成，两者的目标都是在大约市场的最高四分之一支付。我们的普通合伙人认为，基于激励的平衡是通过以下方式实现的：(I)支付年度可自由支配的现金奖金，以考虑在该财年开始时设定的财年合伙企业财务业绩目标的实现情况，以及其高管(包括被任命的高管)对合伙企业的成功和年度财务业绩目标的实现所做出的个人贡献；以及(Ii)根据合伙企业股权激励计划(S)或Sunoco LP股权激励计划下的时间限制单元、幻影单元奖励或现金限制单元奖励，根据高管奖励的分配，按适用情况发放年度可自由支配现金奖金。包括对被任命的执行干事的奖励，这些奖励旨在为其主要员工提供较长期的激励和留任价值，使其集中精力提高其上市单位的市场价格，并增加合伙企业和/或其他关联合伙企业向其各自单位持有人支付的现金分配。
合伙企业历来授予受限单位和/或幻影单位奖(“RSU”)，一般根据连续受雇情况，在服务第三年后按60%的比率授予，在服务第五年后按剩余40%的比率授予。从2020年开始，Energy Transfer开始授予现金限制单位(“CRSU”)，这种单位一般基于连续雇用，在三年内每年三分之一的速度授予。2020年，对员工的奖励一般在RSU和CRSU之间平均分配；2020年后，奖励通常基于75%的RSU和25%的CRSU。该伙伴关系认为，这些以股权为基础的奖励安排对于吸引和留住执行干事和主要雇员以及激励这些个人实现既定的业务目标具有重要意义。基于股权的薪酬反映了我们的普通合伙人对将其被任命的高管的利益与单位持有人的利益保持一致的重视。虽然合伙企业采用以时间为基础的股权奖励形式，但授予日估值采用经修订的单位持有人总回报(“TUR”)表现，以Energy Transfer确定的同业集团在规定时间段内的平均回报衡量。经修订的TUR旨在根据之前测量的期间对股权奖励的业绩调整进行确认，以在设定授予日值时增加业绩影响因素，即使RSU和CRSU本身是一个时间既得性工具。
如下文所述，我们的薪酬委员会和/或Sunoco LP普通合伙人的薪酬委员会(视情况而定)均与我们的普通合伙人协商，负责我们高管的薪酬政策和薪酬水平，包括我们普通合伙人的指定高管。在本次讨论中，我们将我们的补偿委员会称为“能量转移补偿委员会”。
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有关该伙伴关系指定执行干事的薪酬的更详细说明，请参阅下文“-补偿表”。
分发给我们的普通合作伙伴
我们的普通合伙人由凯尔西·沃伦先生持有多数股权。根据我们的合伙协议，我们根据我们的合伙协议向我们的普通合伙人支付季度分配，该协议涉及我们合伙协议中规定的其普通合伙人权益的所有权。我们对我们普通合伙人的现金分配与我们普通合伙人高管的薪酬水平或组成部分没有任何关系。对我们普通合伙人的分配在我们的合并财务报表的附注8中有详细的描述，这些附注包括在“第8项.财务报表和补充数据”中。我们的指定高管还直接或间接拥有我们有限合伙人的某些权益，并相应地获得季度分配。这种按单位分配等于按单位分配给我们所有有限合伙人，与被点名的高管的薪酬水平或他们作为员工提供的服务无关。
关于我们被任命的高管的薪酬的更详细说明，请参阅下面的“-薪酬表格”。
薪酬理念
我们的薪酬计划旨在实现以下目标：
•用具有行业竞争力的基本工资和重大激励机会来奖励高管，使总薪酬接近市场的最高四分之一；
•通过提供与上市有限合伙企业或类似规模和类似业务领域的其他同行公司雇用的其他高管和关键管理员工具有竞争力的总薪酬，吸引、留住和奖励有才华的高管和关键管理员工；
•激励高级管理人员和关键员工取得良好的财务和运营业绩；
•强调基于业绩的或“有风险的”薪酬；以及
•奖励个人表现。
高管薪酬的构成要素
在截至2023年12月31日的一年中，支付给我们被任命的高管的薪酬包括以下部分：
•年基本工资；
•非股权激励计划薪酬完全由可自由支配的现金奖金组成；
•股权激励计划下的时间授予的RSU和CRSU(S)；
•根据我们的股权激励计划，支付未授予的基于时间的RSU的分配等价权(DER)；
•根据我们的股权激励计划或关联公司的股权激励计划(S)发放的先前发放的基于时间的RSU的归属；以及
•401(K)计划雇主缴费。
方法论
能源转移薪酬委员会考虑现有的相关数据，以评估我们在高管(包括被任命的高管)的基本工资、年度短期激励和长期激励薪酬方面的竞争地位。能量转移补偿委员会还考虑个人的表现、责任水平、技能和经验。
能源转移薪酬委员会定期聘请第三方独立薪酬顾问，为同行公司的薪酬水平提供全面的市场竞争力薪酬分析，以协助确定我们高管(包括被任命的高管)的薪酬水平。最近，子午线薪酬伙伴有限责任公司(“子午线”)于2023年完成了对该伙伴关系若干官员，包括被任命的执行干事的总薪酬水平的市场竞争力的评价。子午线审查提供了截至2023年12月31日的年度内合伙企业高管，包括被任命的高管的薪酬方面的市场信息。特别是，Meridian的审查旨在(I)评估某些高级管理层成员(包括我们被点名的高管)的总薪酬水平的市场竞争力
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(Ii)协助为我们的高级管理层(包括被任命的高管)确定适当的薪酬水平；以及(Iii)确认我们的薪酬计划产生的薪酬方案与我们的整体薪酬理念一致。
在进行审查时，子午线公司协助发展了能源行业最能反映能源转移概况的领先公司的最终“同行小组”。最后一个“同行组”由核心同行组(即在业务、收入、资产和市场价值以及高级管理层人才竞争方面最相似的8个同行)和一组扩大的参考公司组成，这些公司由更广泛的石油和天然气公司组组成，包括更多的综合、上游和中游参照者，其数据提供了额外的市场背景。作为子午线进行的评估的一部分，决定将分析重点主要放在核心能源行业同行身上。作出这一决定的基础是，确定核心同行小组提供了足够多的比较数据来审议和评估总赔偿额。这一重点使Meridian能够报告这一具体的核心同行数据，将行业同行集团公司的年度基本工资、年度短期现金奖金和长期股权激励奖励水平与被任命的高管的薪酬水平进行比较，以确保被任命的高管的薪酬既符合薪酬理念，又与这些其他公司的高管的薪酬具有竞争力，同时考虑扩大后的集团提供的背景是否提供了薪酬委员会应考虑的额外信息。确定的核心公司是：
能源同级组：
·康菲石油·马拉松石油公司
·企业产品合作伙伴，L.P.·金德摩根公司。
·普莱恩斯全美管道公司，L.P.·威廉姆斯公司。
·瓦莱罗能源公司·菲利普斯66
Meridian提供的薪酬分析涵盖了总薪酬的所有主要组成部分，包括年度基本工资、年度短期现金奖金和高级管理人员的长期激励奖励。在准备审查材料时，Meridian利用了公认的薪酬原则，从同行公司的公开披露中收集了数据，包括Form 10-K和委托书数据，并从多个来源发布了与Energy Transfer的核心同行群体、行业、财务规模和运营广度相关的调查数据。子午线的审查过程还包括与管理层的大量接触，以充分了解每一位高管的工作范围、责任和角色，这些讨论使子午线能够全面评估高管职位的具体方面，以便进行更准确的比较。
在子午线2023年的审查之后，能量转移补偿委员会审查了所提供的信息，包括子午线的具体总结意见和对未来所有补偿的建议考虑。这些意见涉及总体竞争基准、同行公司薪酬方法以及短期和长期激励计划设计，能量转移薪酬委员会考虑并审查了Merdian进行的研究结果，以确定结果是否表明薪酬计划产生了优先考虑基于激励的薪酬和奖励实现短期和长期业绩目标的竞争性总薪酬模式，并考虑了Merdian的结论和建议。虽然子午线认为伙伴关系正在继续实现其在“风险”办法方面的既定目标，但子午线也建议进行某些调整以供考虑，这些考虑旨在使伙伴关系能够继续实现其关于基本薪酬和奖励薪酬(短期和长期)的目标百分位数。关于2023年子午线检讨，能量转移补偿委员会在咨询子午线及执行管理层后，批准采纳经修订及重订的能量转移有限责任公司年度奖金计划(“经修订奖金计划”)，自2023年1月1日起生效。经修订的奖金计划提高了实现特定业绩目标的潜在派息，允许经修订的奖金计划的最高派息为目标的130%，而先前的奖金计划最高派息为116%。具体的更改将在下面的标题下讨论年度奖金。作为审查的一部分，Meridian建议的某些其他考虑因素已经实施，其他因素被确定为需要额外审查和考虑。
除了作为子午线审查的一部分收到的信息外，能源转移补偿委员会还利用从其他来源获得的信息来确定我们被任命的高管的薪酬水平，例如年度第三方调查，尽管能源转移补偿委员会不使用第三方调查数据来基准被任命的高管的总薪酬金额或任何特定的薪酬要素。
基本工资。基薪旨在提供有竞争力的固定薪酬水平，以吸引和留住执行干事，并根据他们的责任水平和持续的个人业绩(包括经验、责任范围和取得的成果)对他们进行补偿。被任命的执行干事的薪金每年都会进行审查。正如所讨论的那样
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如上所述，我们任命的高级管理人员的基本工资的目标是产生略低于市场中值水平的年基本工资(即大约30这是至40这是市场百分比)，由能源转移补偿委员会在考虑沃伦先生的建议后确定。
在绩效审查过程中，能量转移补偿委员会将考虑沃伦先生的建议、任何相关的薪酬研究数据(并酌情使用过时的数据)，以及为合伙企业和/或其雇用附属公司的所有雇员设定的绩效加薪池。2023年期间，能源转移补偿委员会批准将麦克雷的基本工资从之前的1,399,320美元增加到1,465,788美元，增幅为4.75%；将龙的基本工资从之前的1,399,320美元增加到1,465,788美元；将布拉姆霍尔的基本工资从之前的575,000美元增加到613,813美元，增加了约6.75%；将赖特的基本工资从之前的550,000美元增加到576,125美元，增加了大约4.75%。在怀特赫斯特和梅森的案例中，能源转移补偿委员会批准了相当于他们现有基本工资4.75%的一次性现金补偿，怀特赫斯特和梅森的这一数字分别为30,420美元和32,285美元。向Whitehurst先生和Mason先生一次性支付款项的决定与他们的角色和职责的某些变化以及子午线基准分析的结果有关。
高管薪酬追回政策。2023年11月，能源转移补偿委员会通过了能源转移执行干事奖励补偿追回政策(“追回政策”)，要求合伙企业在被要求编制会计重述的情况下，从执行干事那里追回错误发放的基于奖励的薪酬。追回政策适用于目前或以前被指定为1934年证券交易法第16a-1(F)条所界定的合伙企业“高级人员”的任何个人，包括我们目前的所有近地天体。追回政策旨在符合美国证券交易委员会和纽约证券交易所上市公司手册的要求，包括(I)会计重述的定义，(Ii)基于激励的薪酬的适用类型，(Iii)相关的回收期限，以及(Iv)回收金额的计算方法。
年度奖金除了基本工资外，能源转移补偿委员会还根据修订的奖金计划决定是否在年底后向高管(包括我们指定的高管)发放酌情的年度现金奖金。如上所述，修订后的奖金计划取代了与Merdian《2023年审查》中所载某些建议有关的奖金计划。
修订后的奖金计划是一项可自由支配的年度现金奖金计划，适用于所有员工，包括被任命的高管。修订后的奖金计划的目的是奖励对合伙企业的业务目标作出贡献的员工，并帮助激励员工。修订的奖金计划由能源转移补偿委员会管理，能源转移补偿委员会有权建立和解释与修订的奖金计划相关的规则和法规，选择参与者，确定和批准任何实际奖励金额的规模，做出所有决定，包括事实决定，并采取所有其他必要或适当的行动，以适当管理修订的奖金计划。
在2023年1月1日之前，每个日历年或能源转移补偿委员会指定的任何其他期间(“绩效期间”)提供的奖金计划，供能源转移补偿委员会根据(I)内部调整后EBITDA目标(“调整后EBITDA目标”)、(Ii)内部可分配现金流目标(“DCF目标”)和(Iii)每个部门相对于适用部门预算的绩效(“部门预算目标”)的实现情况来评估和确定总体资金现金奖金池。就红利计划中确立的调整后EBITDA目标和折现现金流目标而言，调整后EBITDA和可分配现金流量的计量是使用与合伙企业公开报告的财务信息中使用的相同定义计算的，包括合伙企业的收益新闻稿、投资者介绍以及10-K和10-Q表格的年度和季度报告。业绩标准对调整后的EBITDA目标的实现情况加权60%，对DCF目标的实现情况加权20%，对部门预算目标(统称为“预算目标”)的实现情况加权20%。对于预算的DCF目标和调整后的EBITDA目标，分配给基金奖金池的现金总额将从0%到120%不等，从部门预算目标的0%到100%不等。奖金池的最高资金是总资金池目标的116%，为了实现这种资金，调整后的EBITDA和DCF目标中的每一个都必须达到120%的资金，而该部的预算目标必须达到100%的目标。虽然已拨款的奖金池将反映每个目标下的业绩汇总，但如果调整后EBITDA目标下的业绩低于其目标的80%，则不会为奖金池提供资金。如果奖金池得到资助，参与者可以根据预算目标的实现程度和个人表现获得绩效期间的现金奖励。在业绩期间结束后，在切实可行的范围内尽快以现金支付奖金，但在任何情况下，不得迟于业绩期间结束后的两个半月。
根据修订的奖金计划，对于2023年1月1日之后的每个绩效期间，能量转移补偿委员会将根据(I)调整后的EBITDA的成就来评估和确定总体资金现金奖金池
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(2)折现现金流目标和(3)部门预算目标。根据修订的奖金计划，预算目标按调整后EBITDA目标的实现情况加权60%，对DCF目标的实现情况加权25%，对部门预算目标的实现情况加权15%。根据修订的奖金计划，折现现金流目标权重从奖金下的20%增加到25%，预算目标权重从20%减少到15%。对于预算的DCF目标和调整后的EBITDA目标，分配给基金奖金池的现金总额将从0%到135%不等，从部门预算目标的0%到100%不等。根据经修订的奖金计划，基金奖金池的幅度增加至预算折现现金流目标和调整后EBITDA目标的135%，较奖金计划下的120%有所增加。
根据修订的奖金计划，奖金池的最高资金为总奖金池目标的130%，比奖金计划的116%有所增加。根据修订的奖金计划，调整后的EBITDA和贴现现金流目标的最大资金要求达到目标的110%，而在奖金计划下为120%。修订的奖金计划的最高资金为130%，比奖金计划下的116%的最高资金有所增加。
虽然已拨款的奖金池将反映每个目标下的业绩汇总，但如果调整后EBITDA目标下的业绩低于其目标的80%，则不会为奖金池提供资金。如果奖金池得到资助，参与者可以根据预算目标的实现程度和个人表现获得绩效期间的现金奖励。红利计划及经修订红利计划下的奖金均于业绩期间结束后在切实可行范围内尽快以现金支付，但在任何情况下不得迟于业绩期间结束后两个半月。
虽然实现预算目标在奖金计划和修订后的奖金计划下设立了一个奖金池，但实际的奖金奖励是可自由支配的。这些酌情发放的花红，旨在奖励获提名的行政人员，以奖励他们在工作表现期间完成财政预算案目标的表现，以及个别人士在该年度对盈利和成功所作出的贡献。能源转移补偿委员会还考虑沃伦先生的建议，以确定每位被提名的执行官员的具体年度现金奖金数额。能源转移补偿委员会没有事先确定自己的财务业绩目标，以决定是否批准任何年度奖金，也没有使用任何公式化方法来确定年度奖金。
对于麦克雷和朗，他们2023年的奖金池目标是各自年度基本收入的160%，与他们之前的2022年目标一致。2023年，能源转移补偿委员会批准怀特赫斯特、布拉姆霍尔、梅森和赖特的短期年度现金奖金池目标为各自年度基本收入的130%，与他们之前的2022年目标一致。
2024年2月，能量转移补偿委员会根据修订后的奖金计划认证了2023年的业绩结果，并授权支付目标池的100%。这笔奖金支出反映了调整后息税折旧摊销前利润目标的100.9%、贴现现金流目标的99.7%以及部门预算目标的99.7%或2,800万美元的实现。
根据核准的结果，能量转移补偿委员会批准了与2023年历年有关的现金奖金，分别发放给McCrea先生、Long先生、BramHall先生、Whitehurst先生、Mason先生和Wright先生，数额分别为2,300,000美元、2,300,000美元、825,000美元、800,000美元、840 000美元和775,000美元。
公平奖。 能源转移维持并实施(I)第二次修订及重订能源转移LP 2008年激励计划(“2008激励计划”)；(Ii)能源转移LP 2011年长期激励计划(“2011激励计划”)；(Iii)能源转移LP 2015年长期激励计划(“2015计划”)；(Iv)修订及重订能源转移LP长期激励计划(“能源转移计划”，连同2008年激励计划、2011年激励计划及2015年计划，“能源转移激励计划”)。能源转移奖励计划授权能源转移补偿委员会酌情根据其确定的适当条款和条件，根据能源转移奖励计划定义的一般指导方针，酌情在每个相应的RSU计划下授予奖励。Energy Transfer通常使用时间授予的受限单位和/或幻影单位作为其向合格员工(包括被任命的高管)颁发年度股权奖励的工具。
此外，在2020年，能量转移通过了能量转移LP长期现金限制单位计划(CRU计划)。CRU计划授权能源转移补偿委员会酌情根据其确定的适当条款和条件，并根据CRU计划定义的一般准则，酌情授予CRSU奖励。与能源转移激励计划的奖励一样，CRU计划的奖励将用于长期激励和奖励符合条件的员工，并且CRU计划出于这些讨论的目的被包括为“能源转移激励计划”。
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2023年，能源转移补偿委员会为麦克雷和朗设定了相当于他们年度基本收入的900%的长期激励目标，这与他们之前的目标一致。2023年，能源转移补偿委员会批准了对布拉姆霍尔、怀特赫斯特、梅森和赖特的长期激励目标，分别为他们各自年度基本收入的500%、500%、500%和500%，与他们之前的目标一致。
以年度长期奖励目标为基础，确定授予合格参与者的目标单位数量，包括被任命的高管。底薪的倍数用于设定集合目标，然后将该数字除以加权平均价格，该加权平均价格是通过考虑Energy Transfer的修正总单位持有人回报(TUR)表现来衡量的，该表现与Energy Transfer确定的同行组在定义的时间段内的平均回报相比较。经修订的TUR旨在根据之前测量的期间对股权奖励的业绩调整进行确认，以在设定授予日值时增加业绩影响因素，即使RSU和CRSU本身是时间既得性工具。为了确定初始价格，Energy Transfer使用各自年度11月1日之前的Energy Transfer公共单位60个交易日的往绩加权平均价格。当Energy Transfer的TUR高于或低于其确定的同行集团的TUR超过5%时，这一平均交易价格将受到调整。如果TUR分析得出的结果在其确定的同行组的5%以内，能量转移补偿委员会将简单地使用60个交易日的往绩加权平均价格除以适用的薪资倍数，为每个符合条件的参与者建立一个目标池，包括指定的高管。如果Energy Transfer的TUR在5%的偏差之外，60个交易日的往绩加权平均价将根据Energy Transfer相对于确定的集团的表现向上或向下调整至最多15%的往绩加权平均价。2022年，同级小组包括以下内容：
·企业产品合作伙伴，L.P.·普莱恩斯全美管道公司，L.P.
·威廉姆斯公司。·MPLX LP
·金德摩根公司。
2023年，根据确定的比较期间的平均值，伙伴关系的TUR比确定的同行群体高出约6%。因此，降低了2023年长期激励基本价格，以增加总可用限制池约6%。
2023年12月，能量转移补偿委员会与沃伦先生协商，批准向McCrea先生、Long先生、BramHall先生、Whitehurst先生、Mason先生和Wright先生分别提供782,138个单位、782,138个单位、189,750个单位、187,500个单位、187,500个单位和170,775个单位。能量转移补偿委员会还批准向McCrea先生、Long先生、BramHall先生、Whitehurst先生、Mason先生和Wright先生分别提供260,712个单位、260,712个单位、63,250个单位、62,500个单位、62,500个单位和56,925个单位。
2023年批准的RSU规定在五年内逐步归属，其中60%在第三年末归属，其余40%在第五年末归属。奖励的授予通常以持续受雇为条件，直至每个指定的授予日期。RSU奖使获奖者有权就每个未被授予或被没收的能源转移单位，在通过能源转移向其普通单位持有人进行每一次此类分配后，立即获得一笔DER现金付款。
2023年授予的CRSU规定了三年内的增量归属，每年年底有三分之一的归属。每个CRSU都有权在获奖时获得等同于一个能量转移公共单位市场价值的现金。CRSU不包括支付现金的权利。
在批准授予这种RSU和CRSU，包括授予被任命的执行官员时，能源转移补偿委员会考虑了几个因素，包括保留这些个人作为Energy Transfer未来成功的关键驱动力的长期目标，这些个人现有的股权所有权水平，以及以前授予这些个人但须归属的股权奖励。如果获奖者包括被点名的执行干事死亡或残疾，或者如果能源转让奖励计划中定义的能源转让控制权发生变化，2023年奖励的授予将加快。
如下文“终止或变更控制权时的潜在付款”一节所述，所有未完成的股权奖励将在控制权变更时自动加速，这意味着无论官员是否被解雇，控制权变更时归属都会自动加速。此外，奖励协议还包括某些加快退休的条款，有能力在65岁时加速能源转移激励计划下40%的未归属奖励，在68岁时加速50%。这些加速条款要求参与者在合伙企业或附属公司拥有不少于五(5)年的就业服务，并受IRC部分适用条款的约束
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409(A)，其中可能包括退休后六(6)个月的转归延迟。从2022年开始，退休条款还要求在授予日期后至少持有一年的奖励，才有资格获得加速。
我们相信，允许在控制权变更时加速授予股权奖励，通过使员工能够在我们经历控制权变更交易时从这些奖励中实现价值，为我们创造了一个重要的保留工具。此外，我们相信，允许在控制权发生变化时加快转归，会在交易过程中产生一种稳定感，这可能会给他们未来的就业带来不确定性，并鼓励这些人员继续专注于他们的工作职责。
附属公司和子公司股权奖。除了在2023年担任能源转移官员外，布拉姆霍尔先生还对Sunoco LP负有某些责任，包括领导某些共享服务职能。尽管从2023年开始承担这些责任，但布拉姆霍尔先生的薪酬，包括他的长期激励奖，100%都归因于能源转移。
对联席首席执行官的特别一次性奖励。为了表彰他们从2021年1月1日起担任联席首席执行官的新角色，能量转移补偿委员会批准了对McCrea先生和Long先生的一些一次性奖励。
McCrea先生根据能源转移激励计划获得了241,815个RSU的特别一次性奖励，以及与他被任命为联席首席执行官有关的1,625,000美元的特别现金付款，自2021年1月1日起生效。
Long先生根据能源转移激励计划获得了483,630个RSU的特别一次性奖励，与他被任命为联席首席执行官有关，从2021年1月1日起生效。
对McCrea先生和Long先生的RSU奖励是在相同的授予日期作出的，估值和归属时间表与上文“-股权奖励”部分中所述的年度股权奖励所使用的估值和归属时间表相同。能源转移补偿委员会于2020年12月30日批准这些奖励，从McCrea先生和Long先生于2021年1月1日起立即生效，并作为2021年的补偿反映在下面的补偿表部分。
单位所有权准则。2021年，我们的普通合伙人董事会通过了《执行单位所有权准则》(以下简称《准则》)的最新版本，其中规定了适用于Energy Transfer和Sunoco LP公共单元的某些高管的最低所有权准则。适用的准则以基本工资的倍数计价，要求拥有的共同单位的数额随着责任级别的增加而增加。根据这些准则，(1)首席执行干事/联席首席执行官(S)应拥有最低价值为基薪六倍的共同单位；(2)首席业务干事、首席财务官、总法律顾问和其他高层管理人员应拥有最低价值为各自基本工资四倍的共同单位；(3)高级副总裁应拥有最低价值为各自基本工资两倍的共同单位。除被提名的执行干事外，这些准则还适用于其他涵盖的主管人员，根据准则的条款，主管人员应直接或间接拥有这些人员，共同单位的最低价值从各自基本工资的一倍至四倍不等。
Energy Transfer补偿委员会认为，Energy Transfer和/或Sunoco LP共同单位的所有权，如这些准则所反映的，是将其高管的财务风险和回报与Energy Transfer的单位持有人总回报挂钩的重要手段，使该等高管的利益与单位持有人的利益保持一致，并促进Energy Transfer对良好公司治理的兴趣。
所涵盖的高管通常被要求在受准则约束后五年内达到他们的所有权水平。截至2023年12月31日，所有被任命的执行干事均符合截至该日的准则要求的水平。
承保高管可以通过直接拥有Energy Transfer和/或Sunoco LP共同单位或由某些直系亲属间接拥有来满足指导方针。为满足最低所有权要求，Energy Transfer和/或Sunoco LP公共单元的直接或间接所有权应以一对一的比例计算；但是，未授予的单位奖励不得用于满足最低所有权要求。
尚未达到其各自准则的执行干事，包括被任命的执行干事，必须保留和持有与长期奖励奖励有关的所有共同单位(出售的不太常见的单位，用于支付行政人员的适用税款和扣缴义务)。一旦达到所需的所有权水平，只要所涵盖的行政人员遵守准则，就必须保持对所需共同单位的所有权。然而，那些已达到或超过其适用所有权级别准则的个人可以按照符合以下条件的方式处置公共单位
148
目录表
财务报表索引
适用的法律、规则和法规，包括美国证券交易委员会的条例和我们的内部政策，但前提是该个人对共同单位的剩余所有权将继续超过适用的所有权水平。
符合条件的退休计划福利。能源转移LP 401（k）计划（“能源转移401（k）计划”）是一项固定缴款401（k）计划，涵盖我们几乎所有的员工，包括指定的执行官。员工可以选择递延最多100%的合格薪酬（扣除适用税款后），但受《国内税收法》的限制。我们所作的匹配供款不少于根据匹配率计入参与者账户的匹配供款总额，匹配率等于每个参与者选择性延期的100%，最高可达承保赔偿的5%。参与人递延的数额在任何时候都完全归属，而伙伴关系的缴款则根据服务年限归属。我们提供此福利作为激励员工的一种手段，并为他们提供为退休储蓄的机会。
合伙企业为所有基本薪酬低于指定阈值的员工提供3%的利润分享贡献。该供款是401（k）配对供款以外的供款，雇员根据服务年期归属。
健康和福利福利。所有全职员工，包括我们指定的执行官员，都可以参加合伙企业的健康和福利计划，包括医疗、牙科、视力、灵活支出、人寿保险和残疾保险。
解雇福利。我们指定的执行官没有任何雇佣协议，要求支付终止或遣散费，或规定在我们的普通合伙人的控制权发生变化时支付任何款项;然而，根据能源转让激励计划，2018年Sunoco LP计划和Sunoco LP 2012年长期激励计划（“2012年Sunoco LP计划”）规定，在发生（i）控制权变更（定义见计划）的情况下，所有未归属的受限制单位奖励将立即归属;（ii）死亡或（iii）伤残，如适用计划所界定。有关其他资料，请参阅“补偿表-终止或控制权变更时的潜在付款”。
此外，于2021年，合伙企业亦已采纳合伙企业遣散计划及计划概要（“遣散计划”），其规定在合资格终止（定义见遣散计划）的情况下支付若干遣散福利。一般而言，离职计划规定，每工作一年或不足一年，支付两周的年基薪，最多支付52周或一年的年基薪（最少支付四周的年基薪），并继续参加最多三个月的团体健康保险。遣散计划亦规定，我们可根据特殊情况决定支付遣散计划所提供福利以外的福利，该等额外福利应为独特及非先例设定。遣散计划在无歧视的基础上适用于所有受薪员工;因此，在符合条件的终止时应支付给我们指定的执行官员的金额已从下面的“补偿表-终止或控制权变更时的潜在付款”中排除。
能量转移LP非限定延期补偿计划(the能源转移NQDC计划”）是一项递延补偿计划，允许合资格的高薪雇员将其部分薪金、奖金及╱或季度非归属虚拟单位分配等值收入递延至退休、终止雇佣或其他指定分配事件。每年，根据能源转移NQDC计划，合资格雇员可作出不可撤回的选择，于下一年度递延最多50%的年度基本薪金、50%的季度非归属影子单位分派收入及╱或50%的酌情表现花红补偿。根据Energy Transfer NQDC计划，Energy Transfer可向参与者的账户作出年度酌情等额供款;然而，Energy Transfer并无向参与者的账户作出任何酌情供款，且目前并无计划向参与者的账户作出任何酌情供款。能源转移NQDC计划下的所有信贷金额（酌情信贷除外）立即100%归属。根据参与者在可用资金中所作的假设性投资基金选择，将视为收益或损失记入参与者账户。
参与者可选择在退休后三年或五年内一次过支付或每年分期支付其账户余额，并在其他终止事件时一次过支付。参与人也可选择在今后五年或更长时间内一次性领取在职提款，这种预定的在职提款可进一步推迟到提款日之前。一旦能源转移的控制权发生变化（定义见能源转移NQDC计划），所有能源转移NQDC计划账户立即全部归属。然而，分配不会加速，而是根据能源转移NQDC计划的正常分配规定进行，除非参与者根据其延迟协议选择接受控制分配的变更。
与我们的薪酬结构相关的风险评估。我们认为，我们指定的执行官以及其他员工的薪酬计划和方案结构合理，不太可能导致重大损失。
149
目录表
财务报表索引
对我们的风险。我们相信，这些薪酬计划和项目的结构不会促进可能损害我们价值或奖励错误判断的过度冒险。我们还认为，我们已经在基本工资和短期及长期薪酬之间分配了薪酬，以避免鼓励过度冒险。特别是，我们一般不会每年大幅调整行政人员和其他员工的基本年薪，因此我们员工的基本年薪一般不会受到我们整体财务业绩或部分业务财务业绩的影响。我们的子公司通常根据特定财务业绩目标的实现情况以及我们指定的执行官对合伙企业成功的个人贡献来确定其各自指定的执行官是否以及在多大程度上获得现金奖金。我们和我们的子公司使用受限制单位和虚拟单位而不是单位期权来获得股权奖励，因为受限制单位和虚拟单位即使在低迷的市场中也会保留价值，这样员工就不太可能冒不合理的风险来获得或保留“价内”期权。最后，我们的长期奖励以五年为基础的归属期，确保雇员的利益与基金单位持有人及我们附属公司的基金单位持有人的利益一致，以促进我们的长期表现。
基于股权的薪酬安排的税务和会计影响
高管薪酬的扣除额
我们是有限合伙企业，不是美国联邦所得税公司。因此，我们认为支付给指定高管的薪酬不受《国税法》第162(M)条规定的扣除限制的限制，因此，就美国联邦所得税而言，一般可完全扣除。
非现金薪酬的会计处理
就非现金薪酬安排而言，我们于奖励归属期内记录薪酬开支，详情载于综合财务报表附注2及附注9（载于“第8项”）。财务报表和补充数据”。
薪酬委员会联锁与内部人参与
史蒂文·R·安德森先生和迈克尔·K·格林先生是能源转移补偿委员会仅有的两名成员。于2023年期间，能源转移补偿委员会并无任何成员为本公司或本公司任何附属公司的高级人员或雇员，亦无担任任何公司的高级人员，而我们的任何高级管理人员均曾在该公司的董事会任职。格林先生不是我们或我们任何子公司的前雇员。安德森先生在2009年10月退休之前一直是该合伙企业的雇员，这一点在他的传记“项目10.董事、高级管理人员和公司治理”中讨论过。
补偿委员会报告书
我们普通合伙人的董事会已经与能源转移管理层一起审查和讨论了题为“薪酬讨论和分析”的部分。在此审查和讨论的基础上，我们建议将薪酬讨论和分析列入本年度报告Form 10-K。
国际劳工组织的薪酬委员会
LE GP，LLC董事会，
能量转移有限责任公司的普通合伙人

史蒂文·R·安德森
迈克尔·K·格林
上述报告不应被视为通过任何一般声明或对本10-K表格年度报告的引用而被纳入根据1933年证券法(经修订)或交易法提交的任何文件中，除非我们通过引用特别将此信息合并，并且不应被视为根据该等法案提交。
150
目录表
财务报表索引
补偿表
薪酬汇总表
名称和主要职位年薪金
($)		奖金
($)
权益
奖项(1)
($)
非股权
激励计划
补偿(2)
($)
更改中
养老金
价值和
不合格
延期
补偿
收入(美元)
所有其他
补偿(3)
($)
总计
($)
Thomas E.长2023$1,432,554 $— $13,282,060 $2,300,000 $— $25,167 $17,039,781 
联席首席执行官20221,372,410 — 14,344,161 2,635,027 — 23,917 18,375,515 
20211,322,750 — 15,224,039 3,156,400 — 27,014 19,730,203 
马歇尔·S(Mackie)McCrea，III(4)
20231,432,554 — 13,282,060 2,300,000 — 24,044 17,038,658 
联席首席执行官20221,372,410 1,600,000 14,344,161 2,635,027 — 22,794 19,974,392 
20211,322,750 3,225,000 13,734,458 3,156,400 — 22,044 21,460,652 
迪伦·A布拉姆霍尔2023594,406 — 3,222,286 825,000 — 17,760 4,659,452 
集团首席财务官2022429,808 — 3,241,514 700,000 — 16,298 4,387,620 
布拉德福德湾怀特赫斯特2023670,845 — 3,184,077 800,000 — 19,760 4,674,682 
总裁常务副主任-税务和企业倡议2022628,125 — 3,646,060 950,000 — 18,510 5,242,695 
2021605,413 — 3,102,694 1,174,000 — 15,760 4,897,867 
托马斯·梅森2023711,980 — 3,184,077 840,000 — 23,167 4,759,224 
常务副主任总裁-替代能源和总裁-液化天然气2022666,595 — 3,870,995 1,040,900 — 21,917 5,600,407 
2021642,445 — 3,279,498 1,252,000 — 22,706 5,196,649 
小詹姆斯·M·赖特2023563,063 — 2,900,058 775,000 13,991 90,391 4,342,503 
执行副总裁、总法律顾问兼首席合规官
2022488,808 — 1,963,263 762,540 18,550 19,120 3,252,281 
(1)股权奖励金额反映根据FASB ASC主题718计算的所列期间授予的单位奖励的总授予日期公允价值，不考虑任何没收估计。对于BramHall和Whitehurst先生来说，一个或多个时期的金额包括我们子公司Sunoco LP的股权奖励，这反映在“基于计划的奖励资助表”中。有关股权奖励价值的额外假设，请参阅“第8项.财务报表及补充数据”内的综合财务报表附注9。虽然CRSU的奖励只能以现金结算，但它们是以能量转移共同单位的价值为基础的，并在这些补偿表中作为股权奖励入账。
(2)能源转移维持奖金计划，该计划规定可酌情发放奖金。酌情发放的奖金与目标绩效目标的实现挂钩，薪酬讨论和分析中对此进行了描述。
(3)本栏反映的2023年数额包括(1)代表被点名执行干事向能源转移401(K)计划缴纳的对等捐款，分别为Long先生、McCrea先生、BramHall先生、Whitehurst先生、Mason先生和Wright先生缴纳的16,500美元；(2)代表被点名行政干事向Long先生、McCrea先生、Whitehurst先生和Wright先生各缴纳的2,000美元健康储蓄账户缴款，(3)为被点名行政干事的利益支付的人寿保险费的美元价值，以及(4)为Wright先生支付的搬迁费用68,279美元。所有期间反映的金额不包括与未归属单位奖励的分配等价权相关的分配付款，因为此类分配的美元价值已计入最初授予单位奖励和分配等价权时在汇总补偿表的“股权奖励”一栏中报告的授予日期公允价值。2023年，与分销等价权相关的分销支付总额为：朗先生3,762,597美元，麦克雷先生4,425,772美元，布拉姆霍尔先生625,571美元，怀特赫斯特先生1,121,545美元，梅森先生1,180,863美元，赖特先生531,209美元；这些金额包括为那些拥有此类未授权奖励的高管支付的Sunoco LP单位奖励的分销付款。
(4)麦克雷在2022年和2021年的奖金栏中反映的金额包括与2020年授予的时间既得利益现金奖励相关的每年1,600,000美元，相当于麦克雷该年度股权奖励总额目标的50%；该奖励项下没有未偿还的额外金额。McCrea先生的2021年奖金栏中反映的金额还包括于2021年2月1日一次性授予McCrea先生162.5万美元的一次性现金奖励，这笔奖金最初是在2020年10月McCrea先生担任联席首席执行官的情况下授予的。
151
目录表
财务报表索引
2023年基于计划的奖项的授予
名字授予日期所有其他单位奖：单位数
(#)
授予日期单位奖励的公允价值(1)
能源转移单位奖：
Thomas E.长12/8/2023782,138 $10,402,435 
Marshal S.(Mackie)McCrea，III12/8/2023782,138 10,402,435 
迪伦·A布拉姆霍尔12/8/2023189,750 2,523,675 
布拉德福德湾怀特赫斯特12/8/2023187,500 2,493,750 
托马斯·梅森12/8/2023187,500 2,493,750 
小詹姆斯·M·赖特12/8/2023170,775 2,271,308 
能量转移现金限制单位奖：
Thomas E.长12/8/2023260,712 2,879,625 
Marshal S.(Mackie)McCrea，III12/8/2023260,712 2,879,625 
迪伦·A布拉姆霍尔12/8/202363,250 698,611 
布拉德福德湾怀特赫斯特12/8/202362,500 690,327 
托马斯·梅森12/8/202362,500 690,327 
James M.小赖特12/8/202356,925 628,750 
(1)我们已经根据FASB ASC Topic 718计算了单位奖励的授予日公允价值，如上文和我们的合并财务报表附注9所述。财务报表和补充数据”。就Energy Transfer现金受限制单位奖励而言，由于该等奖励不包括分派等值权利，故授出日期之公平值乃按归属期内之预期分派收益率贴现。
简要补偿表和基于计划的奖励的补助表的叙述性披露
有关理解上表中披露的有关薪金、奖金、股权奖励和401(K)计划缴款的信息所需的重要因素的说明，可在这些表之前的薪酬讨论和分析中找到。
2023财年年末未偿还股权奖
名字
授予日期(1)
单位奖(1)
尚未归属的单位数量(2)
(#)
未归属单位的市价或派息价值(3)
($)
能源转移单位奖：
Thomas E.长12/8/2023782,138 $10,793,504 
12/12/2022958,950 13,233,510 
12/16/20211,121,250 15,473,250 
12/30/2020264,872 3,655,234 
12/16/201986,000 1,186,800 
Marshal S.(Mackie)McCrea，III12/8/2023782,138 10,793,504 
12/12/2022958,950 13,233,510 
12/16/20211,121,250 15,473,250 
12/30/2020395,266 5,454,671 
12/16/2019272,960 3,766,848 
迪伦·A布拉姆霍尔12/8/2023189,750 2,618,550 
12/12/2022175,125 2,416,725 
12/16/202183,400 1,150,920 
12/30/202015,000 207,000 
12/16/201921,000 289,800 
布拉德福德·D·怀特赫斯特12/8/2023187,500 2,587,500 
12/12/2022243,750 3,363,750 
12/16/2021228,000 3,146,400 
12/30/202066,640 919,632 
12/16/201960,920 840,696 
152
目录表
财务报表索引
托马斯·梅森12/8/2023187,500 2,587,500 
12/12/2022258,788 3,571,274 
12/16/2021300,300 4,144,140 
12/30/202093,960 1,296,648 
12/16/201985,920 1,185,696 
小詹姆斯·M·赖特12/8/2023170,775 2,356,695 
12/12/2022131,250 1,811,250 
12/16/2021131,944 1,820,827 
12/30/202039,502 545,128 
12/16/201936,120 498,456 
能量转移现金限制单位奖：
Thomas E.长12/8/2023260,712 3,004,546 
12/12/2022213,100 2,568,488 
12/16/2021124,584 1,570,643 
Marshal S.(Mackie)McCrea，III12/8/2023260,712 3,004,546 
12/12/2022213,100 2,455,847 
12/16/2021124,584 1,501,607 
迪伦·A布拉姆霍尔12/8/202363,250 728,918 
12/12/202238,917 469,061 
12/16/20219,267 116,830 
布拉德福德湾怀特赫斯特12/8/202362,500 720,274 
12/12/202254,167 652,869 
12/16/202125,334 319,389 
托马斯·梅森12/8/202362,500 720,274 
12/12/202257,508 693,142 
12/16/202133,367 420,662 
小詹姆斯·M·赖特12/8/202356,925 656,026 
12/12/202229,167 351,549 
12/16/202114,661 184,833 
Sunoco LP单位奖：
Thomas E.长12/30/202011,120 666,422 
12/16/20197,800 467,454 
迪伦·A布拉姆霍尔12/12/202214,200 851,006 
12/16/202113,000 779,090 
12/30/20206,400 383,552 
10/27/20208,000 479,440 
布拉德福德湾怀特赫斯特12/16/202116,100 964,873 
12/30/202010,400 623,272 
12/16/20197,280 436,290 
(1)其中若干未清偿奖励为附属奖励，于与前几个期间的重组交易有关时转换为能源转移奖励。
(2)Energy Transfer和Sunoco LP单位颁发的优秀背心如下：
•2026年12月的税率为60%，2023年12月的税率为40%；
•2022年12月授予的奖励，2025年12月的税率为60%，2027年12月的税率为40%；
•2021年12月授予的奖励，2024年12月的税率为60%，2026年12月的税率为40%；
•2025年12月，在2020年10月和12月授予的剩余部分奖励为100%；以及
•2024年12月，对于2019年12月授予的奖励的剩余未偿还部分，100%。
这样的裁决可能会得到解决 在选举能量转移补偿委员会时，(I)能量转移的共同单位(须在第一个归属日期之前根据纽约证券交易所的规则获得大多数单位持有人的批准)；(Ii)等于否则将交付的能量转移共同单位的公平市场价值(该术语在能量转移激励计划中定义)的现金
153
目录表
财务报表索引
根据每一位被点名的执行干事的条款，这些资产包括：(I)能源转让补偿协议；或(Iii)金额等于能源转让共同单位公平市价的其他证券或财产，否则将根据赠款协议的条款交付，或由能源转让补偿委员会酌情决定的两者的组合。
2023年12月授予的能源转移现金限制单位奖，每年授予2024年12月、2025年和2026年12月三分之一。2022年12月授予的能源转移现金限制单位奖在2024年12月和2025年12月每年授予1/2。2021年12月授予的剩余未偿还能源转移现金限制单位奖将于2024年12月授予。
(3)市值的计算方法是，截至2023年12月31日的未归属奖励数量乘以Energy Transfer和Sunoco LP各自共同单位的收盘价。对于能量转移现金受限单位奖励，授予日期的公允价值在归属期间的预期分配收益率中贴现，因为该等奖励不包括分配等价权。
2023年归属的单位
单位奖
名字单位数
在资产归属上获得的股份
(#)
在归属时实现的价值
($) (1)
能源转移单位奖：
Thomas E.长
497,978 $6,852,177 
马歇尔S.（Mackie）McCrea，III
835,195 11,492,283 
迪伦·A布拉姆霍尔40,500 557,280 
布拉德福德湾怀特赫斯特154,036 2,119,535 
托马斯·梅森
217,196 2,988,617 
小詹姆斯·M·赖特91,313 1,256,467 
能量转移现金限制单位奖：
Thomas E.长
290,650 3,999,344 
马歇尔S.（Mackie）McCrea，III
231,133 3,180,390 
迪伦·A布拉姆霍尔41,225 567,261 
布拉德福德湾怀特赫斯特107,950 1,485,397 
托马斯·梅森
140,421 1,932,193 
James M.小赖特62,162 855,349 
Sunoco LP单位奖：
Thomas E.长
24,410 1,293,242 
迪伦·A布拉姆霍尔21,600 1,144,368 
布拉德福德湾怀特赫斯特23,258 1,232,209 
(1)呈列金额代表归属此等奖励时的变现价值，计算方法为归属单位数目乘以归属日期适用普通单位的适用收市价。
我们还没有发放期权奖励。
不合格递延补偿表
关于伙伴关系递延赔偿计划的主要规定的说明，见上文关于赔偿问题的讨论和分析。
名字上一财政年度的行政人员捐款（美元）
在资产归属上获得的股份
(#)
上一财年注册人贡献（美元）
($) (1)
上一财年的总收益（美元） (1)
总收入/分配（美元）上一个财政年度的总结余（美元）
小詹姆斯·M·赖特— — 13,991 — 83,736 
(1)上述总收益列中包含的金额已包含在薪酬汇总表的非限定递延薪酬收益变动列中。
154
目录表
财务报表索引
终止或控制权变更时的潜在付款
公平奖。 如上文薪酬讨论及分析所述，任何未归属股权奖励根据能源转让奖励计划授出的受限制基金单位奖励（包括现金受限制基金单位奖励）将于控制权变动时自动归属，控制权变动一般定义为发生以下一项或多项事件：（i）任何人或团体成为Energy Transfer或其普通合伙人50%或以上投票权或投票证券的实益拥有人;（ii）LE GP，LLC或LE GP，LLC的关联公司不再是Energy Transfer的普通合伙人;或（iii）在一项或多项交易中向Energy Transfer关联公司以外的任何人出售或以其他方式处置（包括通过清算或解散）Energy Transfer的全部或绝大部分资产。
此外，如中所述股权奖根据上文“薪酬讨论及分析”一节所述，能源转让奖励计划、Sunoco LP计划及二零一二年Sunoco LP计划项下的受限制单位奖励、幻影单位奖励及现金受限制单位奖励一般要求于归属期内继续雇用接受者，惟，倘奖励领取人于适用归属期届满前身故或伤残，则未归属奖励将加速发放。在能源转让激励计划、2018年Sunoco LP计划或2012年Sunoco LP计划下向指定执行人员颁发的所有奖励将在合伙企业控制权发生变化时加速。
此外，能源转移补偿委员会和Sunoco LP普通合伙人的补偿委员会已经批准了一项退休条款，该条款规定，员工，包括在普通合伙人服务至少五年的指定执行官，由于退休而自愿离开各自普通合伙人的人（i）在65岁之后但在68岁之前有资格获得40%的加速归属他或她的奖励;或（ii）年满68岁，有资格加速归属其50%的奖励。加速裁决须遵守IRC第409（A）条的适用规定。由二零二二年授出的奖励开始，退休拨备亦规定奖励须于授出日期后至少持有一年，方符合资格提早授出。
下表显示于二零二三年十二月三十一日，倘发生若干终止或控制权变动事件，导致我们的NEO持有的受限制单位及╱或受限制虚拟单位加速归属，各NEO本应收取的增值金额：
名字效益
因死亡或伤残而终止工作(元)(1)
因任何其他原因终止合同($)
控制权的变更
带或不带续
就业
($) (1)
非因故终止(美元)
Thomas E.长 (2)
单位归属$53,734,034 $— $53,734,034 $— 
马歇尔S.（Mackie）McCrea，III单位归属56,979,648 — 56,979,648 — 
迪伦·A布拉姆霍尔 (2)
单位归属10,713,868 — 10,713,868 — 
布拉德福德湾怀特赫斯特 (2)
单位归属15,310,675 — 15,310,675 — 
托马斯·梅森单位归属14,901,833 — 14,901,833 — 
小詹姆斯·M·赖特单位归属8,422,747 — 8,422,747 — 
(1)上面反映的数额是2023年12月31日受归属/限制的RSU和CRSU数量乘以该日适用公共单位的收盘价的乘积。
(2)对于Long先生、BramHall先生和Whitehurst先生，上面报告的金额包括基于能源转移计划的未偿还奖励和未偿还的Sunoco LP受限单位。
递延薪酬计划。正如我们在上面的薪酬讨论和分析中所讨论的，能量转移NQDC计划下的所有金额(自由支配积分除外)立即100%归属。一旦控制权发生变化(如能量转移NQDC计划所定义)，将根据相应计划的正态分布规定进行相应计划的分配。能量转移NQDC计划一般将控制变更定义为财务法规第1.409A-3(I)(5)节所指的任何控制变更事件。
CEO薪酬比率
根据《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法》第953(B)条和S-K法规第402(U)项，以下是关于联席首席执行官Long先生和McCrea先生的年度总薪酬与我们员工的年度总薪酬之间的关系的信息。
在2023年历年，朗格先生和麦克雷先生在本项目11的赔偿表中报告的年度薪酬总额分别为17 039 781美元和17 038 658美元。
155
目录表
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2023年，支持合伙企业的雇员(朗格和麦克雷除外)的薪酬总额中值为147,362美元。
根据这一资料，2023年Long先生和McCrea先生的年度总薪酬与截至2023年12月31日支持合伙企业的雇员的年度总薪酬的中位数之比约为116比1。
为确定支助伙伴关系的雇员的年度总报酬的中位数，采取了以下步骤：
1.现已确定，截至2023年12月31日，适用的雇员人数为10,579人，所有确定的个人均受雇于美国。这一群体包括我们所有的全职和兼职员工。我们在2023年没有聘用任何独立承包商，这些承包商必须包括在我们的员工总数中，以进行CEO薪酬比率评估。
2.为了从我们的雇员人口中确定“中位数雇员”，我们比较了我们雇员的总收入，这反映在我们在2023年W-2表格中报告的工资记录中。
3.我们使用W-2报告确定了我们的中位数员工，并将此薪酬措施一致地应用于需要包括在计算中的所有员工。在确定“中位雇员”时，我们没有对生活成本进行任何调整。
4.一旦我们确定了我们的中位数员工，我们将2023年员工薪酬的所有要素合并在一起，得到147,362美元的年薪酬和126,264美元的现金薪酬总额。这些员工的总收入和员工的总薪酬之间的差额代表了员工的医疗福利(估计员工及其合格的受扶养人为13,908美元)和员工的401(K)匹配贡献和利润分享贡献(估计为每个员工7,190美元，包括每个员工平均匹配贡献4,501美元和平均利润分享贡献2,689美元(基本收入超过175,000美元的员工没有资格获得利润分享贡献)的差额。
5.关于Long先生和McCrea先生，我们使用了本项目11下我们的2023年赔偿表“总额”一栏中报告的数额。
董事薪酬
2023年，外部董事的薪酬安排包括每年10万美元的董事会服务预聘费。如果董事在能源转移审计委员会任职，该董事将获得每年的现金聘用金(如果是董事长，则为15,000美元或25,000美元)。如果董事在能量转移补偿委员会任职，这样的董事将获得每年的现金聘用金(主席为7,500美元或15,000美元)。冲突委员会的成员费用是根据每一次委员会任务的具体情况确定的。
我们普通合伙人的外部董事还有权根据能源转移奖励计划获得总额为125,000美元的年度受限单位奖励，该奖励基于与通过年度修订单位持有人总回报分析向合伙企业高管(包括指定高管)提供的年度长期激励奖励相同的授予日估值。这些能量转移公共单位将在授予日期后的第三年后归属60%，在授予日期后的第五年之后归属剩余的40%。所记录的补偿费用是基于能量转移共同单位授予日的市场价值，并在归属期间确认。分配在归属期间支付。
2023年支付给我们普通合伙人非雇员董事的薪酬如下表所示：
名字
以现金形式支付的费用(1)
($)
单位奖(2)
($)
所有其他补偿
($)		总计
($)
史蒂文·R·安德森
$122,500 $137,162 $— $259,662 
理查德·D·布兰农
125,000 137,162 — 262,162 
雷·C·戴维斯(3)
25,000 — — 25,000 
迈克尔·K·格林
130,000 137,162 — 267,162 
约翰·W·麦克雷诺兹100,000 137,162 — 237,162 
詹姆斯·R·佩里100,000 137,162 — 237,162 
马修·拉姆齐100,000 137,162 — 237,162 
(1)以现金支付的费用以该期间支付的金额为基础。
(2)股权奖励金额反映根据FASB ASC主题718计算的所列期间授予的单位奖励的总授予日期公允价值，不考虑任何没收估计。请参阅我们合并后的附注9
156
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“第8项.财务报表和补充数据”中所列的财务报表，说明股权奖励价值的其他假设。
如上所述，授予单位数的计算依据是125 000美元的年度奖励金额除以用于通过修正的单位持有人总回报分析向伙伴关系干事提供年度长期奖励奖励的相同授予日期估值。
(3)戴维斯先生自2022年12月31日起辞去我们普通合伙人董事会的职务，上述2023年现金支付的FESS与2022年提供的服务有关。
截至2023年12月31日，安德森先生有46,584个未归属能源转移限制单位未偿还，布兰农先生有46,584个未归属能源转移限制单位未偿还，格林先生有46,584个未归属能源转移限制单位未偿还，麦克雷诺兹先生有24,172个未归属能源转移限制单位未偿还，佩里先生有44,565个未归属能源转移限制单位未偿还，拉姆齐先生有21,302个未归属能源转移限制单位未偿还。
执行主席和雇员董事不会因他们在普通合伙人董事会中的服务而获得报酬。
项目12.某些实益所有人和管理层的担保所有权以及相关的单位持有人事项
股权薪酬计划信息
下表以表格形式列出了截至2023年12月31日的我们的股权计划信息摘要：
计划类别将发行的证券数量
将在演习后立即发放
在未完成的选项中，
认股权证及权利
(a)		加权平均
行权价格
未偿还的股票期权，
认股权证及权利
(b)		中国证券的数量
保持可用时间
根据以下条款未来发行
股权和薪酬计划
(不包括证券
反映在(A)栏)
(c)
证券持有人批准的股权补偿计划
— $— — 
未经证券持有人批准的股权补偿计划39,105,067 — 42,904,968 
总计39,105,067 $— 42,904,968 
能量转移LP单元
下表列出了截至2024年2月9日，(I)超过5%的我们共同单位的某些实益所有者，(Ii)每个董事和被任命的高管对我们有表决权证券的实益所有权的某些信息
157
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以及(Iii)我们普通合伙人作为一个集团的所有现任董事和高管。据普通合伙人所知，除本文未披露的情况外，并无其他人士实益拥有我们共同单位超过5%的股份。
实益拥有(2)
班级百分比
公司名称及地址
实益拥有人(1)
公共单位
A类
单位(3)
公共单位甲类单位
凯西·L·沃伦(4)
298,799,984 833,543,3648.9 %100.0 %
Thomas E.长1,075,649 — *不适用
马歇尔S.（Mackie）McCrea，III (5)
3,783,579 — *不适用
迪伦·A布拉姆霍尔134,506 — *不适用
托马斯·梅森891,285 — *不适用
布拉德福德·D·怀特赫斯特(6)
663,131 — *不适用
James M.小赖特276,646 — *不适用
史蒂文·R·安德森 (7)
1,569,047 — *不适用
理查德·D·布兰农(8)
708,936 — *不适用
迈克尔·K·格林 (9)
768,811 — *不适用
约翰·W·麦克雷诺兹(10)
30,225,200 — *不适用
詹姆斯·R·佩里135,873 — *不适用
马修·拉姆齐1,121,845 — *不适用
全体董事及行政人员(14人)340,294,745 833,543,364 10.1 %100.0 %
*低于1%
(1)所有列出的受益人的地址是德克萨斯州达拉斯威彻斯特大道8111号Suite600，邮编：75225。
(2)本表中的受益所有权由1934年《交易法》下的规则13d-3定义。根据该规则，如果某人拥有或分享投票或指示投票的权力，或处置或指示处置担保的权力，或有权在60天内获得这两种权力中的任何一种，则通常被视为担保的实益所有人。除另有说明外，所有上市公司的实益所有权的性质直接与独资和处分权有关。每名上市人士的实益拥有权是基于截至2024年2月9日的未偿还普通股总数3,367,757,556个。
(3)能量转移A类单位有权与伙伴关系的共同单位一起投票，无权分配，否则没有经济属性。能量转移A类单位不能转换为伙伴关系普通单位，也不能与伙伴关系普通单位交换。根据能量转移A类单位的条款，当合伙企业发行额外的共同单位或与合伙企业共同单位具有同等投票权的任何证券时，合伙企业将向普通合伙人发行额外的能量转移A类单位，以便沃伦先生通过其对我们普通合伙人的多数股权，维持该等能量转移A类单位所代表的合伙企业中约20%的投票权百分比，相当于该额外共同单位发行前该等能量转移A类单位的投票权权益。此项A类能源转移单位的规定将于沃伦先生不再担任我们普通合伙人的高级职员或董事时终止，但届时所有未完成的A类能源转移单位将保持不变，并保持未完成状态。沃伦先生合并后的普通单位和能量转移A类单位所有权导致在合伙企业中拥有27%的投票权。
(4)包括由Kelcy Warren Partners，L.P.持有的120,385,650个普通股，以及由Kelcy Warren Partners II，L.P.持有的10,224,429个普通股，后者的普通合伙人由Warren先生拥有。还包括由Kelcy Warren Partners III持有的100,577,803个普通股，Warren先生是该公司的成员。还包括可归因于沃伦在ET Company Ltd和Three Dawaco，Inc.的权益的328,383个共同单位，沃伦对这两个单位行使与雷·戴维斯共同的投票权和处分权。还包括由LE GP，LLC持有的601,076个普通单位和833,543,364个能量转移A类单位。沃伦先生可能被视为拥有LE GP，LLC持有的普通单位和能量转移A类单位，因为他拥有LE GP，LLC 81.2%的成员权益。沃伦先生放弃对LE GP，LLC拥有的普通单位和能量转移A类单位的实益所有权，但他在此类实体中的权益范围除外。还包括沃伦的配偶持有的104,166套共用公寓。沃伦先生合并后的普通单位和能量转移A类单位所有权导致在合伙企业中拥有27%的投票权。
158
目录表
财务报表索引
(5)包括45,389个普通单位，由一个为麦克雷之子的利益而设立的信托基金持有，麦克雷是该信托基金的受托人。麦克雷否认拥有这些单位的实益所有权。
(6)包括怀特赫斯特在保证金账户中持有的328,617个普通单位。
(7)包括由史蒂文·R·安德森可撤销信托基金(Steven R.Anderson Revocable Trust)持有的1,545,558个普通单位，安德森是该信托基金的受托人。包括603,100个普通单位，作为信贷额度的抵押品。
(8)包括B4 Capital Investments，LP持有的580,000个普通股。B4 Capital Investments是一家有限合伙企业，布兰农夫妇拥有的一家有限责任公司是该有限责任公司的唯一普通合伙人，布兰农夫妇是该有限责任公司的唯一有限合伙人。
(9)包括持有581,799个共同单位的格林家族有限合伙企业，格林先生拥有的一家有限责任公司是该有限合伙企业的唯一普通合伙人。
(10)包括由McReynolds Energy Partners L.P.持有的17,445,608个普通股，以及由McReynolds Equity Partners L.P.持有的12,142,593个普通股，McReynolds Equity Partners L.P.的普通合伙人由McReynolds先生拥有。麦克雷诺兹先生放弃对这种有限合伙企业拥有的共同单位的实益所有权，但在他对此类实体的权益范围内除外。
第13项：建立某些关系和关联交易，以及董事的独立性
该合伙企业的主要现金流来源来自其子公司的运营现金流，包括其在Sunoco LP和USAC的有限合伙人和普通合伙人权益的直接和间接投资，这两家公司都是从事能源相关服务的有限合伙企业。
在作出董事独立性决定时，董事会考虑了以下商业安排：一名董事拥有一家拥有油气井工作权益的公司的股权并担任该公司的首席执行官，以及一名向该公司象征性支付款项的合伙企业的关联公司。在过去三个财年的任何一年中，这些安排都没有涉及向董事支付超过100万美元的款项，董事会认为这种关系不会影响董事的独立性。
有关董事独立性的讨论，请参见“第10项：董事、高管与公司治理”。
作为一个政策问题，我们的冲突委员会一般会审查任何可能对合伙企业具有重大意义的拟议关联方交易，以确定交易对合伙企业是否公平合理。合伙企业董事会在审查交易审批的正常过程中就是否存在关联方交易作出决定，因为合伙企业董事会的管理层对每笔重大交易中涉及的各方提出了建议，即合伙企业管理层寻求董事会批准的事项。此外，合伙企业的董事会进行调查，以独立确定关联方是否可能在拟议的交易中拥有利益。虽然董事会在作出这些决定时没有书面的政策或程序可遵循，但合伙企业的董事会根据其对单位持有人的合同有限的受托责任作出这些决定。能源转让伙伴关系协定“规定，经冲突委员会批准的任何事项将最终被视为对能源转让是公平合理的，并得到能源转让所有合伙人的批准，普通合伙人或其董事会不违反他们可能欠能源转让公司或单位持有人的任何职责(见”与利益冲突有关的风险“项目1A)。本年度报告中的“风险因素”)。
关于我们关联方交易的更多信息包括在我们的综合财务报表的附注2中，该附注2包含在“第8项.财务报表和补充数据”中。
159
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项目14.总会计师费用和服务费
下面列出了均富律师事务所为审计我们的年度财务报表和提供的其他服务而收取的费用(以百万美元为单位)：
 截至2013年12月31日的年度，
 20232022
审计费 (1)
$9.4 $9.2 
审计相关费用(2)
1.8 1.6 
总计$11.2 $10.8 
(1)包括审计我们公司的年度财务报表、审查相关的季度财务报表，以及通常由独立会计师提供的与法定和监管文件或业务有关的服务，包括审查提交给美国证券交易委员会的文件以及与我们的财务报告内部控制审计相关的服务。
(2)包括附属实体与审计有关的服务费。
根据审计委员会的章程，审计委员会负责监督我们的会计、报告和财务做法。审计委员会有责任挑选、任命、聘用、监督、保留、评估和终止我们的外部审计师；根据所有适用法律预先批准我们的外部审计师向我们提供的所有审计和非审计服务；以及确定支付给我们的外部审计师的费用和其他补偿。审计委员会还监督和指导我们的内部审计计划，并审查我们的内部控制。
审计委员会通过了一项预先批准审计的政策，并允许我们的主要独立会计师提供非审计服务。该政策要求，均富律师事务所提供的所有服务，包括审计服务、审计相关服务、税务服务和其他服务，都必须事先获得审计委员会的批准。所有已支付或预期将于2023和2022财年支付给均富律师事务所的费用均已由审计委员会根据这一政策预先批准。
审计委员会审查外聘审计员的拟议范围和方法以及外聘审计员的业绩。它还直接负责并唯一有权解决我们的管理层和我们的外部审计师之间在财务报告方面的任何分歧，定期与外部审计师一起审查审计师在审计工作过程中遇到的任何问题或困难，并至少每年合理地努力获取和审查外部审计师的报告，涉及以下事项(除其他事项外)：
•审计师的内部质量控制程序；
•外部审计员最近一次内部质量控制审查或同行审查提出的任何重大问题；
•外部审计师的独立性；
•我们的外聘核数师在过去两年每年收取的费用总额；及
•牵头合伙人的轮换。
160
目录表
财务报表索引
第四部分
项目15.各种展品和财务报表附表
以下文件作为本报告的一部分提交:
页面
(1)财务报表--见财务报表索引
F - 1
(2)财务报表附表--无
(3)展品-见展品索引
163
161
目录表
财务报表索引
项目16.表格10-K摘要
没有。
162
目录表
财务报表索引
展品索引
下列展品索引中列出的展品是作为本报告的一部分提交的。S-K法规第601项要求的但未列在下面的展品不适用。
展品
数
描述
2.1
由Energy Transfer LP、Nautilus Merge Sub LLC和SemGroup Corporation之间签署的、日期为2019年9月15日的合并协议和计划(通过引用附件2.1合并到2019年9月16日提交的8-K表格(第1-32740号文件))
2.2
协议和合并计划，由Energy Transfer LP，ELK Merger Sub LLC，Elk GP Merger Sub LLC，Enable Midstream Partners，LP，Enable GP，LLC，Enable Midstream Partners，LP，Enable GP，LLC签署，日期为2021年2月16日。(A)(I)，le GP，LLC，以及仅为第1.1(B)(I)节的目的，CenterPoint Energy，Inc.(通过引用附件2.1合并到2021年2月17日提交的Form 8-K(文件编号1-32740))
2.3
协议和合并计划，日期为2021年3月5日，由Energy Transfer LP、Eto Merge Sub LLC和Energy Transfer Operating，L.P.(通过引用附件2.1合并到2021年3月5日提交的8-K表格(第1-32740号文件))
2.4
合并协议和计划，日期为2021年4月1日，由Energy Transfer Operating，L.P.，Sunoco物流合作伙伴运营公司和Sunoco物流合作伙伴GP LLC之间达成(通过引用附件2.1合并到2021年4月2日提交的8-K表格(文件编号1-32740))
2.5
能源转移有限责任公司和能源转移运营公司之间的合并协议和计划，日期为2021年4月1日(通过引用附件2.2并入表格8-K(文件编号1-32740)，提交于2021年4月2日)
3.1
能源转让股权有限合伙企业证书，L.P.(2005年9月2日提交，参照附件3.2合并形成S-1号文件(第333-128097号文件))
3.1.1
《能源转让有限合伙企业证书修正案证书》(于2018年10月19日提交的表格8-K(1-32740号文件)参考附件3.1并入)
3.2
第四次修订和重新签署的能源转让有限合伙协议，日期为2023年11月3日(通过引用附件3.2并入表格8-K(第1-32740号文件)，提交日期为2023年11月6日)
4.1
作为受托人的Energy Transfer Equity L.P.和美国银行全国协会之间的契约，日期为2010年9月20日(通过引用附件4.1合并到2010年9月20日提交的8-K表格(文件编号1-32740))
4.2
第四次补充契约，日期为2013年12月2日，由Energy Transfer Equity L.P.和作为受托人的美国银行全国协会(包括票据格式)(通过参考2013年12月2日提交的8-K表格4.2至Form 8-K(1-32740号文件)合并)
4.3
第五份补充契约，日期为2014年5月28日，由Energy Transfer Equity L.P.和美国银行全国协会作为受托人(通过引用附件4.2合并为表格8-K(文件编号1-32740)于2014年5月28日提交)
4.4
第六份补充契约，日期为2014年5月28日，由Energy Transfer Equity L.P.和美国银行全国协会作为受托人(通过引用附件4.3合并为表格8-K(文件编号1-32740)于2014年5月28日提交)
4.5
第七份补充契约，日期为2015年5月22日，由Energy Transfer Equity L.P.和美国银行全国协会作为受托人(包括票据格式)(通过引用2015年5月22日提交的8-K表格4.2至Form 8-K(1-32740号文件)合并而成)
4.6
作为受托人的Energy Transfer Equity L.P.和美国银行全国协会之间日期为2017年10月18日的第八份补充契约(通过引用附件4.2合并到2017年10月18日提交的8-K表格(第1-32740号文件))
4.7
第九份补充契约，日期为2019年3月25日，由Energy Transfer LP和作为受托人的美国银行全国协会(通过引用附件4.2合并到2019年3月27日提交的8-K表格(第1-32740号文件))
4.8
能源转移伙伴公司，L.P.，其中指定的附属担保人和美联银行作为受托人之间的契约日期为2005年1月18日(通过引用2005年1月19日提交的8-K表格的附件4.1合并(文件编号1-11727))
4.9
第五份补充契约，日期为2006年10月23日至2005年1月18日，由Energy Transfer Partners，L.P，其中指定的附属担保人，以及美联银行作为受托人(通过引用2006年10月25日提交的8-K表格4.1至Form 8-K(第1-11727号文件)合并而成)
4.10
第六份补充契约日期为2008年3月28日，由发行人Energy Transfer Partners L.P.和作为受托人的美国银行全国协会(Wachovia Bank，National Association)之间签署(通过引用附件4.2合并到2008年3月31日提交的8-K表格(第1-11727号文件))
4.11
第九次补充契约，日期为2011年5月12日，日期为2005年1月18日的契约，由Energy Transfer Partners L.P.和作为受托人的美国银行全国协会(美联银行的继任者)作为受托人(通过引用附件4.2合并到2011年5月12日提交的8-K表格(第1-11727号文件))
163
目录表
财务报表索引
展品
数
描述
4.12
第十份补充契约，日期为2012年1月17日，由Energy Transfer Partners L.P.和作为受托人的美国银行全国协会(美联银行的继任者)作为受托人(通过引用附件4.2合并到2012年1月17日提交的8-K表格(第1-11727号文件))，以及在能量转移伙伴L.P.和美国银行全国协会之间签署。
4.13
第11份补充契约日期为2013年1月22日，发行人为Energy Transfer Partners L.P.，受托人为美国银行全国协会(Wachovia Bank，National Association)的继任者美国银行全国协会(U.S.Bank National Association)(通过引用附件4.2合并至2013年1月23日提交的8-K表格(文件编号1-11727))
4.14
第十二次补充契约，日期为2013年1月24日，由作为发行人的Energy Transfer Partners L.P.和作为受托人的美国银行全国协会(作为美联银行的继任者)之间签署(通过引用附件4.2合并到2013年6月26日提交的8-K表格(文件编号1-11727))
4.15
第13次补充契约，日期为2013年9月19日，由发行人Energy Transfer Partners L.P.和作为受托人的美国银行全国协会(美联银行的继任者)之间签署(通过引用附件4.2合并到2013年9月19日提交的8-K表格(文件编号1-11727))
4.16
第14次补充契约，日期为2015年3月12日，由作为发行人的Energy Transfer Partners L.P.和作为受托人的美国银行全国协会(作为美联银行的继任者)之间签署(通过引用附件4.2合并到2015年3月12日提交的8-K表格(文件编号1-11727))
4.17
第15次补充契约，日期为2015年6月23日，由作为发行人的Energy Transfer Partners L.P.和作为受托人的美国银行全国协会(作为美联银行的继任者)之间签署(通过引用附件4.3合并到2015年6月23日提交的8-K表(文件编号1-11727))
4.18
第16份补充契约，日期为2017年1月17日，由Energy Transfer Partners L.P.和美国银行全国协会(作为美联银行的继任者)作为受托人(通过引用附件4.2合并到2017年1月17日提交的8-K表(文件编号1-11727))
4.19
第17份补充契约，日期为2017年12月1日，由Energy Transfer Partners L.P.和美国银行全国协会(美联银行的继任者)作为受托人(通过引用附件10.8合并到2017年12月6日提交的8-K表(1-31219号文件))
4.20
作为受托人的能源转移合作伙伴L.P.和美国银行全国协会之间的第二份补充契约，日期为2017年12月1日(通过引用附件10.5合并到2017年12月6日提交的Form 8-K(文件编号1-31219))
4.21
债券，日期为1994年5月15日，由Sunoco，Inc.和美国银行全国协会作为花旗银行的后续受托人，涉及Sunoco，Inc.将于2024年到期的S 9.00%债券(通过引用附件4.8并入2012年10月5日提交的8-K表格(文件编号1-31219))
4.22
第一补充契约，日期为2012年10月5日，由Energy Transfer Partners，L.P.，Sunoco，Inc.和美国银行全国协会组成，作为北卡罗来纳州花旗银行的后续受托人，日期为1994年5月15日(通过引用2012年10月5日提交的Form 8-K(文件编号1-11727)附件4.9合并)
4.23
第16份补充契约，日期为2017年9月21日，由Sunoco物流合作伙伴运营公司作为发行人，Energy Transfer Partners，L.P.作为担保人，美国银行全国协会作为继任受托人(通过引用附件4.4合并为表格8-K(文件编号1-31219))
4.24
第15次补充契约，日期为2017年9月21日，由Sunoco物流合作伙伴运营公司作为发行人，Energy Transfer Partners，L.P.作为担保人，以及美国银行全国协会作为继任受托人(通过引用附件4.2合并到2017年9月25日提交的8-K表格(1-31219号文件))
4.25
第三补充契约，日期为2017年12月12日，由Energy Transfer Partners L.P.、Sunoco物流合作伙伴运营L.P.和美国银行全国协会作为受托人(通过引用2017年12月15日提交的8-K表格(1-31219号文件)合并)
4.26
第18号补充契约，日期为2017年12月12日，由Energy Transfer Partners L.P.、Sunoco物流合作伙伴运营L.P.和美国银行全国协会作为受托人(通过引用2017年12月15日提交的8-K表格(1-31219号文件)合并)
4.27
第十份补充契约，日期为2017年12月12日，由Energy Transfer Partners L.P.、Regency Energy Finance Corp.、Sunoco物流合作伙伴运营L.P.和富国银行(Wells Fargo Bank)作为受托人，由Energy Transfer Partners L.P.、Regency Energy Finance Corp.和Wells Fargo Bank National Association作为受托人(通过引用附件10.3合并为Form 8-K(文件号1-31219)，于2017年12月15日提交)
4.28
第二份补充契约，日期为2017年12月1日，由Energy Transfer Partners L.P.和美国银行全国协会作为受托人(通过引用附件10.6合并到2017年12月6日提交的Form 8-K(第1-31219号文件))
4.29
契约，日期为2018年6月8日，发行人为Energy Transfer Partners，发行人为L.P.，担保人为Sunoco物流合作伙伴运营公司，受托人为美国银行全国协会(通过引用附件4.1合并为2018年6月8日提交的8-K表格(1-31219号文件))
164
目录表
财务报表索引
展品
数
描述
4.30
第一补充契约，日期为2018年6月8日，由作为发行人的Energy Transfer Partners L.P.、其中指定的附属担保人和作为受托人的美国银行全国协会(通过引用附件4.2合并到2018年6月8日提交的8-K表格(1-31219号文件))
4.31
第二份补充契约，日期为2019年1月15日，由作为发行人的Energy Transfer Operating L.P.、其中指定的附属担保人和作为受托人的美国银行全国协会(通过引用附件4.2合并到2019年1月15日提交的8-K表格(1-31219号文件))
4.32
第三补充契约，日期为2019年3月25日，由作为发行人的Energy Transfer Operating L.P.、其中指定的附属担保人和作为受托人的美国银行全国协会(通过引用附件4.2合并到2019年3月27日提交的8-K表格(1-31219号文件))
4.33
第四份补充契约，日期为2020年1月22日，由能源转移运营公司作为发行人，其中指定的附属担保人美国银行全国协会作为受托人(通过引用附件4.2合并到2020年1月22日提交的8-K表格(文件编号1-31219))
4.34
第五补充契约，日期为2021年12月28日，由Energy Transfer LP和其中之一，Enable Midstream Partners，LP和U.S.Bank National Association(通过引用附件4.1合并到2021年12月28日提交的Form 8-K(文件编号1-32740))
4.35
契约，日期为2014年5月27日，由Enable Midstream Partners，LP，作为担保人的CenterPoint Energy Resources Corp.和作为受托人的美国银行全国协会(通过引用2014年5月29日提交的8-K表格(1-36413号文件)合并)
4.36
第一补充契约，日期为2014年5月27日，发行人为Enable Midstream Partners，LP，担保人为CenterPoint Energy Resources Corp.，受托人为美国银行全国协会(通过引用附件4.2合并至2014年5月29日提交的8-K表格(文件编号1-36413))
4.37
第二份补充契约，日期为2017年3月9日，发行人为Enable Midstream Partners，LP，担保人为CenterPoint Energy Resources Corp.，受托人为美国银行全国协会(通过引用附件4.2合并至2017年3月9日提交的8-K表格(文件编号1-36413))
4.38
第三份补充契约，日期为2018年5月10日，由Enable Midstream Partners，LP作为发行人，以及美国银行全国协会作为受托人(通过引用2018年5月10日提交的8-K表格(1-36413号文件)合并)
4.39
第四次补充契约，日期为2019年9月13日，由Enable Midstream Partners，LP作为发行人，以及美国银行全国协会作为受托人(通过引用2019年9月13日提交的8-K表格(1-36413号文件)合并)
4.40
CMS PanHandle控股公司、PanHandle East管道公司和NBD银行(Bank One Trust Company，National Association，J.P.Morgan Trust Company，National Association，The Bank of New York Trust Company，N.A.和the Bank of New York Mellon Trust Company，N.A.的前身)作为受托人的契约，日期为1999年3月29日(通过引用附件4(A)合并为Form 10-Q(文件编号001-02921)，于1999年5月15日提交)
4.41
截至1999年3月29日，CMS狭长柄控股公司、狭长柄东部管道公司和NBD银行(第一银行信托公司、全国协会、摩根大通信托公司、全国协会、纽约银行信托公司和纽约梅隆银行信托公司的前身)作为受托人的第一份补充契约，包括潘汉德东部管道公司对CMS狭长柄控股公司债务的担保表格(通过引用附件4(B)合并到1999年5月15日提交的Form 10-Q(第001-02921号文件))
4.42
南方联合公司和作为受托人的纽约银行之间的第二份补充契约，日期为2006年10月23日(通过引用附件4.1合并到2006年10月24日提交的8-K/A表格(文件编号001-06407))
4.43
第三补充契约，日期为2013年6月24日，由南方联合公司和纽约银行梅隆信托公司作为受托人(通过参考2013年6月26日提交的附件4.3至Form 8-K(文件编号001-06407)合并)
4.44
第六补充契约表格，日期为2008年6月12日，由PEPL和纽约银行信托公司(现为纽约梅隆银行信托公司，N.A.)作为受托人(通过引用附件4.1合并到2008年6月11日提交的8-K表格(第001-02921号文件))
4.45
第七补充契约表格，日期为2009年6月2日，由PEPL和纽约银行梅隆信托公司，N.A.(通过引用2009年5月28日提交的附件4.1至Form 8-K(文件编号001-02921)合并)
4.46
第3号补充契约，日期为2013年6月24日，南方联合公司和纽约银行梅隆信托公司，N.A.，作为受托人(通过参考2013年6月26日提交的附件4.1至Form 8-K(文件编号001-06407)合并)
4.47
第4号补充契约，日期为2013年6月24日，南方联合公司和纽约银行梅隆信托公司，N.A.，作为受托人(通过引用2013年6月26日提交的附件4.2至Form 8-K(文件编号001-06407)合并)
165
目录表
财务报表索引
展品
数
描述
4.48
第三补充契约，日期为2021年4月1日，由Energy Transfer LP和美国银行全国协会(通过引用附件10.1合并到2021年4月2日提交的8-K表格(第1-32740号文件))
4.49
第四补充契约，日期为2021年4月1日，由Energy Transfer LP和美国银行全国协会(通过引用附件10.2合并到2021年4月2日提交的8-K表格(第1-32740号文件))
4.50
第五补充契约，日期为2021年4月1日，由Energy Transfer LP和美国银行全国协会(通过引用附件10.3合并到2021年4月2日提交的8-K表格(第1-32740号文件))
4.51
第17份补充契约，日期为2021年4月1日，由Energy Transfer LP和美国银行全国协会(通过引用附件10.4合并到2021年4月2日提交的8-K表格(第1-32740号文件))
4.52
第19份补充契约，日期为2021年4月1日，由Energy Transfer LP和美国银行全国协会(通过引用附件10.5合并到2021年4月2日提交的8-K表格(第1-32740号文件))
4.53
第11份补充契约，日期为2021年4月1日，由摄政能源金融公司的Energy Transfer LP和全国协会的富国银行之间签署(通过引用附件10.6合并到2021年4月2日提交的Form 8-K(文件编号1-32740))
4.54
第六份补充契约，日期为2015年4月30日，由Regency Energy Partners LP、Regency Energy Finance Corp.、其附属担保方Regency Energy Finance Corp.、作为担保人的PanHandle East Pipeline Company LP和作为受托人的Wells Fargo Bank National Association(通过引用附件10.3合并到2015年4月30日提交的8-K表格(第1-11727号文件))
4.55
第七份补充契约，日期为2015年5月28日，由Regency Energy Partners LP、Regency Energy Finance Corp.(其附属担保方)、PanHandle East Pipeline Company LP、Energy Transfer Partners L.P.(共同义务人)和Wells Fargo Bank National Association(受托人)(通过引用附件10.1合并至2015年6月1日提交的8-K表格(第1-11727号文件))
4.56
第八份补充契约，日期为2015年8月10日，由Energy Transfer Partners，L.P.，Regency Energy Finance Corp.和Wells Fargo Bank，National Association作为受托人(通过引用2015年8月13日提交的8-K表格(1-11727号文件)合并)
4.57
第九份补充契约，日期为2017年12月1日，由Energy Transfer Partners，L.P.，Regency Energy Finance Corp.和Wells Fargo Bank，National Association作为受托人(通过参考2017年12月6日提交的表格8-K(1-31219号文件)合并)
4.58
第6号补充契约，日期为2022年11月3日，由PanHandle East Pipeline Company，LP，Energy Transfer LP和纽约银行梅隆信托公司作为受托人(通过引用附件10.1合并到2022年11月17日提交的Form 8-K(1-2921号文件))
4.59
第五补充契约，日期为2022年11月3日，由PanHandle East Pipeline Company，LP，Energy Transfer LP和纽约银行梅隆信托公司作为受托人(通过引用附件10.2合并到2022年11月17日提交的Form 8-K(第1-2921号文件))
4.60
第八份补充契约，日期为2022年11月3日，由PanHandle East Pipeline Company，LP，Energy Transfer LP和纽约银行梅隆信托公司作为受托人(通过引用附件10.3合并到2022年11月17日提交的Form 8-K(第1-2921号文件))
4.61
作为发行人的Energy Transfer LP和作为受托人的美国银行信托公司(National Association)之间的契约，日期为2022年12月14日(通过引用附件4.1合并到2022年12月14日提交的8-K表格(第1-32740号文件))
4.62
作为发行人的Energy Transfer LP和作为受托人的美国银行信托公司之间的第一份补充契约，日期为2022年12月14日(通过引用附件4.2合并到2022年12月14日提交的Form 8-K(第1-32740号文件))
4.63
作为发行人的Energy Transfer LP和作为受托人的美国银行信托公司之间的第二份补充契约，日期为2023年10月13日(通过引用附件4.2合并到2023年10月13日提交的Form 8-K(文件编号1-32740)
4.64
作为发行人的Energy Transfer LP和作为受托人的美国银行信托公司之间的第三份补充契约，日期为2024年1月25日(通过引用附件4.2合并到2024年1月25日提交的Form 8-K(文件编号1-32740)
4.65
作为发行人的Energy Transfer LP和作为受托人的美国银行信托公司之间的第四份补充契约，日期为2024年1月25日(通过引用附件4.3合并到2024年1月25日提交的Form 8-K(文件编号1-32740)
166
目录表
财务报表索引
展品
数
描述
4.66
根据1934年证券交易法第12节登记的注册人证券说明-C系列优先股说明(通过引用附件4.43并入2022年2月18日提交的Form 10-K(第1-32740号文件))
4.67
根据1934年证券交易法第12节登记的注册人证券说明-D系列优先股说明(通过引用附件4.44并入2022年2月18日提交的Form 10-K(第1-32740号文件))
4.68
根据1934年证券交易法第12节登记的注册人证券说明-E系列优先股说明(通过引用附件4.45并入2022年2月18日提交的Form 10-K(第1-32740号文件))
4.69*
根据1934年《证券交易法》第12节登记的注册人证券说明--系列I优先股说明
4.70*
根据1934年《证券交易法》第12节登记的注册人证券说明--共同单位说明
10.1+
修订和重订能源转移有限责任公司长期激励计划(以前修订和重订能源转移股权，L.P.长期激励计划)(通过引用附件10.1并入2018年2月23日提交的表格10-K(1-32740号文件))
10.2+
修订和重新确定的能量转移有限责任公司长期激励计划的第一修正案(通过引用附件10.2并入表格10-K(1-32740号文件)，于2021年2月19日提交)
10.3+
修订和重新确定的能量转移有限责任公司长期激励计划第二修正案(通过引用附件10.1并入表格8-K(1-32740号文件)，提交于2021年1月6日)
10.4+
能量转移LP长期现金限制单位计划(通过引用附件10.2并入表格8-K(文件编号1-32740)，提交于2021年1月6日)
10.5+
能源转移有限责任公司长期现金限制单位计划下的现金单位奖励协议格式(通过引用附件10.3并入表格8-K(1-32740号文件)，提交于2021年1月6日)
10.6+
第二次修订和重新签署的能源转移LP 2008年长期激励计划(原第二次修订和重新签署的能源转移合作伙伴，L.P.2008年长期激励计划)(通过引用附件4.1并入，形成S-8(文件编号333-229456)，于2019年1月31日提交)
10.7+
能量转移LP 2011年长期激励计划(前身为摄政能源合作伙伴LP 2011年长期激励计划)(通过引用附件4.2并入，形成S-8(文件编号333-229456)，于2019年1月31日提交)
10.8+
能量转移LP 2015年长期激励计划，经修订和重述(原Sunoco Partners LLC长期激励计划，经修订和重述)(通过引用附件4.3并入，形成S-8(文件编号333-229456)，于2019年1月31日提交)
10.9+
董事与军官赔偿协议书表格(2005年12月20日提交附件10.26合并为S-1表格(档号333-128097))
10.10+
LE GP，LLC在董事补偿政策之外修改和重新声明(通过引用合并于2019年2月22日提交的附件10.9至Form 10-K(文件编号1-32740))
10.11+
能源转移延期补偿计划(以前称为能源转移合作伙伴延期补偿计划)(通过引用附件10.1并入表格10-Q(1-11727号文件)，提交于2010年5月7日)
10.12+
能源转移延期补偿计划(以前称为能源转移伙伴延期补偿计划)的第1号修正案(通过引用附件10.12并入表格10-K(1-32740号文件)，于2022年2月18日提交)
10.13+
2022年2月18日提交的能源转移延期补偿计划第2号修正案(通过引用附件10.13并入Form 10-K(1-32740号文件))
10.14+
能量转移有限责任公司年度奖金计划(参考附件10.23并入表格10-K(文件编号1-32740)，于2019年2月22日提交)
10.15*+
能量转移有限责任公司修订和重新制定年度奖金计划
10.16
登记权利协议，日期为2006年11月27日，由Energy Transfer Equity，L.P.和其中指定的某些投资者签订(通过引用附件99.1合并到2006年11月30日提交的8-K表格(第1-32740号文件))
10.17
登记权利协议，日期为2007年3月2日，由Energy Transfer Equity L.P.和其中指定的某些投资者签订(通过引用2007年3月5日提交的附件99.1至Form 8-K(第1-32740号文件)合并)
10.18
单位持有人权利和限制协议，日期为2007年5月7日，由Energy Transfer Equity，L.P.，Ray C.Davis，Natural Gas Partners VI，L.P.和Enterprise GP Holdings，L.P.签订(通过引用附件10.45合并到2007年5月7日提交的8-K表格(文件编号1-32740))
167
目录表
财务报表索引
展品
数
描述
10.19
股权重组协议，日期为2018年1月15日，由Energy Transfer Equity，L.P.，USA Compression Partners，LP和USA Compression GP，LLC签署。(通过引用附件10.1合并到2018年1月16日提交的Form 8-K(文件号1-32740))
10.20
注册权协议，日期为2018年4月2日，由Energy Transfer Partners，L.P.，Energy Transfer Equity，L.P.，USA Compression Partners，LP和USA Compression Holdings，LLC签署。(通过引用附件10.1合并到2018年4月3日提交的Form 8-K(文件号1-32740))
10.21
票据购买协议，日期为2007年5月24日，由横贯西部管道有限责任公司及其买方之间签订(通过引用附件10.56并入表格10-Q(文件编号1-11727)，于2007年7月10日提交)
10.22
横贯西部管道有限责任公司及其买方之间的票据购买协议，日期为2009年12月9日(通过引用附件10.1合并至2009年12月14日提交的8-K表格(第1-11727号文件))
10.23
修订和重新签署的信贷协议，日期为2022年4月11日，由Energy Transfer LP作为借款人，Wells Fargo Bank，National Association，作为行政代理、Swingline贷款人、LC发行人和贷款人(通过参考2022年4月12日提交的Form 8-K(1-32740号文件)附件10.1并入)
10.24
收款保函，日期为2013年4月30日，由Regency Energy Partners LP、PEPL Holdings，LLC和Regency Energy Finance Corp.(通过引用附件10.3合并为Form 8-K(文件编号1-11727))。2013年)
10.25
AEP Energy Services Gas Holding Company II，L.L.C.和HPL Storage LP作为卖方，La Grange Acquisition，L.P.作为买方，AEP Asset Holdings LP，AEP Leaseco LP，Houston Pipeline Company，LP和HPL Resources Company LP作为公司(通过引用附件10.2合并为Form 8-K(文件编号1-11727))，日期为2005年1月26日
10.26
截至2012年3月26日，由Citrus ETP Finance LLC向Energy Transfer Partners，L.P.做出的收款担保(通过引用附件10.1并入于2012年3月28日提交的Form 8-K(1-11727号文件))
10.27
支持协议，由PEPL Holdings，LLC，Energy Transfer Partners，L.P.和Citrus ETP Finance LLC签署，日期为2012年3月26日(通过引用附件10.2合并到2012年3月28日提交的Form 8-K(文件编号1-11727))
10.28
作为发行人的能源转让合作伙伴L.P.与其交易方之间的商业票据交易商协议格式(通过参考2016年8月22日提交的附件99.1至Form 8-K(1-11727号文件)合并)
21.1*
附属公司名单
22.1
注册证券的发行人和担保人(参考2021年8月5日提交的表格10-Q(1-32740号文件)附件22.1注册成立)
23.1*
均富律师事务所同意
31.1*
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条认证联席首席执行官
31.2*
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条认证联席首席执行官
31.3*
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条对首席财务官的认证
32.1**
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350条对联席首席执行官的认证
32.2**
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906节通过的《美国法典》第18编第1350条对联席首席执行官的认证
32.3**
根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18编第1350条规定的首席财务官认证
97.1*
能源转移有限责任公司高管激励薪酬追回政策
101*根据S-T规则第405条，格式为iXBRL(内联可扩展商业报告语言)的交互数据文件在此10-K表格中包括：(I)我们的合并资产负债表；(Ii)我们的合并经营报表；(Iii)我们的合并全面收益表；(Iv)我们的合并权益表；(V)我们的合并现金流量表；以及(Vi)我们的合并财务报表的附注
104封面交互数据文件(嵌入内联XBRL文档中)
*现提交本局。
**随信提供。
+指管理合同或补偿计划或安排。
168
目录表
财务报表索引
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
能量转移LP
发信人：Le GP，LLC，其普通合伙人
日期：2024年2月16日发信人：/S/A.特洛伊·斯特罗克
A.特洛伊·斯特罗克
高级副总裁集团，主计长兼首席会计官(正式授权代表注册人签署)
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员代表注册人在指定日期以注册人身份签署：
签名标题日期
/S/凯西·L·沃伦执行主席2024年2月16日
凯尔西湖沃伦
/S/马歇尔·S·麦克雷，III董事联席首席执行官2024年2月16日
马歇尔·S·麦克雷，III(联席首席行政主任)
/S/托马斯·E·龙董事联席首席执行官2024年2月16日
Thomas E.长
(联席首席行政主任)
//S/迪伦·A·布拉姆霍尔常务副总经理总裁和集团首席财务官2024年2月16日
迪伦·A布拉姆霍尔(首席财务官)
/S/A.特洛伊·斯特罗克
高级副总裁集团与主控方
2024年2月16日
A.特洛伊·斯特罗克(首席会计主任)
/撰稿S/史蒂文·R·安德森董事2024年2月16日
史蒂文·R·安德森
/S/理查德·D·布兰农董事2024年2月16日
理查德·D·布兰农
/S/迈克尔·K·格林董事2024年2月16日
迈克尔·K·格林
/S/约翰·W·麦克雷诺兹董事2024年2月16日
约翰·W·麦克雷诺兹
/S/詹姆斯·R·佩里董事2024年2月16日
詹姆斯·R·佩里
/S/马修·S·拉姆齐董事2024年2月16日
马修·拉姆齐
169
目录表
财务报表索引
能量转移有限责任公司及其子公司
财务报表索引
 
独立注册会计师事务所报告 (PCAOB ID号248)
F - 2
合并资产负债表
F - 4
合并业务报表
F - 6
综合全面收益表
F - 7
合并权益表
F - 8
合并现金流量表
F - 9
合并财务报表附注
F - 10
1.业务及呈列基准
F - 10
2.估计、重要会计政策及资产负债表详情
F - 11
3.收购、资产剥离和关联交易
F - 22
4.未合并关联公司投资
F - 25
5.每共同单位净收入
F - 26
6.债务责任
F - 28
7.可赎回的非控制性权益
F - 33
8.权益
F - 34
9.股权激励计划
F - 40
10.所得税
F - 42
11.监管事项、承诺、或有事项和环境责任
F - 44
12.收入
F - 55
13.租赁会计
F - 62
14.衍生工具资产及负债
F - 65
15.退休福利
F - 69
16.可报告分部
F - 73
F - 1
目录表
财务报表索引
独立注册会计师事务所报告
LE GP，LLC和
能量转移的单位持有人LP
对财务报表的几点看法
我们已审核所附Energy Transfer LP(一家特拉华州有限合伙企业)及其附属公司(“合伙企业”)于2023年12月31日及2022年12月31日的综合资产负债表，截至2023年12月31日止三个年度各年度的相关综合营运表、全面收益、权益及现金流量表，以及相关附注(统称为“财务报表”)。我们认为，财务报表按照美利坚合众国普遍接受的会计原则，在所有重要方面公平地列报了伙伴关系截至2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及2023年12月31日终了三年期间每年的业务成果和现金流量。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准，根据2013年建立的标准，审计了截至2023年12月31日合伙企业的财务报告内部控制内部控制--综合框架由特雷德韦委员会赞助组织委员会(“COSO”)发布，我们2024年2月16日的报告表达了无保留的意见。
意见基础
这些财务报表是合伙企业管理层的责任。我们的责任是根据我们的审计对合伙企业的财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须与合伙企业保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得关于财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估财务报表重大错报风险的程序，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查与财务报表中的数额和披露有关的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指在对财务报表进行当期审计时产生的、已传达或要求传达给审计委员会的事项：(1)涉及对财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下面的关键审计事项，就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
商誉减值评估
如综合财务报表附注2进一步所述，截至2023年12月31日，合伙企业的综合商誉余额为40.2亿美元。管理层于每年10月1日或每当事件或环境变化显示潜在资产减值已发生时评估减值商誉。截至2023年12月31日，在NGL和成品油运输和服务部门中，有3.68亿美元的商誉与报告单位相关，在该部门中，我们将合作伙伴关系对报告单位公允价值的确定确定为关键审计事项。
我们确定报告单位的公允价值估计是一项重要审计事项的主要考虑因素是，管理层在确定报告单位的公允价值时需要作出重大判断。特别是，公允价值估计对用于估计未来收入和现金流的重大假设非常敏感，包括收入增长率、运营费用、贴现率、围绕未来市场状况的内在不确定性以及合伙企业采用的估值方法。
我们与NGL和成品油运输和服务部门内报告单位估值有关的审计程序包括以下内容：
•我们测试了与管理层审查用于制定未来现金流的假设、使用的贴现率和应用的估值方法相关的控制措施的有效性。
F - 2
目录表
财务报表索引
•我们通过将这些项目与行业预测和行业报告中的情况进行比较，评估了管理层对未来预测结果的预测的合理性。
•我们通过将预测金额与实际历史结果进行比较来测试预测收入和预期未来现金流，以确定重大变化，证实预测收入和预期未来现金流增加的基础。
•我们通过与历史趋势进行比较，并评估与最近实际金额的重大偏差，测试了重大运营费用和现金支出。
我们利用我们的估值专家进行了评估：
•所使用的方法及其对基础资产或业务是否可接受，以及这些方法是否得到正确应用；以及
•制定一个独立的可接受贴现率范围，并将这些范围与管理层选择和应用的金额进行比较，以确定贴现率的适当性。
收购Crestwood Equity Partners LP时获得的资产的公允价值
如综合财务报表附注3所述，于2023年11月3日，合伙企业完成对Crestwood Equity Partners LP(“Crestwood”)的收购，所收购的资产及承担的负债须于收购日期按公允价值入账。该伙伴关系聘请了一名独立的估价专家协助编制估价。收购的个人财产和客户关系无形资产的公允价值分别为44.6亿美元和11.1亿美元。超出收购净资产公允价值的购买价格计入商誉。我们认为个人财产和客户关系无形资产的公允价值确定是一项关键的审计事项。
我们决定将个人财产和客户关系无形资产的公允价值估计作为关键审计事项的主要考虑因素是，管理层在确定公允价值时需要做出重大判断。特别是，重要的判断是用于个人财产的重置成本假设和方法，以及与客户关系无形资产的公允价值相关的估计长期现金流量和贴现率。这导致审计师在执行程序时具有高度的判断力、主观性和努力，同时我们的估值专家也参与协助执行这些程序并评估获得的审计证据。
我们与个人财产和客户关系无形资产估值有关的审计程序包括以下内容：
•我们测试了与管理层审查所应用的估值方法、用于制定长期现金流的假设以及管理层准备的现金流与估值所用数据的对账有关的控制措施的有效性。
•我们评估了管理层独立估值专家的客观性、经验和资格。
•我们测试了用于评估客户关系无形资产的预期未来现金流，方法是将预测金额与实际历史结果进行比较，以确定重大变化，证实未来现金流增加的基础。
•我们测试了重要的资本支出预测，并获得了批准资本项目的证据。
我们利用我们的估值专家进行了评估：
•用于估计个人财产公允价值的方法，以及这些方法对相关资产或业务是否可接受，以及这些方法是否得到合理应用，
•个人财产重置成本的适当性，方法是根据合理的范围评估为标的资产分配的重置成本是否合理，以及
•用于评估客户关系无形资产的方法和假设，包括通过制定一个独立的可接受折现率范围并将这些范围与管理层选择和应用的金额进行比较来计算折现率。
/s/ 均富律师事务所
自2004年以来，我们一直担任该伙伴关系的审计师。
德克萨斯州达拉斯
2024年2月16日
F - 3
目录表
财务报表索引
能量转移有限责任公司及其子公司
合并资产负债表
(百万美元)
12月31日，
20232022
资产
流动资产：
现金和现金等价物
$161 $257 
应收账款净额
9,047 8,466 
关联公司应收账款
101 93 
盘存
2,478 2,461 
应收所得税
67 68 
衍生资产
66 10 
其他流动资产
513 726 
流动资产总额
12,433 12,081 
财产、厂房和设备
114,932 105,996 
累计折旧和损耗
(29,581)(25,685)
财产、厂房和设备、净值85,351 80,311 
对未合并关联公司的投资3,097 2,893 
租赁使用权资产，净额
826 819 
其他非流动资产，净额
1,733 1,558 
无形资产，净额
6,239 5,415 
商誉
4,019 2,566 
总资产
$113,698 $105,643 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
F - 4
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财务报表索引
能量转移有限责任公司及其子公司
合并资产负债表(续)
(百万美元)
12月31日，
20232022
负债和权益
流动负债：
应付帐款
$6,663 $6,952 
应付关联公司账款
21 17 
衍生负债
8 23 
经营租赁流动负债
56 45 
应计负债和其他流动负债
3,521 3,329 
长期债务当期到期日
1,008 2 
流动负债总额
11,277 10,368 
长期债务，当前到期日较少
51,380 48,260 
非流动衍生负债
4 23 
非流动经营租赁负债
778 798 
递延所得税
3,931 3,701 
其他非流动负债
1,611 1,341 
承付款和或有事项
可赎回的非控股权益
778 493 
股本：
有限合伙人：
优先单位持有人(截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，分别为113,648,967和72,184,780个已授权、已发行和未偿还的单位)6,459 6,051 
普通单位持有人(截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，分别为3,367,525,806和3,094,445,367个单位授权、发行和未偿还单位)30,197 26,960 
普通合伙人
(2)(2)
累计其他综合收益28 16 
合伙人资本总额
36,682 33,025 
非控制性权益
7,257 7,634 
总股本
43,939 40,659 
负债和权益总额
$113,698 $105,643 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
F - 5
目录表
财务报表索引
能量转移有限责任公司及其子公司
合并业务报表
(百万美元，每单位数据除外)
截至2013年12月31日的年度，
 202320222021
收入：
成品油销售$23,389 $26,020 $17,766 
原油销售23,492 23,473 15,299 
NGL销售15,957 20,114 15,243 
采集费、运输费和其他费用11,428 10,907 9,229 
天然气销售3,259 8,535 9,159 
其他1,061 827 721 
总收入78,586 89,876 67,417 
成本和支出：
产品销售成本60,541 72,232 50,395 
运营费用4,368 4,338 3,574 
折旧、损耗和摊销4,385 4,164 3,817 
销售、一般和行政985 1,018 818 
减值损失及其他12 386 21 
总成本和费用
70,291 82,138 58,625 
营业收入
8,295 7,738 8,792 
其他收入(支出)：
利息支出，扣除资本化利息
(2,578)(2,306)(2,267)
未合并关联公司收益中的权益
383 257 246 
清偿债务的收益(损失)2 — (38)
利率衍生工具收益36 293 61 
非经营性诉讼相关损失(627)— — 
其他，净额
86 90 77 
所得税前收入支出5,597 6,072 6,871 
所得税费用303 204 184 
净收入
5,294 5,868 6,687 
减去：可归因于非控股权益的净收入1,299 1,061 1,167 
减去：可赎回非控股权益的净收入60 51 50 
合伙人应占净收益3,935 4,756 5,470 
普通合伙人在净收入中的权益3 4 6 
优先单位持有人在净收入中的权益463 422 285 
普通股持有者在净收益中的利息$3,469 $4,330 $5,179 
每个普通单位的净收入：
基本信息
$1.10 $1.40 $1.89 
稀释
$1.09 $1.40 $1.89 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
F - 6
目录表
财务报表索引
能量转移有限责任公司及其子公司
综合全面收益表
(百万美元)
截至2013年12月31日的年度，
202320222021
净收入$5,294 $5,868 $6,687 
其他综合收益(亏损)，税后净额：
可供出售证券的价值变动4 (10)1 
与养恤金和其他退休后福利有关的精算收益(损失)13 (12)12 
外币折算调整(6)(6)4 
未合并关联公司的其他全面收益的变化1 24 3 
12 (4)20 
综合收益5,306 5,864 6,707 
减去：非控股权益的综合收益1,299 1,055 1,170 
减去：可赎回非控股权益的综合收益60 51 50 
合作伙伴应占全面收入$3,947 $4,758 $5,487 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
F - 7
目录表
财务报表索引
能量转移有限责任公司及其子公司
合并权益表
(百万美元)
普普通通
单位持有人		择优
单位持有人		一般信息
合作伙伴		累计
其他
全面
收入		非-
控管
利益		总计
平衡，2020年12月31日$18,531 $— $(8)$6 $12,859 $31,388 
在汇总合并中转换的优先单位— 4,768 — — (4,768)— 
向合作伙伴分发(1,616)(280)(2)— — (1,898)
对非控股权益的分配— — — — (1,487)(1,487)
回购的通用单位(31)— — — — (31)
已发放的单位— 889 — — — 889 
非控制性权益的出资— — — — 226 226 
启用收购3,117 392 — — 34 3,543 
其他综合收益，税后净额— — — 17 3 20 
其他，净额50 (3)— — 11 58 
净收益，不包括可赎回非控股权益的数额5,179 285 6 — 1,167 6,637 
平衡，2021年12月31日25,230 6,051 (4)23 8,045 39,345 
向合作伙伴分发(2,623)(422)(2)— — (3,047)
对非控股权益的分配— — — — (1,547)(1,547)
非控制性权益的出资— — — — 405 405 
Energy Transfer加拿大销售— — — (9)(337)(346)
其他综合收益(亏损)，税后净额— — — 2 (6)(4)
其他，净额23 — — — 13 36 
净收益，不包括可赎回非控股权益的数额4,330 422 4 — 1,061 5,817 
平衡，2022年12月31日26,960 6,051 (2)16 7,634 40,659 
向合作伙伴分发(3,777)(468)(3)— — (4,248)
对非控股权益的分配— — — — (1,691)(1,691)
非控制性权益的出资— — — — 3 3 
其他综合收益，税后净额— — — 12 — 12 
Lotus Midstream收购574 — — — — 574 
克雷斯特伍德收购2,953 413 — — — 3,366 
其他，净额18 — — — 12 30 
净收益，不包括可赎回非控股权益的数额3,469 463 3 — 1,299 5,234 
平衡，2023年12月31日$30,197 $6,459 $(2)$28 $7,257 $43,939 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
F - 8
目录表
财务报表索引
能量转移有限责任公司及其子公司
合并现金流量表
(百万美元)
截至2013年12月31日的年度，
202320222021
经营活动：
净收入$5,294 $5,868 $6,687 
将净收入与经营活动提供的现金净额进行对账：
折旧、损耗和摊销4,385 4,164 3,817 
递延所得税203 187 141 
库存估价调整114 (5)(190)
非现金补偿费用130 115 111 
减值损失12 386 21 
(收益)债务清偿损失(2)— 38 
关于未归属裁决的分配(68)(73)(47)
未合并关联公司收益中的权益(383)(257)(246)
来自未合并关联公司的分配353 232 212 
其他非现金(32)(64)103 
经营资产和负债净变化，扣除收购影响(451)(1,502)515 
经营活动提供的净现金9,555 9,051 11,162 
投资活动：
为收购Crestwood支付的现金，扣除收到的现金(288)— — 
收购莲花中流支付的现金，扣除收到的现金(930)— — 
为其他收购支付的现金，扣除收到的现金(111)(1,141)(205)
资本支出，不包括建设期间使用的股权资金的津贴(3,134)(3,381)(2,822)
资助建造费用的供款40 56 43 
对未合并关联公司的缴款(6)— (4)
来自未合并关联公司的分配超过累计收益63 62 167 
出售Energy Transfer加拿大权益的收益— 302 — 
出售其他资产所得收益38 78 45 
其他3 2 1 
用于投资活动的现金净额(4,325)(4,022)(2,775)
融资活动：
借款收益32,130 28,838 21,267 
偿还债务(31,416)(29,681)(27,318)
优先发行的现金单位— — 889 
非控制性权益的出资3 405 226 
向合作伙伴分发(4,248)(3,047)(1,898)
对非控股权益的分配(1,691)(1,547)(1,487)
分配给可赎回的非控股权益(59)(49)(49)
根据回购计划回购的普通单位— — (31)
发债成本(45)(27)(14)
其他— — (3)
用于融资活动的现金净额(5,326)(5,108)(8,418)
现金和现金等价物减少(96)(79)(31)
期初现金及现金等价物257 336 367 
期末现金和现金等价物$161 $257 $336 
附注是这些合并财务报表的组成部分。
F - 9
目录表
财务报表索引
能量转移有限责任公司及其子公司
合并财务报表附注
(表格美元和单位金额，除每单位数据外，以百万为单位)
1.操作和演示的基础:
本文提供的综合财务报表包含Energy Transfer LP及其子公司(“合伙”、“我们”或“Energy Transfer”)的结果。
2021年4月1日，Energy Transfer、ETO和ETO的某些子公司完成了几笔内部重组交易(“汇总合并”)。在汇总合并方面，ETO与Energy Transfer合并，并并入Energy Transfer，Energy Transfer幸存下来。Rollup合并的影响还包括：
•Eto的所有长期债务都由Energy Transfer承担。
•每个已发行和未完成的ETO优先股被转换为获得一个新创建的能量转移优先股的权利。关于能量转移首选单元的说明包含在附注8中。
•将经贸办已发行和未偿还的K类、L类、M类和N类单位分别转换为一个集合675,625,000新创建的B类机组代表有限的合作伙伴在能源转移方面的利益。所有B类单位由ETP Holdco持有，ETP Holdco是Energy Transfer的全资子公司。
我们的合并财务报表反映了以下可报告的部分：
•州内运输和储存；
•州际运输和储存；
•中游；
•NGL及成品油运输与服务；
•原油运输和服务；
•对Sunoco LP的投资；
•对USAC的投资；以及
•其他的都是。
该合伙公司拥有并运营州内天然气管道系统和储存设施，这些设施在德克萨斯州、俄克拉何马州和路易斯安那州从事天然气和天然气的采购、收集、运输、加工和销售业务。
该伙伴关系还直接或通过股权方法投资拥有和运营州际管道，将天然气输送到美国的各个市场。
该伙伴关系还从事中游服务，专注于在美国一些最高产的天然气产区提供天然气的收集、加工、压缩、处理和运输，包括二叠纪、阿纳达科、阿科马、霍戈顿、波德河和威利斯顿盆地，以及伊格尔福特、海恩斯维尔、巴尼特、马塞卢斯和尤蒂卡页岩。
该伙伴关系的业务还包括原油、液化天然气和成品油运输、终端服务、收购和营销活动，以及液化天然气储存、分馏和液化天然气再气化。
合伙企业拥有Sunoco LP的控股权，Sunoco LP从事向便利店、独立经销商、商业客户和分销商批发汽车燃料，以及通过Sunoco LP经营的便利店和零售燃料站点零售汽车燃料和商品。截至2023年12月31日，我们在Sunoco LP的权益包括100普通合伙人和IDR的百分比，以及28.51000万个普通单位。
该伙伴关系拥有USAC的控股权，USAC为天然气和原油的生产商、加工商、采集商和运输商提供压缩服务。截至2023年12月31日，我们在USAC的权益包括100普通合伙人的百分比和46.11000万个普通单位。
陈述的基础。 本报告所载能源转让有限责任公司综合财务报表乃根据公认会计原则及美国证券交易委员会之规则及规定编制。我们整合了所有的多数股权
F - 10
目录表
财务报表索引
子公司和有限合伙企业，我们作为普通合伙人或普通合伙人的所有者进行控制。所有重大的公司间交易和账户在合并中都会被剔除。
本文提供的能源转移综合财务报表包括我们控制的子公司的运营结果，包括Sunoco LP和USAC。
2.估计、重要会计政策和资产负债表细节:
预算的使用
按照公认会计准则编制财务报表要求管理层作出估计和假设，以影响在财务报表之日报告的资产和负债额以及或有资产和负债的应计和披露，以及报告期内报告的收入和支出。
天然气行业通过在交割后一个月的月底处理实际交易来开展业务。因此，中游、NGL和州内运输和储存业务的最新月份财务结果是使用流量估计数和市场价格估计的。估计结果和实际结果之间的任何差异都在下个月的财务报表中确认。管理层认为，估计的经营结果代表了所有实质性方面的实际结果。
管理层作出的其他重要估计包括，但不限于若干被对冲的预测交易的时间、衍生工具的公允价值、折旧及摊销的可用年限、无形资产的购入会计分配及其后的变现能力、商誉减值测试中使用的公允价值计量、存货的市值、受监管的厘定利率过程所产生的资产及负债、或有准备金及环境准备金。实际结果可能与这些估计不同。
监管会计-监管资产和负债
我们的州际运输和仓储部门受到某些州和联邦当局的监管，该部门的某些子公司的会计政策符合监管机构的会计要求和费率制定实践，符合会计准则编纂(“ASC”)主题980。这些会计政策的应用允许我们的某些受监管实体将资产负债表上的支出和收入作为监管资产和负债递延，因为这些支出和收入很可能会在与不受监管的公司在综合经营报表中反映的期间不同的时期允许在差饷制定过程中使用。这些递延资产和负债将在相同金额计入差饷并从客户那里收回或退还给客户的期间的经营业绩中报告。管理层对收回或通过监管资产和负债的可能性的评估将需要对法律和监管委员会命令进行判断和解释。如因任何原因，吾等不再符合美国会计准则第980项下有关该等实体应用监管会计处理的准则，则与不再符合该等准则的部分相关的监管资产及负债将于停止监管会计处理期间从综合资产负债表中注销。
尽管PanHandle的天然气传输系统和储存业务根据NGA和NGPA受到FERC的管辖，但PanHandle目前在其基于GAAP的综合财务报表中不适用ASC Theme 980，主要是因为关税税率的折扣水平以及它无法收回特定成本。
现金、现金等价物和补充现金流量信息
现金和现金等价物包括所有手头现金、活期存款和原始到期日不超过三个月的投资。我们认为现金等价物包括短期、高流动性的投资，这些投资可以很容易地转换为已知数额的现金，并且受到价值变化的微小风险的影响。
我们将现金存款和临时现金投资存放在信用质量较高的金融机构。有时，我们的现金和现金等价物可能没有保险，或者存在超过联邦存款保险公司保险限额的存款账户。
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目录表
财务报表索引
包括在业务活动现金流量中的业务资产和负债的净变化(扣除收购的影响)如下：
 截至2013年12月31日的年度，
 202320222021
应收账款$(171)$(863)$(3,356)
关联公司应收账款(5)23 38 
盘存35 (361)(19)
其他流动资产221 (326)(216)
其他非流动资产，净额(125)146 1 
应付帐款(501)25 3,834 
应付关联公司账款(38)6 (34)
应计负债和其他流动负债209 131 238 
其他非流动负债(33)66 117 
衍生资产和负债，净额(43)(349)(88)
经营资产和负债净变化，扣除收购影响$(451)$(1,502)$515 
非现金投融资活动和补充现金流量信息如下：
 截至2013年12月31日的年度，
 202320222021
非现金投资和融资活动：
应计资本支出$442 $575 $464 
与Enable收购相关的单位(1)
— — 3,509 
与收购克雷斯特伍德有关的单位(1)
3,366 — — 
与收购莲花中流有关的单位 (1)
574 — — 
以新的租赁负债换取的租赁资产23 42 18 
收购未合并联营公司的权益— — 49 
补充现金流信息：
支付利息的现金，扣除资本化利息后的净额$2,298 $2,167 $2,188 
缴纳所得税的现金(扣除退款)103 54 41 
(1)有关更多信息，请参见注释3。
应收账款净额
我们的业务与能源行业的各种交易对手打交道。内部信用评级和信用额度分配给所有交易对手，并根据信用敞口监测额度。根据内部信用评级和与交易对手的商业活动水平，可能需要向不属于投资级的交易对手支付信用证或预付款。
我们拥有多样化的客户组合；然而，由于我们提供中游和运输服务，我们的许多客户都从事勘探和生产部门。我们管理贸易信用风险，以减少信用损失和无法收回的贸易应收账款风险。对潜在客户和现有客户进行定期信用审查，以将信用风险控制在批准的容差范围内。不符合最低信用标准的客户被要求以信用证、预付款或其他形式的担保的形式提供额外的信用支持。我们根据应收账款的预期最终收回建立应收账款信贷损失准备，并考虑许多因素，包括历史客户收款经验、一般和具体经济趋势，以及可能影响收款能力的与个别客户、行业和交易相关的已知特定问题。津贴的变化被记录为业务费用的一个组成部分；津贴的减少在随后的应收款收款或核销时记录。逾期应收账款余额在我们的努力未能收回到期款项时予以注销。
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目录表
财务报表索引
盘存
库存主要包括储存的天然气、NGL和精炼产品、原油和备件，所有这些都采用加权平均成本法按成本或可变现净值中较低者进行估值。
Sunoco LP的燃料库存采用后进先出(“LIFO”)方法，以成本或市场中较低者为准。截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月，Sunoco LP的燃料库存余额包括成本或市场储备较低的$2301000万美元和300万美元116分别为2.5亿美元和2.5亿美元。截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度，合伙企业的综合经营报表和全面收益表不包括Sunoco LP的后进先出燃料库存清算带来的任何重大收入。在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，伙伴关系销售的产品成本包括不利的库存调整#美元。1141000万美元，有利的库存调整为$51000万美元，有利的库存调整为$190600万美元，分别与Sunoco LP的后进先出库存相关。
该伙伴关系的清单包括以下内容：
 12月31日，
 20232022
天然气、天然气和成品油$1,658 $1,802 
原油258 246 
备件和其他562 413 
总库存$2,478 $2,461 
我们利用大宗商品衍生品来管理与天然气库存相关的价格波动。指定对冲存货的公允价值变动在我们的综合资产负债表的存货中记录，在我们的综合经营报表中记录产品的销售成本。
其他流动资产
其他流动资产包括：
 12月31日，
 20232022
支付给供应商的保证金$205 $334 
预付费用和其他308 392 
其他流动资产总额$513 $726 
财产、厂房和设备、净值
财产、厂房和设备按成本减去累计折旧列报。折旧按资产的估计使用年限或FERC规定的年限(如适用)使用直线法计算。没有增加能力或延长使用寿命的维护和维修支出在发生时计入费用。对延长资产使用寿命或防止环境污染的资产进行翻新的支出，在资产剩余使用年限内资本化和折旧。此外，我们还将与资产建设直接相关的某些成本资本化，包括内部劳动力成本、利息和工程成本。在处置或报废管道部件或天然气装置部件时，任何损益均计入累计折旧。当整个管道系统、天然气厂或其他财产和设备退役或出售时，任何收益或损失都将包括在我们的综合运营报表中。
当事件或情况变化显示物业、厂房及设备之账面值可能无法收回时，该等物业、厂房及设备便会被检视是否减值。如果这项审查显示长期资产的账面价值不可收回，我们会将该等资产的账面价值降低至公允价值。
在截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度，美国国资委确认固定资产减值为#美元。12百万，$11000万美元和300万美元5由于对闲置机队未来部署的评估，该公司分别与其压缩设备有关。
管道建设项目的资本化利息包括在内，但某些州际项目在建设期间使用的资金(“AFUDC”)是应计的。利息是根据发生相关成本时我们循环信贷安排的当前借款利率进行资本化的。AFUDC是根据规定的指南计算的
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目录表
财务报表索引
由FERC提供，并作为州际项目公用事业工厂成本的一部分进行资本化。它代表了为投资于在建工程的资本提供服务的成本。AFUDC分为两个组成部分--借入基金和股票基金。
财产、厂房和设备的组成部分和使用年限如下：
 12月31日，
 20232022
土地和改善措施$1,529 $1,427 
建筑和改善(1至45年)3,848 3,546 
管道和设备(5年至83年)88,195 82,353 
产品储存及相关设施(2年至83年)7,978 7,274 
通行权(20年至83年)7,379 6,252 
其他(1至48岁)3,688 2,739 
在建工程
2,315 2,405 
114,932 105,996 
累计折旧和损耗较少(29,581)(25,685)
财产、厂房和设备、净值$85,351 $80,311 
我们在所列期间确认了以下金额：
 截至2013年12月31日的年度，
 202320222021
折旧、损耗和摊销费用$3,986 $3,774 $3,465 
资本化利息77 112 135 
对未合并关联公司的投资
我们拥有按权益法入账的若干相关业务的权益。一般而言，我们对对被投资人的经营和财务政策有重大影响但不受控制的投资，使用权益会计方法。当情况显示投资价值下降并非暂时性时，对未合并联营公司的投资进行减值确认。
其他非流动资产，净额
其他非流动资产，净额按成本减去累计摊销列报。其他非流动资产，净额如下：
十二月三十一日，
20232022
原油管线填充物和储罐底部$598 $489 
监管资产48 55 
养老金资产145 129 
递延费用148 140 
受限资金121 121 
其他673 624 
其他非流动资产合计，净额$1,733 $1,558 
受限资金包括主要由我们全资拥有的专属自保保险公司持有的非实质性金额的受限现金。
无形资产，净额
无形资产按成本计提，扣除按直线法计算的摊销净额。合伙企业将扣除任何已完全摊销的无形资产在完全摊销当年的账面总额和相关累计摊销。
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目录表
财务报表索引
无形资产的构成和使用年限如下：
 2023年12月31日2022年12月31日
总运费
金额		累计
摊销		总运费
金额		累计
摊销
应摊销无形资产：
客户关系、合同和协议(3年至46年)$9,098 $(3,196)$7,884 $(2,807)
专利(10年)48 (48)48 (48)
商标名(20年)66 (44)66 (41)
其他(5至20年)12 (11)12 (13)
应摊销无形资产总额9,224 (3,299)8,010 (2,909)
不可摊销无形资产：
商标302 — 302 — 
其他12 — 12 — 
不可摊销无形资产总额314 — 314 — 
无形资产总额$9,538 $(3,299)$8,324 $(2,909)
无形资产摊销费用合计如下：
截至2013年12月31日的年度，
202320222021
在折旧、损耗和摊销费用中报告$399 $390 $352 
未来五年无形资产摊销总额估计如下：
截至12月31日的年度： 
2024$434 
2025423 
2026417 
2027400 
2028397 
当事件或情况变化显示应摊销无形资产的账面金额可能无法收回时，我们会审核应摊销无形资产的减值。如该等审核显示应摊销无形资产的账面金额不可收回，我们会将该等资产的账面金额减至公允价值。我们每年审查不可摊销无形资产的减值，或在情况需要时更频繁地审查。
商誉
商誉每年进行减值测试，如果情况表明商誉可能减值，则更频繁地进行测试。年度减值测试是在第四季度进行的。
商誉账面金额的变动情况如下：
州内
交通运输
和存储		州际
运输和储存		中游NGL与成品油运输与服务原油运输和服务对Sunoco LP的投资对美国国资委的投资所有其他总计
平衡，2021年12月31日$— $— $— $693 $190 $1,568 $— $82 $2,533 
后天
— — — — — 33 — — 33 
平衡，2022年12月31日— — — 693 190 1,601 — 82 2,566 
后天— — 601 191 663 — — — 1,455 
其他— — — — — (2)— — (2)
余额，2023年12月31日$— $— $601 $884 $853 $1,599 $— $82 $4,019 
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目录表
财务报表索引
商誉在购置日根据初步购进价格分配入账，一般可能在最终确定购入价格分配后进行调整。2023年第四季度，美元1.46100亿美元的商誉是与收购Crestwood一起记录的，预计这笔交易将不能从税务目的中扣除。2022年，Sunoco LP记录了$33300万美元的商誉与其收购相关。
合伙企业使用贴现现金流量法、指导公司法或折现现金流量法和指导公司法的加权组合来确定我们报告单位的公允价值。确定报告单位的公允价值需要判断和使用重大估计和假设。这些估计和假设包括收入增长率、营业利润率、加权平均资本成本和未来市场状况等。合伙企业相信，我们在减值评估中使用的估计和假设是合理的，并基于现有的市场信息，但任何假设的变化可能导致对公允价值的计算和对是否表明减值的决定存在重大差异。根据贴现现金流量法，合伙企业根据每个报告单位的估计未来现金流量(包括资本支出估计数)确定公允价值，并使用风险调整行业比率贴现至现值，这反映了报告单位固有风险的整体水平。现金流预测是根据一年预算额和五年经营预测加上对后期现金流的估计得出的，所有这些都由管理层评估。根据管理层认为合理可能发生的增长率，为每个报告单位制定后续期间现金流量。在指导公司法下，合伙企业通过将可比上市公司的估值倍数应用于每个报告单位的预计EBITDA，然后使用类似的历史计算使用三年平均值来平均该估计，从而确定我们每个报告单位的估计公允价值。此外，合伙企业估计合理的控制权溢价，代表多数股权所有者从决定企业战略和运营行动的机会中积累的增量价值。长期资产和商誉测试中使用的公允价值估计主要基于公允价值等级的第三级投入。
管理层不认为其报告单位的任何商誉余额目前存在重大减值风险；然而，在#美元4.02截至2023年12月31日，合伙企业综合资产负债表上的商誉约为3亿美元368在最近一次量化测试中，估计公允价值超过账面价值约20%或更少的报告单位记录了1000万欧元。
资产报废债务
我们已确定，根据合同或法规要求，我们有义务在某些资产退役后拆除设施或执行其他补救措施。任何ARO的公允价值是根据与退休成本相关的估计和假设确定的，而该合伙企业基于历史退休成本、未来通货膨胀率和经信贷调整的无风险利率。这些公允价值评估被认为是第三级计量，因为它们同时基于可观察和不可观察的输入。负债的变化是由于时间的推移(增加)或最初估计用于结算ARO的现金流的修订而记录的。
当存在报废资产的法律义务并且这种义务可以合理估计时，要求对ARO进行记录。我们将在管理层可以合理估计结算日期的期间记录ARO。
截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月，伙伴关系合并资产负债表中的其他非流动负债包括ARO#美元。4101000万美元和300万美元362分别为2.5亿美元和2.5亿美元。截至2023年、2022年和2021年12月31日止年度，与ARO有关的累积开支合计为$101000万，$41000万美元和300万美元12分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
除上文讨论的ARO外，管理层无法合理计量ARO截至2023年12月31日、2023年和2022年的公允价值，因为在大多数情况下，结算日期无法确定。虽然我们系统中的一些在岸资产受到协议或法规的约束，一旦停止使用这些资产，就会产生ARO，但ARO没有记录，因为这些资产有一个不确定的移除或放弃日期，因为这些资产预期将继续使用，并进行适当的维护或更换。我们的子公司还对以前拥有的炼油厂、管道和码头的其他几项资产负有法律义务，无法估计何时会清偿债务。因此，这些资产的报废债务目前无法计量。在这些标的资产的使用寿命结束时，我们的子公司在法律上或合同上被要求放弃原地或移走该资产。我们认为，我们可能会有更多与管道资产和储罐相关的ARO，因此无法估计ARO是否或何时会得到解决。因此，目前无法测量这些ARO。Sunoco LP也有与拆除地下储罐的估计未来成本相关的ARO。
个别组件资产已经并将继续被替换，但只要天然气供需存在，管道和天然气收集和处理系统就将继续运行。基于天然气在工业和发电活动中的广泛使用，管理层预计
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目录表
财务报表索引
可预见的未来。我们有一个严格的维修和维护计划，使管道和天然气收集和处理系统保持良好的工作状态。因此，尽管一些单独的资产可能会被替换，但管道和天然气收集和处理系统本身将无限期保持不变。
截至2023年12月31日和2022年12月31日，伙伴关系合并资产负债表上的其他非流动资产包括#美元。311000万美元和300万美元27分别是为解决ARO而受到法律限制的资金。
应计负债和其他流动负债
应计负债和其他流动负债包括：
 12月31日，
 20232022
应付利息$637 $559 
客户预付款和定金240 222 
应计资本支出442 575 
应计工资和福利406 376 
所得税以外的应付税金646 519 
应付汇兑163 224 
递延收入312 268 
其他675 586 
应计负债和其他流动负债总额$3,521 $3,329 
在某些情况下，我们从客户那里收到预付款和定金，作为下个月天然气交付的预付款。当客户超过其信用额度或没有资格获得开放式信用时，可能需要预付款和保证金。
可赎回的非控股权益
我们的可赎回非控股权益涉及我们合并子公司的某些优先单位持有人，他们有权在我们的合并子公司的持有人和非控股股东的选择下将他们的优先单位转换为该等子公司的共同单位，并有权将他们的权益出售给我们。根据适用的会计准则，非控股权益从总股本中剔除，并在我们的综合资产负债表中反映为可赎回的非控股权益。有关详细信息，请参阅注7。
环境修复
在评估表明清理成本可能且可合理评估的情况下，我们为已确定的地点的工作应计环境补救成本。该等应计项目未予贴现，并基于现有资料、估计补救行动的时间及相关的通胀假设、现有技术及目前颁布的法律及法规。如果确定的场地存在一个可能的环境清理成本范围，则累加该范围的最小值，除非该范围内的其他点更有可能累加该范围内最可能的金额。
金融工具的公允价值
现金及现金等价物、应收账款和应付账款的账面价值接近其公允价值。
我们有大宗商品衍生品和利率衍生品，这些衍生品在我们的合并资产负债表中按公允价值计入资产和负债。我们采用尽可能高的投入“水平”来确定按公允价值计量的资产和负债的公允价值。一级投入是活跃市场中相同资产和负债的可观察报价。我们将通过结算经纪行交易的有价证券和商品衍生品的估值视为一级估值，其价格来自适当交易所。二级投入是对类似资产和负债可观察到的投入。我们认为直接与第三方签订的场外商品衍生品属于二级估值，因为这些衍生品的价值是在类似交易的交易所报价的。此外，由于这些合约在交易所在交易所的活跃程度，我们认为通过我们的清算经纪人交易的期权具有二级投入。我们认为我们的利率衍生品的估值为2级作为主要投入，LIBOR或SOFR曲线是基于活跃的期货交易所的报价作为同期
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目录表
财务报表索引
未来的利息互换结算。3级输入是不可观察的。在截至2023年12月31日的年度内，不是在公允价值层次结构内的任何级别之间进行了转移。
下表汇总了截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日我们的金融资产和负债的公允价值，并根据用于计算其公允价值的投入按公允价值经常性计量和记录：
公允价值合计公允价值计量于2023年12月31日
1级2级
资产：
利率衍生品$6 $— $6 
大宗商品衍生品：
天然气：
基差互换FERC/NYMEX24 24 — 
Swing Swaps IFERC20 20 — 
固定掉期/期货77 77 — 
远期实物合约8 — 8 
电源：
远期57 57 — 
期货8 8 — 
NGLS-远期/互换336 336 — 
精炼产品-期货35 35 — 
原油-远期/掉期45 45 — 
商品衍生工具共计610 602 8 
其他非流动资产31 20 11 
总资产$647 $622 $25 
负债：
利率衍生品$(4)$— $(4)
大宗商品衍生品：
天然气：
基差互换IFERC/NYMEX(3)(3)— 
Swing Swaps IFERC(2)(2)— 
固定掉期/期货(16)(16)— 
期权-看跌期权(2)(2)— 
电源：
远期(56)(56)— 
期货(8)(8)— 
NGL/精炼产品期权-看跌期权(1)(1)— 
NGL/精炼产品选项-调用(1)(1)— 
NGLS-远期/互换(316)(316)— 
精炼产品-期货(18)(18)— 
原油-远期/掉期(37)(37)— 
商品衍生工具共计(460)(460)— 
总负债$(464)$(460)$(4)
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目录表
财务报表索引
公允价值合计2022年12月31日的公允价值计量
1级2级
资产：
利率衍生品$— $— $— 
大宗商品衍生品：
天然气：
基差互换IFERC/NYMEX60 60 — 
Swing Swaps IFERC75 75 — 
固定掉期/期货113 113 — 
远期实物合约10 — 10 
电源：
远期52 — 52 
期货3 3 — 
NGLS-远期/互换317 317 — 
精炼产品-期货20 20 — 
原油-远期/掉期38 38 — 
商品衍生工具共计688 626 62 
其他非流动资产27 18 9 
总资产$715 $644 $71 
负债：
利率衍生品$(23)$— $(23)
大宗商品衍生品：
天然气：
基差互换IFERC/NYMEX(25)(25)
Swing Swaps IFERC(12)(12)— 
固定掉期/期货(4)(4)— 
远期实物合约(2)— (2)
电源：
远期(51)(51)
期货(3)(3)— 
NGLS-远期/互换(358)(358)— 
精炼产品-期货(59)(59)— 
原油-远期/掉期(12)(12)— 
商品衍生工具共计(526)(473)(53)
总负债$(549)$(473)$(76)
根据我们及我们的附属公司现时就具有类似条款及平均到期日的贷款可获得的估计借贷利率，我们于二零二三年十二月三十一日的债务责任的总公平值及账面值为$51.933亿美元和3,000美元52.39 亿元，分别。截至2022年12月31日，我们债务的公允价值和账面价值总额为$45.423亿美元和3,000美元48.26 亿元，分别。我们的综合债务责任的公平值为基于类似负债所用可观察输入数据的第二级估值。
建筑费用补助款
在我们的某些资本项目中，第三方有义务偿还我们的全部或部分项目支出。该等安排大部分与管道建设及生产井连接有关。建筑成本补助供款（“建筑成本补助供款”）于收到时扣除项目成本。
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目录表
财务报表索引
运费和搬运费
运输及处理成本计入已售产品成本，惟与压缩及处理所消耗燃料有关的运输及处理成本计入经营开支。
成本和开支
产品销售成本包括燃料销售的实际成本，并根据我们的对冲和其他商品衍生活动的影响进行调整，以及电器、零件和配件的成本。经营费用包括向客户提供产品所产生的所有成本，包括运营人员薪酬、保险费用、车辆维护、广告费用、采购费用和工厂运营。销售、一般和行政费用包括所有与合伙企业相关的费用以及高管、合伙企业和行政人员的薪酬。
我们以净额为基础记录向政府当局汇款的税收，但Sunoco LP就销售精炼产品和商品收取的消费者消费税除外，这些消费税包括在合并经营报表的收入和成本与费用中，对净收入没有影响。截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度，Sunoco LP收取的消费税为$2741000万，$2851000万美元和300万美元332分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
附属单位的发行
我们将子公司所有权权益的变化记录为股权交易，没有在综合净收益或全面收益中确认收益或亏损。例如，当我们的子公司在公开募股中发行普通股时，我们将收到或支付的对价金额与非控股权益的调整金额之间的任何差额记录为合伙人资本的变化。
关联方交易
该伙伴关系定期与其几个未合并的附属公司进行关联方交易。除商业交易外，这些交易还包括提供某些管理服务和租赁某些资产。虽然合伙企业相信该等关联方交易一般反映市场价格，但该等协议下的定价可能无法与与非关联第三方的类似交易相媲美。在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，伙伴关系的合并收益表反映了关联方的收入为#美元。6261000万，$3911000万美元和300万美元410分别为2.5亿美元和2.5亿美元。
所得税
能源转让是一种公开交易的有限合伙企业，对于联邦和大多数州的所得税目的是不纳税的。因此，我们的收益或亏损，在一定程度上不包括在应税子公司，为联邦和大多数州的目的，包括在个人合伙人的纳税申报单。由于资产和负债的纳税基础和财务报告基础之间的差异，以及我们的合伙协议下与应税收入相关的分配要求，财务报表的净收益可能与应向单位持有人报告的应税收入有很大差异。为了有限合伙人的利益，我们无法获得有关每个合伙人的个人纳税基础的信息。
作为一家公开交易的有限合伙企业，我们必须遵守法律要求，我们的“合格收入”(由美国国税法、相关财政部法规和美国国税局公告定义)必须超过我们总收入的90%，以日历年度为基础确定。如果我们的合格收入不符合这一法定要求，Energy Transfer将作为公司被征税，用于联邦和州所得税目的。截至2023年12月31日、2022年12月31日及2021年12月31日止年度，我们的合资格收入符合法定要求。
合伙企业通过公司子公司开展某些活动，这些子公司需要缴纳联邦、州和地方所得税以及外国所得税。这些公司子公司包括ETP Holdco、Sunoco Retail LLC和Aloha等。合伙企业及其子公司按资产负债法核算所得税。
根据这种方法，递延税项资产和负债按现有资产和负债的财务报表账面值与其各自的计税基准之间的差额可归因于估计的未来税项后果进行确认。递延税项资产及负债以预期收回或结算该等暂时性差额的年度的现行税率计量。税率变动对递延税项资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间的收益中确认。当有必要将递延税项资产减少到更有可能变现的数额时，建立估值准备。
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目录表
财务报表索引
所得税拨备的确定需要重要的判断、估计的使用以及复杂税法的解释和应用。在评估可扣除和应纳税项目的时间和金额以及维持不确定的税收状况的可能性时，需要做出重大判断。只有在确定了不确定的税收状况更有可能经受住税务当局的挑战(如果有的话)之后，不确定税收状况的好处才会记录在我们的合并财务报表中。当事实和情况发生变化时，我们重新评估这些可能性，并通过所得税拨备记录任何变化。
衍生工具和套期保值活动的会计
对于合格套期保值，我们正式记录、指定和评估接受套期保值会计处理的交易的有效性，并在经营报表中对被套期保值项目的相关结果进行损益抵消。用于评估我们的金融衍生品和相关交易的市场价格是使用独立的第三方价格、现成的市场信息、经纪人报价和适当的估值技术来确定的。
在套期保值开始时，我们正式记录套期保值工具和被套期保值项目之间的关系，风险管理目标，用于评估和测试有效性的方法，以及如何衡量和记录任何无效。我们还在对冲开始时和每季度评估我们对冲交易中使用的衍生品在抵消现金流变化方面是否非常有效。如果我们确定一种衍生品不再是一种非常有效的对冲工具，我们就会通过将该衍生品的公允价值变动计入该期间的净收益，从而前瞻性地停止对冲会计。
如果我们将商品套期保值关系指定为公允价值套期保值，我们将被套期保值资产或负债的公允价值变动记录在我们的综合经营报表中。该金额由相关对冲工具的公允价值变动所抵销。被排除在对冲无效评估之外的任何无效部分或金额也包括在综合经营报表中销售的产品成本中。
衍生产品的现金流作为现金流量套期保值被报告为经营活动的现金流量，与被套期保值项目的现金流量属于同一类别。
如果我们将一种衍生金融工具指定为现金流对冲，并且该衍生金融工具有资格进行对冲会计，则公允价值的变化在AOCI中递延，直到基础对冲交易发生。现金流量对冲在公允价值变动中的任何无效部分都在每期收益中确认。在AOCI中与现金流对冲有关的递延收益和亏损将保留在AOCI中，直到基础实物交易发生为止，除非预测交易很可能不会在最初指定的时间段结束前或在此后额外的两个月期间内发生。对于不符合对冲会计资格的金融衍生工具，公允价值变动在综合经营报表中计入销售产品的成本。
我们通过利用利率掉期和类似工具来管理部分利率敞口。我们的某些利率衍生品被计入现金流对冲或公允价值对冲。对于计入现金流量或公允价值套期保值的利率衍生品，我们报告这些套期保值在利息支出中的已实现损益和无效部分。对于在会计上未被指定为套期保值的利率衍生品，我们在综合经营报表中的“利率衍生品损益”中报告该等衍生品的已实现和未实现损益。
股权激励薪酬
对于受限制单位的奖励，我们根据授予日期的公允价值确认归属期间的补偿费用，该公允价值是根据基础普通单位在授予日期的市场价格确定的。对于现金限制单位的奖励，我们在每个报告期结束时根据相关普通单位截至报告日的市场价格重新计量奖励的公允价值，公允价值计入我们综合资产负债表的其他非流动负债。
养老金和其他退休后福利计划
合伙企业确认固定收益养老金和其他退休后计划的资金过剩或资金不足状态，以计划资产的公允价值和福利义务(养老金计划的预计福利债务和其他退休后计划的累积退休后福利债务)之间的差额衡量。每个资金过剩的计划被确认为资产，每个资金不足的计划被确认为负债。计划资金状态的变化记录在AOCI内部发生变化的年度，或者对于应用监管会计的实体来说，被记录为监管资产或监管负债。
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收入分配
为了维持合伙人的资本账户，《合伙协议》规定，收益和亏损项目一般应根据合伙人的百分比权益在合伙人之间分配。
3.收购、资产剥离和相关交易:
克雷斯特伍德收购
2023年11月3日，Energy Transfer收购了Crestwood，后者拥有位于威利斯顿、特拉华州和波德河盆地的采集和加工资产。根据合并协议的条款，Crestwood共同单位的持有者获得2.07他们持有的每个Crestwood共同单位的能量转移共同单位(“共同单位合并考虑”)。此外，在克雷斯特伍德优先股持有人的选举中，每个未偿还的克雷斯特伍德优先股被(I)转换为第一系列优先股，这是一种新的能量转移优先股，其条款与克雷斯特伍德优先股基本相似，包括在经济和结构保护方面；(Ii)赎回，以换取美元9.857484以现金加应计及截至赎回日的未付分派；或(Iii)按当时适用的换算比率换取一个Crestwood普通股换取十个Crestwood优先股，换算为Crestwood普通股，该等Crestwood普通股随后收到共同单位合并对价。
总体而言，交易中发行的对价包括约2161000万个能量转移通用单位，412000万系列I首选单位和$3001.2亿美元现金。在完成对克雷斯特伍德的收购的同时，合伙企业承担了#美元2.85200亿美元的Crestwood优先票据本金总额，并终止了循环信贷安排，其中包括偿还#美元613未偿还的借款为1.2亿美元。
Crestwood收购采用收购会计方法记录，其中要求收购的资产和承担的负债在收购日按其估计公允价值在资产负债表上确认，任何超出收购净资产公允价值的收购价格均计入商誉。确定收购资产的公允价值需要管理层的判断和独立估值专家的使用(如适用)，并涉及使用重大估计和假设。收购资产根据贴现现金流、指导公司以及复制和重置方法的组合进行估值。
下表汇总了购置价在购置的资产和承担的负债之间的假定分配情况：
2023年11月3日
流动资产总额$657 
财产、厂房和设备、净值4,772 
对未合并关联公司的投资95 
租赁使用权资产，净额27 
其他非流动资产12 
无形资产，净额1,139 
商誉1,455 
总资产8,157 
流动负债总额445 
长期债务，当前到期日较少3,461 
其他非流动负债322 
总负债4,228 
非控制性权益272 
总对价3,657 
收到的现金12 
总对价，扣除收到的现金$3,645 
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收购莲花中流
2023年5月2日，Energy Transfer以总对价美元收购了莲花中流1.50200亿美元，包括营运资金。对价包括$9302000万美元现金和大约44.52000万个新发行的Energy Transfer共同单位，其总收购日期公允价值为#美元5741000万美元。莲花中流拥有并运营百夫长管道公司，这是一个位于二叠纪盆地的综合原油中游平台。
下表汇总了购买价格在购置的资产和承担的负债之间的分配情况：
2023年5月2日
流动资产总额$61 
财产、厂房和设备、净值1,263 
对未合并关联公司的投资138 
租赁使用权资产，净额10 
其他非流动资产4 
无形资产，净额75 
总资产1,551 
流动负债总额27 
其他非流动负债16 
总负债43 
总对价1,508 
收到的现金4 
总对价，扣除收到的现金$1,504 
Woodford Express收购
2022年9月13日，Energy Transfer完成了对Woodford Express，LLC 100%成员权益的收购，该公司拥有一个Midcontinent天然气收集和加工系统，收购价格约为100美元。485 万元以上的流动资金。该系统位于SCOOP的中心地带，具有450 MMcf/d的低温气体加工和处理能力，以及超过200英里的收集线，这些收集线连接到Energy Transfer的管道网络。Woodford Express，LLC偿还本金总额为美元292 于收购完成日期，本公司已就其循环信贷融资及定期贷款向本公司支付200，000，000港元，该金额已计入总代价。
Energy Transfer加拿大销售
于二零二二年八月，合伙企业完成出售其 51加拿大能源转移公司（Energy Transfer Canada）此次出售给Energy Transfer带来了现金收益，3021000万美元。
加拿大能源转移公司的资产和业务在2022年8月之前被纳入该伙伴关系的所有其他部分。加拿大能源转让公司不符合在伙伴关系的综合业务报表中列为已终止业务的标准。根据于2022年2月签署购股协议后的预期所得款项，于截至2022年3月31日止三个月，合伙企业录得Energy Transfer Canada资产减记$3001000万美元，其中164 分配至非控股权益，136 2000万美元计入应归属于合作伙伴的净收入。于2022年8月完成销售后，合伙企业录得$85 亿元的亏损。
Spindletop资产收购
于二零二二年三月，该合伙企业以约$收购Caliche Coastal Holdings，LLC（其后更名为Energy Transfer Spindletop LLC）的成员权益，该公司拥有德克萨斯州Mont Belvieu附近的地下储存设施。3251000万美元。
启用收购
2021年12月2日，伙伴关系完成了之前宣布的与Enable的合并。根据合并协议的条款，Enable的普通单位持有人将收到0.8595一个能量转移公共单位来交换每个
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启用公共单位。此外，每个未完成的Enable系列A首选单元都被换成0.0265能量转移G系列首选单元。总计384,780G系列优先股的发行与Enable收购有关。已发行的能量转移普通单位和G系列优先单位的总公允价值约为$3.5截至收盘日期，交易总额为100亿美元。能源转移也赚了一美元10为Enable的普通合伙人支付100万美元现金，并假设为$3.181,000亿ENABLE优先票据本金总额。此外，Enable的$8001亿美元定期贷款和1美元352021年12月，紧随Enable收购完成后，偿还并终止了100万美元的循环信贷安排。
Enable收购采用收购会计方法入账，该方法要求(其中包括)收购的资产和承担的负债在收购日按其估计公允价值在资产负债表上确认，超过收购净资产公允价值的任何收购价格均计入商誉。确定收购资产的公允价值需要管理层的判断和独立估值专家的使用(如适用)，并涉及使用重大估计和假设。收购资产根据贴现现金流、指导公司以及复制和重置方法的组合进行估值。
下表汇总了购买价格在购置的资产和承担的负债之间的分配情况：
2021年12月2日
流动资产总额$593 
财产、厂房和设备、净值7,076 
对未合并关联公司的投资40 
其他非流动资产39 
无形资产，净额440 
商誉138 
总资产8,326 
流动负债总额488 
长期债务，当前到期日较少4,267 
其他非流动负债18 
总负债4,773 
非控制性权益34 
总对价3,519 
收到的现金61 
总对价，扣除收到的现金$3,458 
Sunoco LP的收购和资产剥离
2024年1月22日，Sunoco LP与NuStar达成最终协议，以全股权交易方式收购NuStar，交易价值约为美元7.30200亿美元，包括承担的债务。根据协议条款，NuStar的普通单位持有人将获得0.4每个NuStar公共单位的Sunoco公共单位。NuSTAR拥有大约9,500绵延数英里的管道和63储存和分配原油、成品油、可再生燃料、氨和特种液体的终端和储存设施。根据惯例的成交条件，这笔交易预计将在2024年第二季度完成。
2024年1月11日，Sunoco LP与7-Eleven，Inc.达成最终协议，出售204位于德克萨斯州西部、新墨西哥州和俄克拉何马州的便利店，价格约为1美元1.0010亿美元，包括燃料和商品库存的惯常调整数。作为出售的一部分，Sunoco LP还将修改其与7-Eleven，Inc.现有的按需付费燃料供应协议，以纳入额外的燃料毛利。这笔交易预计将在收到监管部门的批准和满足惯常的完成条件后迅速完成。
2024年1月11日，Sunoco LP还宣布将以欧元从Zenith Energy手中收购荷兰阿姆斯特丹和爱尔兰班特里湾的液体燃料码头1702000万美元，包括营运资本。根据惯例的成交条件，这笔交易预计将在2024年第一季度完成。
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2023年5月1日，Sunoco LP完成对16位于东海岸和中西部的成品油终端，距离Zenith Energy仅需1美元1111000万美元，包括营运资本。购买价格主要分配给财产和设备。
2022年11月30日，Sunoco LP完成了对Peerless Oil&Chemical，Inc.的收购，该公司是一家老牌码头运营商，主要在波多黎各境内向100多个地点分销燃料产品672000万美元，扣除收购的现金。
2022年4月1日，Sunoco LP完成了对位于印第安纳州亨廷顿的TransMix加工和终端设施的收购，价格为1美元2523.8亿美元，扣除收购现金后的净额，其中981000万美元分配给无形资产，#美元201000万美元转给商誉，$731000万美元用于房地产、厂房和设备，以及761000万美元用于营运资本。
4.对未合并关联公司的投资:
投资项目说明
以下是该伙伴关系的重大未合并投资的摘要。
柑桔
Energy Transfer拥有一家50柑橘的%权益。柑橘拥有100FGT是一条长约5362英里的天然气管道系统，发源于德克萨斯州，向佛罗里达半岛输送天然气。我们对柑橘的投资反映在我们的州际运输和仓储部门。
MEP
Energy Transfer拥有一家50MEP拥有中大陆快速管道，这是一条约500英里长的天然气管道，从俄克拉荷马州东南部延伸至德克萨斯州东北部、路易斯安那州北部和密西西比州中部，最后与阿拉巴马州巴特勒的横贯大陆天然气管道系统互联。我们对MEP的投资体现在州际运输和仓储领域。
白色悬崖
Energy Transfer拥有一家51%的权益，由两条平行的12英寸公共运输管道组成：一条原油管道和一条NGL管道。这些管道将原油和天然气从科罗拉多州的普拉特维尔输送到俄克拉何马州的库欣。
探险家
Energy Transfer拥有一家15%的会员权益，由1,850英里长的管道组成，该管道起源于位于德克萨斯州博蒙特、亚瑟港和休斯顿的炼油中心，并延伸到伊利诺伊州的芝加哥。我们对Explorer的投资体现在我们的NGL和成品油运输和服务部门。
与未合并附属公司有关的余额汇总
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，合伙企业在未合并附属公司的投资账面价值如下：
12月31日，
20232022
柑桔$1,811 $1,800 
MEP332 360 
白色悬崖203 218 
探险家67 69 
其他684 446 
总计$3,097 $2,893 
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目录表
财务报表索引
下表列出了未合并附属公司的收益(亏损)中的权益：
截至2011年12月31日的几年，
202320222021
柑桔$146 $141 $157 
MEP87 10 (17)
白色悬崖10 (8)— 
探险家37 25 24 
其他103 89 82 
未合并关联公司收益中的总股本$383 $257 $246 
财务信息摘要
下表列出了我们的未合并附属公司、Citrus、MEP、White Cliff和Explorer(以100%为基础)所有时期的选定资产负债表和损益表数据：
12月31日，
20232022
流动资产$378 $311 
财产、厂房和设备、净值7,582 7,722 
其他资产88 86 
总资产$8,048 $8,119 
流动负债$260 $291 
非流动负债4,379 4,347 
权益3,409 3,481 
负债和权益总额$8,048 $8,119 
截至2013年12月31日的年度，
202320222021
收入$1,798 $1,518 $1,393 
营业收入1,012 704 684 
净收入735 463 446 
除上述权益法投资外，我们还有其他权益法投资，这些投资对我们的综合财务报表并不重要。
5.普通单位净收入:
每个普通单位的基本净收入是在考虑普通合伙人的利益后，除以有限合伙人权益的加权平均数计算得出的。在考虑普通合伙人的利益后，通过将净收益(如本文讨论的那样进行调整)除以有限合伙人未偿权益的加权平均数，计算每普通单位的摊薄净收入。对于稀释每股收益的计算，由于Energy Transfer在Sunoco LP和USAC的有限合伙人单位所有权导致的收益减少，可分配给有限合伙人的收入在适当情况下减少，假设与Sunoco LP和USAC各自的长期激励计划相关的增量单位已在各自的期间内发行(如适用)。这些单位是根据库存股方法确定的。
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财务报表索引
计算单位基本净收入和稀释后净收入时使用的净收入和加权平均单位的对账如下：
 截至2013年12月31日的年度，
 202320222021
净收入$5,294 $5,868 $6,687 
减去：可赎回非控股权益的净收入60 51 50 
减去：可归因于非控股权益的净收入1,299 1,061 1,167 
扣除非控股权益后的净收益3,935 4,756 5,470 
减去：普通合伙人的收入权益3 4 6 
减去：优先单位持有人对收入的兴趣463 422 285 
普通股持有者在净收益中的利息$3,469 $4,330 $5,179 
每个普通单位的基本收入：
加权平均共同单位3,161.7 3,086.8 2,734.4 
每共同单位基本收入$1.10 $1.40 $1.89 
每普通单位摊薄收益：
普通股持有者在净收益中的利息$3,469 $4,330 $5,179 
附属公司以股权为基础的补偿及向可换股单位作出分派的摊薄影响(1)(2)(2)
普通基金单位持有人可获得的摊薄收益$3,468 $4,328 $5,177 
加权平均共同单位3,161.7 3,086.8 2,734.4 
未归属单位奖励的摊薄效应15.5 10.2 5.1 
加权平均普通单位，假设未归属单位奖励之摊薄影响3,177.2 3,097.0 2,739.5 
每普通单位摊薄收益$1.09 $1.40 $1.89 
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6.债务义务：
我们的债务包括以下内容：
12月31日，
20232022
能源转移负债
2023年1月15日到期的3.45%优先票据(1)
— 350 
2023年2月1日到期的3.60%优先票据(1)
— 800 
4.25厘优先债券，2023年3月15日到期(1)
— 5 
4.25厘优先债券，2023年3月15日到期(1)
— 995 
4.20%优先债券将于2023年9月15日到期(1)
— 500 
优先债券于2023年11月1日到期，息率4.50%(1)
— 600 
5.875厘优先债券，将于2024年1月15日到期(2)(3)
23 23 
5.875厘优先债券，将于2024年1月15日到期(2)(3)
1,127 1,127 
7.60%优先债券，2024年2月1日到期(2)(3)
82 82 
4.90%优先债券将于2024年2月1日到期(2)(3)
350 350 
7.60%优先债券，2024年2月1日到期(1)
— 277 
4.25厘优先债券，2024年4月1日到期(3)
500 500 
优先债券于2024年4月15日到期，息率4.50%(3)
750 750 
优先债券于2024年5月15日到期，息率3.90%(3)
600 600 
2024年11月1日到期的9.00%债券(3)
65 65 
4.05厘优先债券，2025年3月15日到期1,000 1,000 
5.75%优先债券将于2025年4月1日到期(4)
500 — 
优先债券于2025年5月15日到期，息率2.90%1,000 1,000 
5.95厘优先债券将于2025年12月1日到期400 400 
4.75%优先债券，2026年1月15日到期1,000 1,000 
优先债券于2026年7月15日到期，息率3.90%550 550 
6.05厘优先债券，2026年12月1日到期1,000 — 
4.40%优先债券，2027年3月15日到期700 700 
4.20%优先债券，2027年4月15日到期600 600 
6.05厘优先债券，2027年5月1日到期(4)
600 — 
优先债券2027年6月1日到期，息率5.50%44 44 
优先债券2027年6月1日到期，息率5.50%956 956 
优先债券于2027年10月1日到期，息率4.00%750 750 
5.55厘优先债券，2028年2月15日到期1,000 1,000 
4.95厘优先债券将于2028年5月15日到期800 800 
4.95厘优先债券将于2028年6月15日到期1,000 1,000 
优先债券于2028年12月1日到期，息率6.10%500 — 
优先债券于2029年2月1日到期，息率6.00%(4)
700 — 
优先债券于2029年4月1日到期，息率8.00%(4)
450 — 
5.25%优先债券，2029年4月15日到期1,500 1,500 
优先债券于2029年7月15日到期，息率7.00%66 66 
4.15厘优先债券，2029年9月15日到期547 547 
8.25厘优先债券，2029年11月15日到期33 33 
8.25厘优先债券，2029年11月15日到期267 267 
3.75%优先债券，2030年5月15日到期1,500 1,500 
优先债券于2030年12月1日到期，息率6.40%1,000 — 
7.38厘优先债券，2031年4月1日到期(4)
600 — 
5.75%优先债券，2033年2月15日到期1,500 1,500 
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2033年6月1日到期的4.05%免税债券(5)
225 — 
6.55%优先债券，2033年12月1日到期1,500 — 
4.90%优先债券，2035年3月15日到期500 500 
6.625厘优先债券，2036年10月15日到期400 400 
5.80%优先债券将于2038年6月15日到期500 500 
利率7.50%的优先债券将于2038年7月1日到期550 550 
6.85厘优先债券将于2040年2月15日到期250 250 
优先债券，2041年6月1日到期，利率6.05%700 700 
优先债券将于2042年2月1日到期，息率6.50%1,000 1,000 
优先债券将于2042年2月15日到期，息率6.10300 300 
4.95厘优先债券，2043年1月15日到期350 350 
5.15厘优先债券，2043年2月1日到期450 450 
5.95厘优先债券将于2043年10月1日到期450 450 
5.30%优先债券，2044年4月1日到期700 700 
5.00%优先债券，2044年5月15日到期531 531 
5.15%优先债券，2045年3月15日到期1,000 1,000 
5.35%优先债券将于2045年5月15日到期800 800 
6.125厘优先债券，将于2045年12月15日到期1,000 1,000 
5.30%优先债券，2047年4月15日到期900 900 
5.40%优先债券将于2047年10月1日到期1,500 1,500 
优先债券将于2048年6月15日到期，息率6.00%1,000 1,000 
6.25%优先债券，2049年4月15日到期1,750 1,750 
优先债券将于2050年5月15日到期，息率5.00%2,000 2,000 
浮息次级债券将于2066年11月1日到期600 600 
五年期信贷安排1,412 793 
未摊销溢价、折价和公允价值调整净额128 184 
递延债务发行成本(197)(181)
44,359 40,264 
附属债务
跨西方债务
5.66%优先债券，2024年12月9日到期(3)
175 175 
6.16%优先债券，2037年5月24日到期75 75 
250 250 
巴肯项目债务
优先债券于2024年4月1日到期，息率3.90%1,000 1,000 
4.625厘优先债券，将于2029年4月1日到期850 850 
未摊销溢价、折价和公允价值调整净额(1)(1)
递延债务发行成本(4)(7)
1,845 1,842 
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Sunoco LP债务
优先债券将于2027年4月15日到期，息率6.00%600 600 
5.875厘优先债券，将于2028年3月15日到期400 400 
优先债券于2028年9月25日到期，息率7.00%500 — 
优先债券于2029年5月15日到期，息率4.50%800 800 
优先债券，利率4.50厘，将于2030年4月30日到期800 800 
Sunoco LP信贷安排将于2027年4月7日到期411 900 
与租赁有关的债务94 94 
递延债务发行成本(25)(23)
3,580 3,571 
USAC债务
6.875厘优先债券，将于2026年4月1日到期725 725 
6.875厘优先债券，将于2027年9月1日到期750 750 
USAC信贷安排将于2026年12月到期(6)
872 646 
递延债务发行成本(11)(14)
2,336 2,107 
HFOTCO债务
2050年到期的HFOTCO免税票据 (5)
— 225 
— 225 
其他长期债务18 3 
债务总额52,388 48,262 
减去：长期债务的当前到期日1,008 2 
长期债务，当前到期日较少$51,380 $48,260 
(1)这些票据于2023年赎回。
(2)这些票据在2023年12月31日之后被赎回.
(3)截至2023年12月31日，这些票据被归类为长期票据，因为管理层有意图和能力对长期借款进行再融资。
(4)这些钞票共面值$2.85合伙企业因2023年11月完成对Crestwood的收购而承担的本金总额为10亿美元。
(5)2023年5月，该伙伴关系为所有225HFOTCO免税债券与新的10年期免税债券的未偿还本金金额。新债券是通过哈里斯县工业发展公司发行的，是能源转移的义务，按固定利率计息4.05%，并在2033年强制赎回。赎回时，这些免税债券可能会以不同的条款注明，直至2050年11月1日最终到期。
(6)USAC信贷安排将于2026年12月到期，除非6.8752026年到期的优先票据将于2025年12月31日到期，USAC信贷安排将于2025年12月31日到期。
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下表反映了今后五年及以后每年长期债务的未来到期日。这些数额不包括#美元。237未摊销保费、公允价值调整和递延债务发行成本，净额：
2024$4,672 
20252,900 
20264,147 
20276,823 
20284,200 
此后29,756 
总计$52,498 
反映于本公司综合资产负债表的长期债务包括与利率互换有关的公允价值调整，该等公允价值调整为于利率互换终止前与公允价值对冲会计有关的公允价值调整。
票据和债券
高级附注
能源转移优先债券是合伙企业的优先债务，与我们的其他现有和未来的非次级债务并列，优先于其任何未来的次级债务。Energy Transfer高级票据不受其任何附属公司的担保。
与Energy Transfer高级票据相关的契约包括对留置权的限制、对与关联公司的交易的限制、对售后回租交易的限制以及对合伙企业所有或几乎所有资产的合并和销售的限制。
2024年1月债券发行
2024年1月，伙伴关系发布了#美元1.2530亿美元的本金总额5.552034年到期的优先债券百分比，$1.7530亿美元的本金总额5.952054年到期的优先债券百分比和$800本金总额为1,000万美元8.00固定-固定重置率2054年到期的次级票据百分比。该合伙公司利用所得款项净额为现有债务再融资，包括在其五年期信贷安排(定义见下文)下的借款，以赎回其未偿还的C系列优先股和D系列优先股，并作一般合伙用途。该伙伴关系还打算在2024年5月用所得资金赎回其E系列优先股。
信贷安排和商业票据
五年期信贷安排
该伙伴关系的五年期信贷安排允许最高可达#美元的无担保借款。5.0010亿美元，2027年4月11日到期。五年期信贷安排包含手风琴功能，根据该功能，总承诺额最高可增加至#美元。7.00在一定条件下达到1万亿美元。
截至2023年12月31日，五年期信贷安排有1.4130亿美元的未偿还借款，1.37其中140亿美元由商业票据组成。未来可供借款的金额为#美元。3.5630亿美元，在计入未偿信用证金额为#美元后291000万美元。截至2023年12月31日未偿还总额的加权平均利率为5.87%.
Sunoco LP信贷安排
Sunoco LP维持$1.50 10亿美元的循环信贷融资（“Sunoco LP信贷融资”）。截至2023年12月31日，Sunoco LP信贷额度为$411 未偿还借款的百万美元和5 2027年4月到期的备用信用证。可供未来借款的金额为$1.08 2023年12月31日的10亿美元。截至2023年12月31日，未偿还总额的加权平均利率为 7.54%.
USAC信贷安排
美国奥委会维持一美元1.60 10亿美元循环信贷融资（“USAC信贷融资”），于二零二六年十二月八日到期，惟倘USAC于二零二六年到期的优先票据的任何部分于二零二五年十二月三十一日尚未偿还，则USAC信贷融资将于二零二五年十二月三十一日到期。截至2023年12月31日，USAC拥有$872 百万未偿还借款
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和不是信用协议项下的未结信用证。截至2023年12月31日，USAC拥有$728 由于遵守适用财务契约的限制，剩余未使用的可用性（百万美元）529 有100万美元可以提取。截至2023年12月31日，未偿还总额的加权平均利率为 7.98%.
与我们的信贷协议有关的契约
与高级债券有关的协议包含限制性契约，这些契约通常适用于评级机构给予投资级评级的发行人，其中包括对留置权的限制和对回售交易的限制。
为期五年的信贷安排包含限制(除某些例外情况外)合伙企业和某些合伙企业子公司的能力的契约，除其他事项外：
•招致债务；
•授予留置权；
•进行兼并；
•处置资产；
•进行一定的投资；
•在某些违约期间(如五年期信贷安排所界定的)和在任何违约事件(如五年期信贷安排所界定的)期间进行分配(如五年期信贷安排所界定)；
•从事与合伙企业及其子公司目前经营的业务性质大不相同的业务；
•与关联公司进行交易；以及
•签订限制性协议。
与利率和承诺费相关的适用保证金和利率分别基于分配给我们的优先、无担保、无信用增强型长期债务的信用评级。根据五年期信贷安排，欧洲美元利率贷款的适用保证金范围为1.125%至2.000%，而基本利率贷款的适用保证金范围为0.125%至1.000%。五年期信贷安排下的承诺费适用比率为0.125%至0.300%. 
五年期信贷安排包含各种契约，包括对产生债务和留置权的限制，以及与我们业务的运营和开展有关的条款。五年期信贷安排亦将我们的综合融资负债与综合EBITDA比率限制在基础信贷协议所界定的最高比率，按四个季度滚动计算。5.00到1.00，通常可以增加到5.50在指定的采购期内降至1.00。我们的杠杆率是3.31根据信贷协议计算，至2023年12月31日的1.00。
如未能遵守我们循环信贷安排的各种限制性及平权契约，我们可能需要在预定到期日之前支付债务余额，并可能对合伙企业或我们的附属公司产生额外债务的能力及/或我们向单位持有人支付分派的能力造成负面影响。
与TransWest有关的公约
与Transwest优先票据有关的协议载有若干限制，其中包括限制额外债务的产生、出售资产及支付股息，并订明最高债务与资本比率。
与Sunoco LP相关的契约
Sunoco LP信贷安排包含各种惯例陈述、担保、契诺和违约事件，包括其中定义的违约控制权变更事件。Sunoco LP的信贷安排要求Sunoco LP保持指定的净杠杆率和利息覆盖率。
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与美国国税局有关的公约
USAC信贷安排包含的契约限制了USAC的能力(除某些例外情况外)，除其他外：
•授予留置权；
•进行某些贷款或投资；
•承担额外债务或者担保其他债务的；
•与关联公司进行交易；
•合并或合并；
•出售我们的资产；以及
•进行某些收购。
USAC信贷安排还须遵守以下财务契约，包括要求USAC维持的契约：
•EBITDA与利息覆盖率的最低比率；
•在特定范围内有担保债务总额与EBITDA的比率；以及
•融资债务与EBITDA的最高比率。
遵守我们的契约
未能遵守我们的循环信贷安排和票据协议的各种限制性和肯定契诺，可能会要求我们或我们的子公司在预定到期日之前支付债务余额，并可能对子公司产生额外债务的能力和/或我们支付分派的能力产生负面影响。
截至2023年12月31日，我们和我们的子公司遵守了与我们的债务协议相关的所有要求、测试、限制和契约。
7.可赎回的非控股权益：
合伙企业子公司中某些可赎回的非控股权益在合并资产负债表中反映为夹层权益。截至2023年12月31日和2022年12月31日，可赎回的非控股权益包括$4761000万美元和300万美元477分别与USAC首选单位有关的1.3亿美元，如下所述，和#美元221000万美元和300万美元16分别与合伙企业其中一家合并子公司的非控股股东有关，这些非控股股东有权将其权益出售给合伙企业。截至2023年12月31日，可赎回的非控股权益还包括$280与下文所述的Niobrara首选单位有关的1.6亿美元。
USAC A系列首选单元
截至2023年12月31日和2022年12月31日，美国奥委会500,000已发行和未偿还的优先股。USAC优先股有权获得相当于$$的累积季度分配24.375每个USAC优先单位，在某些有限的情况下可能会增加。USAC优先股将拥有永久期限，除非转换或赎回。在持有者的选择下，USAC优先单位的某些部分可以转换为USAC公共单位。根据持有者的选择，USAC优先股可转换为最多24,985,633USAC公共单位的总和。USAC有权以USAC合作协议中规定的赎回价格赎回当时未赎回的全部或部分USAC优先股，但须受某些最低赎回门槛金额的限制。另外，从2028年4月开始，USAC优先股的持有人有权要求USAC赎回全部或部分USAC优先股，USAC可以选择以USAC通用单位支付最高50%的赎回金额.
2024年1月12日，美国奥委会的持有者选择转换为40,000USAC优先股进入1,998,850USAC通用单位。
Niobrara首选单位
Crestwood Niobrara LLC(“Crestwood Niobrara”)是在2023年11月收购Crestwood时收购的一家子公司，拥有由第三方持有的两个系列优先股(统称为“Niobrara优先股”)。Niobrara优先股可由合伙企业或优先权益持有人赎回，亦可由
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优先持有者进入Crestwood Niobrara共同单位。优先权益持有人还可以选择向Crestwood Niobrara提供额外资本，以在转换后将他们在Crestwood Niobrara的共同所有权比例增加到50%。
8.股本：
有限合伙人
有限合伙人在合伙企业中的利益由共同单位代表，这些共同单位使其持有人有权享有合伙协议规定的权利和特权。该合伙企业的共同单位根据1934年《证券交易法》(修订)注册，并在纽约证券交易所上市交易。每个共同单位的持有者在提交给有限合伙人进行表决的所有事项上，每个单位都有权投一票。此外，如果在任何时候，任何个人或团体(合伙的普通合伙人及其关联公司除外)拥有实益20任何个人或团体所拥有的任何共同单位，如占所有共同单位的%或以上，则在发送单位持有人会议的通知(除非法律另有要求)、计算所需票数、决定法定人数或合伙协议下的其他类似目的时，不得就任何事项投票，亦不被视为未获批准。共同单位有权获得可用现金的分配，如“可用现金的季度分配”所述。
我们的合伙协议载有为维持合伙人资本账户而将净收益和亏损分配给合伙人的具体规定。在合伙企业有净利润的任何财政年度，此类净利润首先分配给普通合伙人(目前持有大约0.1%普通合伙人权益)，直至本会计年度及上一会计年度的净利润总额等于分配给普通合伙人的本会计年度及上一会计年度的净亏损总额。第二，该等纯利将按照有限合伙人各自的分红比例按比例分配给有限合伙人。对于合伙企业出现净亏损的任何会计年度，此类净亏损应首先按照合伙企业协议规定的各自调整后的资本账户余额的比例分配给有限合伙人(在计入该等净亏损之前)，直至其调整后的资本账户余额降至零为止。其次，所有剩余净亏损应分摊给普通合伙人。普通合伙人可将普通合伙人合理确定不需要的合伙资金分配给有限合伙人，以支付现有或可预见的合伙债务和支出。
公共单位
能量转移共同单位在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日终了年度的变化情况如下：
 截至2013年12月31日的年度，
 202320222021
共同单位数，期间开始3,094.4 3,082.5 2,702.4 
在并购中发行的公用股 (1)
260.2 — 374.6 
回购公用事业单位— — (4.2)
共同单位的发行(2)
12.9 11.9 9.7 
共同单位数，期末3,367.5 3,094.4 3,082.5 
(1)发行的共同单位与我们在2023年收购Crestwood和Lotus Midstream以及2021年收购Enable有关。
(2)包括与分配再投资计划和受限单位投资有关的普通单位。
能量传输A类机组
截至2023年12月31日，该伙伴关系有未偿还的833,486,004A类单位(“能量转移A类单位”)，代表有限合伙人在合伙企业中的权益授予普通合伙人。除法律另有规定外，能量转移A类单位有权与伙伴关系的共同单位作为一个类别一起投票。此外，Energy Transfer的合伙协议规定，在某些情况下，当合伙发行额外的共同单位或与合伙共同单位具有同等投票权的任何证券时，合伙将向任何持有能量转移A类单位的持有者发行额外的A类能量转移单位，使持有者在合伙企业中的投票权与其发行前在合伙企业中的投票权相同。能量转移A类单元无权分配，否则没有经济属性。
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能源转移回购计划
2015年2月，该伙伴关系宣布了一项共同单位回购计划，根据该计划，该伙伴关系可以回购至多$2根据市场条件和其他因素，并根据适用的法规要求，合伙企业可酌情决定在公开市场上出售数十亿个能源转移通用单位。该合作伙伴关系在2023年或2022年没有根据该计划回购任何能量转移通用单位。截至2023年12月31日，美元880根据当前计划，仍有100万可供回购。
能源转移分配再投资计划
在截至2023年12月31日的年度内，分配$90根据分销再投资计划，100万人进行了再投资。截至2023年12月31日，共有4.5根据与分销再投资方案有关的现有登记声明，仍有100万个普通单位可供发放。
能量转移优先单位
截至2023年12月31日，Energy Transfer的优秀首选单位包括950,000A系列首选单位，550,000 B系列首选单元，18,000,000C系列首选单元，17,800,000D系列首选单元，32,000,000E系列首选部件，500,000F系列首选部件，1,484,780G系列首选部件，900,000H系列首选部件和41,464,179系列I首选单元。
下表汇总了能量转移首选单位的变化：
优先单位持有人
A系列B系列C系列D系列E系列F系列G系列H系列系列I总计
平衡，2020年12月31日$— $— $— $— $— $— $— $— $— $— 
首选单位换算(1)
943 547 440 434 786 504 1,114 — — 4,768 
现金发行单位— — — — — — — 889 — 889 
向合作伙伴分发(30)(18)(25)(25)(45)(34)(79)(24)— (280)
在启用收购中发放的单位— — — — — — 392 — — 392 
其他，净额— — — — — — — (3)— (3)
净收入45 27 25 25 45 26 61 31 — 285 
平衡，2021年12月31日958 556 440 434 786 496 1,488 893 — 6,051 
向合作伙伴分发(59)(36)(33)(34)(61)(34)(106)(59)— (422)
净收入59 36 33 34 61 34 106 59 — 422 
平衡，2022年12月31日958 556 440 434 786 496 1,488 893 — 6,051 
向合作伙伴分发(96)(36)(40)(36)(61)(34)(106)(59)— (468)
Crestwood收购中发行的单位— — — — — — — — 413 413 
净收入86 36 38 37 61 34 106 59 6 463 
平衡，2023年12月31日$948 $556 $438 $435 $786 $496 $1,488 $893 $419 $6,459 
(1)如附注1所述，就二零二一年四月一日的累计合并而言，ETO所有先前未偿还的优先单位已转换为具有相同分派及赎回权的Energy Transfer优先单位。
A系列首选单位
在2023年2月15日之前，A系列优先单位的分派按固定利率累计， 6.250清盘优先权$的年率%1,000。由2023年2月15日起至2023年8月15日（不包括该日），A系列优先单位应计每个季度分派期的浮动分派率为每季度分派期的$1,000清算优先权等于当时的三个月LIBOR加上 4.028年利率%。于2023年8月15日及之后，A系列优先单位的浮动分派率乃根据三个月SOFR，加上年期息差调整 0.26161%，外加4.028年利率%。A系列优先单位的分派先前是支付的
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在2023年2月15日之前每半年拖欠一次，在2023年2月15日之后每季度拖欠一次，如果我们的普通合伙人宣布为此目的从合法可用资金中提取资金。
B系列首选单位
B系列优先股的分配将从原始发行之日起累计至2028年2月15日(但不包括在内)，费率为6.625所述清算优先权的年利率%：$。1,000。在2028年2月15日及之后，B系列优先单元上的分配将按以下百分比累积1,000清算优先权等于三个月伦敦银行同业拆借利率的年浮动利率，或后续利率，每种情况下由我们的计算代理每季度确定，外加4.155年利率。B系列优先股可于2028年2月15日或之后按Energy Transfer的选择权赎回，赎回价格为$1,000按B系列优先股计算，另加相当于到赎回日(但不包括赎回日)的所有累积和未付分派的金额。
C系列首选单元
在2023年5月15日之前，C系列优先股的分配按固定比率累加7.375清盘优先权$的年率%25。从2023年5月15日至2023年8月15日(但不包括在内)，C系列优先股应计浮动分配率，每个季度分配期设定为$25清算优先权等于当时的三个月LIBOR加上 4.530年利率。在2023年8月15日及之后，C系列优先股的浮动分配率基于三个月SOFR，加上0.26161%，外加4.530年利率。C系列优先股于2024年2月赎回。
D系列首选单位
在2023年8月15日之前，D系列优先股的分配按固定比率累加7.625清盘优先权$的年率%25。在2023年8月15日及之后，D系列优先股应计浮动分配率，每个季度分配期按美元的百分比设定25清算优先权等于三个月SOFR，外加期限利差调整0.26161%，外加4.738年利率。D系列优先股已于2024年2月赎回。
E系列首选部件
E系列优先股的分配将从原始发行之日起累计至2024年5月15日(但不包括在内)，费率为7.600所述清算优先权为$$的年利率25。在2024年5月15日及之后，E系列首选单元上的分发将按$25清算优先权等于三个月伦敦银行同业拆借利率的年浮动利率，或后续利率，每种情况下由我们的计算代理每季度确定，外加5.161年利率。E系列优先股可于2024年5月15日或之后以Energy Transfer的选择权赎回，赎回价格为$25按E系列优先股计算，另加相当于到赎回日(但不包括赎回日)的所有累积和未付分派的金额。该伙伴关系打算在2024年5月赎回E系列优先股。
F系列首选部件
F系列优先股的分配是从最初的发行日期开始累加的，并将在每年5月15日和11月15日每半年支付一次欠款，从2020年5月15日开始至2025年5月15日(但不包括)，费率等于6.750美元的年利率1,000清算优先权。在2025年5月15日及之后，F系列优先股的分配率将等于1,000清算优先权等于美国五年期国库券利率加上5.134年利率。F系列优先股可在2025年5月15日或之后以Energy Transfer的选择权赎回，赎回价格为$1,000按F系列优先股计算，另加相当于到赎回日(但不包括赎回日)的所有累计和未付分派的金额。
G系列首选部件
G系列优先股的分配自原始发行日期(包括该日)起累加，将于每年5月15日和11月15日每半年支付一次欠款，从2020年5月15日开始至2030年5月15日(但不包括5月15日)，费率等于7.125美元的年利率1,000清算优先权。在2030年5月15日及之后，G系列优先股的分配率将等于1,000清算优先权等于美国五年期国库券利率加上5.306年利率。G系列优先股可于2030年5月15日或之后以Energy Transfer的选择权赎回，赎回价格为$1,000每个G系列优先股，另加相当于到赎回日(但不包括赎回日)的所有累积和未付分派的金额。在12月
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目录表
财务报表索引
2,2021，能源转移发布384,780G系列优先股，与Enable收购有关，如附注3所述。
H系列首选机组
2021年6月15日，能源转移发布900,000智能交通系统的6.500%H系列优先单位，向公众公布的价格为$1,000每单位。H系列优先机组的分配将在2026年11月15日之前累计，但不包括在内，费率等于6.500美元的年利率1,000清算优先权。在2026年11月15日及之后的每个五周年纪念日，H系列首选单元的分配率将重置为$1,000清算优先权等于美国五年期国库券利率加上5.694年利率。H系列优先股的分配将每半年支付一次，在每年5月15日和11月15日拖欠。H系列优先股可在每个配电重置日期之前的三个月内按Energy Transfer的选择权赎回，赎回价格为$1,000每个H系列优先股，外加相当于到赎回日(但不包括赎回日)的所有累积和未付分派的金额。
系列I首选单位
2023年11月3日，Energy Transfer就其对Crestwood的收购发布了41,464,179它的系列I首选单位，以换取相应数量的克雷斯特伍德首选单位。在符合某些条件的情况下，在发生某些事件时，第一系列优先股持有人将有权将优先股转换为(I)2.07股中10股的普通股，或(Ii)根据合伙协议中规定的转换比率确定的若干普通股。第一系列优先股在折算的基础上拥有与共同单位的投票权相同的投票权，并将作为一个单一类别与共同单位一起投票，但优先股有权作为一个单独类别在所有单位持有人有权投票的任何事项上投票，而该事项对优先股与Energy Transfer的其他未偿还证券的权利、权力、特权或偏好产生不利影响
第一系列优先股的持有人有权获得固定的季度分红#美元。0.2111每单位。优先股的分配以现金支付，除非除某些例外情况外，(I)我们的共同单位没有支付任何分配；以及(Ii)我们的可用现金(根据我们的合伙协议中的定义)不足以向第一系列优先股持有人进行现金分配。
优先单位分配费率即将发生的变化
能量转移系列B优先股和E系列优先股的分配将按如下浮动利率开始累加：
浮动利率期初适用点差男高音音差调整浮动汇率
B系列首选单位2028年2月15日4.155 %0.26161 %三个月的Sofr
E系列首选部件2024年5月15日5.161 %0.26161 %三个月的Sofr
如上所述，合伙企业预计将在2024年5月15日浮动利率期间开始时赎回E系列优先股。
附属公司出售公用事业单位
独立能源转移(“母公司”)计入其于附属公司投资的账面值与附属公司发行单位(不包括向母公司发行单位)作为资本交易而产生的相关账面价值之间的差额。如果子公司以低于母公司每单位账面价值的价格发行单位，母公司将评估投资是否已减值，在这种情况下，拨备将反映在我们的运营报表中。母公司于列报期间并无确认与发行附属共同单位有关的任何减值。
子公司股权交易
美国国资委的分销再投资计划
于截至二零二三年、二零二二年及二零二一年十二月三十一日止年度，USAC已发行 87,808, 124,255和118,399USAC共同单位，分别根据USAC分销再投资计划。
F - 37
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USAC的认股权证
2022年4月，USAC发布了 534,308其共同单位与行使尚未行使的认股权证。于2023年10月，USAC余下未行使认股权证获悉数行使，并以净额结算。 2,360,488USAC通用单位。于二零二三年十二月三十一日，概无尚未行使之认股权证。
能量传递公共单位分布
我们的分配政策与我们的合伙协议条款一致，该协议要求我们每季度分配所有可用现金。
我们就共同单位申报和支付的分配如下：
截至的季度记录日期付款日期费率
2020年12月31日2021年2月8日2021年2月19日0.1525 
2021年3月31日2021年5月11日2021年5月19日0.1525 
2021年6月30日2021年8月6日2021年8月19日0.1525 
2021年9月30日2021年11月5日2021年11月19日0.1525 
2021年12月31日2022年2月8日2022年2月18日0.1750 
2022年3月31日2022年5月9日2022年5月19日0.2000 
2022年6月30日2022年8月8日2022年8月19日0.2300 
2022年9月30日2022年11月4日2022年11月21日0.2650 
2022年12月31日2023年2月7日2023年2月21日0.3050 
2023年3月31日2023年5月8日2023年5月22日0.3075 
2023年6月30日2023年8月14日2023年8月21日0.3100 
2023年9月30日2023年10月30日2023年11月20日0.3125 
2023年12月31日2024年2月7日2024年2月20日0.3150 
能量转移优先单位分布
通过能源转移申报和/或支付的能源转移首选单位的分布如下：
期间已结束记录日期付款日期
A系列 (1)
B系列 (1)
C系列D系列E系列
F系列(1)
G系列(1)
H系列(1)
系列I
2021年3月31日2021年5月3日2021年5月17日$—$—$0.4609$0.4766$0.4750$33.7500$35.63$—$—
2021年6月30日2021年8月2日2021年8月16日31.2533.1250.46090.47660.4750————
2021年9月30日2021年11月1日2021年11月15日——0.46090.47660.475033.750035.6327.08*—
2021年12月31日2022年2月1日2022年2月15日31.2533.1250.46090.47660.4750————
2022年3月31日2022年5月2日2022年5月16日——0.46090.47660.475033.750035.6332.50—
2022年6月30日2022年8月1日2022年8月15日31.2533.1250.46090.47660.4750————
2022年9月30日2022年11月1日2022年11月15日——0.46090.47660.475033.750035.6332.50—
2022年12月31日2023年2月1日2023年2月15日31.2533.1250.46090.47660.4750————
2023年3月31日2023年5月1日2023年5月15日21.98—0.46090.47660.475033.750035.6332.50—
2023年6月30日2023年8月1日2023年8月15日23.8933.1250.62940.47660.4750————
2023年9月30日2023年11月1日2023年11月15日24.67—0.64890.66220.475033.750035.6332.50—
2023年12月31日2024年2月1日2024年2月15日24.7133.1250.60750.61990.4750———0.2111
*    表示按比例分配的初始分配。
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(1)    系列B、系列F、系列G和系列H目前每半年支付一次。根据其条款，A系列优先机组的配电将于2023年2月15日开始按季度支付，而B系列优先机组的配电将于2028年2月15日开始按季度支付。
Sunoco LP现金分配
Energy Transfer拥有大约28.52000万个Sunoco LP通用单位和Sunoco LP的所有IDR。截至2023年12月31日，Sunoco LP约有84.4未偿还公用事业单位2.8亿套。
下表说明了在向C类单位持有人支付分配后，Sunoco LP的普通单位持有人和其IDR持有人之间根据指定的目标分配水平从运营盈余中分配的可用现金的百分比。在“分配中的边际百分比权益”中列出的金额是IDR持有者和普通单位持有人在营业盈余中任何可用现金中的百分比权益，Sunoco LP在“每单位目标金额的季度分配总额”一栏中分配的金额最高可达并包括相应金额。为普通单位持有人和IDR持有人显示的最低季度分配的百分比权益也适用于低于最低季度分配的季度分配金额。
分派的边际百分比权益
季度分配目标总额普通单位持有人身份证持有人
最低季度分布 $0.4375100%—%
第一个目标分布0.4375美元至0.503125美元100%—%
二次目标分布0.503125美元至0.546875美元85%15%
第三次目标分配0.546875美元至0.656250美元75%25%
此后0.656250美元以上50%50%
Sunoco LP申报和/或支付的Sunoco LP单位的分布如下：
截至的季度记录日期付款日期费率
2020年12月31日2021年2月8日2021年2月19日0.8255 
2021年3月31日2021年5月11日2021年5月19日0.8255 
2021年6月30日2021年8月6日2021年8月19日0.8255 
2021年9月30日2021年11月5日2021年11月19日0.8255 
2021年12月31日2022年2月8日2022年2月18日0.8255 
2022年3月31日2022年5月9日2022年5月19日0.8255 
2022年6月30日2022年8月8日2022年8月19日0.8255 
2022年9月30日2022年11月4日2022年11月18日0.8255 
2022年12月31日2023年2月7日2023年2月21日0.8255 
2023年3月31日2023年5月8日2023年5月22日0.8420 
2023年6月30日2023年8月14日2023年8月21日0.8420 
2023年9月30日2023年10月30日2023年11月20日0.8420 
2023年12月31日2024年2月7日2024年2月20日0.8420 
USAC现金分配
Energy Transfer拥有大约46.12000万个USAC通用单位。截至2023年12月31日，美国奥委会大约有101.0未偿还公用事业单位2.8亿套。USAC目前拥有非经济的普通合作伙伴权益，不是未偿还的IDR。
F - 39
目录表
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USAC申报和/或支付的USAC单位分布如下：
截至的季度记录日期付款日期费率
2020年12月31日2021年1月25日2021年2月5日0.5250 
2021年3月31日2021年4月26日2021年5月7日0.5250 
2021年6月30日2021年7月26日2021年8月6日0.5250 
2021年9月30日2021年10月25日2021年11月5日0.5250 
2021年12月31日2022年1月24日2022年2月4日0.5250 
2022年3月31日2022年4月25日2022年5月6日0.5250 
2022年6月30日2022年7月25日2022年8月5日0.5250 
2022年9月30日2022年10月24日2022年11月4日0.5250 
2022年12月31日2023年1月23日2023年2月3日0.5250 
2023年3月31日2023年4月24日2023年5月5日0.5250 
2023年6月30日2023年7月24日2023年8月4日0.5250 
2023年9月30日2023年10月23日2023年11月3日0.5250 
2023年12月31日2024年1月22日2024年2月2日0.5250 
累计其他综合收益
下表列出了AOCI税后净额的组成部分：
 12月31日，
 20232022
可供出售的证券$13 $9 
外币折算调整(5)1 
与养老金和其他退休后福利有关的精算收益(损失)6 (7)
对未合并附属公司的投资，净额14 13 
AOCI合计，税后净额$28 $16 
下表列出了包括在其他全面收入的各个组成部分中的税额：
 12月31日，
 20232022
可供出售的证券$(3)$1 
外币折算调整6 6 
与养恤金和其他退休后福利有关的精算损失— 1 
总计$3 $8 
9.股权激励计划：
我们，Sunoco LP和USAC已经发布了针对员工、高级管理人员和董事的股权激励计划，其中规定了各种类型的奖励，包括购买普通单位、受限单位、虚拟单位、分配等价权(“DER”)、普通单位增值权、现金受限单位和其他基于股权的薪酬奖励。截至2023年12月31日，总计42.9根据我们的股权激励计划，仍有100万个能源转移通用单位可供奖励。
能源转移长期激励计划
我们已向在特定时间段内获得奖励的员工授予受限单位奖励，通常是五年服务奖励要求，奖励基于自每个适用的奖励日期起继续受雇。一旦授予，就会发行能量转移通用单位。这些单位奖使单位奖的获得者有权就每个未被授予或被没收的共同单位获得相当于我们在每次分配给我们的单位持有人后立即在我们的共同单位上进行的每个共同单位现金分配的现金付款。我们将这些权利称为“分配等价权”。根据我们的股权激励计划，我们的非雇员董事每人获得五年服务归属要求的赠款。
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下表显示了授予员工和非员工董事的奖励活动：
单元数：加权平均授权日-单位公允价值
截至2022年12月31日的未归属奖项37.7 $9.62 
授予的奖项10.7 13.78 
已授予的奖励(7.7)9.22 
被没收的赔偿(1.6)9.52 
截至2023年12月31日的未归属奖项39.1 $10.84 
于截至2023年、2023年、2022年及2021年12月31日止年度内，授予单位的加权平均授予日期公允价值为$13.78, $11.56及$8.46，而授予的奖励的总公允价值为$1061000万，$1031000万美元和300万美元52根据归属日期各自共同单位的市场价格，分别为1,000,000,000美元。截至2023年12月31日，共有39.1300万个单位奖项仍未授予，Energy Transfer预计将认可总计$279在加权平均期间内，补偿费用为3.0好几年了。
现金限制单位。该合伙企业还授予了现金限制单位，这些单位的服务期限为三年。现金限制单位使获奖者有权在获奖时获得相当于一个能量转移公共单位市值的现金。在截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，伙伴关系总共批准了3.2300万，3.81000万美元和3.9分别为1.5亿个现金限制单位。截至2023年12月31日，共有6.92000万个现金限制单位被取消授权。截至2023年12月31日，伙伴关系的综合资产负债表反映的总负债为#美元。3.0100万美元与现金限制单位有关。
子公司长期激励计划
Sunoco LP和USAC均向员工和董事授予限制性或影子单位奖(统称为“附属单位奖”)，使受赠人有权获得各自子公司的普通单位。在某些情况下，受让人可以根据各自子公司的补偿委员会的酌情决定权，获得等同于归属时普通单位价值的现金。基本上所有附属单位奖均为定期授予，一般在三年或五年期间授予，使单位奖获得者有权获得等同于受限制单位未清偿期间由各附属公司作出的每单位现金分配的现金数额。
下表汇总了子公司单位奖的活动：
Sunoco LPUSAC
数量：
单位		加权平均
授予日期-公允价值
每单位		数量：
单位		加权平均
授予日期-公允价值
每单位
截至2022年12月31日的未归属奖励1.8 $34.29 2.1 $14.21 
授予的奖项0.4 53.37 0.5 23.13 
已授予的奖励(0.6)28.35 (0.6)13.29 
被没收的赔偿— 34.64 (0.1)17.50 
截至2023年12月31日的未归属奖励1.6 $41.08 1.9 $17.08 
下表汇总了每个授予单位的加权平均授予日期公允价值：
截至十二月三十一日止的年度，
202320222021
Sunoco LP$53.37 $43.54 $37.72 
USAC23.13 18.31 14.92 
截至2023年、2022年及2021年12月31日止年度归属的附属公司单位奖励的公平值总额为$371000万，$261000万美元和300万美元24 根据Sunoco LP及USAC普通单位于归属日期之市价计算，本集团之普通单位分别为200，000，000港元及200，000，000港元。截至2023年12月31日，与子公司奖励相关的估计补偿成本尚未
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已确认为$551000万美元，预计这一成本在费用中确认的加权平均期间为3.5好几年了。
10.所得税：
作为一家合伙企业，我们不需要缴纳美国联邦所得税和大部分州所得税。然而，合伙企业通过缴纳联邦和州所得税的公司子公司开展某些活动。我们应税子公司的联邦和州所得税支出(福利)的组成部分摘要如下：
 截至2013年12月31日的年度，
 202320222021
当期费用：
联邦制$56 $— $19 
状态44 17 24 
总计100 17 43 
递延费用(福利)：
联邦制227 239 246 
状态(24)(58)(106)
外国— 6 1 
总计203 187 141 
所得税总支出$303 $204 $184 
从历史上看，我们的有效税率与法定税率不同，主要是因为合伙企业的收入不需要缴纳美国联邦和大多数州的合伙企业所得税。截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日的年度，按美国法定税率计算的所得税支出与合伙企业的所得税优惠对账如下：
截至2013年12月31日的年度，
202320222021
按美国法定税率计算的所得税费用
$1,175 $1,275 $1,443 
因以下原因而增加(减少)所得税：
合伙企业的收入无须缴税(884)(1,086)(1,211)
非控制性权益— 26 — 
州税，扣除联邦税收优惠47 19 85 
法定利率变动(10)(42)(46)
估值免税额(3)(4)(63)
不确定的税收状况(14)(3)(34)
收到的股息扣除(3)(3)(4)
外国税— 6 1 
其他(5)16 13 
所得税费用$303 $204 $184 
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递延税项是由于财务报告账面金额与现有资产和负债的计税基础之间的暂时性差异造成的。下表汇总了递延税项资产(负债)的主要组成部分如下：
 12月31日，
 20232022
递延所得税资产：
净营业亏损和其他结转$371 $603 
其他46 60 
递延所得税资产总额417 663 
估值免税额— (19)
递延所得税净资产417 644 
递延所得税负债：
财产、厂房和设备(232)(218)
对关联公司的投资(4,003)(4,010)
商标(91)(89)
其他(22)(28)
递延所得税负债总额(4,348)(4,345)
递延所得税净额$(3,931)$(3,701)
截至2023年12月31日，ETP Holdco的联邦净运营亏损为1美元。1.410亿美元，这可以无限期地结转。总额为$341根据IRC第382条，联邦净营业亏损结转是有限的。尽管我们预计将充分利用IRC第382条规定的有限联邦净营业亏损，但在特定年份利用的金额可能是有限的。截至2023年12月31日，Sunoco LP的子公司Sunoco Retail LLC的国家净营业亏损为1美元。751000万美元，我们预计将充分利用这一数字。Sunoco Retail LLC拥有不是联邦净营业亏损结转。
我们公司的子公司有国家净营业亏损结转收益$751000万，扣除联邦税后的净额，其中一些在2024年至2042年之间到期，而另一些则无限期结转。我们公司子公司的累计超额业务利息支出为$136百万美元可用于无限期结转，其中23根据IRC第382条，100万美元是有限的。
下表列出了未确认税收优惠的变化：
 截至2013年12月31日的年度，
 202320222021
年初余额$52 $56 $90 
可归因于前几年的税收头寸的减少(9)(4)(34)
聚落(3)— — 
年终余额$40 $52 $56 
截至2023年12月31日，我们拥有402000万(美元)38(扣除联邦所得税优惠后)与税收头寸相关，如果得到确认，将影响我们的有效税率。
我们的政策是将利息费用和所得税少付(多付)罚款作为所得税费用的一个组成部分来计提。于2023年期间，我们确认利息及罚款利益为$71000万美元。截至2023年12月31日，我们的利息和罚款应计为$11300万美元，扣除税金后的净额。
2015年11月，宾夕法尼亚州联邦法院在Nextel Communications v.Federal(“Nextel”)一案中裁定，宾夕法尼亚州对NOL结转扣除的限制违反了宾夕法尼亚州宪法的一致性条款，并全面打击了NOL限制。2017年10月，宾夕法尼亚州最高法院确认了关于违反统一条款的裁决；然而，法院推翻了关于补救措施的决定，转而取消了固定美元限制，保留了按百分比计算的限制不变。Nextel随后向美国最高法院提交了移审令的请愿书，但于2018年6月11日被驳回。宾夕法尼亚州的某些纳税人随后在宾夕法尼亚州法院提起诉讼，涉及的问题没有得到
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Nextel的宾夕法尼亚州最高法院，具体地说，美国宪法的正当程序和平等保护条款以及宾夕法尼亚州宪法的补救条款是否需要法院给予纳税人减免。2021年12月22日，宾夕法尼亚州最高法院在通用汽车公司诉英联邦(GM)一案中裁定，根据正当程序条款，纳税人有权获得有意义的事后救济，这意味着英联邦必须将纳税人的地位与不受争议年度NOL上限影响的纳税人平等。因此，法院认为，纳税人有权通过计算该年度的税收并不设上限地扣除NOL来获得退款。我们相信，如果受到英联邦的挑战，宾夕法尼亚州最高法院对通用汽车的裁决更有可能得到维持。ETC Sunoco之前确认了大约$672000万(美元)53联邦所得税优惠后)的税收优惠，基于之前提交的纳税申报单和某些之前提交的保护性索赔，这些索赔与其目前悬而未决的Nextel案件有关。此外，根据宾夕法尼亚州最高法院2017年10月的裁决，以及由于裁决适用范围的不确定性，Sunoco此前保留了$342000万(美元)27(扣除联邦所得税优惠)应收账款。在宾夕法尼亚州最高法院对通用汽车做出裁决后，准备金已被推翻，整个税收优惠为1美元342000万(美元)27(扣除联邦所得税优惠)已得到伙伴关系的认可。
该伙伴关系的2020年美国联邦所得税申报单目前正在接受美国国税局的审查。美国国税局正在审计克雷斯特伍德2020年的美国联邦所得税申报单。总体而言，Energy Transfer及其子公司在2018年及之前的纳税年度不再接受美国国税局和大多数州司法管辖区的审查。
美国国税局目前正在对美国国税局进行2019年和2020年的审查。能源转移及其其他子公司在各个司法管辖区的审查或行政上诉过程中也有各种州和地方所得税申报单。我们相信，任何与这些审查有关的潜在评估都已记录了适当的应计项目或未确认的税收优惠。
11.监管事项、承诺、或有事项和环境责任：
FERC会议记录
路虎-FERC-斯通曼之家
2016年底，FERC执法人员开始了一项非公开调查，涉及罗孚购买和拆除一座可能具有历史意义的住宅(被称为斯通曼之家)，而罗孚对建设新的711英里州际天然气管道和相关设施的许可申请仍在审理中。2021年3月18日，FERC发布了一项命令，要求提出拟议处罚的原因和通知(案卷编号：IN19-4-000)，命令罗孚解释为什么不应该支付$20因涉嫌违反联邦能源管制委员会规定，证书持有人必须直截了当地向联邦能源管制委员会提交信息而被处以1000万美元的民事罚款。罗孚于2021年6月21日提交了对该命令的答复和否认，并于2021年9月15日提交了回复。FERC于2022年1月20日发布命令，将此事提交行政法法官审理。听证会定于2023年3月6日开始；如下所述，FERC的这一程序已被搁置。
2022年2月1日，Energy Transfer和Rover向美国德克萨斯州北区地区法院(“联邦地区法院”)提起诉讼，要求发布命令，宣布FERC必须在联邦地区法院(而不是行政法法官)提起强制执行行动。同样在2022年2月1日，Energy Transfer和Rover提出了一项快速请求，要求在联邦地区法院案件结果出来之前，暂停FERC行政法法官的诉讼程序。2022年5月24日，联邦地区法院下令搁置FERC的执行案件和地区法院案件，等待美国最高法院对两起未决案件的裁决。这些案件的辩论于2022年11月7日举行。2023年4月14日，美国最高法院在这两起案件中裁定政府败诉，认定联邦地区法院有权审理这些诉讼并解决双方的宪法挑战。这些案件被发回联邦地区法院进行进一步的诉讼。
2023年9月13日，地区法院下令，地区法院的案件将被搁置，等待美国最高法院审理的另一起案件悬而未决，FERC的执行案件将继续搁置。Energy Transfer和罗孚打算大力为这一说法辩护。2023年11月13日，FERC就地区法院的命令向美国第五巡回上诉法院提出上诉。2023年12月11日，FERC提出了撤回上诉的动议，第五巡回法院于2023年12月12日批准了这一上诉。FERC和地区法院的诉讼程序仍处于搁置状态，等待美国最高法院对此案作出裁决。预计最高法院将在2024年6月对这起案件做出裁决。
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罗孚-FERC-托斯卡拉瓦
2017年年中，FERC执法人员开始对托斯卡拉瓦斯河水平定向钻井(HDD)作业的钻井泥浆中可能包括柴油的指控进行非公开调查。罗孚和The Partnership正在配合调查。2019年，执法人员根据FERC法规第1b.19节向罗孚提供了一份通知，称执法人员打算建议FERC对罗孚及其合伙企业采取执法行动。2021年12月16日，FERC发布了一项命令，要求提出拟议处罚的原因和通知(案卷编号：在17-4-000)中，命令罗孚和能源转移公司提出理由，说明为什么他们不应该被发现违反了NGA第7(E)节、FERC条例157.20节和罗孚管道证书命令，并评估了民事罚款#401000万美元。
罗孚和Energy Transfer于2022年3月21日提交了对这一命令的答复，执法人员于2022年4月20日提交了答复。罗孚和Energy Transfer于2022年5月13日提交了对这一订单的回复。自那时以来，FERC就没有对此案采取进一步行动。负责托斯卡拉瓦斯河现场硬盘驱动器运营的主承包商(和其中一名分包商)已同意赔偿罗孚和合伙企业因其硬盘驱动器运营行为而造成的任何和所有损失，包括政府机构的任何罚款和处罚。鉴于诉讼所处的阶段，合伙企业目前无法评估潜在的后果或潜在责任的范围(如果有的话)；但是，合伙企业认为上述赔偿将适用于执行工作人员提出的处罚，并打算针对所涉索赔进行积极的辩护。
FERC其他会议记录
根据2019年1月16日发布的命令，FERC根据NGA第5条对Panhandle当时的费率进行了审查，以确定Panhandle收取的费率是否公正合理，并将此事提交听证会。2019年8月30日，Panhandle根据NGA第4条提起了一般费率诉讼。NGA第5条和第4条的诉讼程序于2019年10月1日由首席法官命令合并。行政法法官的初步决定于2021年3月26日发布，2022年12月16日，联邦能源管理委员会就初步决定发布了命令。2023年1月17日，潘汉德尔和密歇根州公共服务委员会分别提出了重新审理联邦能源管理委员会关于最初决定的命令的请求，该请求于2023年2月17日被法律驳回。2023年3月23日，潘汉德尔向美国哥伦比亚特区巡回上诉法院（“上诉法院”）就这些命令提出上诉，密歇根州公共服务委员会随后也对这些命令提出上诉。2023年4月25日，上诉法院合并了潘汉德尔和密歇根州公共服务委员会的上诉，并中止了合并上诉程序，而联邦能源管理委员会则进一步考虑了重新审理其2022年12月16日命令的请求。2023年9月25日，FERC发布命令，解决有关重审和合规性的争议，拒绝了我们的重审请求。潘汉德尔已及时向上诉法院提交了关于2023年9月25日命令的审查申请。于二零二三年十月二十五日，Panhandle就九月二十五日命令提出有限的重审请求，以解决有关重审及合规的争议，其后于二零二三年十一月二十七日被法律驳回。于2023年11月30日，Panhandle提交了一份有关综合费率诉讼的退款报告，该报告已被多个当事方抗议。2024年1月5日，联邦能源管理委员会发布了第二项命令，解决重新听证时提出的论点，其中修改了2023年9月25日命令中的某些讨论，并维持了先前的结论。潘汉德尔已及时向上诉法院提交了关于2024年1月5日命令的审查申请。
2022年12月1日，海知更根据《NGA》第4条提起了费率诉讼。根据2023年6月29日的命令，这一程序通过了修订的程序时间表，将听证会于2024年1月9日开始，初步决定预计将于2024年5月21日作出。随后，根据代理首席行政法法官的命令，程序时间表中的最后期限被延长，包括将听证开始和初步决定的最后期限分别修改为2024年3月26日和2024年8月8日。2023年11月29日，双方原则上达成和解，并于2023年12月29日向FERC提出和解。
2021年5月，FERC开始对SPLP进行2018年1月1日至今的审计，以评估SPLP遵守FERC石油关税、FERC规定的统一账户制度的会计要求以及FERC的表格6报告要求的情况。2023年9月收到一份审计报告，指出没有任何问题会对伙伴关系的财务状况或业务成果产生实质性影响。
承付款
在正常业务过程中，Energy Transfer根据长期合同购买、加工和销售天然气，并签订长期运输和储存协议。这类合同包含业内惯用的条款。Energy Transfer认为，这些协议的条款在商业上是合理的，不会对伙伴关系的财务状况或经营结果产生重大不利影响。
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我们的合资协议要求我们为我们未合并的附属公司出资的比例份额提供资金。这类捐款将取决于未合并关联公司的资本需求，例如为资本项目提供资金或偿还长期债务。
我们有某些不可撤销的通行权(“ROW”)承诺，这些承诺需要定期付款，并在我们选择的放弃时或在未来的不同日期到期。下表反映了所附合并业务报表中的业务费用中所列的行费：
截至十二月三十一日止的年度，
202320222021
排行费$68 $64 $48 
诉讼和或有事项
我们可能会不时卷入因正常业务运作而引起的诉讼和索偿。由于天然气和原油的易燃和易燃性质，在运输、储存或使用过程中有可能造成人身伤害和/或财产损失。在正常的业务过程中，我们有时会在各种诉讼中受到威胁或被点名为被告，要求对产品责任、人身伤害和财产损失进行实际和惩罚性赔偿。我们与保险公司保持责任保险的金额和承保范围和免赔额管理层认为是合理和审慎的，并为行业普遍接受。然而，不能保证目前有效的保险保障水平将继续以合理的价格提供，或者该水平将继续足以保障我们在未来免受与产品责任、人身伤害或财产损失有关的重大费用的影响。
我们或我们的子公司是我们业务附带的各种法律程序、仲裁和/或监管程序的当事人。对于每一件事情，我们都会评估案件的是非曲直、我们对此事的风险敞口、可能的法律或和解策略、不利结果的可能性以及保险覆盖范围的可获得性。如果我们确定某一特定事件的不利结果是可能和可以估计的，我们就应计或有债务，以及与或有事项相关的任何预期保险可追回金额。随着新信息的出现，我们的估计可能会改变。这些变化的影响可能会对我们在单个时期的运营结果产生重大影响。
截至2023年12月31日、2023年12月和2022年12月，应计项目约为285百万美元和美元200在我们的合并资产负债表中，分别反映了与符合可能和合理评估标准的或有债务相关的百万欧元。此外，我们可在未来确认与以下事项有关的额外或有损失：(I)目前被认为合理可能但不可能发生损失的或有事项和/或(Ii)超过此类或有事项已应计金额的损失。在其中一些情况下，我们无法估计可能的损失或超出应计金额的一系列可能损失。对于可以合理估计额外或有损失的这类事项，额外损失的范围估计高达约#美元。2001000万美元。
这些事项的结果不能肯定地预测，也不能保证某一事项的结果不会导致支付该事项未应计的数额。此外，我们可根据事实和环境的变化或预期结果的变化，在解决特定意外情况之前修订应计金额或我们对合理可能损失的估计。
以下各节包括对可能影响伙伴关系未来财务状况、业务成果和/或现金流的某些事项的说明。以下各节还包括对以前披露的某些事项的最新情况，即使这些事项预计不会对未来期间产生潜在的重大影响。除以下各节披露的事项外，伙伴关系还涉及可能影响未来期间的多个其他事项，包括与伙伴关系的商业协议有关的其他诉讼和仲裁。就该等事项而言，符合可能及可合理估计标准的或有事项已计入上文披露的应计项目，而上文披露的额外亏损范围亦反映与该等事项有关的任何金额。
达科他州接入管道
2016年7月27日，斯坦丁洛克苏族部落向美国哥伦比亚特区地方法院(地区法院)提起诉讼，质疑美国陆军工程兵团(USACE)发放的允许达科他州在北达科他州Oahe湖穿越密苏里河的许可证。该案随后被修改，以挑战美国国家能源局发布的一项地役权，该地役权允许管道穿越美国拥有的土地
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毗邻密苏里河的美国。达科他州通道和夏延河苏族部落(“CRST”)介入。Oglala苏族部落(“OST”)和扬克顿苏族部落(“YST”)分别提起的诉讼与这一行动合并在一起，几个单独的部落成员(与SRST和CRST共同参与了“部落”)。2020年3月25日，地方法院将案件发回美国环境保护局，以编制环境影响报告书(EIS)。2020年7月6日，地区法院取消了地役权，下令达科他州管道在2020年8月5日前关闭并清空石油。达科他州Access和USACE向上诉法院提出上诉，上诉法院批准了地区法院7月6日命令的行政搁置，并命令进一步通报是否完全搁置7月6日命令。2020年8月5日，上诉法院(1)批准了地区法院命令中要求达科他州关闭管道并清空石油的部分，(2)驳回了一项动议，要求暂停3月25日的命令，等待上诉法院就是否要求美国SACE准备《环境影响报告书》的是非曲直做出裁决，以及(3)驳回了一项动议，要求暂停地区法院在本上诉过程中腾出地役权的命令。8月5日的命令还规定，上诉法院希望USACE澄清其立场，即USACE是否打算允许管道在地役权无效的情况下继续运营，如果有必要，地方法院可能会考虑额外的救济。
2020年8月10日，地方法院命令USACE在2020年8月31日之前提交一份状况报告，澄清其对管道继续运营的决策过程的立场。2020年8月31日，USACE提交了一份状况报告，表明它认为管道存在于Oahe湖过境点而没有地役权，构成了对联邦土地的侵占，它仍在考虑是否对这种侵占行使其执法自由裁量权。部落随后提交了一项动议，要求禁止管道的运营，USACE和达科他州Access都提交了简报，反对禁令动议。截至2021年1月8日，禁令动议已全面通报。
2021年1月26日，上诉法院确认了地区法院2020年3月25日要求发布《环境影响报告书》的命令及其2020年7月6日撤销地役权的命令。在1月26日的这一命令中，上诉法院还推翻了地区法院2020年7月6日的命令，该命令要求关闭管道并清除石油。达科他州Access于2021年4月12日申请重审EN BANC，上诉法院予以否认。2021年9月20日，达科他州Access向美国最高法院提交了审理此案的请愿书。总检察长(2021年12月17日)和部落(2021年12月16日)提出了反对意见。达科他州Access于2022年1月4日提交了回复。2022年2月22日，美国最高法院拒绝审理此案。
地方法院计划在2021年2月10日举行一次状况会议，讨论上诉法院2021年1月26日命令对悬而未决的禁令救济动议的影响，以及USACE对如何推进其关于地役权的执行自由裁量权的期望。2021年5月3日，USACE通知地方法院，它没有改变对部落禁制令动议的反对立场。2021年5月21日，地区法院驳回了原告的禁制令请求。2021年6月22日，地区法院终止了合并诉讼，并在不妨碍的情况下驳回了所有剩余的未决指控。
2023年9月8日，美国国家能源局公布了《环境影响报告书》草案。对《环境影响报告书》草案的意见应于2023年12月13日截止。USACE预计最终的《环境影响报告书》和决策记录将于2024年发布。在《环境影响报告书》完成之前，该管道将继续运行。Energy Transfer无法确定未来诉讼将在何时或如何解决，或它们可能对巴肯管道产生的影响，该管道包括达科他州通道和Energy Transfer原油管道；然而，Energy Transfer预计，在充分考虑法律和完整记录后，任何此类诉讼将以允许管道继续运营的方式得到解决。
此外，此类或类似性质的诉讼和/或监管程序或行动可能会导致当前或未来项目的建设或运营中断，推迟完成这些项目和/或增加项目成本，所有这些都可能对我们的业务和运营结果产生不利影响。
路易斯安那州与新一代天然气收集有限责任公司的纠纷
2023年8月31日，Energy Partners、LP和ETC德克萨斯管道有限公司-第二天更正为ETC德克萨斯管道有限公司、海湾运行传输有限责任公司、Enable Midstream Partners LP和ETC Tiger管道有限责任公司(统称“能量转移”)向路易斯安那州德索托教区第42司法地区法院提交了一份针对新一代天然气收集有限责任公司(“NG3”)的宣告性判决请愿书。关于路易斯安那州德索托教区的七个特定服务站，Energy Transfer请求法院作出声明，根据路易斯安那州民法典第720条，NG3必须获得Energy Transfer的许可才能安装横跨Energy Transfer Servents的Ng3‘S建议管道，以便Energy Transfer可以确定Ng3’S建议安装的管道是否会干扰Energy Transfer对其现有服务站的使用。
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2023年11月13日，NG3提交了答辩书和重新常规要求，这是路易斯安那州反诉的术语，提出了针对所有主张索赔的实体以及Energy Transfer LP的六个诉讼理由。在第一项指控中，Ng3寻求宣告性判断，即Energy Transfer无权反对其拟议的穿越Energy Transfer天然气管道的提议，因为这些管道对Energy Transfer产生了不利影响。在指控二至六中，NG3提出了五项诉讼理由，声称Energy Transfer的反对和诉讼寻求法院裁定其有权反对NG3的S要求跨越Energy Transfer管道一百多次构成侵权行为、滥用Energy Transfer的权利、不公平的贸易做法以及违反《路易斯安那州垄断法》禁止阴谋和垄断/企图垄断的条款。
2023年12月7日，初审法院将能量转移回应NG3 S再次常规需求的最后期限定为2024年2月9日，对任何例外情况举行听证会的时间为2024年3月25日，审判日期暂定为2024年9月9日。当事人已开始书面证据开示。法院的时间表在各方之间存在争议，尚未得到法院的解决。
2024年2月7日，路易斯安那州公共保护部总检察长就Ng3提出的申诉发出通知。Ng3声称，能源转让违反了路易斯安那州修订后的第51：1401等法规、不公平贸易做法和消费者保护法。咨询委员会没有调查这件事，也没有确定这件事的是非曲直。
Energy Transfer无法预测这场诉讼的最终结果，但打算大力为自己辩护。
贝尔维尤山事件
2016年6月26日，位于德克萨斯州贝尔维尤蒙特贝尔维尤的孤星NGL Mont Belvieu LP(“孤星”，现称Energy Transfer Mont Belvieu NGLS LP)设施附近的另一家运营商设施上的一口碳氢化合物储油井经历了超压，导致地下泄漏。地下泄漏导致孤星公司南航站楼起火，并对孤星公司在南、北航站楼的储油井作业造成损害。这些设施于2016年秋季恢复正常运营，但孤星位于北航站楼的一口储油井尚未恢复服务。孤星已经获得了对其提交给邻近运营商的大部分损失的赔偿。孤星公司继续量化未偿还的损失，并寻求赔偿。
MTBE诉讼
ETC Sunoco和Energy Transfer R&M(统称为“Sunoco被告”)是指控MTBE污染地下水的诉讼被告。原告是州级政府实体，主张产品责任、滋扰、非法侵入、疏忽、违反环境法和/或欺骗性商业行为索赔。原告寻求获得补偿性损害赔偿，在某些情况下还寻求自然资源损害赔偿、禁令救济、惩罚性损害赔偿和律师费。
截至2023年12月31日，Sunoco的被告是两起案件的被告：一起案件由马里兰州提起，另一起案件由宾夕法尼亚州提起。提起的诉讼还被列为被告Eto、ETP Holdco Corporation和Sunoco Partners Marketing&Terminals L.P.，现称为Energy Transfer Marketing&Terminals L.P.ETP Holdco Corporation和Energy Transfer Marketing&Terminals L.P.是Energy Transfer的全资子公司。
在其余情况下，有可能实现损失；但是，我们无法估计可能的损失或超出应计金额的损失范围。对一个或多个MTBE案件作出不利裁决可能会对发生任何此类不利裁决期间的业务结果产生重大影响，但这种不利裁决很可能不会对伙伴关系的综合财务状况产生实质性不利影响。
威廉姆斯提起或针对威廉姆斯提起的诉讼
2016年4月和5月，Williams Companies，Inc.(“Williams”)向特拉华州衡平法院(“the Court”)提起了两起针对Energy Transfer，le GP，LLC的诉讼(“Williams诉讼”)，其中一起诉讼是Energy Transfer Corp LP、ETE Corp GP，LLC和Energy Transfer Equity GP，LLC(统称为“Energy Transfer被告”)，指控Energy Transfer被告违反了Energy Transfer-Williams合并协议(“合并协议”)下的义务。总的来说，Williams指控Energy Transfer被告违反了合并协议，原因是：(A)未能使用商业上合理的努力，从Latham&Watkins LLP(“Latham”)获得关于美国国税法第721条的税务意见(“721意见”)，(B)发行合伙企业的A系列可转换优先股(“发行”)，以及(C)做出据称不真实的陈述和
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合并协议中的担保。威廉姆斯要求法院迫使Energy Transfer被告结束合并或采取各种其他平权行动。
在2016年6月20日和21日进行了为期两天的审判后，法院做出了有利于Energy Transfer被告的裁决，并发布了一项宣告性判决，即由于Latham无法提供所需的721意见，Energy Transfer可以在2016年6月28日之后终止合并。法院没有就Williams关于签发或某些所称的不真实陈述和担保的索赔作出裁决。2017年3月23日，特拉华州最高法院在2016年6月的审判中确认了这一裁决。2016年9月，双方提交了修改后的诉状。威廉姆斯提交了修改后的起诉书，要求赔偿美元。4101,000,000美元终止费用(“终止费用”)，基于上述涉嫌违反合并协议的行为。Energy Transfer被告提出经修订的反诉及正面抗辩，声称Williams实质上违反了合并协议，其中包括(A)以不利合并的方式修改和限定其董事会建议，(B)未能尽其合理的最大努力完成合并，(C)未能向Energy Transfer提供重大资料以纳入与合并有关的S-4表格，(D)未能促进合并的融资及(E)违反合并协议的论坛选择条款。Energy Transfer被告要求赔偿一美元1.48合并协议项下的10亿美元终止费以及威廉姆斯不当行为造成的额外损害。
2016年9月29日，威廉姆斯提出动议，驳回Energy Transfer被告修改后的反诉，并打击Energy Transfer被告的某些正面抗辩。2017年12月1日，法院发布了一份备忘录意见，部分同意和部分拒绝威廉姆斯的驳回动议。除其他事项外，法院驳回了能源转移被告对#美元的索赔。1.48200亿美元的终止费。
2021年5月10日至17日，对所有剩余索赔进行了审判，2021年12月29日，法院做出了有利于威廉姆斯的裁决，裁定威廉姆斯获得终止费外加某些费用和开支，认为此次发行违反了合并协议，威廉姆斯没有实质性违反合并协议，尽管法院因其首席执行官故意破坏证据而对威廉姆斯实施了制裁。法院随后判给威廉姆斯大约$。190700万美元的律师费、费用和判决前利息。
2022年9月21日，法院作出了对能源转移被告的终审判决，金额约为#美元。6011000万美元，另加判决后利息，利率为3.5每年%，每季度复利。Energy Transfer被告于2022年10月21日提交了上诉通知，并于2022年12月30日提交了开庭陈词以支持他们的上诉。威廉姆斯于2023年1月20日提交了答辩状，Energy Transfer被告于2023年2月6日提交了答辩状。特拉华州最高法院于2023年7月12日听取了口头辩论。
2023年10月10日，特拉华州最高法院确认。2023年10月25日，Energy Transfer被告提出重辩动议。2023年11月17日，特拉华州最高法院驳回了这项动议。
在处理该动议时发出的授权；在该时间之前搁置的判决生效，外加判决后的额外利息。
能源转移被告支付了判决(金额约为#美元)。6272023年11月28日，结束了这件事。
路虎--俄亥俄州
2017年11月3日，俄亥俄州和俄亥俄州环保局对罗孚和其他被告(统称为被告)提起诉讼，要求追回约美元2.6据称欠下的民事罚款和与许可遵守有关的某些禁令救济。被告提出了几项驳回诉讼的动议，这些动议都得到了所有指控的批准。俄亥俄州环保局提出上诉，2019年12月9日，第五地区上诉法院作出一致判决，确认初审法院。俄亥俄州环保局寻求俄亥俄州最高法院的审查。2020年4月22日，俄亥俄州最高法院批准了这一审查。2022年3月17日，俄亥俄州最高法院部分撤销判决，发回俄亥俄州初审法院。俄亥俄州最高法院同意罗孚的观点，即俄亥俄州已经放弃了《清洁水法》第401条规定的权利，但将其发回初审法院，以确定是否有任何指控超出了豁免的范围。
在还押期间，俄亥俄州环保局自愿驳回了其他五名被告中的四名，并驳回了对罗孚的一项指控。在其第四次修正后的起诉书中，俄亥俄州环保局删除了所有指控被解雇的四名被告违反规定的段落，包括被解雇的被告被指控与罗孚或其他人共同行为的段落。在2022年6月2日的状态会议上，初审法官为罗孚和其他剩余被告制定了一个时间表，可以提出动议，驳回第四次修改后的申诉。2022年8月1日，罗孚和另一名剩余被告分别
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提交了各自的动议。关于这些动议的简报已于2022年11月4日完成。根据2023年10月20日发布的命令，初审法官驳回了俄亥俄州环保局第四次修改后的申诉。
2023年11月17日，俄亥俄州对初审法官的决定向俄亥俄州第五地区上诉法院提出上诉。该州于2024年1月8日提交了初步简报，Energy Transfer和罗孚的回应简报目前应于2024年2月20日到期。Energy Transfer和罗孚打算大力为这一说法辩护。
关于管道建设的单位持有人诉讼
多个据称的Energy Transfer单位持有人以名义被告的身份对Energy Transfer董事会的多名前任和现任成员LE GP，LLC和Energy Transfer提起诉讼，这些成员主张的索赔包括违反受托责任、不当得利、浪费公司资产、违反Energy Transfer的合作伙伴协议、侵权干扰、滥用控制权和严重管理不善，这些索赔主要与宾夕法尼亚州和俄亥俄州的管道建设有关。他们还要求对Energy Transfer的公司治理结构进行损害赔偿和改变。见Bettiol诉le GP，案件编号3：19-cv-02890-X(德克萨斯州北部)；Davidson诉Kelcy L.Warren，原因号。DC-20-02322(德克萨斯州达拉斯县第44司法区)；哈里斯诉凯尔西·L·沃伦，案件编号2：20-cv-00364-GAM(E.D.PA)；Barry King诉le GP，案件编号3：20-cv-00719-X(北德州)；Inter-Marketing Group USA，Inc.诉le GP，等人，案件编号2022-0139-SG(特拉华州))；Elliot诉le GP LLC，判例号3：22-cv-01527-B(N.D.德克萨斯州)；Chapa诉Kelcy L.Warren等人，索引编号611307/2022(纽约州补充Ct.)；Elliott诉le GP等人案，原因号DC-22-14194(德克萨斯州达拉斯县)；Charles King诉le GP，LLC等人，原因号DC-22-14159(德克萨斯州达拉斯县)。向美国德克萨斯州北区地区法院提起的巴里·金诉讼(案件编号3：20-cv-00719-X)已与贝蒂奥尔诉讼合并。2022年8月9日，向美国德克萨斯州北区地区法院提起的埃利奥特诉讼(案件编号3：22-cv-01527-B)被自愿驳回。
另一名据称是Energy Transfer的单位持有人，阿勒格尼县雇员退休系统(ACES)，单独并代表所有其他类似情况的人，根据联邦证券法，据称代表一个阶层对Energy Transfer和Energy Transfer的三名董事：凯西·L·沃伦、约翰·W·麦克雷诺兹和托马斯·E·朗提起诉讼。见阿勒格尼县新闻。RET。Sys.V.能源转移有限责任公司，案件编号2：20-00200-GAM(E.D.PA)。2020年6月15日，ACES提交了一份修改后的起诉书，并增加了能源转移董事马歇尔·S·麦克里亚和马修·S·拉姆齐，以及迈克尔·J·亨尼根和约瑟夫·麦吉恩作为额外被告。修改后的起诉书声称违反了交易法第10(B)和20(A)节及其颁布的第10b-5条，主要涉及宾夕法尼亚州管道建设的事项。2020年8月14日，被告提出动议，驳回ACES修改后的起诉书。2021年4月6日，法院部分批准和部分驳回了被告的驳回动议。法院认为，ACERS可以继续就修正后的申诉中提出的某些陈述提出索赔，同时也可以驳回基于其他陈述的索赔。法院还在没有偏见的情况下驳回了对被告麦克雷诺兹、麦金恩和亨尼根的指控。发现正在进行中。2022年8月23日，法院部分批准和部分驳回了ACCES提出的等级认证动议。法院认证了一个阶层，由那些在2017年2月25日至2019年11月11日期间购买或以其他方式获得普通能源转移单位的人组成。
2022年6月3日，另一名据称是Energy Transfer的单位持有人Mike·维加(音译)提起诉讼，据称是代表一个阶层对Energy Transfer以及沃伦、朗、麦克雷和怀特赫斯特等人提起诉讼。见Vega诉Energy Transfer LP等人案，案件编号1：22-cv-4614(S.D.N.Y.)。该诉讼声称违反了1934年《证券交易法》第10(B)和20(A)节及其颁布的第10b-5条，主要涉及与罗孚建造有关的声明。2022年8月10日，法院指定新墨西哥州投资委员会和新墨西哥州公共雇员退休协会(“新墨西哥基金”)为主要原告。新墨西哥基金于2022年9月30日提交了一份修改后的起诉书，并增加了Energy Transfer董事约翰·W·麦克雷诺兹和马修·S·拉姆齐作为额外被告。2022年11月7日，法院批准了被告的移送动议，并将此诉讼移交给美国德克萨斯州北区地区法院。2023年1月27日，被告提交动议，要求驳回新墨西哥州基金修改后的申诉。
被告无法预测这些诉讼的结果或在本申请日期之后可能提起的任何诉讼，也无法预测解决这些诉讼所需的时间和费用。然而，被告认为这些指控没有根据，并打算对其进行有力的抗辩。
CLINE集体诉讼
2017年7月7日，佩里·克莱恩在俄克拉何马州东区对Sunoco，Inc.(R&M)、LLC(现称为Energy Transfer R&M)和Energy Transfer Marketing&Terminals L.P.(统称为ETMT)提起集体诉讼，指控ETMT未能及时支付俄克拉荷马州油井的石油和天然气收益，并为这些逾期付款支付法定利息。2019年10月3日，地区法院认证了一个班级，包括所有人
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在2012年7月7日或之后从俄克拉荷马州富国银行收到逾期付款，并且尚未就逾期付款获得法定利息的人(“类别”)。被排除在这一类别之外的是那些有权获得符合“最低工资”的收益付款、前期调整和转嫁付款的人，以及政府机构和上市石油和天然气公司。
经过长凳审判，2020年8月17日，法官约翰·吉布尼(来自弗吉尼亚州东区)发表了一项意见，裁定该阶级实际损害赔偿#美元。74.8已确认和未确认的特许权使用费所有者的逾期付款利息和利息为100万美元。这一数额后来被修订为#美元。80.7300万美元，以说明审判所产生的利息(“命令”)。吉布尼法官还裁定惩罚性赔偿金额为#美元。751000万美元。该班级还要求支付律师费。
2020年8月27日，ETMT向第十巡回上诉法院(“第十巡回上诉法院”)提交上诉通知，并对整个命令提出上诉。此事得到了全面通报，口头辩论定于2021年11月15日进行。然而，2021年11月1日，第十巡回法院出于对命令终局性的管辖权考虑，驳回了上诉。2021年11月29日，欧洲银行对这一决定的重审被驳回。2021年12月1日，ETMT向第十巡回法院提交了曼达默斯令状的请愿书，以纠正司法问题并确保最终判决。2022年2月2日，第十巡回法院驳回了曼达默斯令状的请愿书，理由是ETMT还有其他途径获得足够的救济。2022年2月10日，ETMT向初审法院提交动议，要求修改分配令，并向初审法院发布第58条判决，要求地方法院按照规则输入最终判决。ETMT还向初审法院提交了禁制令，要求原告尽一切努力执行任何非最终判决。2022年3月31日，吉布尼法官驳回了修改分配计划的动议，重申他认为该命令构成最终判决。吉布尼法官部分批准了禁令(将执法努力暂缓60天)，并部分拒绝了禁令。自那以后，禁令已被解除。
尽管ETMT采取的立场是判决不是最终的，不受执行的影响，Class从事资产发现，并积极尝试通过扣押ETMT的客户的程序收集判决。ETMT试图将资金存入地方法院的登记处，但没有成功。因此，为了停止扣押程序，ETMT在2022年12月2日电汇了大约美元。161向原告批准的计划管理人支付100万美元，该计划管理人当时代表了判决的全部金额，包括律师费和判决后利息。ETMT这样做并没有放弃继续其未决上诉的能力，也没有放弃对判决的是非曲直提出上诉的权利。自那以后，原告驳回了扣押诉讼。
ETMT无法预测案件的结果，也无法预测解决上诉所需的时间和费用。ETMT在与该命令背后的终局问题有关的上诉中一直积极而勤奋，并上诉驳回动议，以修改第10巡回法院，试图就终局作出决定。上诉充分听取了简报，并于2023年3月21日进行了口头辩论。2023年8月3日，第十巡回法院做出了有利于ETMT的裁决，发现地区法院的分配计划(这是最终判决的一部分)不符合所有最终要求。法院认为，地区法院滥用其自由裁量权，拒绝了ETMT规则第60(B)(6)条的动议，修改和推翻了该动议，并将其发回进行进一步的诉讼。案件被发回初审法院，以便地区法院可以根据判决确定终局要求。此外，ETMT要求退还存放在计划管理人处的资金；班级律师不反对这项动议。
在2023年9月28日的状态听证会上，班级律师表示，在最终判决输入之日之前，它将寻求额外的利息。地方法院要求简介额外利息的问题，并于2023年10月17日举行听证会，进一步解决这一问题，并就是否应在判决总额中添加额外利息作出裁决。在聆讯期间，地方法院裁定额外利息应在12自先前不当判决之日起至2023年10月17日止的%法定利率。然而，法官对计划管理人拥有ETMT资金期间(2022年11月2日至2023年10月10日)的利息征收了费用。根据这一裁决，该班级计算出大约$23在最终判决中应增加额外的利息1百万美元。2023年10月19日，地方法院输入了新的终审判决和更正后的分配计划。双方同意，这项新输入的判决解决了终局性问题，并将允许就案情向第十巡回法院提出上诉。加上额外利息，原告获判给的总金额约为$。1041000万美元的实际损害赔偿金和751.2亿美元的惩罚性赔偿。ETMT打算对整个判决提出上诉，并于2023年12月15日向第十巡回法院提交了上诉通知。
Energy Transfer LP和ETC德克萨斯管道有限公司诉卡尔伯森中流有限责任公司等人。
2022年4月8日，Energy Transfer和ETC德克萨斯管道有限公司(“ETC”和Energy Transfer一起，“原告”)对Culberson Midstream LLC(“Culberson”)、Culberson Midstream Equity LLC(“Culberson Equity”)和MoonTower Resources Gathering，LLC(“MoonTower”)提起诉讼。2018年10月1日，ETC和卡尔伯森进入了一家天然气公司
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收集和加工协议(“Bypass GGPA”)，根据该协议，Culberson将从其专用区域收集天然气，并将所有承诺的天然气专门输送给ETC。关于Bypass GGPA，2018年10月18日，Energy Transfer和Culberson Equity也签订了期权协议。根据期权协议，Culberson Equity和MoonTower有权(但没有义务)要求Energy Transfer以认沽期权的方式购买各自在Culberson的权益。值得注意的是，期权协议只有在各方遵守绕过GGPA的情况下才可强制执行。2022年3月下旬，Culberson Equity和MoonTower向Energy Transfer提交了一份看跌期权通知，寻求要求Energy Transfer以约美元的价格购买他们各自在Culberson的权益931000万美元。2022年4月8日，原告对Culberson、Culberson Equity和MoonTower提起诉讼，声称他们做出了声明性判决并违反了合同，声称他们向第三方发送了一些承诺的天然气，并且自2020年3月以来没有向原告发送任何天然气，从而实质性违反了Bypass GGPA，因此，Culberson Equity和MoonTower的看跌通知无效。卡尔伯森、卡尔伯森股权和MoonTower已对诉讼做出回应。此外，卡尔伯森还就违反Bypass GGPA向ETC提起反诉，要求追回损害赔偿金和律师费。Culberson Equity和MoonTower还就(1)违反期权协议和(2)关于Energy Transfer所谓的购买卡尔伯森权益的义务的宣告性判决对Energy Transfer提出了反诉。这起诉讼正在德克萨斯州达拉斯县的第193司法地区法院(“法院”)待决。2022年4月27日，卡尔伯森提交了临时限制令、临时禁令和永久禁令的申请，卡尔伯森股权和月塔也加入了这一请求。法院于4月28日就这一申请举行了听证会，驳回了禁令。5月初，卡尔伯森提交了一项动议，要求执行评估程序，并确认他们看跌期权价格计算的有效性，原告对此表示反对。2022年7月11日，法院就该动议举行了听证会，2022年7月19日，法院命令当事人进行关于看跌期权价格的评估程序。任命了一位独立的评估师，并于2022年10月15日发布了他的决定，结论是看跌期权的价格总计为$931000万美元。原告一直重申他们对评估过程和结论的反对。
2022年10月6日，卡尔伯森、卡尔伯森股权和MoonTower提出了即决判决的动议，但法院将其推迟到进一步发现文件和作证后再进行审议。2022年12月7日，原告修改了他们的请愿书，增加了MoonTower Resources Operating，LLC和MoonTower Resources WI，LLC作为被告，并主张对所有被告提出欺诈性引诱的索赔。
被告于2023年5月5日重新提交更新的简易判决动议，寻求对以下事项的简易判决：(1)原告在无证据基础上的违约和声明性判决索赔；(2)原告在无证据基础上的欺诈和变身索赔；以及(3)原告在传统基础上的欺诈索赔。原告于2023年6月6日做出回应。被告于2023年6月12日提交了支持简易判决的答辩。
2023年6月5日，被告律师通过一封信通知法院，被告正在继续提交关于原告违约和宣告性判决索赔的无证据动议，并指出，此类提交将与关于同一主题的传统即决判决动议一起重新安排。为此，被告Culberson Midstream，LLC于2023年7月17日就原告的违约行为和宣告判决索赔提交了传统的简易判决动议，而被告Culberson Midstream Equity、LLC和MoonTower Resources Gathering则就违反期权协议提交了部分简易判决动议。此外，2023年7月25日，被告提出了一项传统的无证据动议，要求就损害赔偿和撤销作出简易判决。2023年7月28日，原告等德克萨斯管道有限公司提出了一项传统的动议，要求对违反合同的部分简易判决和宣告判决。
2023年9月20日，法院就简易判决各项动议进行口头辩论。经过口头辩论，法院于2023年9月26日对每项动议作出裁决。法院驳回了被告关于欺诈的部分简易判决的传统动议，被告关于原告欺诈和变更自我主张的简易判决的无证据动议，被告关于损害赔偿和撤诉的部分简易判决的传统和无证据动议，以及原告等德克萨斯管道有限公司的S关于违约和宣告判决的部分简易判决的传统动议。法院批准了Culberson Midstream，LLC寻求驳回原告违约和宣告判决索赔的传统动议，以及Culberson Midstream Equity，LLC和MoonTower Resources Gathering，LLC关于违反期权协议的部分简易判决动议。被告提交了一项动议，寻求上诉法院的许可，允许对该命令提出中间上诉，驳回他们传统的关于欺诈的部分即决判决的动议。这项动议仍在上诉法院待决。
发现号在这件事上已经关闭了。原告Energy Transfer LP欺诈索赔的审判目前定于2024年6月18日进行。原告无法预测本诉讼的最终结果或解决该诉讼所需的时间和费用。
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马萨诸塞州总检察长诉新英格兰天然气公司案
于二零一一年七月七日，马萨诸塞州总检察长（“MA AG”）就若干环境成本回收向马萨诸塞州公用事业部（“DPU”）对新英格兰天然气公司（“NEG”）提出监管投诉。NEG为Southern Union Company（“SUG”）之营运分部，而NEG资产乃于二零一二年三月与Energy Transfer进行合并交易时收购。合并后，2013年，SUG将NEG资产出售给Liberty Utilities（“Liberty”，连同NEG和SUG统称为“被告”），并保留了某些潜在负债，包括与DPU未决投诉有关的环境成本回收。具体而言，MA AG要求向NEG的差饷缴纳人退还约$18 与SUG环境响应活动相关的法律费用为200万美元。MA AG要求DPU对NEG的可收回环境成本的收集和核对进行调查，即：（1）Kasowitz，Benson，Torres & Friedman公司收取的法律费用，自2005年以来通过回收机制;（2）Bishop，London & Dodds公司收取的法律费用，自2005年以来通过回收机制;及（3）通过追讨机制支付的法律费用，而金融管理局上诉小组认为该等费用只符合获发较低款额的资格（即，50%的回收率。受访者认为，通过关税，这些成本可以通过根据环境补救调整条款计划向NEG客户收取的费率来收回。2011年，在被告回答了投诉并提出驳回动议后，听证官推迟了对驳回动议的决定，并发布了一项暂停发现的决定，等待发现争议的解决，后来于2013年6月24日解除，允许案件恢复。然而，MA AG在近七年的时间里没有采取任何进一步措施来起诉其索赔。该案件基本上一直处于休眠状态，直至2022年2月，当时听证官驳回了驳回动议。在收到各方的意见后，听证官于2022年3月16日输入了程序时间表（于2022年8月22日略有修改）。当事方进行了证据开示和准备预先提交的证词。被告于2022年7月11日提交了他们预先提交的证词。MA AG分别于9月9日、9月12日和9月20日向受访者提供了三组发现请求，受访者及时做出了回应。2022年10月5日，MA AG要求DPU就被告在其律师费发票中编辑的信息是否受律师-客户特权保护做出裁决。同日，金融管理局上诉小组亦提出动议，要求在有关特权问题的裁决作出前，暂缓执行程序时间表。2022年10月6日，DPU甚至没有给被申请人回应的机会，就批准了MA AG关于暂停程序时间表的请求。因此，所有以前的截止日期（包括MA AG的2022年10月7日，提交直接预先提交的证词的截止日期）目前都被搁置。2023年10月18日，DPU发布了一项关于总检察长强制动议的命令，对MA AG于2013年提交的强制动议中最初提出的问题进行了裁决。2023年10月18日的命令指示NEG再次审查其编辑，并在任何发票完全编辑或严重编辑的情况下，在30天内提供更轻微编辑的版本。2023年10月18日的命令还指出，MDPU将在NEG遵守该命令中的指令后的某个时候就此事制定新的程序时间表，该公司已于2024年1月17日完成。
Crestwood Midstream Partners，LP -林德诉讼
2019年12月23日，林德工程北美公司（Linde Engineering North America Inc.）林德（以下简称“林德”）向德克萨斯州哈里斯县地方法院提起诉讼，指控我们的合并子公司Arrow Field Services，LLC和Crestwood Midstream Partners，LP（统称为“Crestwood”）违反了2018年3月签订的合同，根据该合同，林德将提供工程，向Crestwood提供与完成Bear Den II低温加工厂建设相关的采购和建设服务。
审判于二零二二年六月举行，并于二零二二年十月二十四日作出最终判决。最后判决包括一项赔偿金，20.7 100万美元，判决前利息约为100万美元，17.7 律师费和其他费用约为美元4.7 万Crestwood拥有与若干判决前利息奖励有关的保险保障，但于二零二三年六月三十日并无录得与任何潜在保险追偿有关的应收款项。2023年1月9日，克里斯特伍德支付了大约$21.2 2009年，法院在抗议下向法院登记处支付了200万美元，以减轻判决后利息的影响。Crestwood于2023年1月13日提交上诉通知，并于2023年9月29日提交上诉摘要。林德的回应于2024年2月8日提交。克里斯特伍德预计，口头辩论将在2024年底举行。克里斯特伍德无法预测与此事有关的上诉的最终结果。
环境问题
我们的运营受到广泛的联邦、部落、州和地方环境和安全法律法规的约束，这些法律和法规需要支出以确保合规，包括与空气排放和废水排放有关的支出、运营设施的支出以及现有和以前设施以及废物处置场所的补救支出。从历史上看，我们的环境合规成本对我们的运营结果没有重大不利影响，但不能保证此类成本在未来不会有重大影响，也不能保证未来遵守现有、修订或新的法律要求不会对我们的业务和运营业绩产生重大不利影响。规划、设计、建造和
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运营管道、工厂和其他设施必须符合环境法律法规和安全标准。不遵守这些法律和条例可能会导致对行政、民事和刑事处罚的评估，强制执行调查、补救和纠正行动义务，损害自然资源，在受影响地区发布禁令，以及提起联邦授权的公民诉讼。与所有重大已知环境事项有关的或有损失已累计和/或单独披露。然而，我们可以根据事实和环境的变化或预期结果的变化，在解决特定意外情况之前修订应计金额。
由于可能的污染程度、补救的时间和程度、我们与其他各方的责任比例的确定、清理技术的改进以及未来环境法律和法规可能改变的程度等未知因素，环境风险和责任很难评估和估计。虽然环境成本可能会对我们任何一个时期的经营业绩产生重大影响，但我们相信该等成本不会对我们的财务状况产生重大不利影响。
根据目前可获得的信息和为确定潜在接触而进行的审查，我们认为为环境事项预留的金额足以支付潜在的清理费用。
环境修复
我们的子公司负责某些地点的环境补救，包括：
•我们的某些州际管道进行土壤和地下水修复，与过去使用多氯联苯造成的污染有关。多氯联苯评估正在进行中，在某些情况下，我们的子公司可能对其他各方造成的污染承担合同责任。
•某些收集和处理系统负责与碳氢化合物释放有关的土壤和地下水修复。
•接受环境评估的与Sunoco，Inc.相关的遗留场地，包括以前拥有的码头和其他物流资产，合伙企业不再运营的零售场地，关闭和/或出售炼油厂和其他以前拥有的场地。
•该伙伴关系可能对其被确定为潜在责任方(“PRP”)的地点的补救费用承担连带责任。自.起2023年12月31日，该伙伴关系已被命名为PRP，大约32根据联邦和/或类似的州法律，已确定或可能确定的“超级基金”地点。合伙公司通常是在一个地点被确定为PRP的许多公司之一。伙伴关系审查了其在每个地点参与的性质和程度以及其他相关情况，并根据伙伴关系与地点的所谓联系，认为其与这些地点相关的潜在责任不会很大。
在可估计的范围内，预期的补救成本计入我们综合资产负债表中记录的环境事项金额。在某些情况下，无法合理估计未来的费用，因为补救活动是在客户和以前的客户提出索赔时进行的。如果环境补救义务由实施监管会计政策的子公司记录，预计可通过关税或税率收回的金额将作为监管资产记录在我们的综合资产负债表中。
下表反映了应计负债在我们的综合资产负债表中记录的被认为是可能和合理评估的与环境有关的事项。目前，我们无法估计可能的损失或超过应计金额的一系列可能损失。除上文所述事项外，吾等并无任何经评估为合理可能而需要在综合财务报表中披露的重大环境事项。
12月31日，
 20232022
当前$42 $54 
非当前235 228 
环境总负债$277 $282 
我们已经成立了一家全资自保保险公司，以承担与某些不再运营的地点有关的环境义务相关的某些风险。支付给专属自保保险公司的保费包括已发生但未报告的环境索赔估计数，其基础是精算确定的
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完整的索赔费用估算。在这种情况下，我们根据用于计算支付给专属自保保险公司的保费的贴现估计，应计可归因于未断言索赔的损失。
在截至2023年12月31日和2022年12月31日的年度内，伙伴关系记录了29百万美元和美元30与环境清理项目相关的支出分别为100万美元。
我们的管道作业受到交通部在PHMSA下的监管，根据PHMSA的规定，PHMSA制定了与管道设施的设计、安装、测试、施工、运营、更换和管理相关的要求。此外，PHMSA通过管道安全办公室颁布了一项规则，要求管道运营商制定完整性管理计划，对其管道进行全面评估，并采取措施保护位于该规则所称的“高影响区域”的管道段。这些完整性管理计划下的活动涉及执行内部管道检查、压力测试或其他有效手段，以评估这些受监管管道段的完整性，法规要求迅速采取行动，解决评估和分析提出的完整性问题。对所有这些资产的完整性测试和评估将继续进行，这种测试和评估的结果可能会导致我们产生未来的资本和运营支出，用于确保我们的管道继续安全可靠地运行所需的维修或升级；然而，目前无法估计此类支出的可能范围。
我们的运营还受到OSHA的要求，以及监管员工健康和安全保护的类似州法律的要求。此外，职业安全和健康管理局的危险通信标准要求维护有关在我们的运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局和公民。我们认为，我们过去用于OSHA所需活动的成本，包括一般行业标准、记录保存要求和对职业暴露于受管制物质的监测，并没有对我们的运营结果产生实质性的不利影响；然而，不能保证这些成本在未来不会是实质性的。
12.收入：
收入的分解
我们可报告部门的主要收入类型如下：
•州内运输和储存；
•州际运输和储存；
•中游；
•NGL及成品油运输与服务；
•原油运输和服务；
•对Sunoco LP的投资；
•燃料分配和营销；
•所有其他的；
•对USAC的投资；
•承包经营；
•零售零件和服务；以及
•其他的都是。
附注16描述了按部门分列的收入情况，收入数额是根据美国会计准则主题606反映的。
州内运输和仓储收入
我们州内运输和存储部门的收入主要取决于我们的客户保留的容量，以及流经运输管道或注入或退出我们存储设施的天然气的实际数量。固定的运输和储存合同要求客户支付一定的最低固定费用，无论他们运输或储存的商品数量如何。这些合同通常包括根据运输商品的实际吞吐量或注入/取出的储存商品的实际数量收取的可变递增费用。根据可中断的运输和储存合同，客户不需要支付
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任何固定的最低金额，而不是根据他们通过我们的管道运输的商品的实际数量或向我们的存储设施注入/提取的商品数量来计费。根据这些合同支付的服务费通常应在服务完成后的一个月内支付。
与确定合同有关的履约义务是承诺在合同有效期内每天提供单一类型的服务(运输或储存)，从根本上说，这是一种“随时可用”的服务。虽然可能需要执行多个活动，但这些活动是不可分离的，因为这些活动组合在一起是成功转移客户已签约的整体服务所必需的。交易价格的固定对价在合同有效期内按比例分配，固定对价的收入随着时间的推移得到确认，因为客户同时接收和消费这种“随时可用”服务的好处。与每一期间的实际业务量相关的递增费用确认为执行业务量递增期间的收入。
与可中断合同有关的履行义务也是提供单一类型服务的承诺，但此类承诺是在客户请求服务时做出的，我们接受客户的请求。可中断合同的收入在服务执行时确认。
我们的州内运输和存储部门还通过向电力公用事业公司、独立发电厂、当地配电公司、工业终端用户和HPL系统上的其他营销公司销售天然气来产生收入和利润率。一般来说，我们从市场上购买天然气，包括从我们的营销部门购买，从井口的生产商那里购买。
州际运输和仓储收入
我们州际运输和存储部门的收入主要取决于我们的客户保留的容量，以及流经运输管道或注入或退出我们存储设施的天然气的实际数量。我们州际运输和仓储部门的合同可以是固定的，也可以是可中断的。固定的运输和储存合同要求客户支付一定的最低固定费用，无论运输或储存的商品数量如何。为了换取此类费用，我们必须随时准备好在客户请求此类服务时执行合同约定的最低服务量。这些合同通常包括根据运输商品的实际吞吐量或注入或取出的储存商品的实际数量收取的可变递增费用。根据可中断的运输和储存合同，客户不需要支付任何固定的最低金额，而是根据他们通过我们的管道运输的商品的实际数量或注入或退出我们的存储设施来计费。因此，我们不需要随时准备提供任何合同约定的服务量，而是根据客户请求服务时的现有能力提供服务。根据这些合同支付的服务费通常应在服务完成后的一个月内支付。
与确定合同有关的履约义务是承诺在合同有效期内每天提供单一类型的服务(运输或储存)，从根本上说，这是一种“随时可用”的服务。虽然可能需要执行多个活动，但这些活动是不可分离的，因为这些活动组合在一起是成功转移客户已签约的整体服务所必需的。交易价格的固定对价在合同有效期内按比例分配，固定对价的收入随着时间的推移得到确认，因为客户同时接收和消费这种“随时可用”服务的好处。与每一期间的实际业务量相关的递增费用确认为执行业务量递增期间的收入。
与可中断合同有关的履行义务也是提供单一类型服务的承诺，但此类承诺是在客户请求服务时做出的，我们接受客户的请求。可中断合同的收入在服务执行时确认。
查尔斯湖液化天然气的收入主要来自为托运人提供的终端服务，即在设施中接收液化天然气以供储存，并在重新气化后以液态或气态向托运人交付。查尔斯湖液化天然气的全部收入来自与荷兰皇家壳牌石油公司-B(“壳牌”)的全资子公司签订的一系列长期合同。终止收入来自壳牌为码头的存储和其他相关服务支付的费用。根据这些合同支付的服务费通常应在服务完成后的一个月内支付。
终止协议被认为是确定的协议，因为它们包括固定费用部分，无论壳牌的运输量或在码头提供的服务如何，都会收取固定费用。
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与确定合同有关的履约义务是承诺在合同有效期内每天提供一种单一类型的服务(终止)，这基本上是一种“随时可用”的服务。虽然可能需要执行多个活动，但这些活动是不可分离的，因为这些活动组合在一起是成功转移客户已签约的整体服务所必需的。交易价格的固定对价在合同有效期内按比例分配，固定对价的收入随着时间的推移得到确认，因为客户同时接收和消费这种“随时可用”服务的好处。与每一期间的实际业务量相关的递增费用确认为执行业务量递增期间的收入。
中游收入
我们的中游业务部门的收入主要来自我们收集、加工和/或运输的天然气量所赚取的利润。中游业务分部订立的各类收益合约包括：
固定费用的收取和处理：根据合同，我们提供采集和加工服务，以换取每单位数量的固定现金费用。现金手续费收入在提供服务时确认。
Keepall：根据合同，我们从第三方生产商收集原始天然气，对天然气进行加工，将其转化为管道质量天然气，并向生产商重新输送等量的管道质量天然气。作为这些服务的交换，我们保留从生产商那里收到的原始天然气中提取的NGL，以及生产商支付的现金费用。保留的NGL价值以及现金费用在提供服务时确认为收入。
收益百分比(“POP”)：根据合同，我们提供采集和加工服务，以换取生产者商品的特定百分比(“POP百分比”)，在某些情况下还会收取额外的现金费用。下面介绍两种类型的POP收入合同：
•实物流行：我们保留我们的民意调查百分比(非现金对价)和任何额外的现金费用，以换取提供服务。我们在提供服务时确认非现金对价和现金费用的收入。
•混合流行音乐：我们从生产商那里购买NGL，并保留部分残渣气体作为提供服务的非现金对价。我们还可以收到此类服务的现金费用。在专题606下，这些协议被确定为混合协议，部分是供应协议(针对我们购买的NGL)和客户协议(针对退还给客户的产品所提供的服务)。鉴于这些是混合协议，我们根据提供的服务价值与收到的供应价值，将现金和非现金对价在收入和成本减少之间进行分配。
根据这些合同支付的服务费通常应在服务完成后的一个月内支付。
与我们中游部门合同有关的履约义务是提供收集、运输和加工服务，每项服务都将在同一时间或几乎同时完成，并且每一项都将在损益表的同一项目上确认，因此确定单独的履约义务不会影响收入确认的时间或地理位置。
中游业务的若干合约包括吞吐量承诺，据此，客户承诺于指定时间内购买若干最低服务量。如果客户没有购买这种服务量，则向客户收取差额费用。在某些情况下，允许客户将支付的任何差额费用用于未来的服务购买。在该等情况下，我们会将收入确认递延，直至客户使用所提供服务的差额费用，或因可应用费用的合约期届满或客户因产能限制实际上无法使用费用而无法使用费用作为未来服务的付款。
我们的中游业务还主要通过向附属公司和一些第三方客户销售加工设施后门的残渣气体和NGL获得收入。
NGL和成品油运输和服务收入
我们的NGL和成品运输和服务部门的收入主要来自NGL和成品的运输，分馏，混合和储存以及收购和营销活动。利用管道、储存和混合设施以及提供多个NGL市场的战略性分输地点的互补网络来产生收入。运输、分馏和储存收入来自
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根据固定合同和可中断合同向客户收取的费用。固定合同是以“照付不议”的安排形式订立的，在这种安排下，无论客户在任何特定时期内要求提供多少服务，都将向他们收取一定的费用。根据可中断合同，客户不需要支付任何固定的最低金额，而是根据任何给定时期提供的实际服务量计费。该等合约项下之服务付款一般于提供服务后一个月到期。
与确定合同有关的履约义务是承诺在合同有效期内每天提供一种单一类型的服务(运输、分馏、混合或储存)，这从根本上说是一种“随时可用”的服务。虽然可能需要执行多个活动，但这些活动是不可分离的，因为这些活动组合在一起是成功转移客户已签约的整体服务所必需的。交易价格的固定对价在合同有效期内按比例分配，固定对价的收入随着时间的推移得到确认，因为客户同时接收和消费这种“随时可用”服务的好处。与每一期间的实际业务量相关的递增费用确认为执行业务量递增期间的收入。
与可中断合同有关的履行义务也是提供单一类型服务的承诺，但此类承诺是在客户请求服务时做出的，我们接受客户的请求。可中断合同的收入在服务执行时确认。
原油运输和服务收入
我们的原油运输和服务部门的收入主要来自向美国西南部、中西部和东北部的原油市场提供运输、码头以及收购和营销服务。原油运输收入来自使用我们运输服务的托运人支付的关税，通常被认为是提供相关运输服务的收入。原油终端收入来自客户为码头的储存和其他相关服务支付的费用。原油收购和销售收入来自将从各种供应商获得的原油出售给第三方。根据这些合同支付的服务费通常应在服务完成后的一个月内支付。
某些运输和终止协议被认为是确定的协议，因为它们包括固定费用部分，无论客户运输的原油数量或码头提供的服务如何，都要收取固定费用。就此等协议而言，任何超出所提供服务的固定收费均不会被确认为收入，直至(I)客户根据稍后期间提供的服务成本收取费用，或(Ii)客户因能力限制或合同条款而无法将费用扣除未来服务成本，两者中以较早者为准。
与确定合同有关的履约义务是承诺在合同有效期内每天提供单一类型的服务(运输或终止)，从根本上说，这是一种“随时可用”的服务。虽然可能需要执行多个活动，但这些活动是不可分离的，因为这些活动组合在一起是成功转移客户已签约的整体服务所必需的。交易价格的固定对价在合同有效期内按比例分配，固定对价的收入随着时间的推移得到确认，因为客户同时接收和消费这种“随时可用”服务的好处。与每一期间的实际业务量相关的递增费用确认为执行业务量递增期间的收入。
与可中断合同有关的履行义务也是提供单一类型服务的承诺，但此类承诺是在客户请求服务和/或产品时做出的，我们接受客户的请求。可中断合同的收入在服务执行时确认。
Sunoco LP的燃料分销和营销收入
Sunoco LP的燃料分销和营销业务的收入来自以下渠道：向经销商销售、向分销商销售、非品牌批发收入、佣金代理收入、租金收入和其他收入。机动车燃料收入主要包括根据与第三方客户和附属公司签订的供应协议销售机动车燃料。与Sunoco LP的客户签订的燃料供应合同一般规定，Sunoco LP根据公布的费率、基于产量的利润率和协议的其他条款，以公式价格分销车用燃料。向客户开出商定价格的发票，大多数付款期限不到30天。如果合同中承诺的对价包括可变金额，Sunoco LP将估计可变对价金额和此类估计中的因素，以确定预期值法下的交易价格。
收入在客户控制燃料时根据机动车燃料合同确认。当控制权转移到客户手中时，销售被认为是最终的，因为协议没有授予客户权利
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来退还机动车燃料。为了确定控制权何时转移给客户，合同中的运输条款被评估为控制权转移的主要指标。对于FOB装运点条款，收入在装运时确认。关于货物销售的履约义务在装运时即已履行，因为客户此时根据条款获得了控制权。在客户获得货物控制权之前发生的运输和/或搬运成本被视为履行活动，并计入履行成本。一旦货物发货，Sunoco LP就不能将货物重新定向到另一个客户，收入也会得到确认。
佣金代理收入包括Sunoco LP与特定运营商之间的佣金代理协议的销售额。Sunoco LP向佣金代理商运营的地点供应汽车燃料，并将燃料直接销售给最终客户。在佣金代理安排中，产品的控制权在货物出售给最终客户的时间点转移。为了反映控制权的转移，Sunoco LP在燃料销售给最终客户的时间点确认佣金代理收入。
Sunoco LP从租赁或转租物业中获得租金收入。以Sunoco LP为出租人的租赁安排的收入在相关租赁期内按比例确认。
Sunoco LP的所有其他收入
Sunoco LP的所有其他业务都通过以下渠道获得收入：汽车燃料销售、租金收入和其他收入。机动车燃料销售包括在公司经营的零售店向消费者销售燃料。其他收入包括商品收入，包括公司经营的零售店的店内商品和餐饮服务销售，以及Sunoco LP所有其他业务中的各种其他服务，包括信用卡处理、洗车、彩票、自动柜员机、汇票、预付电话卡和无线服务。所有其他业务的收入在履行履行义务时(或作为履行义务时)确认(即当客户获得货物控制权或提供服务时)。
USAC的合同运营收入
在向客户提供服务时，USAC从合同压缩、天然气处理和维护服务中获得的收入在合同期限内按固定费用合同按比例确认。最初的合同期限通常从六个月到五年不等；然而，美国国资委通常在初始合同期限之后继续在特定地点提供压缩服务，要么续签合同，要么按月或更长时间提供。USAC主要签订固定费用合同，根据该合同，即使在吞吐量有限或中断的时期，其客户也需要支付月费。服务通常在服务月开始前一个月按月计费，但某些客户在服务月开始时计费，一般在收到发票后30天付款。预先开具发票的金额在赚取之前被记录为递延收入，到那时它们被确认为收入。USAC收到的对价金额和确认的收入是根据每份服务合同中规定的固定费率计算的。
当账单费率根据实际设备可用性或总装机功率的大小而变化时，在选定的合同中存在可变考虑因素。
USAC与客户的合同可能包括多项履约义务。对于此类安排，USAC根据其相对独立的服务费将收入分配给每项履约义务。USAC通常根据向客户收取的服务费或使用预期成本加利润来确定单独的服务费。
USAC的大部分服务业绩义务是随着时间的推移而履行的，因为根据适用合同中确定的特定业绩标准，每月在选定的客户地点提供服务。每个地点的月度服务基本上是每月相同的服务，并在服务合同期限内连续承诺。随着每个月的过去，USAC使用基于时间的直线方法一致地衡量服务的进度和性能，因为其履行义务在合同期限内得到均匀履行，因为客户同时接收和消费其服务提供的好处。如果存在可变对价，则将其分配给与该可变对价有关的系列中的不同月度服务。USAC已选择应用发票实务权宜之计，以确认此类可变对价的收入，因为发票直接对应于根据客户迄今完成的业绩转移给客户的价值。
通常没有退货或退款的实质性义务。USAC的标准合同通常不包括实质性的非现金对价。
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USAC的零售零部件和服务收入
USAC的零售零部件和服务收入主要来自USAC客户的财务责任以及在其客户所在地进行的核心维护活动范围之外的设备维护工作的直接可报销运费和起重机费用。来自零售零件及服务的收益于零件转让或服务提供及控制权转移至客户的时间点确认。此时，客户有能力在USAC履行其服务后直接使用该部分或服务的利益。USAC在服务完成或部件转移后开具账单，付款通常在收到发票后30天到期。USAC收取的代价金额及其确认的收入乃基于发票金额。通常没有退货、退款或保修的重大义务。USAC的标准合同通常不包括重大可变或非现金对价。
所有其他收入
我们的所有其他部门主要包括我们的压缩设备业务，为石油和天然气行业提供全方位的压缩设计和制造服务。它还包括煤炭和自然资源资产的管理以及相关的特许权使用费的收取。我们还从其他土地管理活动中赚取收入，例如出售活立木、租赁与煤炭相关的基础设施以及收取石油和天然气特许权使用费。该等业务亦包括终端用户煤炭处理设施。
与客户的合同余额
伙伴关系通过转让商品或服务来履行其义务，以换取客户的考虑。履行的时间可能不同于向客户支付或从客户收到相关对价的时间，从而导致对合同资产或合同负债的确认。
合伙企业在向某些客户预付对价时或在合同允许合伙企业为此类服务收费之前向客户提供服务时，确认合同资产。
如果客户在合伙企业履行履约义务之前支付对价，则合伙企业确认合同负债。若干合约载有规定客户须支付固定最低费用的条文，但允许客户将该等费用应用于将于未来某个时间点提供的服务。该等金额反映为递延收益，直至客户将差额费用应用于所提供的服务，或因可应用费用的合约期届满或客户因产能限制实际上无法使用费用而无法使用费用作为未来服务的付款。此外，Sunoco LP还维持着一些特许经营协议，要求经销商为长期许可协议支付一次性预付款。Sunoco LP在收到预付款时确认合同负债，并在许可期限内确认收入。
下表汇总了我们合同负债的合并活动：
合同责任
平衡，2021年12月31日$459 
加法1,113 
已确认收入(944)
其他(13)
平衡，2022年12月31日615 
加法1,254 
已确认收入(1,120)
平衡，2023年12月31日$749 
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Sunoco LP截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的合同资产和合同负债余额如下：
十二月三十一日，
 20232022
合同余额  
合同资产$256 $200 
与客户签订合同应收账款809 834 
合同责任— — 
获得或履行合同的费用
Sunoco LP只有在预期收回这些成本的情况下，才从获得合同所产生的成本(例如销售佣金)中确认资产。另一方面，履行合同的成本是资本化的，如果合同可以明确确定这些成本，这将导致增加资源，这些资源将在未来用于履行履约义务，并有望收回。这些资本化成本被记录为其他流动资产和其他非流动资产的一部分，并根据与这些成本有关的货物或服务的转移模式进行系统摊销。Sunoco LP确认的截至2023年、2023年、2022年和2021年12月31日止年度的摊销费用为美元29百万，$221000万美元和300万美元21分别为100万美元。Sunoco LP还做出了一项政策选择，即在预期摊销期限为一年或更短的情况下，在发生合同时支付获得合同的成本。
履约义务
在合同开始时，合伙企业评估其与客户的合同中承诺的商品和服务，并为转让不同商品或服务(或捆绑商品或服务)的每个承诺确定履行义务。为了确定履约义务，合伙企业考虑了合同中承诺的所有货物或服务，无论是明示的还是基于习惯商业惯例的默示。对于有一个以上履约义务的合同，合伙企业根据独立的销售价格，将其预期有权获得的合同总对价分配给每个不同的履约义务。收入在履行履行义务时确认，即当客户获得对商品或服务的控制权时。我们的某些合同包含可变组成部分，当这些组成部分与固定组成部分结合在一起时，就被视为单一的履约义务。对于这些类型的合同，下表中仅包括合同的固定部分。
Sunoco LP根据长期合同向品牌经销商、品牌和非品牌第三方经销商以及品牌和非品牌燃油零售网点分销燃料。Sunoco LP与分销商签订的品牌供应合同通常既有时间承诺，也有数量承诺，以确定合同期限。这些合同的初始期限约为十年，按数量加权估计剩余期限约为五年。
Sunoco LP是一项为期15年的按需付费的燃料供应协议的一方，根据该协议，分销商必须购买一定数量的燃料，使Sunoco LP每年获得最低毛利润。Sunoco LP预计将根据合同确认这笔收入，因为Sunoco LP将产品的控制权移交给客户。然而，如果出现年度差额，Sunoco LP将在分销商弥补差额或因合同或运营原因而无法这么做的较早时间确认分销商应支付的金额。合同的成交价格本质上是可变的，根据市场情况波动。伙伴关系选择采取实际权宜之计，不估计分配给完全未履行的履约义务的可变对价金额。
在一些合同安排中，Sunoco LP授予经销商在特许经营协议有效期内经营Sunoco LP零售店的特许经营权。作为授予零售店许可证的回报，经销商向Sunoco LP一次性支付不可退还的特许经营费，并在特许经营协议期间按合同费率向Sunoco LP支付基于销售的特许权使用费。根据ASC主题606的要求，特许经营许可证被认为是一种象征性许可证，对其而言，随着时间的推移确认收入是完全履行履行义务的进展的最适当衡量标准。来自这一象征性许可的收入在特许经营协议的有效期内平均确认。
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截至2023年12月31日，分配至未履行（或部分履行）履约义务的交易价格总额为$39.1010亿美元，伙伴关系预计将在如下所示的时间段内将这笔金额确认为收入：
截至12月31日止的年度，
202420252026此后总计
预计将根据截至2023年12月31日存在的客户合同确认的收入$7,590 $6,497 $5,769 $19,240 $39,096 
伙伴关系使用的实际权宜之计
伙伴关系根据专题606选择了下列实际的权宜之计：
•开票权：合作伙伴选择利用产出方法确认收入，该收入基于合作伙伴有权就迄今提供的服务向客户开具发票的金额，前提是该金额与向客户提供的相关业绩或迄今完成的义务的价值直接对应。因此，伙伴关系按其有权向客户开具发票的金额确认收入。
•重要的融资组成部分：如果合伙企业在合同开始时预计，从承诺的货物或服务转让给客户到客户为该货物或服务付款之间的时间不超过一年，则合伙企业选择不针对重大融资部分的影响调整承诺对价金额。
•非应得可变对价：合伙企业选择只披露与我们的各种客户合同相关的与未履行的履约义务相关的未赚取固定对价，这些合同既包含固定组成部分，也包含可变组成部分。
•获得合同的增量成本：合伙企业通常在产生销售佣金时计入费用，因为摊销期限不到一年。我们将这些费用记录在一般和行政费用中。该合伙企业选择在合同的摊销期限为一年或更短的情况下，支付获得合同的增量费用。
•运输和搬运费用：在客户获得对货物的控制权后发生的运输和搬运活动的合作伙伴关系(即，费用)，而不是承诺的服务。
•交易价格的衡量：合伙企业选择从交易价格的计量中剔除由政府当局评估的、与特定创收交易同时征收并由合伙企业向客户收取的所有税种(即销售税、增值税等)。
•对完全未履行的履约义务的可变对价： 伙伴关系已选择将可变对价估计数排除在完全未履行的履约债务的分配中。
13.租赁会计：
承租人会计
该伙伴关系根据不可取消的经营租赁租赁码头设施、油罐车、办公空间、土地和设备，其初始条款通常为五至15几年，一些房地产租约有条款40几年或更长时间，以及允许续签更多期限的选项。于每项安排开始时，吾等确定该安排是否为租赁或包含嵌入租赁，并审查该安排的事实及情况，以将租赁资产分类为主题842下的营运或融资租赁。合伙企业已选择不在我们的综合资产负债表上记录任何期限为12个月或更短的租赁。
目前，该伙伴关系的大多数现役租约被归类为按照专题842经营。与经营租赁有关的余额计入综合资产负债表中的经营租赁ROU资产、应计及其他流动负债、经营租赁流动负债及非流动经营租赁负债。融资租赁占有效租赁协议的一小部分，计入融资租赁ROU资产、长期债务和长期债务的当前到期日，减去我们综合资产负债表中的当前到期日。ROU资产代表合伙企业在租赁期内使用标的资产的权利，租赁负债代表合伙企业在租赁期内支付租赁产生的最低租金的义务。
大多数租约包括一个或多个续订选项，续订条款可以将租期从一至20几年或更长时间。租赁续期选择权的行使通常由合伙企业和租赁延期方自行决定
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在逐个租赁的基础上进行评估。含有提前终止条款的租约通常需要得到租赁双方的同意。在租赁开始时，在确定租赁期限时，所有合理确定将行使的续期选择权都会被考虑。目前，合伙企业没有包括购买租赁财产或将租赁财产的所有权自动转让给合伙企业的选择权的租约。租赁资产的折旧年限和租赁改进受预期租赁期限的限制。
为了确定未来最低租赁付款的现值，我们使用易于确定的隐含利率。目前，由于我们的许多租赁没有提供隐含利率，合伙企业根据租赁开始日的信息应用其递增借款利率来确定最低租赁付款的现值。经营和融资租赁ROU资产包括任何已支付的租赁付款，不包括租赁激励。
最低租金支付在租赁期内按直线计算。此外，一些租赁需要额外的或有或有或可变租赁付款，这取决于个别协议的具体因素。该合伙企业通常负责的可变租赁付款包括支付房地产税、维护费和保险费。
对于短期租赁(开始时期限为12个月或以下的租赁)，租赁付款按直线基础确认，不记录ROU资产。
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表中确认的经营和融资租赁金额的组成部分如下：
12月31日，
20232022
经营租赁：
租赁使用权资产，净额$797 $808 
经营租赁流动负债56 45 
应计负债和其他流动负债5 1 
非流动经营租赁负债778 798 
融资租赁：
财产、厂房和设备、净值$1 $1 
租赁使用权资产，净额29 11 
长期债务当期到期日8 2 
长期债务，当前到期日较少19 9 
其他非流动负债— 1 
截至二零二三年及二零二二年十二月三十一日止年度的租赁开支组成部分如下：
截至十二月三十一日止的年度：
损益表位置20232022
运营租赁成本：
经营租赁成本销货成本$1 $3 
经营租赁成本运营费用69 63 
经营租赁成本销售、一般和行政18 22 
经营租赁总成本88 88 
融资租赁成本：
租赁资产摊销折旧、损耗和摊销— — 
租赁负债利息扣除资本化利息后的利息支出— — 
融资租赁总成本— — 
短期租赁成本运营费用38 33 
可变租赁成本运营费用16 13 
租赁费，毛数142 134 
减去：转租收入其他收入42 40 
租赁成本，净额$100 $94 
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截至2023年、2023年和2022年12月31日的加权平均剩余租赁期限和加权平均贴现率如下：
12月31日，
20232022
加权-平均剩余租赁年限(年)：
经营租约2121
融资租赁1227
加权平均贴现率(%)：
经营租约6 %5 %
融资租赁5 %4 %
截至2022年12月31日、2023年和2022年与租赁有关的现金流和非现金活动如下：
截至十二月三十一日止的年度：
20232022
来自经营租赁的经营现金流$(139)$(133)
以新融资租赁负债换取的租赁资产18 1 
用租赁资产换取新的经营租赁负债5 41 
截至2023年12月31日的租赁负债到期日如下：
经营租约融资租赁总计
2024$96 $7 $103 
202590 8 98 
202681 4 85 
202771 2 73 
202870 1 71 
此后979 12 991 
租赁付款总额1,387 34 1,421 
减去：现值折扣553 7 560 
租赁负债现值$834 $27 $861 
出租人会计
Sunoco LP将其房地产投资组合的一部分出租或转租给第三方公司，作为长期收入的稳定来源。Sunoco LP的出租人和转租组合主要包括与便利店运营商的经营租赁。目前，大多数出租人协议包含五年期限，带有续期选项和提前终止选项，这些选项基于特定于个别协议的既定条款。
Sunoco LP截至2023年12月31日的未来最低营业租赁应收款项如下：
租赁费
2024$108 
202599 
202682 
202763 
202838 
此后17 
未贴现现金流合计$407 
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14.衍生工具资产和负债：
商品价格风险
我们面临着与大宗商品价格波动相关的市场风险。为了管理这些价格波动的影响，我们利用了各种交易所交易和场外商品金融工具合约。这些合约主要由期货、掉期和期权组成，并以公允价值计入我们的综合资产负债表。
我们使用期货和基差掉期，被指定为公允价值对冲，以对冲我们存储在Bammel存储设施中的天然气库存。在对冲初期，我们通过在现货市场或淡季购买天然气并签订金融合同来锁定保证金。远期天然气价格与实物库存现货价格之间的价差变动导致未实现收益或亏损，直至相关实物天然气被撤回并相关的指定衍生品结算。一旦天然气被提取，指定的衍生品被结算，与这些头寸相关的以前未实现的收益或损失就会变现。
我们使用期货、掉期和期权来对冲我们在州际运输和储存部门保留的天然气销售价格，以及在州际运输和储存部门的运营天然气销售费用。出于会计目的，这些合同不被指定为套期保值。
我们使用NGL和原油衍生品掉期合约来对冲我们在中游业务保留的NGL和凝析油权益数量的预测销售，根据这些合约，我们的子公司通常代表生产商收集和加工天然气，以市场价格出售由此产生的残余气和NGL数量，并根据残余气和NGL的指数价格将收益的商定百分比汇给生产商。出于会计目的，这些合同不被指定为套期保值。
我们利用掉期、期货和其他衍生工具来缓解与天然气、精炼产品和NGL价格市场波动相关的风险，以管理我们的存储设施和纯度NGL的购买和销售。出于会计目的，这些合同不被指定为套期保值。
我们使用期货和掉期来实现原油购买的应课税价，将某些预期的成品油销售转换为固定或浮动价格，锁定某些成品油的利润率，并锁定部分天然气购买或销售的价格。出于会计目的，这些合同不被指定为套期保值。
我们使用金融商品衍生品来利用我们的交易活动中的市场机会，这些交易活动补充了我们州内运输和存储部门的业务，并在我们的综合运营报表中计入了销售产品的成本。我们在所有其他部门也有与电力和天然气相关的贸易和营销活动，这些活动也计入了销售产品的成本。由于我们的交易活动以及在我们的州际运输和储存部门使用衍生金融工具，不同时期可能发生的收益波动程度可能是显著的，无论是有利的还是不利的。我们试图通过使用向我们的风险监督委员会(包括高级管理层成员)提供的每日头寸和损益报告以及我们的大宗商品风险管理政策中规定的限制和授权来管理这种波动性。
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下表详细介绍了我们未偿还的大宗商品相关衍生品：
2023年12月31日2022年12月31日
概念上的
卷		成熟性概念上的
卷		成熟性
按市值计价的衍生品
(交易)
天然气(BBtu)：
固定掉期/期货
(1,878)2024-2025145 2023
基差互换IFERC/NYMEX(1)
(171,185)2024(39,563)2023
摆动掉期
(900)2024— —
期权-看跌期权
1,900 2024— —
期权-看涨期权250 2024— —
功率(兆瓦)：
远期
155,600 2024-2029— 2023-2029
期货
(464,897)2024(21,384)2023
期权-看跌期权
136,000 2024119,200 2023
原油(MBbls)：
期权-看跌期权(15)2024— —
期权看涨期权(20)2024— —
NGL/精炼产品（MBbls）：
期权-看跌期权121 2024-2026— —
期权看涨期权(43)2024-2026— —
(非交易)
天然气(BBtu)：
基差互换IFERC/NYMEX
124,210 2024-202542,440 2023-2024
Swing Swaps IFERC
(96,828)2024-2025(202,815)2023-2024
固定掉期/期货
7,125 2024-2026(15,758)2023-2025
远期实物合约
(1,751)2024-20262,423 2023-2024
NGL(MBbls)-远期/互换
(13,870)2024-20276,934 2023-2025
原油(MBbls)-远期/掉期
(2,674)2024-2025795 2023-2024
精炼产品(MBBLS)-期货
(4,548)2024-2025(3,547)2023-2024
合理价值保值衍生产品
(非交易)
天然气(BBtu)：
基差互换IFERC/NYMEX
(39,013)2024(37,448)2023
固定掉期/期货
(39,013)2024(37,448)2023
被套期保值的物品库存
39,013 202437,448 2023
(1)包括与Houston Ship Channel、Waha Hub、NGPL TexOk、West Louisiana Zone和Henry Hub位置相关的未平仓头寸的总金额。
利率风险
我们面临着利率变化的市场风险。为了保持具有成本效益的资本结构，我们使用固定利率债务和可变利率债务的混合方式借入资金。我们还通过利用利率掉期来管理我们的利率敞口，以实现固定利率和可变利率债务的理想组合。我们还利用远期起始利率掉期来锁定我们预期发行的部分债务的利率。
F - 66
目录表
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下表汇总了我们的未偿还利率互换(包括USAC利率互换)，这些利率互换都不是出于会计目的而指定为对冲的：
术语
类型
未清偿名义金额
2023年12月31日2022年12月31日
能量转移
2024年7月 (1)
远期-开始支付3.388%的固定利率，并根据SOFR获得浮动利率$— $400 
USAC
2025年12月支付3.9725%的固定利率，并获得基于SOFR的浮动利率700 — 
(1)2024年7月的利率互换被终止，并于2023年8月结算。
信用风险与客户
信用风险是指交易对手可能违约导致合伙企业蒙受损失的风险。已经批准并实施了信贷政策，以管理伙伴关系的交易对手组合，目的是减少信贷损失。这些政策确立了指导方针、控制和限制，通过授权对现有和潜在交易对手的财务状况进行适当评估、监测机构信用评级以及实施根据交易对手的风险状况限制风险敞口的信贷做法，将信贷风险管理在核准的容忍度范围内。此外，在某些情况下，合伙企业有时可能需要抵押品，以在必要时减轻信用风险。该伙伴关系还使用行业标准商业协议，允许对根据单一商业协议执行的交易的相关风险进行净额结算。此外，我们利用主净额结算协议来抵消与单一交易对手或关联交易对手集团之间的多个商业协议的信贷敞口。
我们的天然气运输和中游收入主要来自从事勘探和生产活动的公司。除了石油和天然气生产商，该伙伴关系的对手方还包括能源行业的各种客户组合，包括石化公司、商业和工业终端用户、市政当局、天然气和电力公用事业公司、中游公司和独立发电厂。我们的整体风险敞口可能会受到宏观经济或监管变化的积极或负面影响，这些变化在一定程度上影响了我们的交易对手。目前，管理层预计我们的财务状况或经营结果不会因交易对手的不履行而受到实质性的不利影响。
该合伙公司在场外交易市场的某些交易对手(主要是独立系统运营商和结算经纪商)持有维持保证金存款。当衍生品的价值超过我们与交易对手预先设定的信用额度时，需要支付保证金保证金。保证金存款在非交易所交易衍生品的结算日左右退还给我们，我们每天为交易所交易交易交换追加保证金通知。由于每日向交易所经纪发出追缴保证金通知，金融衍生工具的公允价值被视为流动，并计入综合资产负债表内其他流动资产内支付予卖方的存款。
对于金融工具，交易对手未能履行合同可能导致我们无法实现已记录在我们综合资产负债表上并在净收益或其他全面收益中确认的金额。
F - 67
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派生工具摘要
下表汇总了我们的衍生品资产和负债：
衍生工具的公允价值
资产衍生品负债衍生工具
2023年12月31日2022年12月31日2023年12月31日2022年12月31日
指定为对冲工具的衍生工具：
商品衍生品(保证金存款)$51 $87 $(6)$(7)
51 87 (6)(7)
未被指定为对冲工具的衍生工具：
商品衍生品(保证金存款)427 506 (374)(411)
商品衍生品132 95 (80)(108)
利率衍生品6 — (4)(23)
565 601 (458)(542)
总衍生品$616 $688 $(464)$(549)
下表列出了我们确认的衍生资产和负债的公允价值，以及综合资产负债表上受可强制执行的总净额安排或类似安排约束的抵销金额：
资产衍生品负债衍生工具
资产负债表位置2023年12月31日2022年12月31日2023年12月31日2022年12月31日
没有抵销协议的衍生品衍生资产(负债)$6 $— $(4)$(23)
抵销协议中的衍生品：
场外交易合约衍生资产(负债)132 95 (80)(108)
经纪商清算衍生品合约其他流动资产(负债)478 593 (380)(418)
616 688 (464)(549)
抵销协议：
交易对手净额结算衍生资产(负债)(72)(85)72 85 
交易对手净额结算其他流动资产(负债)(368)(359)368 359 
净衍生工具合计$176 $244 $(24)$(105)
本公司按公允价值在综合资产负债表上将非交易所买卖金融衍生工具作为衍生资产及负债披露，金额分类为流动或长期，视乎预期结算而定。
F - 68
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下表汇总了与我们的衍生金融工具有关的确认金额：
在衍生品收益中确认收益(损失)的地点在衍生工具收益中确认的收益(亏损)金额
截至十二月三十一日止的年度，
202320222021
未被指定为对冲工具的衍生工具：
商品衍生品--交易已售出产品的成本价$7 $83 $(6)
商品衍生品--非交易产品销售成本40 41 (141)
利率衍生品利率衍生品收益(亏损)36 293 61 
总计$83 $417 $(86)
15.退休福利：
储蓄和利润分享计划
我们和我们的子公司发起了固定缴款储蓄和利润分享计划，这些计划实际上涵盖了几乎所有符合条件的员工，包括Sunoco LP和USAC的员工。雇主匹配缴费使用基于员工缴费的公式计算。我们和我们的子公司提供了等额捐款$861000万，$79百万美元和美元65截至2023年、2022年和2021年12月31日的年度，这些401(K)储蓄计划分别增加了100万美元。
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养老金和其他退休后福利计划
合伙企业的某些子公司赞助养老金和/或其他退休后福利计划，为特定的退休人员群体提供福利。下表列出了在所示日期合并后养恤金和其他退休后计划的债务和供资状况：
2023年12月31日2022年12月31日
养老金福利养老金福利
有资金的计划资金不足的计划其他退休后福利有资金的计划资金不足的计划其他退休后福利
福利义务的变化：
期初的福利义务
$22 $19 $148 $50 $26 $195 
服务成本
— — — — — 1 
利息成本
1 1 6 1 1 4 
已支付福利，净额
(1)(3)(13)(1)(3)(14)
精算收益及其他1 — (3)(8)(3)(38)
Energy Transfer加拿大销售— — — (20)(2)— 
期末福利义务
23 17 138 22 19 148 
计划资产变动：
期初计划资产的公允价值
20 — 259 44 — 311 
计划资产和其他资产的回报
2 — 29 (4)— (41)
雇主供款
1 — 2 1 — 3 
已支付福利，净额
(1)— (13)(1)— (14)
Energy Transfer加拿大销售— — — (20)— — 
计划资产期末公允价值
22 — 277 20 — 259 
期末资金不足(超支)金额
$1 $17 $(139)$2 $19 $(111)
综合资产负债表中确认的金额包括：
非流动资产
$— $— $155 $— $— $127 
流动负债
— (3)(2)— (3)(2)
非流动负债
(1)(14)(14)(2)(16)(14)
$(1)$(17)$139 $(2)$(19)$111 
在累计其他全面收益(税前基础)中确认的金额包括：
精算净收益(亏损)
$— $(2)$(12)$— $(2)$5 
以前的服务积分— — (3)— — (3)
$— $(2)$(15)$— $(2)$2 
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下表汇总了累计福利义务超过计划资产的计划在指定日期的信息：
2023年12月31日2022年12月31日
养老金福利养老金福利
有资金的计划资金不足的计划其他退休后福利有资金的计划资金不足的计划其他退休后福利
预计福利义务$23 $15 不适用$22 $19 不适用
累积利益义务23 17 $138 22 19 $148 
计划资产的公允价值22 — 277 20 — 259 
净周期效益成本的构成要素
2023年12月31日2022年12月31日
养老金福利其他退休后福利养老金福利其他退休后福利
定期净收益成本：
服务成本$— $— $— $1 
利息成本1 6 2 4 
计划资产的预期回报(1)(12)(2)(11)
前期服务成本摊销— 2 — 19 
精算收益摊销— (1)— — 
定期净收益成本$— $(5)$— $13 
假设
下表显示了在所示日期确定福利义务时使用的加权平均假设：
2023年12月31日2022年12月31日
养老金福利其他退休后福利养老金福利其他退休后福利
贴现率2.70 %4.62 %5.00 %2.46 %
下表显示了在确定本报告所述期间的定期福利净费用时使用的加权平均假设：
2023年12月31日2022年12月31日
养老金福利其他退休后福利养老金福利其他退休后福利
贴现率2.70 %4.93 %2.70 %2.58 %
预期资产回报率：
免税账户7.00 %7.00 %7.00 %7.00 %
应税帐目— 4.75 %— 4.75 %
计划资产的长期预期回报率是根据各种因素估计的，这些因素包括长期实现的历史投资回报、计划资产的定向分配以及对股票和固定收益证券市场未来回报的预期。在确定长期市场假设之前，会对通胀和利率等当前市场因素进行评估。审查同行数据和历史回报，以确保合理性和适当性。
F - 71
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下表显示了用于衡量各计划所涵盖福利的预期成本的假定保健费用趋势加权平均率：
十二月三十一日，
 20232022
医疗费用趋势率7.42 %7.48 %
假定成本趋势将下降的比率(最终趋势比率)5.17 %5.18 %
利率达到最终趋势利率的年份20312030
医疗保健费用趋势比率假设的变化预计不会对退休后福利产生重大影响。
计划资产
按资产类别分列的养恤金计划资产在所示日期的公允价值如下：
2023年12月31日的公允价值计量
 公允价值合计1级2级3级
资产类别：    
现金和现金等价物$2 $2 $— $— 
共同基金(1)
20 20 — — 
总计$22 $22 $— $— 
(1)由大约100截至2023年12月31日的股票百分比。
2022年12月31日的公允价值计量
 公允价值合计1级2级3级
资产类别：    
现金和现金等价物$2 $2 $— $— 
共同基金(1)
18 18 — — 
总计$20 $20 $— $— 
(1)由大约100截至2022年12月31日的股票百分比。
按资产类别分列的其他退休后计划资产在所示日期的公允价值如下：
2023年12月31日的公允价值计量
公允价值合计1级2级3级
资产类别：
现金和现金等价物$13 $13 $— $— 
共同基金(1)
166 166 — — 
固定收益证券98 — 98 — 
总计$277 $179 $98 $— 
(1)主要由截至2023年12月31日的市场指数基金组成。
2022年12月31日的公允价值计量
公允价值合计1级2级3级
资产类别：
现金和现金等价物$19 $19 $— $— 
共同基金(1)
146 146 — — 
固定收益证券94 — 94 — 
总计$259 $165 $94 $— 
(1)主要由截至2022年12月31日的市场指数基金组成。
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1级计划资产根据活跃的市场报价进行估值。2级计划资产基于投资的每股资产净值(或其等价物)进行估值，该净值无法通过公开发布的来源确定，但根据权威会计准则进行计算。 
投稿
我们预计将贡献$3百万美元用于养老金计划，以及1百万美元用于其他退休后计划2024计划的费用是根据联邦法规提供资金的，不得超过所得税可抵扣的金额。
福利支付
下表列有伙伴关系对预期福利付款的估计数，这些估计数酌情反映了今后五年每年和其后五年的预期未来服务：
养老金福利基金计划养恤金福利--资金不足的计划其他退休后福利(总收入，未计入联邦医疗保险D部分)
2024$1 $3 $14 
20251 3 14 
20261 2 13 
20271 2 12 
20281 2 32 
2029 – 20337 5 23 
《联邦医疗保险处方药法案》规定了联邦医疗保险下的处方药福利(“联邦医疗保险D部分”)，以及对退休人员医疗福利计划发起人的联邦补贴，这些计划提供的处方药福利至少在精算上相当于联邦医疗保险D部分。
该伙伴关系预计在未来任何时期都不会获得任何联邦医疗保险D部分补贴。
16.可报告的细分市场：
我们的可报告部门目前反映了主要在美国开展业务的以下部门：
•州内运输和储存；
•州际运输和储存；
•中游；
•NGL及成品油运输与服务；
•原油运输和服务；
•对Sunoco LP的投资；
•对USAC的投资；以及
•其他的都是。
合并的收入和费用反映了所有重大公司间交易的取消。
我们州内运输和储存部门的收入主要反映在天然气销售和收集、运输和其他费用上。我们州际运输和存储部门的收入主要反映在收集、运输和其他费用上。我们中游业务的收入主要反映在天然气销售、天然气销售和收集、运输和其他费用上。我们的NGL和成品油运输和服务部门的收入主要反映在NGL销售和收集、运输和其他费用上。我们原油运输和服务部门的收入反映在原油销售和收集、运输和其他费用中。我们在Sunoco LP部门的投资收入主要反映在精炼产品销售上。我们在USAC部门的投资收入主要反映在收集、运输和其他费用上。我们所有其他部门的收入主要反映在天然气销售上。
我们报告分部调整后的EBITDA作为衡量分部业绩的指标。我们将分部调整后的EBITDA定义为合伙企业扣除利息、税项、折旧、摊销和其他非现金项目前的总收益，例如
F - 73
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非现金补偿费用、处置资产的损益、建设期间使用的权益资金准备、商品风险管理活动的未实现损益、存货估值调整、非现金减值费用、债务和其他营业外收支项目的清偿损失以及某些非经常性损益。未计入调整后EBITDA计算的库存调整仅代表后进先出的库存成本或市场储备较低的变化。这些金额是对Sunoco LP在期末库存中剩余的燃料量进行的未实现估值调整。分部调整后EBITDA反映未合并联营公司的金额，其确认和计量方法与记录未合并联营公司收益中的权益相同。与未合并联营公司相关的经调整EBITDA与未合并联营公司有关的项目不包括与计算分段调整后EBITDA和合并调整后EBITDA相同的项目，如利息、税项、折旧、损耗、摊销和其他非现金项目。虽然该等金额不包括于与未合并联营公司有关的经调整EBITDA内，但不应理解为我们对该等联营公司的营运及由此产生的收入及开支拥有控制权。我们不控制我们未合并的关联公司；因此，我们不控制该等关联公司的收益或现金流。分部调整后EBITDA或与未合并关联公司相关的调整后EBITDA作为分析工具的使用应受到相应限制。
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下表按部门列出了财务信息：
截至2013年12月31日的年度，
202320222021
收入：
州内运输和储存：
来自外部客户的收入$3,222 $6,954 $7,307 
部门间收入740 864 1,264 
3,962 7,818 8,571 
州际运输和仓储：
来自外部客户的收入2,328 2,185 1,802 
部门间收入47 66 39 
2,375 2,251 1,841 
中游：
来自外部客户的收入2,911 4,114 2,620 
部门间收入7,495 12,987 8,696 
10,406 17,101 11,316 
NGL及成品油运输和服务：
来自外部客户的收入18,413 21,414 16,989 
部门间收入3,490 4,243 2,972 
21,903 25,657 19,961 
原油运输和服务：
来自外部客户的收入26,534 25,980 17,442 
部门间收入2 2 4 
26,536 25,982 17,446 
对Sunoco LP的投资：
来自外部客户的收入23,026 25,677 17,571 
部门间收入42 52 25 
23,068 25,729 17,596 
在USAC的投资：
来自外部客户的收入824 689 621 
部门间收入22 16 12 
846 705 633 
所有其他：
来自外部客户的收入1,328 2,863 3,065 
部门间收入470 711 411 
1,798 3,574 3,476 
淘汰(12,308)(18,941)(13,423)
总收入$78,586 $89,876 $67,417 
F - 75
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财务报表索引
截至2013年12月31日的年度，
202320222021
产品销售成本：
州内运输和储存$2,616 $6,000 $4,769 
州际运输和仓储6 25 11 
中游6,503 12,682 8,569 
NGL及成品油运输和服务17,049 21,656 16,248 
原油运输和服务23,071 22,917 14,759 
对Sunoco LP的投资21,703 24,350 16,246 
对美国国资委的投资137 111 85 
所有其他1,740 3,328 3,068 
淘汰(12,284)(18,837)(13,360)
产品销售总成本$60,541 $72,232 $50,395 
截至2013年12月31日的年度，
202320222021
折旧、损耗和摊销：
州内运输和储存$214 $209 $191 
州际运输和仓储563 513 457 
中游1,451 1,351 1,190 
NGL及成品油运输和服务915 865 778 
原油运输和服务740 663 588 
对Sunoco LP的投资187 193 177 
对美国国资委的投资246 237 239 
所有其他69 133 197 
折旧、损耗和摊销总额$4,385 $4,164 $3,817 
截至2013年12月31日的年度，
202320222021
未合并关联公司的收益(亏损)权益：
州内运输和储存$17 $17 $20 
州际运输和仓储260 175 140 
中游15 19 24 
NGL及成品油运输和服务76 44 51 
原油运输和服务11 (2)10 
所有其他4 4 1 
未合并关联公司收益中的总股本$383 $257 $246 
F - 76
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财务报表索引
截至2013年12月31日的年度，
202320222021
部门调整后的EBITDA：
州内运输和储存$1,111 $1,396 $3,483 
州际运输和仓储2,009 1,753 1,515 
中游2,525 3,210 1,868 
NGL及成品油运输和服务3,894 3,025 2,828 
原油运输和服务2,681 2,187 2,023 
对Sunoco LP的投资964 919 754 
对美国国资委的投资512 426 398 
所有其他2 177 177 
调整后EBITDA（合并）$13,698 $13,093 $13,046 
截至2011年12月31日的几年，
202320222021
净收入与调整后EBITDA的对账：
净收入$5,294 $5,868 $6,687 
折旧、损耗和摊销4,385 4,164 3,817 
利息支出，扣除资本化利息2,578 2,306 2,267 
所得税费用303 204 184 
减值损失及其他12 386 21 
利率衍生工具收益(36)(293)(61)
非现金补偿费用130 115 111 
商品风险管理活动的未实现收益(3)(42)(162)
库存估价调整114 (5)(190)
(收益)债务清偿损失(2)— 38 
与未合并关联公司相关的调整后EBITDA691 565 523 
未合并关联公司收益中的权益(383)(257)(246)
非经营性诉讼相关损失627 — — 
其他，净额(12)82 57 
调整后EBITDA（合并）$13,698 $13,093 $13,046 
12月31日，
202320222021
细分资产：
州内运输和储存$6,112 $6,609 $7,322 
州际运输和仓储17,708 17,979 17,774 
中游25,592 21,851 21,960 
NGL及成品油运输和服务27,214 27,903 28,160 
原油运输和服务25,464 19,200 19,649 
对Sunoco LP的投资6,826 6,830 5,815 
对美国国资委的投资2,737 2,666 2,768 
所有其他和消除2,045 2,605 2,515 
部门总资产$113,698 $105,643 $105,963 
F - 77
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截至2013年12月31日的年度，
202320222021
物业、厂房和设备的附加费(1):
州内运输和储存$93 $179 $52 
州际运输和仓储383 644 159 
中游832 1,004 484 
NGL及成品油运输和服务679 507 751 
原油运输和服务266 246 343 
对Sunoco LP的投资215 186 174 
对美国国资委的投资300 169 60 
所有其他100 91 135 
物业、厂房和设备的总增加额(1)
$2,868 $3,026 $2,158 
(1)金额按应计基准呈列，并扣除建筑成本补助金。金额不包括收购，仅包括合伙企业在与合资企业相关的资本支出中的比例份额。
12月31日，
202320222021
对未合并联属公司的投资：
州内运输和储存$144 $139 $110 
州际运输和仓储2,179 2,201 2,209 
中游141 54 101 
NGL及成品油运输和服务390 398 457 
原油运输和服务187 48 19 
所有其他56 53 51 
对未合并附属公司的投资共计$3,097 $2,893 $2,947 
F - 78