ENERGY TRANSFER報告2024年第二季度業績

達拉斯-2024年8月7日-能源轉移有限合夥企業（NYSE：ET）（“能源轉移”或“合夥企業”）今天公佈了截至2024年6月30日季度的財務業績。

能源轉移報告2024年第二季度歸屬於合夥人的淨收入為13.1億美元。截至2024年6月30日的三個月，每個普通單位（基本）的淨收入為0.35美元。

調整後的2024年6月30日三個月的調整後的EBITDA為37.6億美元，而2023年6月30日三個月的調整後的EBITDA為31.2億美元。當前季度的調整後的EBITDA包括合夥企業和Sunoco LP發生的8000萬美元以上的交易相關費用。

調整後的歸屬於合夥人的可分配現金流，截至2024年6月30日的三個月，為20.4億美元，而截至2023年6月30日的三個月，分配現金流為15.5億美元，增加了4.85億美元。

2024年第二季度的增長資本支出為5.49億美元，而維護資本支出為2.23億美元。

業務亮點

•隨着新有機增長項目和收購的增加，能源轉移的資產容量在2024年第二季度繼續增加。

•原油運輸量增加了23％，創下合夥企業新記錄。

•原油出口增加了11％。

•NGL分餾量增加了11％。

•NGL出口量增加了約3％，創下合夥企業新記錄。

•NGL和精製產品儲運港容量增加了4％，創下合夥企業新記錄。

•NGL運輸量增加了4％，創下合夥企業新記錄。

成品運輸容量增加了9%。

2024年6月，Energy Transfer開始將當前閒置的200 MMcf / d冷凝處理廠搬遷至德州盆地。Badger工廠預計將在2025年中期投入使用。

2024年7月，Energy Transfer重新啟用了之前閒置的200萬桶丁烷油井，並將Energy Transfer在Mont Belvieu的總NGL儲存能力提高至約6200萬桶。

戰略重點

2024年7月，Energy Transfer完成了WTG Midstream Holdings LLC（“WTG Midstream”）的收購。收購的資產增加了約6000英里的補充氣體採集管道，擴展了Energy Transfer在Midland盆地的網絡。此外，作為交易的一部分，合作伙伴新增了八個氣體處理廠，總處理能力約為1.3 Bcf / d，並且還有兩個正在施工的處理廠。自交易關閉以來，其中一個200 MMcf / d處理廠已投入使用。

2024年7月，Energy Transfer和Sunoco LP宣佈在Permian Basin組建合資企業，結合了各自在原油和產出水採集方面的資產。Energy Transfer將擔任合資企業的運營商，並將其Permian原油和產出水採集資產和業務貢獻給合資企業。

Energy Transfer最近批准了在Mont Belvieu的第九個分餾塔的建設。Frac IX的容量為165,000 Bbls / d，預計將於2026年第四季度投入使用。

財務亮點

Energy Transfer現在預計全年2024年的調整後EBITDA將在$153億至$155億之間，與之前的$150億至$153億之間的預測相比有所增長。Energy Transfer更新的調整後EBITDA估計包括WTG Midstream收購的影響，該項收購於2024年7月15日關閉，即使全年指引中也包括超過1億美元的交易成本，基礎業務表現超預期。隨着新的增長項目的增加，Energy Transfer現在預計其2024年增長資本支出將約為31億元，主要是由於增加了WTG Midstream相關的增長資本支出和與最近的Crestwood收購相關的更快的回報項目。

2024年第二季度，Energy Transfer贖回了全部未償還的A級和E級優先單位。

2024年6月，Energy Transfer的優先無抵押債務評級被穆迪評級提高至Baa2。這是繼2024年2月和2023年8月分別被惠譽和標普提升至BBb之後的又一次提升。

2024年6月，合作伙伴發行了10億美元5.25%到期2029年的優先票據，12.5億美元5.60%到期2034年的優先票據，12.5億美元6.05%到期2054年的優先票據以及4億美元7.125%的固定復位初級次級票據，到期日為2054年。

2024年7月，Energy Transfer宣佈向普通合夥單位分配0.32美元/單位（年化1.28美元/單位）的現金分配，截至2024年6月30日的季度，這比2023年第二季度增長了3.2％。

截至2024年6月30日，合作伙伴的循環信貸設施沒有未償還借款。

Energy Transfer擁有一系列具有卓越產品和地理多樣性的資產。合作伙伴的多個部門產生了高質量的、平衡的收益，沒有任何一個部門對合作夥伴在2024年6月30日結束的三個月的調整後EBITDA產生了超過三分之一的貢獻。合作伙伴的大多數部門利潤率是基於費用的，因此對商品價格敏感性很小。

會議電話信息：

合作伙伴已安排於2024年8月7日下午3:30（美國中部時間）/下午4:30（美國東部時間）舉行電話會議，討論其2024年第二季度業績並提供關於合作伙伴的更新。電話會議將通過互聯網網絡直播，可通過www.energytransfer.com訪問，並且在有限時間內還將在合作伙伴的網站上提供回放。

Energy Transfer LP（NYSE：ET）擁有並運營着美國最大和最多樣化的能源資產組合之一，擁有逾130,000英里的管道和相關的能源基礎設施。 Energy Transfer的戰略網絡遍佈美國44個州，其資產位於所有主要的美國生產盆地。 Energy Transfer是一家公開交易的有限合夥企業，其核心業務包括互補的天然氣中游、州內和州際運輸和儲存資產； 原油、天然氣液體（“NGL”）和精煉產品運輸和終端資產； 以及NGL分餾。 Energy Transfer還擁有Lake Charles LNG Company，以及Sunoco LP（NYSE：SUN）的總合夥權益、激勵分配權益和大約21％的流通普通合夥單位，以及USA Compression Partners，LP（NYSE：USAC）的總合夥權益和大約39％的流通普通合夥單位。欲瞭解更多信息，請訪問Energy Transfer LP網站www.energytransfer.com。

Sunoco LP（NYSE：SUN）是一家領先的能源基礎設施和燃料分銷主控式有限合夥企業，業務遍及美國40多個州、波多黎各、歐洲和墨西哥。 SUN的中游業務包括約14,000英里的管道和100多個終端。這一關鍵設施與SUN的燃料分銷業務相互補充，服務於約7,400個Sunoco品牌和合作夥伴品牌的位置以及其他獨立經銷商和商業客户。 SUN的普通合夥權益歸Energy Transfer LP（NYSE：ET）擁有。欲瞭解更多信息，請訪問Sunoco LP的網站www.sunocolp.com。

USA Compression Partners, LP（NYSE：USAC）是美國最大的獨立天然氣壓縮服務提供商之一，總壓縮機車隊馬力佔全國天然氣壓縮機車隊的一大部分。USAC與廣泛的客户羣合作，包括天然氣和原油生產商、處理廠、採集器和運輸商。USAC專注於為基礎應用提供中游天然氣壓縮服務，主要在高容量採集系統、處理設施和運輸應用中。欲瞭解更多信息，請訪問USAC網站www.usacompression.com。

前瞻性聲明

本新聞稿可能包括有關未來期望的某些聲明，這些聲明屬於聯邦法律所定義的前瞻性聲明。此類前瞻性聲明受多種已知和未知風險、不確定性和其他因素的影響，這些因素難以預測，其中許多因素超出管理層的掌控。未來結果可能會受到因此類因素而受到影響。有關將來影響結果的廣泛因素清單，請參閲合作伙伴的10-k年度報告和其他不時提交給證券交易委員會的文件。合作伙伴不承擔更新或修改任何前瞻性聲明以反映新信息或事件的義務。

此新聞稿中包含的信息可在我們的網站www.energytransfer.com上獲得。

聯繫方式

能源轉移

投資者關係:

比爾·貝爾格，布倫特·拉特利夫，琳賽·漢娜，214-981-0795

或者

媒體關係：

維奇·格拉納多，214-840-5820

能源轉移有限合夥公司及其子公司

簡明合併資產負債表

（以百萬計）

(未經審計)

能源轉移有限合夥企業及附屬公司

簡明合併利潤表

（以百萬美元為單位，除每單位數據外）

(未經審計)

ENERGY TRANSFER LP和其附屬公司

補充信息

(單位和美元數額均為百萬)

(未經審計)

調整後的税息折舊及攤銷前利潤和可分配現金流是行業分析師、投資者、貸款人和評級機構用來評估能源轉移基本業務活動的財務表現和業務運營結果的非GAAP財務指標，不應孤立地或作為淨收入、經營收入、經營活動現金流或其他GAAP指標的替代品。

使用調整後的EBITDA和可分配現金流等指標存在一些重要的限制，包括使用這些指標作為唯一方法比較公司之間的結果的難度，以及無法分析直接影響公司淨收入或損失或現金流的某些重要項目。此外，我們計算的EBITDA調整和可分配現金流可能與其他公司的同名指標不一致，應與按照GAAP計算的指標一起查看，例如經營收入、淨收入和經營活動現金流。

調整後的EBITDA定義

我們將調整後的EBITDA定義為排除利息、税、折舊、枯竭、攤銷及其他非現金項目（如非現金補償費用、處置資產或多餘資產的收益和損失、在施工期間使用股權基金的津貼、商品風險管理活動的未實現收益和損失、盤點再估價調整、非現金減值損失、償還債務的損失和其他不屬於營業收入或營業支出的收入或支出）的合夥企業總收益。從調整後的索諾科LP燃料殘留存貨中排除的盤點再估價調整僅代表存貨上LIFO計價法的最低成本或市場儲備的變化。這些金額是適用於該期末的殘留燃料空間的未實現估值調整。

已調整的EBITDA反映了對未合併的子公司的金額，基於記錄不合並子公司的權益收益的識別及計量方法。與未合併子公司有關的EBITDA調整排除對應於未合併子公司與將此類項目排除於EBITDA計算之外的已調整的EBITDA，例如利息、税、折舊、枯竭、攤銷及其他非現金項目。雖然這些金額已排除在與未合併子公司有關的已調整的EBITDA之外，但是這種排除不應被理解為我們對這些子公司的運營和收入支出的控制。我們無法控制未合併的子公司的收益或現金流，因此不應過度使用調整後的EBITDA或與未合併子公司有關的調整後的EBITDA作為分析工具。

管理層使用調整後的EBITDA來確定我們的營業績效，並與其他財務和數量數據一起作為設置年度營業預算、評估我們的眾多業務地點的財務績效、評估目標業務的收購以及激勵性報酬的衡量組成部分。

可分配現金流的定義

我們定義可分配現金流為淨收入，調整某些非現金項目，減去對優先股份持有人的分配和維護資本支出。非現金項目包括折舊、篩選和攤銷、非現金補償費用、包含在利息費用中的攤銷、資產處置的收益和損失、施工期間使用股權基金的津貼、商品風險管理活動的未實現收益和損失、存貨估值調整、非現金減值損失、償債損失和遞延所得税。對於非合併關聯公司，可分配現金流反映了合作伙伴相應投資者的可分配現金流。

管理層使用可分配現金流來評估我們的整體表現。我們的合作伙伴協議要求我們分配所有可用現金，並計算可分配現金流以評估我們通過運營產生的現金來資助分配的能力。

在一體化基礎上，可分配現金流包括Energy Transfer的公司子公司的100%可分配現金流。然而，在我們的子公司中存在非控制權益時，我們的子公司所產生的可分配現金流可能無法分配給我們的合作伙伴。為了反映可供分配給我們的合作伙伴的現金流，我們已報告歸屬於合作伙伴的可分配現金流，該可分配現金流的計算方式如下:

對於擁有公開交易的股權利益的子公司，可分配現金流（合併）包括歸屬於這種子公司的100%可分配的現金流，可分配給我們的合作伙伴的可分配現金流包括母公司在所述期間收到的分配。

對於合併的合資企業或類似實體，非控制權益未公開交易時，可分配現金流（合併）包括歸屬於這些子公司的100%可分配的現金流，但可分配給合作伙伴的可分配現金流僅反映歸屬於我們所有權利益的子公司的可分配現金流的金額。

對於歸屬於合作伙伴的可分配現金流作出的調整，排除了包括在淨收入中的某些與交易相關的調整和非經常性支出。

（b）2024年6月30日結束的三個月和六個月，與交易相關的所得税金額反映了Sunoco LP在其於2024年4月出售西得克薩斯、新墨西哥和俄克拉荷馬州便利店時所認可的當期所得税費用。

ENERGY TRANSFER LP AND SUBSIDIARIES

每個板塊季度業績摘要分析

(以百萬美元為單位的製表符金額)

(未經審計)

以下段營運結果分析包括段邊際的度量。段邊際是一項非GAAP財務度量，為了協助分析段營運結果和尤其是促進對銷售收入變化對於段調整後的EBITDA的影響的理解而被提出。段邊際類似於按照GAAP報告的毛利潤度量，但是段邊際不包括折舊、篩選和攤銷費用。在合作伙伴報告的按照GAAP報告中，與段邊際最直接相關的度量是調整後的EBITDA；為了對於每個段營運結果分析，我們已在以下各表格中將段邊際與調整後的EBITDA進行了對比。

州內運輸和儲存

由於我們的德克薩斯資產的運輸減少和Haynesville資產的產量減少，運輸量下降。

針對2024年6月30日結束的三個月，與去年同期相比，與州內運輸和儲存部門（Segment）有關的調整後的息税折舊及攤銷前利潤（EBITDA）由於以下淨影響而增加：

•實現的天然氣銷售和其他方面增加了$77 million，主要由於物理銷售的管道優化水平較高；

•存儲利潤增加了$26 million，主要由於物理收益和財務收益的時間安排；

•運輸費用增加了$13 million，主要由於我們的德克薩斯系統上在先前某個時期賺取的一些爭議費用的收回；

•營業費用減少了$8 million，主要由於與產品銷售成本抵消的燃料消耗變化。

州際運輸和儲存

由於需求增加，我們的Trunkline、Panhandle和Gulf Run系統的容量銷售和利用率提高，運輸量也因此增加。

地域板塊調整後的EBITDA。截至2024年6月30日的三個月，與去年同期相比，我們的州際運輸和儲存板塊的地域板塊調整後的EBITDA下降，原因如下：

•地域板塊利潤下降3200萬美元，主要是由於Panhandle費率案所導致的發貨人退款減少2.2億美元（這包括2024年第二季度的負面影響為3.5億美元，而2023年第二季度的負面影響為1.3億美元），操作燃氣銷售收入降低1億美元以及停車收入降低300萬美元。這些減少部分被幾個州際管道系統的簽約容量和更高費率導致的運輸收入增加的300萬美元所抵銷；

•營業費用增加700萬美元，主要是由於維護項目成本增加1200萬美元，部分抵消的是附加價值税減少200萬美元和電費減少200萬美元；

•銷售、一般和管理費用增加400萬美元，主要是由於分攤成本增加200萬美元、專業費用增加100萬美元和員工相關費用增加100萬美元；而

•未合併聯營企業的調整後的EBITDA下降600萬美元，主要是由於Midcontinent Express管道合資企業的下降，因為低費率售出的容量減少了收入。

中游-腦機

由於Ark-La-Tex、中游/Panhandle和東北地區的容量減少，收集的容量有所下降，部分抵消的是Permian地區容量和新收購資產的增加。NGL生產增加主要是由於加工容量增加。

中游-腦機板塊調整後的EBITDA。截至2024年6月30日的三個月，與去年同期相比，我們的中游板塊的中游-腦機板塊調整後的EBITDA增加，原因如下：

•主要由於最近收購的資產和Permian地區的容量增加12100萬美元；

•銷售、一般和管理費用減少900萬美元，主要是由於上一個期間的一次性費用；而

•未合併聯營企業的調整後的EBITDA增加200萬美元，因為最近收購了資產；部分抵消的是

•營業費用增加1300萬美元，主要是由於最近收購的和投入使用的資產增加2.5億美元，部分抵消的是環境儲備減少1200萬美元，而

•由於天然氣價格降低3.1億美元，未來12個月降低600萬美元，而NGL價格上漲2800萬美元，使得調整後的EBITDA減少300萬美元。

NGL和精煉產品的運輸和服務

NGL運輸量主要由於Permian地區，我們的Mariner East管道系統和我們的海灣岸出口管道的運輸量增加而增加。

運輸量的增加和2023年8月我們第八臺分餾塔的投產也導致了在我們的蒙特貝利NGL綜合體中更高的分餾量。

板塊調整後的EBITDA。我們NGL和精煉產品運輸和服務板塊在2024年6月30日結束的三個月內與去年同期相比，調整後的EBITDA由於以下因素的淨影響而增加：

•市場利潤（不包括商品風險管理活動未實現的收益和損失）增加了1.07億美元，主要是由於對套期保值NGL和精煉產品庫存的優化所帶來的收益增加。這次增加還包括610萬美元的板塊內邊際，這筆增加在我們的運輸利潤中完全被抵消；

•運輸利潤增加了7.7億美元，主要是由於我們的Texas y級管道系統上的吞吐量和合同費率上漲3,300萬美元，我們的Mariner East管道系統上漲2,200萬美元，我們的Mariner West管道上漲1,300萬美元，我們的精煉產品管道上漲1,100萬美元，以及從饋送我們的Nederland終端的更高出口量增加的600萬美元。這些增加部分被板塊內收費600萬美元和200萬美元抵消，在我們的營銷和分餾裝置毛利率中分別完全抵消；

•分餾器和煉油服務利潤增加4,600萬美元，主要是由於我們的第八臺分餾塔在2023年8月投入使用，吞吐量增加4,000萬美元；我們的煉油服務業務增加300萬美元；我們板塊內收費200萬美元，在我們的運輸利潤中完全抵消；

•終端服務利潤增加2,000萬美元，主要是由於我們Marcus Hook終端吞吐量和合同費率上漲1,200萬美元，我們的Nederland終端載入的出口量增加500萬美元和我們的精煉產品終端吞吐量和存儲上漲300萬美元；和

•與非控制子公司相關的調整後的EBITDA增加3,000美元，部分抵消了

•營業費用增加2,100萬美元，主要是由於天然氣和電力公用事業費用增加900萬美元，項目相關費用時間的推移所致的費用增加700萬美元以及員工費用增加500萬美元。

WTI原油運輸和服務

由於採集系統持續增長和最近收購的資產的貢獻，wti原油運輸量有所增加。由於墨西哥灣沿岸終端吞吐量下降，部分抵消了出口量的增加，wti原油終端量有所降低。

業務分部調整後EBITDA。2024年6月30日結束的三個月，與去年同期相比，我們的wti原油運輸和服務業務分部的調整後EBITDA主要由以下淨影響增加： •業務分部利潤增加1.73億美元（不包括商品風險管理活動的未實現收益和損失），主要由最近收購的資產增加1.24億美元和現有管道資產運輸收入增加6100萬元，部分抵消了墨西哥灣沿岸終端吞吐量下降500萬美元和wti原油採購和營銷業務下降800萬美元；部分抵消了 •營業費用增加4400萬美元，主要由最近收購的資產增加2500萬元、維修項目成本增加1000萬美元和公用事業成本增加700萬美元，以及 •銷售、總務和行政費用增加600萬美元，主要由最近收購的資產。

wti原油運輸量有所增加，主要是由於採集系統持續增長和最近收購的資產的貢獻。由於墨西哥灣沿岸終端吞吐量下降，部分抵消了出口量的增加，wti原油終端量有所降低。 •業務分部利潤增加1.73億美元（不包括商品風險管理活動的未實現收益和損失），主要由最近收購的資產增加1.24億美元和現有管道資產運輸收入增加6100萬元，部分抵消了墨西哥灣沿岸終端吞吐量下降500萬美元和wti原油採購和營銷業務下降800萬美元；部分抵消了 •營業費用增加4400萬美元，主要由最近收購的資產增加2500萬元、維修項目成本增加1000萬美元和公用事業成本增加700萬美元。 •銷售、總務和行政費用增加600萬美元，主要由最近收購的資產。

營業費用增加4400萬美元，主要由最近收購的資產增加2500萬元、維修項目成本增加1000萬美元和公用事業成本增加700萬美元。

銷售、總務和行政費用增加600萬美元，主要由最近收購的資產。

太陽石油LP的投資

太陽石油LP的投資業務分部反映了Sunoco LP的合併結果。

分部調整後息税折舊及攤銷前利潤。截至2024年6月30日的三個月，與去年同期相比，我們在太陽石油LP部門的投資相關的分部調整後息税折舊及攤銷前利潤主要由以下淨影響增加：

•分部保證金（不包括商品風險管理活動和庫存估值調整的未實現收益和損失）增加2.18億美元，主要與NuStar和Zenith歐洲碼頭的收購有關；部分抵消

•▪ 營業費用增加4,600萬元，銷售及行政費用增加1.02億美元，主要與NuStar和Zenith歐洲碼頭的收購有關，包括8,000萬元的交易費用。

對美國壓縮服務公司的投資

對美國壓縮服務公司的投資反映了USAC的合併結果。

分部調整後息税折舊及攤銷前利潤。截至2024年6月30日的三個月，與去年同期相比，我們在USAC部門的投資相關的分部調整後息税折舊及攤銷前利潤主要由以下淨影響增加：

•主要由於增加的壓縮服務需求，新部署和重新部署壓縮機單元的市場價格和現有客户合同的平均價格較高，分部保證金增加2,800萬元；部分抵消

•營業費用增加7,000,000美元，主要是由於增加的收入生成馬力相關的員工成本增加。

所有其他

截至2024年6月30日的三個月，與去年同期相比，我們在所有其他部門的投資相關的分部調整後息税折舊及攤銷前利潤主要由以下淨影響增加：

•由於併購相關費用較低的增加1,200萬美元；以及

•由於燃氣交易和庫存頭寸的損益增加1,000萬美元；部分抵銷

•來自電力交易業務的損益減少400萬美元。

我們的壓縮機業務減少了300萬美元；

我們的自然資源業務減少了300萬美元。

能源轉移LP及其附屬公司

流動性的補充信息

（以百萬計）

(未經審計)

下表提供了我們循環信貸設施的信息。我們還有合併子公司的循環信貸設施未包括在此表中。

能源轉移LP及其附屬公司

非合併聯營公司的補充信息

（以百萬計）

(未經審計)

下表提供了我們非合併聯營公司的聚合基礎信息，它們在夥伴的基本報表中按權益法投資計算所得的財務報表期間。

能源轉移有限合夥企業及其附屬公司

非整體擁有的合營子公司的補充信息

（以百萬計）

(未經審計)

下表提供了我們非整體擁有的合資子公司的聚合信息，這些信息在我們的基本報表中以整體的方式反映。下表不包括非整體擁有的公開交易的Sunoco LP和USAC。

下面是我們在某些非整體擁有的子公司中的所有權百分比：

（a）非完全擁有子公司的調整後EBITDA反映了我們的非完全擁有子公司的總調整後EBITDA。這是包括在我們的合併非GAAP測量的調整後EBITDA中的金額。

（b）我們對非完全擁有子公司的調整後EBITDA的比例份額反映了這些子公司的調整後EBITDA的比例份額（以彙總方式計算），該比例份額歸屬於我們的所有權益。

（c）非完全擁有子公司的可分配現金流反映了我們的非完全擁有子公司的總可分配現金流。

（d）我們對非完全擁有子公司的可分配現金流的比例份額反映了這些子公司的可分配現金流的比例份額（以彙總方式計算），該比例份額歸屬於我們的所有權益。這是包括在我們的合併非GAAP測量中，歸屬於Energy Transfer合夥人的可分配現金流的金額。

（e）我們的所有權反映了我們及我們子公司持有的總經濟利益。在某些情況下，此比例包括在（或由）多個實體持有的所有權益。